Source: https://www.scribd.com/document/196721769/Boletin-Tarifario-Primer-Semestre-2009
Timestamp: 2018-10-19 02:39:04
Document Index: 193127413

Matched Legal Cases: ['artículo 32', 'artículo 40', 'artículo 34', 'artículo 89', 'artículo 99', 'artículo 6']

Modulo 7 (Mercancias JSG)
Guía Plan Exportador
INFORME DE EVOLUCIÓN DE TARIFAS DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE POR RED
DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS
1. ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE POR RED.................3
1.1. COMPONENTES DE COMPRAS Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL.........................................................6
1.2. COMPONENTES DE INGRESO DEL GRAN COMERCIALIZADOR Y TRANSPORTE DE GLP...................11
1.3. COMPONENTES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN.....................................................................12
1.4. METODOLOGÍA DE APLICACIÓN DE SUBSIDIOS.......................................................................................12
2. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO REGULADO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE
EN COLOMBIA.................................................................................................................15
3. EVOLUCIÓN DE LAS TARIFAS DE LAS EMPRESAS DE GAS COMBUSTIBLE POR RED.........25
4. COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ...............................33
4.1. GAS NATURAL EN ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO (ASE)....................................................................33
4.2. GAS NATURAL EN ÁREAS DE SERVICIO NO EXCLUSIVO (ASNE)...........................................................35
4.3. GAS NATURAL COMPRIMIDO........................................................................................................................41
4.4. GLP POR RED..................................................................................................................................................42
5. CARGOS APROBADOS A LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS...........................................45
6. RANGOS DE CONSUMOS.............................................................................................46
Director Técnico de Gestión de Gas Combustible
CAMILO ALBERTO ERAZO AGUILAR
ALEXANDER RODRIGUEZ GARCIA
YISETH MARINA BECERRA AREVALO
1.ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE
El esquema de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por red está
definido en las Resoluciones CREG 057 de 1996 y CREG 011 de 2003.
La Resoluciones CREG 057 de 1996 y CREG 007 de 2000 fueron aplicadas por las empresas
distribuidoras del país hasta la entrada en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003. A
partir de esa fecha, la Resolución 057 de 1996 sólo está vigente para las empresas que prestan
el servicio en las seis Áreas de Servicio Exclusivo (ASE) que existen en el país.
El marco tarifario de la Resolución CREG 011 de 2003 difiere de lo establecido en la Resolución
CREG 057 de 1996 porque no se impone un precio techo a todo el mercado; sino un precio de
restricción o acotación que permite formar un vector de precios para diferentes rangos de
Para la remuneración del servicio de distribución se utiliza la metodología de Canasta de
Tarifas, que es aplicada por los distribuidores con base en los cargos calculados por la CREG a
partir de costos medios de mediano de plazo.
La Comisión de Regulación aprueba, con base en las solicitudes tarifarias presentadas por las
empresas para un determinado mercado relevante, los cargos promedio máximos de
comercialización y distribución, C y D, que se deben aplicar en la definición de las tarifas.
El distribuidor anualmente puede establecer hasta seis rangos de consumo que utilizará para la
definición de las tarifas. El primer rango debe incluir a todos los usuarios residenciales. El
Anexo 4 muestra los rangos de consumo establecidos por las empresa distribuidoras del país.
Con base en los rangos establecidos, cada mes, el distribuidor debe calcular los cargos
máximos de distribución correspondientes a cada rango, tomando como base el volumen
consumido por los usuarios en el trimestre anterior y garantizando que se cumpla la siguiente
condición, respecto al cargo promedio máximo de distribución aprobado por la Comisión, Dm:
∑ D j m Q j m−3 
≤Dm
∑ Q j  m−3 
= Rango de consumo
= Mes m
Q j (m-3) = Consumo total de los usuarios del rango j de consumo, durante el trimestre anterior al
= Cargo de distribución definido por el distribuidor aplicable en el mes m a los usuarios
del rango j de consumo
= Cargo Promedio de Distribución definido por la CREG para el Mercado Relevante
aplicable en el mes m.
De igual manera, el cargo más bajo (cargo piso de la canasta de tarifas), o aquel que aplica a
los usuarios con más alto consumo, no debe ser menor al costo medio de la Red Primaria
calculado por la CREG.
La tarifa final al usuario remunera a los diferentes agentes involucrados en la cadena de
prestación del servicio, a través de los componentes tarifarios asociados a cada uno de ellos.
A partir de estos componentes, el distribuidor calcula el cargo fijo y el cargo variable a aplicar
para cada rango de consumo de acuerdo con las fórmulas establecidas por la comisión para
cada modalidad del servicio: gas natural por red, GLP por red o gas natural comprimido.
Para el servicio de gas natural por red aplica la fórmula del artículo 32 de la Resolución CREG
011 de 2003, que involucra los componentes de compras, transporte, comercialización y
distribución de gas, G, T, C y D respectivamente.
= Rango j de consumo.
= Mes de prestación del servicio.
Mv jm =
Gm  T m
 Dv jm
 Cm
= Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural destinado a
= Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema
Nacional de Transporte destinado a usuarios regulados.
= Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte y en
el Sistema de Distribución, equivalente a 3.5%, desagregado en un 1% para el Sistema
Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución.
En la actualidad. contempla los siguientes componentes: ingreso máximo por producto del Gran Comercializador de GLP. Este componente es igual a cero para los usuarios del primer rango de consumo. En lo que se refiere al servicio de GLP por redes. además de los anteriores componentes. expresado en $/factura. ingreso máximo por transporte de GLP desde el sitio de producción hasta los términales de entrega. según la fórmula del artículo 40. G. En el caso del servicio de gas natural comprimido. T. Cm = Cargo máximo de Comercialización del mes m expresado en pesos por factura. N y costo del transporte terrestre del combustible desde los terminales de entrega hasta los municipios. en el departamento del Huila.S. el costo de compresión. E. P y de transporte de gas natural en vehículos de carga TV. la fórmula tarifaria del artículo 34 incluye. correspondiente al rango j de consumo. Para el caso de mercados que incluyen municipios atendidos con gas natural por red y con GNC.P. Cargo variable: Cargo fijo: Mv jm =  G t  E t  N t  T t ∗ Mf jm = Df jm Fv 1− p  Dv jm  Cm DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 5 . Pm = Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3. el cálculo del cargo variable. esta opción es aplicada por la empresa Alcanos de Colombia S. E. aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. margen del Comercializador Mayorista de GLP. No incluye la conexión. Cargo variable: Mv jm = G m  T m  TV m  Dv jm  Pm 1− p Mf Cargo fijo: jm = Df jm  Cm TVm = Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga. Dfjm = Componente fijo del cargo de distribución. según la metodología establecido en la Resolución CREG 008 de 2005. la CREG permitó fusionar los costos de transporte terrestre y compresión dentro del componente Tm.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Dvjm = Componente variable del Cargo de Distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el mes m.A.
