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Timestamp: 2019-08-22 07:38:13+00:00

Document:
﻿ RESOLUCIÓN 119 DE 2005
RESOLUCIÓN 119 DE 07 DE DICIEMBRE DE 2005
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. SE MODIFICA LA RESOLUCIÓN 23 DE 2000, EN LO RELATIVO AL PRECIO MÁXIMO REGULADO DEL GAS NATURAL.
RESOLUCIÓN 119 DE 2005
“Por la cual se sustituye el artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000”.
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas, cuando la competencia no sea, de hecho, posible y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad, tal como lo prevé el artículo 73 de la Ley 142 de 1994;
Que los numerales 2º y 3º del artículo 88 de la Ley 142 de 1994 prevén lo siguiente:
88.3. Las empresas tendrán libertad para fijar tarifas, cuando exista competencia entre proveedores. Corresponde a las comisiones de regulación, periódicamente, determinar cuándo se dan estas condiciones, con base en los criterios y definiciones de esta ley”;
Que el artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000 establece los precios máximos regulados para el gas natural colocado en los puntos de entrada a los sistemas de transporte;
Que el numeral 1º del artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000 establece que: “Para el gas natural libre producido en los campos de La Guajira, de que trata la Resolución 39 de 1975 expedida por la comisión de precios del petróleo y del gas natural del Ministerio de Minas y Petróleos, se aplicará como precio máximo regulado, el fijado en dicha resolución que esté vigente”;
Que el artículo 2º de la Resolución 39 de 1975 expedida por la comisión de precios del petróleo y del gas natural del Ministerio de Minas y Petróleos establece que el precio resultante se ajustará proporcionalmente a las variaciones que tenga el fuell oil de exportación FOB Cartagena, durante el semestre anterior;
Que el numeral 2º del artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000 establece que: “Para el gas natural libre del campo de Opón se mantiene el precio máximo regulado del que trata la Resolución 61 de 1983 del Ministerio de Minas y Energía, que esté vigente”;
Que el artículo 3º de la Resolución 61 de 1983 expedida por la comisión de precios del petróleo y del gas natural del Ministerio de Minas y Energía establece una metodología de actualización del precio del gas natural con base en las variaciones del precio del fuell oil de exportación de Ecopetrol FOB Cartagena;
Que la Resolución CREG-081 de 1997 precisó el método para calcular el precio de gas en boca de pozo a partir de la Resolución MME-0061 de 1983;
Que la Resolución CREG-018 de 2002 modificó el numeral 3º del artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000;
Que la Resolución CREG-088 de 2005 derogó el parágrafo 2º del artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000;
Que se han recibido comunicaciones del Ministerio de Minas y Energía (rad. CREG E2003-006201); de la cámara de energía y gas de la Asociación Nacional de Industriales, ANDI (rad. CREG E2003-007914); de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen (rad. CREG E2004-010009); y de Ecopetrol y Chevron (rad. CREG E2004-000960) con propuestas para modificar la indexación del precio del gas natural producido en los campos de La Guajira;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha estudiado alternativas que permitan atender las solicitudes de la industria en relación con la modificación del indexador del precio regulado del gas natural producido en los campos de La Guajira, y que faciliten la utilización de herramientas financieras de cobertura. Estos análisis están contenidos en el documento CREG-066 de 2005;
Que de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, mediante Resolución CREG-090 de 2005, se hizo público el proyecto de resolución, “por la cual se modifica la Resolución CREG-023 de 2000”;
Que se recibieron observaciones y sugerencias sobre la propuesta, por parte de Isagén (rad. CREG E2005-007738), BP Exploration Company-Colombia Ltda. (E2005-007754), Ecopetrol (E2005-007775), Chevron (E2005-007792), Naturgas (E2005-007846), Corelca S.A. ESP (E2005-007882), Acolgen (E2005-007894), Gas Natural S.A. ESP (E2005-008174) y ANDI (E2005-008404);
