Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 32 DE 2010 

(Marzo 2)

“por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución por la cual se establece una opción tarifaria para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.

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 1524 y 2253 de 1994, y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG-057 de 1996, la CREG determinó el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias.

El capítulo VII de la Resolución CREG 057 de 1996 desarrolla la regulación de las áreas de servicio exclusivo de distribución de gas natural incluida la fórmula tarifaria aplicable.

A la fecha, los compromisos de expansión del servicio en las áreas de servicio exclusivo han sido cumplidos en su totalidad.

El equilibrio entre contribuciones y subsidios con el cual se estructuraron las áreas de servicio exclusivo se alteró por efectos del cumplimiento de la Ley 812 de 2003, la cual dispuso que los incrementos de las tarifas no podrían superar el índice de precios al consumidor.

Las condiciones del mercado de gas natural han cambiado de manera sustancial desde el año 1996 a la fecha, lo que ha generado la necesidad de proponer alternativas para que los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo puedan incorporar en las tarifas las nuevas realidades de la industria y de la regulación.

La CREG es la entidad competente para definir el régimen tarifario que pueden aplicar los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo.

Conforme a lo dispuesto por el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004, “Las comisiones harán público en su página web, con antelación no inferior a treinta (30) días a la fecha de su expedición, todos los proyectos de resoluciones de carácter general que pretendan adoptar (...)”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 446 del 2 de marzo de 2010, acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. Hágase público el proyecto de resolución “Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución por la cual se establece una opción tarifaria para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.

ART. 2º—Presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución adjunto conforme a lo previsto en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.

ART. 3º—Información. 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—Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 2 de marzo de 2010.

Proyecto de resolución

“por la cual se establece una opción tarifaria para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

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

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 2.4 de la Ley 142 de 1994 establece que la obligación de la prestación del servicio en forma 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;

El artículo 73.11 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;

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció 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”;

En virtud del 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 la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable;

El artículo 87.7 de la Ley 142 de 1994, dispuso que “los criterios de eficiencia y suficiencia financiera tendrán prioridad en la definición del régimen tarifario”, y que “si llegare a existir contradicción entre el criterio de eficiencia y el de suficiencia financiera, deberá tomarse en cuenta que, para una empresa eficiente, las tarifas económicamente eficientes se definirán tomando en cuenta la suficiencia financiera”;

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 tarifarias 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 tarifarias 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 dispuso 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;

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-057 de 1996, la CREG determinó el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias;

El capítulo VII de la Resolución CREG 057 de 1996 desarrolla la regulación de las áreas de servicio exclusivo de distribución de gas natural incluida la fórmula tarifaria aplicable;

El equilibrio entre contribuciones y subsidios con el cual se estructuraron las áreas de servicio exclusivo se alteró por efectos del cumplimiento de la Ley 812 de 2003, la cual dispuso que los incrementos de las tarifas no podrían superar el índice de precios al consumidor;

En el año 2003, el Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 3429 con el cual dispuso lo siguiente: “Artículo 2º. De la comercialización de gas natural a usuarios regulados. Para efectos del artículo 65 de la Ley 812 de 2003 y, en aras de proteger el mercado y asegurar la prestación del servicio público domiciliario de gas natural, la comercialización de gas natural a usuarios regulados seguirá siendo desarrollada únicamente por los distribuidores de gas natural hasta que en el país la actividad de comercialización de gas natural desarrollada por los productores y los agentes importadores se considere competida, conforme con lo establecido en el artículo 3º del presente Decreto”;

El Ministerio de Minas y Energía dispuso en los decretos 2687 y 4670 de 2008 que “(...) Los transportadores de gas natural, los distribuidores de gas natural y/o cualquier otro agente que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG, podrán incluir dentro de su plan de inversiones, aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio público de gas natural”;

La Resolución CREG 007 de 2009, proporciona herramientas para que dicha continuidad la asegure el comercializador no solo 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;

La cláusula 28 de los contratos de concesión de las áreas de servicio exclusivo establece que “(…) EL CONCESIONARIO empleará gas natural en la ejecución del contrato.

La utilización de otro tipo de gas combustible solo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del CONCEDENTE, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas. Se procurará el uso de gases intercambiables que no afecten el normal desempeño de los artefactos (...)”;

Por lo anterior se evidencia que las condiciones del mercado de gas natural han cambiado de manera sustancial desde el año 1996 a la fecha, lo que ha generado la necesidad de proponer alternativas para que los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo puedan incorporar en las tarifas las nuevas realidades de la industria y de la regulación;

Con base en las observaciones recibidas y en análisis internos de la CREG, cuyos resultados están contenidos en el documento CREG-028 de 2010, la comisión elaboró la presente propuesta de opción tarifaria que se somete a consulta;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 446 del 2 de marzo de 2010, aprobó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. La presente resolución tiene por objeto ofrecer una opción tarifaria para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tuberías a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo, sin modificar el cargo de distribución pactado a través de contratos celebrados por el Ministerio de Minas y Energía y empresas concesionarias.