Nt = Margen del Comercializador Mayorista en el año t. Fv = Factor de conversión volumétrica A continuación se describe la regulación asociada al cálculo de los componentes de las fórmulas tarifarias presentadas anteriormente. A continuación se resume la formula con el cual se actualiza semestralmente el precio máximo regulado de venta del gas proveniente de los pozos de la Guajira: DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 6 . COMPONENTES DE COMPRAS Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL El componente de compras Gt remunera la producción del gas natural al reconocer el costo de compra por parte de las empresas distribuidoras. Anteriormente el índice utilizado era el precio FOB del Fuel Oil de exportación.eia. expresado en $/galón. Hasta enero de 2006 el precio del gas natural extraído en la Guajira se calculó según lo dispuesto en la Resolución 039 de 1975.gov.1.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia t = Año t de aplicación de las fórmulas tarifarias vigentes para el servicio público domiciliario de GLP. de acuerdo con las disposiciones que sobre la materia establece el Ministerio de Transporte. El Tt lo fija directamente el Distribuidor en $/galón. expedida por la Comisión de Precios del Petróleo y del Gas Natural. la Ley de Fronteras (Ley 191 de 1995) y demás disposiciones relacionadas. 1. expresado en $/galón. A partir de febrero de 2006. El gas que se consume en Colombia proviene en su mayoría de los pozos de La Guajira y Cusiana. que agrupan apróximadamente el 90% de la producción nacional. Tt = Costo del transporte terrestre desde los terminales de entrega hasta los municipios donde se distribuye el producto por redes de tubería. que modificó el índice con el cual se actualiza el precio.doe. la Resolución 119 de 2005 determinó que el índice a aplicar es el “New York Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur LP Spot Price” publicado por el Departamento de Energía de Estados Unidos en www. entre los sitios de producción o importación hasta terminales de entrega del producto. Gt = Ingreso Máximo por Producto del Gran Comercializador de GLP en el año t expresados en $/galón. Et = Ingreso Máximo por Transporte de GLP en el año t. entró en vigencia la Resolución CREG 119 de 2005. que establece una actualización del precio en febrero y agosto de cada año.
En la siguiente Figura se puede apreciar la evolución del precio del New York Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur con respecto a la evolución del precio del petróleo WTI en los mercados internacionales. el precio máximo regulado del gas proveniente de los campos de la Guajira depende principalmente de la variación de este combustible (Residal Fuel Oil 1%) en los mercados internacionales. Fuente: EIA La información histórica de los precios del gas natural de La Guajira se muestra en la Tabla 1. 0 % Sulf ur LP Spot Price CIF (Cent s per Gallon) Pet roleo Crudo Figura 1: Evolución del Precio del Residual Fuel Oil 1% y el Petróleo WTI. US Cen t $ /Gallon Precio Fu el Vs Precio Pet roleo Crud o 350 160 300 140 120 250 100 200 80 150 60 100 40 50 20 0 01/ 02 04/ 02 06/ 02 09/02 12/ 02 03/ 03 06/03 09/03 12/ 03 03/ 04 06/ 04 08/04 11/ 04 02/ 05 05/ 05 08/05 11/ 05 02/ 06 05/ 06 07/ 06 10/ 06 01/ 07 04/ 07 07/07 10/ 07 01/ 08 04/ 08 06/08 09/ 08 12/ 08 03/ 09 06/09 0 New York Harbor Residual Fuel Oil 1.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia De lo anterior y dado que los indices corresponden al promedio aritmético del precio del New York Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur durante los dos semestres inmediatamente anteriores. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 7 .
Sin embargo.571 2.502 22.18% 02/05 08/05 - 07/05 01/06 1.638 1.34% (1) Usando poder calorífico de 0.68% 02/09 - 07/09 3.agosto de 2008. En junio de 2006.616 23. Hasta junio de 2006.769 2.521 1.750 1.975 US$/MBTU.771 3.31% 08/08 - 01/09 4.84%. Este precio se actualizaba en enero y julio de cada año e involucraba el costo de oportunidad por la no reinyección del gas para la extracción de crudo.358 1.60% 02/04 08/04 - 07/04 01/05 1. esto debido a una disminución constante en el precio del Fuel Oil durante el segundo semestre de 2008.28% 08/06 02/07 - 01/07 07/07 2. la implementación del nuevo índice para la actualización del precio de gas de La Guajira. 14.472 22.477 -8. lo que representa un incremento de 34.316 -33.32% -1. Este incremento se explica principalmente por el fuerte incremento que presentó el precio del Fuel Oil durante los periodos agosto de 2007 .febrero de 2008 y febrero . que es el más alto desde el año 2006. después de un significativo descenso del precio en el primer semestre del 2007.28% 02/06 - 07/06 2. produjo incrementos más moderados del mismo.68% respecto al semestre anterior.61% -14.74% 08/03 - 01/04 1. el precio del gas de la Guajira se calcula en US$/MBTU según CREG 119 de 2005 Tabla 1: Comportamiento del precio de gas en boca de pozo en La Guajira.99637 MBTU/KPC A partir de Febrero de 2006.18% 36.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia PRECIOS DEL GAS DE LA GUAJIRA Periodo Precio US $/KPC Precio Fuel Oil Precio Variación del US$/Bl US$/MBTU (1) Precio (%) 02/02 08/02 02/03 - 07/02 01/03 07/03 1.610 19. -33. Para el primer semestre del 2009.141 4.306 1.363 23.508 3.133 31.975 34.301 1.300 1.974 21.84% 08/07 02/08 - 01/08 07/08 2. durante el año 2006.694 17. se presentó una nueva disminución en el precio del gas. el precio del gas proveniente de Cusiana se calculaba de acuerdo con lo estipulado en la Resolución CREG 050 de 2002.526 1.912 1.51% 33.565 2.725 27. En agosto de 2008 el precio regulado del gas de la Guajira alcanzó los 4. Como se puede observar. la planta de tratamiento de gas de Cusiana alcanzó una capacidad superior a DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 8 .375 23. en el segundo semestre el precio presentó de nuevo una variación positiva.34%.