Que en el documento CREG-117 de 2005, se analizan las observaciones y sugerencias presentadas sobre el proyecto de resolución publicado en la página web de la CREG;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera que la modificación del indexador del precio del gas natural producido en los campos de La Guajira y Opón conserva la estabilidad regulatoria; no tiene efectos significativos en el nivel de precios para compradores ni para vendedores y, soluciona los problemas de credibilidad y liquidez que presenta el indexador previsto en la Resolución CREG-023 de 2000;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 280 del 7 de diciembre de 2005, aprobó el contenido de la presente resolución,
ART. 1º—Sustituir el artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000, el cual quedará así:
“ART. 3º—Precio máximo regulado del gas natural. Los precios máximos regulados en dólares por millón de BTU, para el gas natural colocado en los puntos de entrada a los sistemas de transporte, serán los siguientes:
1. Para el gas natural libre producido en los campos de La Guajira y Opón, el precio máximo regulado, será el que resulte de aplicar la siguiente fórmula:
PMR 1 : Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU).
PMR t-1 : Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t -1).
: Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1).
: Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2).
ÍNDICE = New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration – www.eia.doe.gov).
Para efectos de la aplicación de la fórmula anterior se tendrá en cuenta lo siguiente:
a) Para el PMR 1 del gas natural producido en los campos de La Guajira el cambio de semestre será el 1º de febrero y el 1º de agosto de cada año. Para el PMR 1 del gas natural producido en los campos de Opón el cambio de semestre será el 1º de enero y el 1º de julio de cada año;
b) El PMR t-1 que se utilizará para dar aplicación a la fórmula anterior por primera vez, después de la entrada en vigencia de la presente resolución, será el último precio calculado con base en las resoluciones 39 de 1975 y 61 de 1983 del Ministerio de Minas y Energía para el gas natural producido en los campos de La Guajira y Opón respectivamente;
c) El PMR t que se obtiene con la aplicación de la fórmula contenida en el presente artículo se expresará con cuatro (4) cifras significativas, redondeando la cuarta cifra decimal con base en la quinta como usualmente se hace, es decir, si la quinta cifra decimal es menor o igual que 5, la cuarta se mantiene igual, mientras que si es mayor que 5, la cuarta cifra decimal se incrementará a la siguiente unidad;
2. A partir de la vigencia de la Resolución CREG-018 de 2002, se establecen como precio máximo regulado para el gas natural asociado producido en Cusiana y Cupiagua, en condiciones de ser inyectado en los puntos de entrada al sistema nacional de transporte, los siguientes valores:
b) Un precio sin sujeción a tope máximo, si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al sistema nacional de transporte, es superior a 180 MPCD.
PAR. 2º—De no acordarse entre las partes un método de facturación distinto, la facturación del gas suministrado se hará en pesos y se liquidará a la tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes en el cual se efectuó el suministro. Dicha tasa será la reportada por la Superintendencia Bancaria.
PAR. 3º—En aquellos casos en los cuales el Ministerio de Minas y Energía autorice la quema de gas en los términos previstos en el artículo 87 del Decreto 1895 de 1973 y exista un tercero interesado en su utilización, el productor-comercializador, o el comercializador, no podrán aplicar precios de venta de dicho gas que superen el costo de oportunidad del mismo.
PAR. 4º—Los precios máximos regulados fijados en el presente artículo, con excepción de los precios sin sujeción a tope máximo, correspondiente a un contrato pague lo demandado”.
(Nota: Modificado por la Resolución 187 de 2010 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Bogotá, D.C., a 7 de diciembre de 2005.

References: RESOLUCIÓN 

RESOLUCIÓN 
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RESOLUCIÓN 
 artículo 3
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 artículo 73
 artículo 88
 artículo 3
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 artículo 3
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 artículo 2
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 artículo 3
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 artículo 9
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 artículo 87
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