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:

Área de servicio exclusivo (ASE): Es el área geográfica correspondiente a los municipios y otras áreas urbanas sobre las cuales se otorga exclusividad en la distribución domiciliaria de gas natural por redes de tubería mediante contratos de áreas de servicio exclusivo.

Cargo promedio de distribución: Es el cargo promedio unitario de distribución en pesos por metro cúbico ($/m3), aprobado por la comisión, aplicable a un sistema de distribución de gas combustible. Para el caso de las áreas de servicio exclusivo, corresponde al cargo definido en el respectivo contrato de concesión.

Comercialización: Actividad de compraventa o suministro de gas combustible a título oneroso.

Comercializador: Persona cuya actividad es la comercialización de gas combustible.

Distribución de gas combustible: Es el transporte de gas combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras de puerta de ciudad, o desde un sistema de distribución, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994.

Distribuidor de gas combustible por redes (Distribuidor): Persona encargada de la administración, la gestión comercial, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros.

Empresas de servicios públicos: Las que define el título I, capítulo I, de la Ley 142 de 1994.

Estación convertidora: Estación reguladora y de medición en la que se convierte el combustible de estado líquido a estado gaseoso para su posterior inyección al sistema de distribución. Puede hacer parte de una estación reguladora de puerta de ciudad o puerta de ciudad.

Estación reguladora de puerta de ciudad o puerta de ciudad: Estación reguladora de presión, en la cual se efectúan labores de tratamiento y/o medición del gas. A partir de este punto inician las redes que conforman total o parcialmente un sistema de distribución y el distribuidor asume la custodia del gas combustible.

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 familias de gases combustibles (gas metano, 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 atmosféricas, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

Gas metano en depósitos de carbón (GMDC): Es una mezcla de hidrocarburos con un alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno que se encuentra adsorbido 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.

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. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

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.

Mercado relevante de comercialización: Conjunto de usuarios conectados directamente a uno o varios sistemas de distribución, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha aprobado el cargo respectivo.

Pérdidas de gas en distribución: Es la diferencia entre el gas combustible medido (en condiciones estándar) en puerta(s) de ciudad y el gas combustible medido (en condiciones estándar) en las conexiones de los usuarios, excluyendo el gas combustible requerido para operar el sistema de distribución.

Pérdidas de gas en el sistema nacional de transporte: Corresponde a las pérdidas de gas en un sistema 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 por 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.

Sistema de distribución: Es el conjunto de gasoductos que transporta gas combustible desde una estación reguladora de puerta de ciudad o desde otro sistema de distribución hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición.

ART. 3º—Ámbito de aplicación. Esta resolución se aplica a los concesionarios para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natral por red en las áreas de servicio exclusivo.

PAR.—La presente resolución no modifica el cargo de distribución definido en el contrato celebrado por el Ministerio de Minas y Energía y el respectivo concesionario de cada área de servicio exclusivo.

ART. 4º—Opción tarifaria y requisitos para acogerse a la misma. Los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo podrán continuar definiendo sus estructuras tarifarias aplicables a usuarios regulados con base en la Resolución CREG-057 de 1996 o adoptar su definición con la aplicación de la opción tarifaria establecida en esta resolución.

Para acogerse a esta última opción, las empresas deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. La opción de que trata esta resolución podrá ser ejercida por las empresas que prestan el servicio público domiciliario de gas natural por redes de tubería a usuarios regulados, en las áreas de servicio exclusivo.

2. Informar al Ministerio de Minas y Energía y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con copia a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, mediante comunicación suscrita por el representante legal, la decisión de acogerse a la opción tarifaria en los términos previstos en esta resolución. Dicha comunicación deberá ser presentada dentro del mes siguiente a la fecha de vigencia de la presente resolución.

3. La opción tarifaria de que trata esta resolución solamente podrá ser aplicada por la respectiva empresa, previo el cumplimiento de lo dispuesto en el numeral anterior, a partir del mes siguiente al vencimiento de un año completo de aplicación de la fórmula tarifaria vigente y durante el término de vigencia que le resta a los contratos de concesión.