1 Según lo informó BP Exploration Company.403 141.397 139. este se mantuvo cercano a los niveles en los que se encontraba cuando estaba regulado.427 145. La Tabla 2 muestra el comportamento del precio del gas de Cusiana hasta junio de 2006.400 0.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia los 180 MPCD1.800 01/03 - 06/03 1. La Figura 2 muestra el comportamiento del precio de gas de Cusiana a partir del segundo semestre de 2006.400 138. Se puede observar que a pesar de la liberación del precio en boca de pozo de Cusiana.500 0.64% 07/05 - 12/05 1.411 143. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 9 . estos precios son calculados con base en la información comercial y contractual reportada por las empresas Productoras-Comercializadoras de gas natural al SUI. el precio del gas de Cusiana no está sujeto a un tope máximo.900 0.29% 07/04 - 12/04 1.200 -0.442 0.57% 01/05 - 06/05 1.300 Variación del Precio (%) 01/02 - 06/02 07/02 - 12/02 1.399 139.420 144.21% 06/06 - 1. en comunicación con radicado SSPD 20065290238692 del 10/07/06.430 147.49% 01/06 - 06/06 1.200 0.21% 07/03 - 12/03 1.200 0. PRECIO DEL GAS DE CUSIANA Periodo Precio US$/MBTU PPI Semestral 139.84% A partir de Junio de 2006.100 0.14% 01/04 - 06/04 1. el precio de gas de Cusiana no esta sujeto a un tope máximo Tabla 2: Comportamiento del precio de gas en boca de pozo en Cusiana. A partir de ese momento y en virtud de los establecido en la Resolución 119 de 2005.
se calculan dos tarifas estampilla para remunerar parte de la inversión en los gasoductos principales y los gasoductos ramales. se determinan utilizando tasas promedio de costo capital para la remuneración de servicios de capacidad y volumen respectivamente. utilizando la tasa promedio de costo de capital para la remuneración de servicios de volumen.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Precios del Gas en Boca de Pozo 6 5 USD/MBTU 4 3 2 1 01/01/03 01/03/03 01/05/03 01/07/03 01/09/03 01/11/03 01/01/04 01/03/04 01/05/04 01/07/04 01/09/04 01/11/04 01/01/05 01/03/05 01/05/05 01/07/05 01/09/05 01/11/05 01/02/06 01/04/06 01/06/06 01/08/06 01/10/06 01/12/06 01/02/07 01/04/07 01/06/07 01/08/07 01/10/07 01/12/07 01/02/08 01/04/08 01/06/08 01/08/08 01/10/08 01/12/08 01/02/09 01/04/09 0 PMR Guajira Precio Ponderado Cusiana Figura 2: Comportamiento del precio de gas en boca de pozo en Guajira y Cusiana. se incluyen en la tarifa al usuario final mediante el componente Tt. utilizando la tasa promedio de costo de capital para la remuneración de servicios de capacidad. Fuente: SUI . Los cargos variables se calculan como la relación del valor presente de los costos de inversión y el valor presente de la demanda esperada de volumen. que se calcula como la relación de los costos totales de transporte en que incurren los distribuidores y el volumen de gas transportado. para cada gasoducto. Lo anterior se deriva principalmente de la correlación que existe entre los precios internacionales del petroleo y los precios del Fuel Oil. De la misma forma es importante resaltar que el indice por medio del cual se fija el precio máximo de venta del gas de los campos de la Guajira ha conducido a una volatilidad importante en los precios. el gas proveniente de los campos de Cusiana presenta un precio inferior al registrado por el gas proveniente de los campos de la Guajira. La metodología para la remuneración de la actividad de transporte fue establecida en la Resolución CREG 001 de 2000. Los cargos fijos y variables. Dicha metodología establece. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 10 . un cargo fijo para remunerar los costos de Administración. Los costos de transporte del gas natural. Operación y Mantenimento.Ecopetrol De la misma forma en la Figura 2 se puede apreciar que no obstante de tener un precio libre a partir de 2006. AOM y parejas de cargos fijos y variables para remunerar los costos de inversión. Los cargos fijos se calculan como la relación del valor presente de los costos de inversión o AOM y el valor presente de la demanda esperada de capacidad. Adicionalmente.
DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 11 . Desde mayo de 2007. Los cargos que remuneran inversión están expresados en dólares americanos. TRM. Nt. y el margen del comercializador mayorista. Gt. ECOPETROL modifcó el precio del GLP en la refinería de Apiay con el objetivo de incentivar el consumo de GLP en los llanos orientales. son afectados directamente por el comportamiento de la Tasa Respresentativa del Mercado. Los componentes de compras y transporte de gas natural. y solo considera el precio del butano y el propano del mes inmediatamente anterior. TRM. se introduce una señal de distancia. El costo de transporte de GLP por ductos. La Tabla 3 muestra los valores de Gt.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia De esta forma. Hasta agosto de 2008. Et y Nt. por tanto son afectados también por el comportamiento de la Tasa Representativa del Mercado. así. Cartagena y Apiay. así como la totalidad de la infraestructura de transporte por ductos. La Regulación vigente. que fueron actualizados en el mes de marzo.2. Et. Actualmente. A partir de septiembre de 2008. la metodología de actualización del precio del GLP fue modificada. siguiendo la Resolución CREG 079 de 2008. vincula el componente de ingreso por producto a los precios internacionales de propano y el butano en el mercado de Mont Belvieu. la actualización del precio de GLP involucraba la serie de precios del Propano y el butano de tres años atrás. según lo establecido en la Resolución CREG 144 de 1997. se incorpora en la tarifa mediante el componente de ingreso máximo del gran comercializador. Ecopetrol concentra el 98% de la producción de GLP del país. 1. el componente Gt varía según el comportamiento de estos precios y la composición del gas producido. en sus refinerías de Barrancabermeja. con base en el uso de la infraestructura de transporte. Las Resoluciones vigentes al respecto son la CREG 052 de 2000 y la CREG 035 de 1998. vigentes para en el año de 2009. pues el precio de este servicio guarda una relación directa con la distancia de la fuente de producción a los centros de consumo. y en el Indice de Precios al Consumidor. La actualización de los cargos de transporte se hace con base en el PPI de los Estados Unidos para el caso de los cargos fijos y variables que remuneran costos de inversión. IPC de Colombia para el cargo fijo que remunera costos de AOM. fueron definidos por la CREG como un cargo estampilla que se ajusta anualmente con la variación del IPC. COMPONENTES DE TRANSPORTE DE GLP INGRESO DEL GRAN COMERCIALIZADOR Y El costo del GLP que compran los distribuidores.
