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Timestamp: 2019-10-24 02:52:44+00:00

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RESOLUCIÓN 153 DE 17 DE DICIEMBRE DE 2012
CONTENIDO: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”.
“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” ”.
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”.
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
“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”.
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.
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.
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.
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).
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.
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”.
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.
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.
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.
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:
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.
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.
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.
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).
Vusuario(P,T,Z) =Volumen corregido por compresibilidad, presión y temperatura estándar.
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.
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%.
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.
b) En el caso de suministros de gas licuado del petróleo (OLP) y/o gas aire propanado (GAP), se aplicará la siguiente expresión:
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:
Vtm-1 = Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución en el mes m-l en m3.
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.
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:
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.
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:
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
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:
Pm = Promedio de las mediciones de densidad realizadas en el tanque de almacenamiento en el mes m-1, en kg/galón.
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.
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.

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 artículo 90
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 Resolución 
 Resolución 
 artículo 126
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 artículo 20
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 artículo 8
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 artículo 126
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 artículo 4
 Resolución 
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 Resolución 
 artículo 5
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