4. Una vez que una empresa haya escogido la opción tarifaria definida en la presente resolución, no podrá, durante el término de vigencia señalado en el numeral anterior, definir sus tarifas con las fórmulas de la Resolución CREG-057 de 1996.

5. Se entenderá que cuando el concesionario acoja la opción tarifaria que se desarrolla en la presente resolución, este renuncia a solicitar al concedente cualquier tipo de reconocimiento de un desequilibrio económico por efecto de modificaciones regulatorias. Esto deberá indicarlo de manera expresa en la comunicación que envíe al Ministerio de Minas y Energía informando sobre su intención de acogerse a la opción tarifaria.

CAPÍTULO II

Opción tarifaria para usuarios regulados del servicio público de gas natural por redes de tubería de las ASE

ART. 4º—Opción tarifaria para usuarios regulados del servicio público de gas natural por redes de tuberías. La opción tarifaria aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas natural por redes de tuberías, será la siguiente:

Cargo variable: CUvm+ Gm+ Tm +Dm+ Cm+Ccm+ AJm+ Kst

Cargo fijo: CUfm = Cmf +Crim

Donde:

Cuvm = Costo unitario variable en $/m3 aplicable en el mes m.

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

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 0 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.

Dm = Cargo de Distribución en $/m3 aplicable en el mes m. No incluye la conexión al usuario final. Cargo contenido en el respectivo contrato de concesión celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.

Ccm = Cargo de confiabilidad en $/m3 aplicable en el mes m, de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras no sea definido será cero.

Cmv = Componente variable del cargo máximo de comercialización del mes m expresado en $/m3. Hasta que la CREG no indique lo contrario, este valor corresponderá al cargo o margen máximo establecido en la Resolución CREG 057 de 1996 (art. 107.1.4).

Ajm = Factor de ajuste que se aplica al costo unitario variable (CUvjm) de prestación del servicio expresado en $/m3 aplicable al mes m, calculado conforme al anexo 1 de la presente resolución.

Cmf = Componente fijo del cargo máximo de comercialización del mes m expresado en pesos por factura. Mientras no sea definido será cero.

Crim = Cargo correspondiente a la remuneración de los costos eficientes de la revisión periódica de las instalaciones internas, de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras no sea definido será cero.

Kst = Factor de corrección en $/m3 en el año t (que puede ser positivo o negativo), de acuerdo con lo definido en el artículo 9º de la presente resolución.

PAR. 1º—El costo máximo del servicio aplicando la presente opción tarifaria 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).

PAR. 2º—La opción tarifaria establecida en este artículo es aplicable a las áreas de servicio exclusivo. 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—Cuando el distribuidor de un área de servicio exclusivo requiera suministrar un combustible diferente al gas natural, solamente podrá ajustar la fórmula tarifaria una vez cuente con la autorización del Ministerio de Minas y Energía de conformidad con lo establecido en la Cláusula 28 de los contratos de concesión.

PAR. 4º—Si el Cuvjm es mayor a 1,08*Cuvjm-1 el Cuvjm será igual a 1,08*Cuvjm-1 y el componente AJm se aplicará en la fórmula de cargo variable, siguiendo la metodología del anexo. Para el primer mes de vigencia de las fórmulas tarifarias generales, el componente AJm será cero.

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:

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Gm = costo 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 = Costo promedio ponderado por cantidad de energía de las compras de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón en el mes m-1 con destino a usuarios regulados, adquirido a través de: i) contratos bilaterales firmes y/o interrumpibles y ii) subastas del productor-comercializador. No incluye pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados.

Em-1 = Volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad con destino a usuarios regulados, expresado en términos de energía con el poder calorífico promedio del gas medido en dichas estaciones de puerta de ciudad (MBTU).

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

PCm-1 = Poder calorífico promedio ponderado por cantidad de energía de las compras de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón 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.

b) En el caso de suministros de gas licuado del petróleo (GLP) y/o gas natural sintético (GNS), se aplicará la siguiente expresión:

 

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Donde,

Gm = Costo unitario en $/galón correspondiente a las compras de gas licuado del petróleo (GLP), destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m.

PMSm-1 = Corresponde al promedio ponderado por cantidad del precio máximo regulado de suministro de GLP, de acuerdo con la fuente de origen, vigente para el mes m-1 con destino a usuarios regulados, expresado en $/galón, y calculado con base en las metodologías establecidas en las resoluciones CREG 066 de 2007 y CREG 059 de 2008 o aquellas que las sustituyan, complementen o modifiquen.