dió discrecionalidad a las comisiones de regulación para el otorgamiento de subsidios al estrato 3. en su artículo 89. se actualizan con base en el IPC y el IPP de Colombia. en el servicio de gas combustible por red. Fuente: Ecopetrol 1. deberan recaudar una contribución equivalente al 20% sobre el costo económico de suministro en puerta de ciudad. Para los usuarios industriales y comerciales este valor era 8. Los cargos promedio máximos de comercialización y distribución. 40% y 15% respectivamente. Sin embargo.578.07 148.3.2 definió los porcentajes máximos de subsidios aplicables a los usuarios de estratos 1.521. Los dineros recaudados se aportaran al Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos para otorgar subsidios a los usuarios residenciales de los estratos 1.30 Marzo 1. COMERCIALIZACIÓN Y TRANSPORTE DE GLP Mes Gt Et Nt Enero 961.84 103. Gt. 2 y 3 en 50%. METODOLOGÍA DE APLICACIÓN DE SUBSIDIOS La Ley 142 de 1994.24 Tabla 3: Componentes tarifarios GLP por red.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia COMPONENTES DE PRODUCCIÓN. la contribución promedio que sufragaban los usuarios residenciales de los estratos 5 y 6 era 60% y 68% respectivamente. respectivamente.4. COMPONENTES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN Los componentes de distribución y comercialización del gas se calculan siguiendo las metodologías de la Resolución CREG 057 de 1996 en el caso de las empresas que operan en ASE y de la Resolución CREG 011 de 2003 para las empresas de ASNE. El consumo subsidiable fue establecido en 20 m3. gas natural vehicular GNV y las DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 12 .41 148.69 138.24 Abril 1. aprobados por la CREG. Et y Nt. De acuerdo con los estudios realizados por la Comisión a nivel nacional.53 138.83 96.40 148. el artículo 99.9%.24 Mayo 1.589. antes de la entrada en vigencia de la Ley 142 de 1994. En el caso de los usuarios del sector petroquímico. 1.5 determinó que los agentes que suministren o comercialicen gas combustible.333.30 Febrero 1.84 103.83 96. 2 y 3. Así mismo. La Resolución CREG 057 de 1996 acogió las definiciones legales para el cálculo de subsidios y contribuciones.84 103.
La tarifa equivalente para el primer mes de aplicación de la metodología se define con base en los cargos fijos y variables del mes anterior. Posteriormente se actualiza mensualmente con la variación del IPC. sobre la cual se aplica el porcentaje de subsidio correspondiente. la Resolución CREG 015 de 1997 fijó en 8. Posteriormente. que reglamentó lo dispuesto en la Ley 812 de 2003. El costo equivalente se calcula con base en los cargos fijos y variables del mes para el cual se calcula el subsidio. estas disposiciones estuvieron vigentes hasta la expedición de la Resolución CREG 108 de 2004. la Comisión de Regulación en su Resolución CREG 124 de 1996. la tarifa DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 13 . los porcentajes máximos aplicados debían ser 50% y 40% respectivamente. el estrato 3 no recibe subsidios. La contribución de los usuarios residenciales fue fijada en 20% y para los sectores térmico. Para los siguientes meses. y calcula el porcentaje de subsidio como la relación entre estos dos componentes.9% el porcentaje de contribución de los usuarios industriales y comerciales.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia generadoras termoeléctricas de energía. La metodología de la Resolución 108 de 2003 define. siempre que el costo de prestación del servicio aumente. los usuarios de estratos 1 y 2 no pagan cargo fijo. Esta Ley ordenó el ajuste de la aplicación de subsidios a los usuarios de menores ingresos. la opción de ajustar el porcentaje de subsidio hasta estos valores a partir de enero de 2007. una tarifa equivalente y un costo equivalente de prestación del servicio. petroquímico y GNV se eliminó la obligación de contribución. Con respecto a los usuarios residenciales de los estratos 1 y 2 el cronograma de desmonte de subsidios definió que para el año 2000. Dicha resolución. En lo que respecta a los subsidios. De esta forma. IPC. A partir de ese mismo año. Esta opción fue acogida por 8 empresas distribuidoras. ofreció a los distribuidores que venían aplicando subsidios por debajo del 50% para el estrato 1 y 40% para el 2. Posteriormente. la Ley 1117 de 2006. sino que su facturación se basa en la tarifa equivalente actualizada mensualmente. en el parágrafo 1 del artículo 6. la contribución promedio era negativa hasta 1994. a partir de la entrada en vigencia de la Resolución 108 de 2003. La CREG dió aplicación a este nuevo ordenamiento a través de la Resolución CREG 001 de 2007. modificó los porcentajes máximos de subsidios para el sector residencial. fijándolos en 60% para el estrato 1 y 50% para el estrato 2. para los estratos 1 y 2. definió los cronogramas de ajuste de los porcentajes de subsidios y contribuciones. de forma que el incremento tarifario en relación con el consumo de subsistencia correspondiera con la variación del Indice de Precios al Consumidor. De acuerdo con lo anterior.
el consumo de subsistencia fue definido por la Unidad de Planeación Mineroenergética. Para el caso de las empresas de GLP por red. se actualiza con base en la menor variación que se presente entre el IPC y el costo de prestación de servicio. UPME. en su Resolución 0129 de 2007 en 7. En el caso de reducciones en el costo de prestación del servicio.26 m3.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia calculada según lo establecido en la Resolución 108 de 2003. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 14 . se aplica el porcentaje de subsidio del mes inmediatamente anterior.
lo que significó un incremento del 70% frente al nivel contratado durante el segundo semestre de 2008. lo que ha obligado a algunos distribuídores que atienden mercados regulados a buscar suministro en firme a través de comercializadores puros. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO REGULADO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE EN COLOMBIA Actualmente en Colombia operan 32 empresas distribuidoras de gas natural en 50 mercados y 7 empresas distribuidoras de GLP por red en 14 mercados. Por otra parte.000 100. el nivel de contratación en firme de las empresas distribuidoras mostró un repunte importante durante el primer semestre de 2009. Capacidad Contratada en Firme Distribuidores 350. El nivel de contratación de las empresas distribuidoras de gas natural durante este periodo ascendió a 272.000 300. Es importante resaltar que este incremento coincidió con la entrada en vigencia de los Decretos 2687 y 4670 de 2008 del Ministerio de Minas y Energía en donde se reglamentó la asignación de la Producción Disponible para Ofertar en Firme de los diferentes Productores-Comercializadores del país y se estableció la obligación de hacer pública la información de Producción Disponible para Ofertar. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 15 .000 150.076 suscriptores2 que se benefician del servicio de gas natural en 466 municipios y 7310 que reciben GLP por red en 15 municipios.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 2.5 GBTUD en promedio. Fuente: ESPs No obstatante lo anterior a la fecha aun se observa que existen empresas a las cuales no les ha sido posible acceder al suministro en firme a través de los diferentes Productores – Comercializadores.000 250. Este hecho ha generado precios de compra de gas elevados para algunas distribuidoras. lo que ha impactado 2 Cifras a Marzo de 2009.000 31/12/09 30/12/09 30/09/09 11/08/09 31/07/09 01/07/09 30/06/09 24/04/09 18/03/09 26/01/09 01/01/09 01/10/08 12/08/08 01/08/08 29/07/08 28/07/08 01/07/08 01/01/08 01/08/07 22/11/06 01/01/06 01/04/05 01/01/05 0 Figura 3: Capacidad Contratada en Firme por los Distribuidores. en el país existen 4'979. En la Figura 3 se puede observar la evolución de la contratación en firme de las empresas distribuidoras. En total.000 MBTU 200.000 50.
difiere de lo encontrando en el caso de la facturación y los suscriptores. las cuales concentran la mayoría de su consumo en el sector residencial. Al examinar los datos de consumo de la Figura 6. De acuerdo con los datos presentados en la Figura 7. En el sector residencial. El consumo mensual promedio por suscriptor a nivel nacional es de 17 m3. En lo que se refiere a la distribución de los usuarios regulados. agrupan el 63. Cuatro empresas. Gases de Occidente. 3 Gases del Caribe y Surtidora de Gases del Caribe. este dato agrupa los suscriptores de la ciudad de Cali y del Área de Servicio Exclusivo del Norte del Valle. Se destacan los casos de las empresas Gas Natural Cundiboyacense. el estrato 2 presenta el consumo por suscriptor más alto y el estrato 5 el más bajo. En promedio. como lo ilustra la Figura 5. los estratos 1.5% de los no residenciales.5% del total de suscriptores residenciales y el 66. Gas Natural Bogotá y Metrogas. 2 y 3 concentran el 85% de los suscriptores y el 83% del consumo. lo que representa el 34% de la facturación total. La Figura 4 muestra la participación de las empresas distribuidoras de gas natural en el número de suscriptores del país. como se observa en la Figura 7. Esto se explica principalmente por la concentración de suscriptores por uso al interior de cada empresa. durante el primer semestre de 2009. el orden de participación de las principales empresas del país según el consumo. el sector residencial concentra el 98% de los suscriptores que consumen el 63% del gas suministrado en el país. El caso contrario se presenta en las empresas con un participación menor en el número de usuarios. Los suscriptores no residenciales consumen el restante 37%. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 16 . siete empresas tienen un porcentaje de consumo no residencial mayor al promedio nacional de 37%. Gas Natural Bogotá. en las cuales el consumo promedio del estrato 6 es más del doble del consumo de subsistencia 20 m3. Una concentración similar se presenta en la facturación. la Figura 11 muestra el consumo promedio por usuario para cada estrato.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia la tarifa final que pagan los usuarios. 3 En el caso de Gases de Occidente.
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 4: Participación de las empresas distribuidoras de gas natural en el número de suscriptores del país. Fuente: MINMINAS – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 17 .
Fuente: SUI – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 18 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 5: Participación de las empresas distribuidoras de gas natural en la facturación del país.
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 6: Participación de las empresas distribuidoras de gas natural en el consumo del país. Fuente: SUI – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 19 .
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 7: Distribución del consumo en las empresas distribuidoras de gas natural según el uso. Fuente: SUI – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 20 .
Fuente: SUI – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 21 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 8: Distribución de la facturación de gas natural en las empresas distribuidoras según el uso.
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 9: Distribución de los suscriptores residenciales de gas natural según el estrato. Fuente: MINMINAS – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 22 .
Fuente: SUI – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 23 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 10: Distribución del consumo residencial de gas natural según el estrato.
Fuente: SUI – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 24 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 11: Consumo promedio de gas natural en el sector residencial según el estrato.
La evolución del IPC y el IPP durante el primer semestre de 2009 se muestra en las Figuras 12 y 13.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 3. EVOLUCIÓN DE LAS TARIFAS DE LAS EMPRESAS DE GAS COMBUSTIBLE POR RED Como se mencionó en la Sección 1.00 183.00 180. Fuente: Banco de la República Comportamiento de los Indices de Precios.00 182.00 100. Comportamiento de los Indices de Precios.00 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 Figura 12: Comportamiento del IPC Enero 2009 – Junio 2009.00 102. los componentes de distribución y comercialización de las tarifas del servicio de gas combustible por red se actualizan con la variación del IPP y el IPC respectivamente.50 101.50 102.00 185. Fuente: Banco de la República DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 25 .50 100. IPP 186.00 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 Figura 13: Comportamiento del IPP Enero 2009 – Junio 2009.00 101.00 181.00 184. IPC 103.
000 01/09 02/09 03/09 04/09 IPC 05/09 06/09 IPP Figura 14: Comportamiento del IPC e IPP Enero 2009 – Junio 2009. los componentes de compras y transporte se ven afectados principalmente por el comportamiento de la Tasa Respresentativa del Mercado. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 26 . TRM.000 1.500 -2. Fuente: Banco de la República Por otra parte. y de la demanda del combustible.000 0.500 1.500 0. IPC e IPP 2.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Variación de los Indices de Precios.500 -1.000 -0.000 -1.
Gases del Caribe. la reducción en el precio de los mercado atendidos por Surtigas. el promedio nacional fue de 0.7%. es así como en los meses de enero a marzo tuvo un incremento de 15%. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 27 . Se destacan además. mientras que para los meses de marzo a junio. Gases de la Guajira y EPM (7% en promedio).35% y 3. 18.92%. como se observa en la Figura 15. Gas Natural del Ariari es la empresa con el mayor incremento promedio en el componente G. respectivamente. Entre enero y junio. La variación mensual promedio de los componentes de compras y transporte durante el primer semestre del año fueron 0.35%. la TRM tuvo un comportamiento vólatil. Fuente: Banco de la República Durante el primer semestre de 2009. como lo muestra la Figura 16. la TRM decreción en apróximadamente un 15%.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Comportamiento de la TRM ($/US$) 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 Figura 15: Comportamiento de la Tasa Representativa del Mercado Primer Semestre de 2009. la variación mensual promedio del componente G en las diferentes empresas distribuidoras se ubicó entre -8% y 18.71%. que se explican por la reducción del precio del gas de la Guajira. debido a la suscripción de un nuevo contrato de suministro.
DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 28 . 10.266$/m3. la factura más baja corresponde al mercado de Tauramena atendido por Gases del Cusiana.376.92%. 4 Corresponde a una factura de un usuario estrato 3 que consume 20 m3. La factura promedio a nivel nacional en los estratos 3 y 4 es $21. 37.05%. que muestra la variación mensual promedio de la factura4 durante el primer semestre de 2009. Se destaca un aumento del 6% en mercado de Icononzo (por Alcanos de Colombia) y de 5% en Guavatá (Proviservicios).Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia El efecto del comportamiento del componente de compras sobre la factura final al usuario. esto debido a los fuertes incrementos que presentaron empresas como Alcanos de Colombia. se evidencia en la Figura 19. La variación mensual promedio de la factura a nivel nacional fue en promedio de -0. en las empresas citadas anteriormente. La variación promedio del componente de Transporte fue de 3. Dentro de las áreas de servicio no exclusivo.647 $/m3 y la más alta es la de los usuarios de Proviservicios en Guavatá.
Fuente: Publicaciones Tarifarias – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 29 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 16: Variación mensual promedio del componente de compras de gas natural.
Fuente: Publicaciones Tarifarias – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 30 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 17: Variación mensual promedio del componente de transporte de gas natural.
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 18: Factura promedio de gas natural en las Áreas de Servicio no Exclusivo. Fuente: Publicaciones Tarifarias – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 31 .
Fuente: Publicaciones Tarifarias – Cálculos SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 32 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Figura 19: Variación mensual promedio de la factura de gas natural en las Áreas de Servicio no Exclusivo.
56% 6. Fuente: ESPs DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 33 .38 485.77% 7.79% 15.56 510.16 203. ESP 199.00 480.23% 7.67 73.A.88 220.01% 14. Fuente.A.2008. ESP 266. ESP 271.65% 7.48 3.42% 23.92 101.65 12. Año 2009 .72% 6.74% 19.58 17.61 287. Componentes Tarifarios 2009 ($/m3) Gt Tt St Dt Kst Mst Cargo Fijo $/Factura Cargo Variable $/m3 Alcanos de Colombia S.20 679.20 8.A.54 8.A. ESP 210.A.57 198.93 351.A.83% 11.60 Gas Natural del Centro S.67% -1056.50 378. Sin embargo el componente de ajuste Kst.51 8.59 155. Año 2008. ESP 158.41 636.60 267. ESP 164.68 888.51 Gas Natural del Centro S.75 Empresa Tabla 4: Componentes Tarifarios ASE.51% Gas del Risaralda S.74 9.A.20% 20.62 645.00 449.00 400. ESP 151.38% 7.2009 de cada uno de los componentes tarifarios que aplicaron las empresas Distribuidoras en las Áreas de Servicio Exclusivo.29% 35. ESP 166. ESP 214.31 9.00 357. ESP 192.00 Empresa Tabla 5: Componentes Tarifarios ASE.49 -6. ESPs En 2009.200.67% -80.62% 7.38% 7.312.92 248.17% 19.50 248.69 663. COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 4.92 187.61% 45.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 4.82 3.50% Gas Natural Cundiboyacense S.800.A.00 506.82 138.15 -66.A.37% 7.91% 28.61% 7.30 106.77 9.94 9.A. ESP 35.23 3. ESP 9.58 4.58% Gases de Occidente S.29 9. ESP 9. ESP 21. ESPs Com ponentes Tarifarios 2009 ($/m 3) Gt Tt St Dt Kst Mst Cargo Fijo $/Factura Cargo Variable $/m 3 Alcanos de Colombia S.95% 39.A.86 768. tuvo el mayor impacto al tener incrementos promedio de 250%.22 110.A.24 1.76% 7.59% 6.82 53. ESP 38.00 452.10 145.06 1. GAS NATURAL EN ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO (ASE) A continuación se presenta la variación 2008 .14 2.65 -5.287. con relación al año anterior.67% -278.69% 26. Componentes Tarifarios 2008 ($/m3) Gt Tt St Dt Kst Mst Cargo Fijo $/Factura Cargo Variable $/m3 Alcanos de Colombia S.766.89 184.57 167.00 514. ESP 170.81 Gas del Risaralda S.13 1.79 -6.93 230.00% 36.93 267.85 541.88 Gases del Quindío S.200.31% 42.A. en cada una de las seis ASE se presentó un incremento promedio de 23% y 19% en los compoentes Gt y Tt respectivamente. Año 2009.65% 7.A.77 -8. ESP 296.55 875.A.44% 3.600.67 1.60 109.59 -6. esto debido a que en las proyecciones de compras de Gas Natural para el año 2008.00 581.56 2.49 21.53 -35.252.10 9.37 Gases de Occidente S.A.000.00 Gas Natural Cundiboyacense S. no se pudo predecir la alta volatilidad que tuvo el precio internacional del petroleo.00 620.67% -300. ESP 23.68% -210.95 8.34 148.14 164. Fuente.A.67% -454.00 Gas Natural Cundiboyacense S.83% 33.00% 29.50% 13.62% 7.74 513.770.79% 34.43 8.37% Gas Natural del Centro S.20 Gas del Risaralda S.89 8.45 Gases del Quindío S.64 658.00 458.37 1.A.11 549.15% 0.25 604.95 155.07% 6.1.43% Gases del Quindío S.87 Gases de Occidente S.885.18% Em presa Tabla 6: Variación de los Componentes Tarifarios ASE.10% 4.83 400.
en cada una de las seis Áreas de Servicio Exclusivo. en el año 2009 con relación al año 2008. Figura 20: Variación (%) 2009 . con un consumo de 20m3). Fuente: ESPs Cálculos: SSPD DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 34 .Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia En la Figura 20 se observa la variación de la factura promedio (usuario estrato 3. Factura Promedio.2008.