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

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

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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 de la estación convertidora del distribuidor, en el mes m-1.

PAR. 1º—Cuando se suministre gas natural (GN) y gas natural sintético (GNS) en una misma área de servicio exclusivo, el Gm resultante será un promedio ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y los costos unitarios de compra (Gm) de cada combustible, calculado con la siguiente fórmula:

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Donde:

Gm = costo promedio máximo unitario para compras de gas para el mes m ($/ m3).

Gim = Costo promedio del gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m ($/m3).

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

Vtm = Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución en el

mes m. (m3).

PAR. 2º—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) no podrá superar el precio máximo regulado establecido en la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

PAR. 3º—El Productor-comercializador o el comercializador facturará el valor del suministro de gas durante los primeros cinco días siguientes al mes de consumo y ofrecerá un plazo de pago no inferior al primer día hábil del mes siguiente del mes de facturación.

ART. 6º—Costo de transporte de gas combustible ™. 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 natural comprimido y/o gas metano en depósitos de carbón por el sistema nacional de transporte (SNT) se aplicará la siguiente expresión:

 

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Tm = Costo 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, causado 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 valor absoluto del margen obtenido en la venta de la capacidad excedentaria.

VIm-1 = Volumen de gas combustible medido en condiciones estándar en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m3).

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

b) En el caso de transporte de gas licuado del petróleo (GLP), se aplicará lo establecido en la regulación de la CREG para remunerar la actividad de transporte de GLP por ductos.

El valor de Tm en $/galón se convertirá a $/m3 utilizando el siguiente factor:

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

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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 de la Estación convertidora del distribuidor, en el mes m-1.

PAR. 1º—Cuando se suministre gas natural (GN) y gas natural sintético (GNS) en una misma área de servicio exclusiva, 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:

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Donde:

Tm = Costo promedio máximo unitario para compras de gas para el mes m ($/ m3).

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

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

Vtm = Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución en el mes m (m3).

PAR. 2º—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. 3º—El transportador facturará el valor del servicio de transporte durante los primeros cinco días siguientes al mes de prestación del servicio y ofrecerá un plazo de pago no inferior al primer día hábil del mes siguiente del mes de facturación.

ART. 7º—Costo de transporte terrestre de gas combustible (TVm). 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 aplicará lo establecido en la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o complementen. En el TVm deberá incluirse el cargo correspondiente a la actividad de compresión (Pm) definido en la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o complementen.

b) En el caso de gas licuado del petróleo (GLP), el componente de TVm corresponde al flete desde los puntos de entrega del producto y la estación convertidora.

El valor de TVm en $/galón se convertirá a $/m3 utilizando el siguiente factor:

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

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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 de la estación convertidora del distribuidor, en el mes m-1.

PAR.—Cuando se suministre gas natural comprimido (GNC) y gas natural sintético (GNS) en una misma área de servicio exclusivo, el TVm resultante será un promedio ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y los costos de transporte terrestre de cada gas combustible.

ART. 8º—Porcentaje reconocido de pérdidas (p). El porcentaje reconocido de pérdidas en el sistema nacional de transporte (SNT) y en el sistema de distribución será incorporado sobre los componentes de la fórmula tarifaria de acuerdo con lo establecido en el presente artículo.

Para las pérdidas en el sistema nacional de transporte (SNT), el distribuidor-comercializador trasladará al usuario final el porcentaje de pérdidas facturadas por el transportador con un máximo del 1%.

Para las pérdidas en el sistema de distribución, 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 del 2,5%.

a) En el caso de la prestación del servicio con gas natural (GN) y/o gas metano en depósitos de carbón (GMDC):

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Donde,

P = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el sistema nacional de transporte y en el sistema de distribución.

b) En el caso de la prestación del servicio con gas natural comprimido (GNC):

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Donde,

p = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el sistema nacional de transporte y en el sistema de distribución.

p’ = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas combustible en el sistema de distribución.

c) En el caso de la prestación del servicio con gas licuado del petróleo (GLP) y/o gas natural sintético (GNS):

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Donde,

p’ = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas combustible en el sistema de distribución.

ART. 9º—Tratamiento del Kst causado. Para las empresas distribuidoras de las áreas de servicio exclusivo que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, hayan presentado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a usuarios regulados y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el destino o recaudo del ingreso o egreso causado por el Kst de la metodología de la Resolución CREG 057 de 1996:

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Donde,

Ms(t-1) = El cargo promedio permitido por unidad de volumen para el año t-1.

t = Año en el cual se efectuará la corrección del Mst.

INR(t-1) = El ingreso total bruto por ventas de gas natural a los usuarios regulados en el año t-1.

QR(t-1) = La cantidad de gas natural vendida en m3 al mercado regulado en el año t-1.

Jt-1 = Promedio diario de DTF efectivo anual en el año t-1, reportada por el Banco de la República, expresada como interés anual.

El elemento Kst ($/m3) se adicionará al cargo variable de las fórmulas tarifarias solo por un período de seis meses para las actuales áreas de servicio exclusivo para la distribución de gas natural por redes de tuberías.

9.1. Devolución de cobros superiores al Mst.

Si el Kst resulta negativo, el monto total del cobro superior al Mst efectuado a los usuarios regulados del servicio, estará dado por la siguiente expresión:

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Las empresas acreditarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los usuarios regulados registrados

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ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG-015 de 1999. Se entiende que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al mes de entrada en vigencia la opción tarifaria. La fórmula de acreditación por factura para un usuario i es la siguiente:

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Donde:

Qi(t-1): = Corresponde al volumen facturado al usuario i en el período tarifario (t-1), entendiéndose que:

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9.2. Recaudo de montos dejados de cobrar.

Si el Kst resulta positivo, el monto total de los valores dejados de cobrar a los usuarios regulados del servicio estaría dado por la siguiente expresión:

Monto por cobrar = Kst * QR (t - 1)

Las empresas cobrarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los usuarios regulados registrados ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG-015 de 1999. Se entiende que los cobros se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al de entrada en vigencia de la opción tarifaria. La fórmula de cobro por factura para un usuario i es la siguiente:

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Donde:

Qi(t-1): = corresponde al volumen facturado al Usuario i en el período tarifario (t-1), se entiende que:

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Para la aplicación del procedimiento establecido en los numerales 9.1 y 9.2 con respecto al Kst del período (t-1), el comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones o recaudos efectuados durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la opción tarifaria.

Para la devolución o el recaudo, según sea el caso, del Kst causado durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de las nuevas fórmulas tarifarias, se utilizará el procedimiento establecido en los numerales anteriores, aplicado sobre el QR correspondiente y los usuarios del último mes.

PAR. 1º—Para la aplicación del procedimiento establecido en el presente artículo con respecto al Kst del período (t-1), el comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones o recaudos efectuados durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la opción tarifaria.

PAR. 2º—Para la devolución o el recaudo, según sea el caso, del Kst causado durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria, se utilizará el procedimiento establecido en los numerales 9.1 y 9.2 de esta resolución, aplicado sobre el QR correspondiente y los usuarios del último mes.

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

Dicha publicación incluirá los valores del costo de compras de gas combustible (Gm), costo de transporte de gas combustible (Tm y TVm), así como el Cargo de distribución (Dm), el cargo máximo de comercialización (Cm), el cargo de confiabilidad (Ccm) y el cargo correspondiente a la remuneración de los costos eficientes de la revisión periódica de las instalaciones internas (Crim) los cuales serán publicados en moneda nacional.

Los nuevos valores deberán ser reportados por el comercializador al sistema único de información.

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 que prestan el servicio de distribución de gas natural por redes en las áreas de servicio exclusivo podrán aplicar la opción tarifaria aquí dispuesta, a partir del mes siguiente al vencimiento de un año completo de aplicación de la fórmula tarifaria vigente y después de cumplir con lo establecido en el artículo 4º de esta 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 2 de marzo de 2010.

Anexo 1

Cálculo del ajuste tarifario

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:

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Donde:

m Mes para el cual se calcula el costo unitario variable de prestación del servicio.

AJm Factor de ajuste que se aplica al costo unitario variable de prestación del servicio expresado en $/m3 para el mes m.

VRm Ventas de gas combustible con destino a usuarios regulados para el mes m, expresado en m3.

ADm saldo acumulado de las diferencias entre el costo reconocido (CRm) y el valor trasladado en la tarifa (CUvjm), 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, estos serán reconocidos hasta que dicho saldo sea igual a cero.

i Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al comercializador por los saldos acumulados en la variable. Este valor equivaldrá al promedio de la tasa de créditos de tesorería reportada por los establecimientos bancarios 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 comercializador en el mes m. El REFm será el costo unitario variable del mes anterior a la entrada en vigencia de la presente resolución (CUvjm-1).

CRm Costo reconocido de costo unitario variable (CUvjm) expresado en $/ m3 para el mes m. Dicho valor equivale al valor del componente CUvjm descontando la variable AJm. El valor de CRm será el calculado conforme la aplicación de las fórmulas contenidas en la presente resolución.