105.65 399.70 1.19 88.87 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.56 2.19 1.50 277.048.49 276.97 1.65 362.616.63 407.76 247.83 864.68 437.70 292.000.85 2.96 800.96 EDALGAS S.69 346.16 1.61 Dm ($/m3) 250.044.54 246.A.172.018.614.94 1.14 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 1.55 1. (Puerto Berrío) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 247.107.06 130.96 Dm ($/m3) 440.50 364.061.191.50 1.44 2.029.22 1.32 1.09 429.26 248.06 2.99 309.28 10.186.S.20 1.98 1.P.56 2.91 255.85 2.616.619.95 277.190.43 1.027.98 1.85 248.97 1.219.49 301.98 1.28 279.619.97 444.081.178.013.22 2.029.70 1.38 1.47 277.74 Dm ($/m3) 417.604.97 1.190.83 320.29 445.60 453.186.56 2.008.00 255.06 2.193.60 434.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 4.42 2.172.025.22 1.168.186.70 2.71 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 35 .70 1.78 Dm ($/m3) 459.67 700.48 232.95 1.191.11 437.41 456.193.26 336.34 1.01 868.23 1.178.49 872.69 362.51 EDALGAS S.28 520.22 2.56 2.85 308.168.61 251.49 276.604.26 558.080.72 1.586.97 305.07 1.41 413.96 1.93 1.23 1.59 2.23 2.83 198.84 467.027.A.60 292.72 2.070.125.70 1.193.50 1.003.10 1.172.988.05 952.994.83 10.22 1.95 965.168.19 322.52 1. GAS NATURAL EN ÁREAS DE SERVICIO NO EXCLUSIVO (ASNE) Alcanos de Colombia S.05 367.44 2.30 1.23 286.190.54 773. ESP (Icononzo-Arbeláez) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 293.97 305.178.38 425.85 194. ESP (Huila.48 229.70 2.197.075.52 1.154.574.2.23 2.82 1.13 852.66 444.07 2.90 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 1.22 1.172.566.84 305.566.14 1.09 457.86 320. E.003.42 2.99 437.025. Tolima y Cuandinamarca) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 420.03 424.204.407.614.32 Alcanos de Colombia S.84 1.191.33 97.66 215.02 242.50 364.86 758.01 456.193.98 1.178.574.A.11 274.A.11 307.40 302.85 1.191.59 2.82 455.994.81 811.988.96 300.87 1.07 307. E.80 305.018.07 2.586.51 812.30 248.190.67 346.S.42 1.P.97 1.14 1.16 1.92 1.99 437.45 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 1. (Cisneros) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 165.66 215.168.186.
10 397.65 2.65 2.59 830.470.14 Cargo fijo ($/factura) 2.41 Dm ($/m3) 400.26 2.528.65 2.06 174.39 97.14 Gas Natural S.P.520.13 251.64 329.407.37 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.530.462.480.23 3.19 101.39 3.30 2.84 760. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 409.71 Cargo fijo ($/factura) 2. E.55 189.13 765.71 2.88 726.41 286.04 426.26 2.84 2.42 429.07 2.62 2.37 125.52 202.92 2.77 1.102.92 2.136.53 391.78 313.127.55 404.A.488. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 150.66 Dm ($/m3) 328.88 228.P.513.54 192.44 3.519.61 186.64 284.23 166.79 843.50 1.135.042.A.10 650. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 303.77 471.15 2.76 223.41 920.79 2.381.501.65 2.63 315.85 204.22 182.75 1.513.469.86 732.45 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.35 448.87 3.82 326.533.00 1.22 2.63 109.07 2.S.22 2.39 3.72 2.31 390.96 256.54 802.38 103.86 510.79 2.528.10 1.10 2.12 2.447.41 301.S.520.00 234.02 2.73 487.481.469.43 2.499.P.499.482.17 214.73 193.59 107.53 2.127.80 Cargo variable ($/m3) 812.07 2.94 193.05 2.28 119.23 859.14 2.515.S.47 959.97 484.S.12 192.16 937.56 386.54 324.A.99 782.05 2.407.477.095.52 841.508.52 794.515.38 3.S.43 Cargo variable ($/m3) 749.391.77 3.489.P.50 108.87 566.49 1.334.55 239.431.32 2.489.45 512.450.72 2.45 199.95 191.93 465.35 175.81 Cargo fijo ($/factura) 3.10 2.112.506.38 3.12 2.510.66 784.A.72 326.519.63 753.00 2.257.32 268.54 93.477.508.35 120.61 98.12 152.444.40 408.30 2.57 512.57 481.488.94 97.61 384.67 397.70 192.68 Dm ($/m3) 475.80 Gas Natural del Ariari S.75 Gas Natural del Cesar S.136.517.72 839.87 933.45 163.102.15 2.61 390.81 Espigas S.11 788.04 269. E.62 2.506.68 109.431.28 394.09 188.135.25 2.71 2.07 232.47 383.19 396.81 325.506.53 2.73 Cargo variable ($/m3) 802.62 157.94 178.32 2.391.23 3.49 2.61 2.31 2.P.48 762.447.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Empresas Públicas de Medellín E.450.61 2.72 926.39 Dm ($/m3) 386.60 201.37 286.72 Dm ($/m3) 194.17 92.444.98 538.333.48 2.17 326.112.79 755.48 2.93 681.25 2.095.530.74 300.34 394.481.517.02 2.10 471.60 308.00 3.501.30 192.139.63 477.77 3.17 396.49 2. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 171.08 764.99 379.139. E.97 388.25 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 36 .80 461.510.026.44 3. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 391.06 390.470.31 2.482. E.462.24 1.48 470.00 2.533.10 835.86 320.
52 805.06 258.71 1.50 779.29 295.80 2.70 245.23 295.56 293.65 258.60 1.95 1.742.58 1.43 1.030.27 143.91 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 1.66 291.P.009.14 233.25 1.67 308.138.151.01 1.993.90 277.000.00 993.143.42 684.34 1.86 762.61 721.75 Cargo variable ($/m3) 758.72 792.53 406.33 741.78 18.999.951.69 1.34 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 37 .158.999.00 2.71 Cargo fijo ($/factura) 1.S.930.62 Dm ($/m3) 417.95 1.25 2.030.734.94 290.761.43 1. E.754.S.32 217.22 127.91 414.764.944.79 1.84 1.90 2.15 246.26 413.84 1.S.88 16.734.04 376.915.02 1.25 835.63 239.46 276.18 257.32 1.53 Cargo fijo ($/factura) 1.52 871.134. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 420.03 62.34 1.98 255.56 Cargo variable ($/m3) 876.43 307.62 294.10 706.58 Dm ($/m3) 284.95 1.02 1.51 784.16 282.729.38 411.79 14.67 767.88 71.54 125.16 702.155.18 59.59 1.00 1.A.04 862.79 140.65 258.28 379.68 19.48 280.22 318.151.944.89 1.94 1.01 1.12 366.34 207.955.41 1.64 56.82 295.64 230.86 670. E.43 164.75 382.50 Dm ($/m3) 297.94 1.71 Gases de la Guajira S.02 1. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 551.61 212.14 884. (Cali) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 245.A.69 1.54 65.69 2.023.955.79 1.32 275.761.A.52 1.89 1.99 413.00 Gases de Barrancabermeja S.A.07 730.143. E.57 282.99 553.764.02 1.155.32 1.53 Gases de Occidente S.50 717.70 242.71 817.07 1.762.156.138.63 382.52 1.037.47 281.58 1.54 1.73 282.53 23.P.94 889.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Gas Natural del Oriente S.05 16.032.951.14 379.953.60 1.729.953.13 406.742.12 268.95 1.921.67 777.762.13 57.P.65 Dm ($/m3) 382.75 414.P.93 285.08 1.80 2. E.915.91 225.034.134.68 689.930.41 1.754.00 1.034.51 119.63 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 1.92 292.16 1.158.59 1.58 63.90 2.S.156.032.75 20.69 2.65 438.25 2.921.93 428. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 270.80 576.46 309.009.89 814.023.23 370.00 2.56 276.993.
70 322.80 3.095.84 186.16 Cargo fijo ($/factura) 1.18 664.P.38 3.43 83.59 1.51 50.20 1.04 77.07 27.73 316.65 99.53 354.16 Gases del Llano S.41 1.64 Dm ($/m3) 316.05 Cargo fijo ($/factura) 3.93 149.99 3.486.03 Cargo fijo ($/factura) 3.76 383.38 3.99 3.95 2.06 3.99 2.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Gases del Caribe S.74 126.445.05 736.19 65.22 286.58 287.06 3.083.92 2.A.101.065.65 476.45 854.490.67 22.687.29 Dm ($/m3) 480. (Yopal) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 68.59 96.27 295.96 2.047.095.68 394. E.062.28 266.83 3.108.098. E.062.98 21.P.09 783.11 108.429.63 78.27 Dm ($/m3) 308.15 0.24 3.06 3.19 2.226.01 281.99 2.418.106.38 3.047.90 1.00 0.418.51 1.95 3.083.81 722.34 342.445.62 300.55 50.486.483.108.486.43 Cargo variable ($/m3) 607.16 Gases del Cusiana S. E.35 752.83 26.05 88.55 1.68 322.A.096.707.48 433.00 314.A.62 719.83 177.18 3.065.59 132.20 1.16 73.27 1.40 320.59 256.25 121.00 0.695.58 197.18 3.445.61 109. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 146.12 184.104.92 1.49 51.19 468.429.096.682.082.90 1.21 Cargo variable ($/m3) 841.98 771.707.49 476.64 274.16 Cargo fijo ($/factura) 3.75 664.212.96 2.00 2.38 134.S.60 477.038.95 2.87 393.715.00 306.83 3.717.43 1. E.S.19 1.80 3.15 202.490.038.S.90 3.56 2.26 716.54 307.64 1.96 70.94 810.24 338.62 775.91 710.00 314.44 1.470.52 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.95 3.490.92 2.00 0.46 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 38 .05 Gases del Cusiana S.715.00 312.00 0.21 Gases del Oriente S.682.57 3.32 3.A.57 3.483.288. (Tauramena) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 174.284.35 105.04 277.483.445.67 321.713.16 92.486.260.24 172.97 125.00 Dm ($/m3) 52.255.52 3.76 287.04 151.429.78 3.490.57 66.470.85 178.38 3.48 137.418.93 248.95 3. (Cúcuta) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 719.46 86.42 23.63 477.24 3.P.54 369.06 3.24 3.83 3.41 1.96 409.75 756.95 3.65 396.106.59 Cargo variable ($/m3) 401.00 0.00 0.65 21.713.56 2.80 3.50 395.00 308. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 423.19 1.483.25 83.429.41 725.79 377.253.101.082.27 20.48 365.19 1.717.52 3.072.90 3.69 382.65 50.24 3.89 119.89 161.S.05 310.19 2.83 3.A.55 1.21 50.418.57 69.96 1.S.00 312.072.104.97 690.32 3.97 287.470.695.687.36 Cargo variable ($/m3) 343.80 3.49 759.17 474.10 50. E.88 3.470.43 1.86 Dm ($/m3) 324.79 3.P.62 236.P.16 778.098.04 322.
32 254.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Gases del Sur de Santander S.31 202.696.483.773.47 2.78 1.535.38 376.483.22 2.03 983.91 481.870.67 122.250.74 105.11 1.773.771.01 3.68 411.99 410.865.35 3.13 3.P.82 1.63 898.04 410.11 3.26 453.862.34 454.521.A.38 376.862.702.02 203.32 476. (Paratebueno) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 337.14 277.15 1.30 3.90 453.93 202.803.29 381.43 1.52 1.59 3.93 231.45 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 3.22 892.22 Dm ($/m3) 384. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 387.179.15 185.702.741.01 3.532.59 3.77 381.115. (Medina) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 337.79 1.865.A.821.713.29 403.S.90 254.99 3.15 232.A. (Vélez) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 390.696.16 3.P.35 215.68 382.734.803.87 186.63 2.73 3.757.741.97 3.47 123.83 213.75 3.035.175.665.713.11 379.24 3.491.S.62 410.76 842.38 398.52 473.791.21 3.35 104.757.46 1.79 Dm ($/m3) 410.05 193.53 1.36 257.737.76 Madigas S.51 411.40 998.24 3.28 3.68 3.43 Madigas S. E.31 414.40 Nacional de Servicios Públicos S.59 124. E.01 3.45 382.11 3.96 2.87 1.P.04 110.731.22 2.38 798.48 559.001.05 195.68 3.30 3.491.89 1.61 204.A.848.665.731.535.35 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 3.07 1.70 1.60 Dm ($/m3) 484.06 110.85 227.65 1.P.05 729.35 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 3.24 564.32 476.01 3.63 158. E.32 375.32 460.77 2.51 848.21 3.93 558.S.99 249.677.021.49 906.10 3.28 3.64 500.030.530.14 408.05 470.86 Dm ($/m3) 414.48 375.75 3.97 3.69 1.05 406.62 181.35 3.263.677.86 2.737.58 407.530.42 3.106.19 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 39 .47 2.10 3.503.03 755.14 326.870.14 326.62 406.848.98 359.38 257.694.35 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.35 1.734.99 2.56 226.63 2.95 563.532.720.99 249.240.043.694.86 2.S.129. E.503.162.720.96 2.15 232.75 407.521.42 3.261.69 3.771.33 3.54 3.55 506.77 2.54 3.35 158.007.791.14 277.821.29 169.47 975.22 466.37 887.33 3.13 3.99 3.85 450.
08 567.24 564.480.451.443.15 1.94 Cargo variable ($/m3) 840.246.34 1.68 879.08 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 40 .46 3.85 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.88 3.23 1.38 Dm ($/m3) 718.92 205.58 1.275.88 831.271.A.34 130.33 911.773.69 308.00 700. E.00 711.555.80 2.44 826.S.24 2.52 568.268.80 2.08 232.35 2.51 2.273.419.11 940.63 3.437.74 2.00 Dm ($/m3) 408.443.489.73 2.590.96 2.70 845.62 793.34 86.69 99.94 405.040.00 719.68 568.P.56 2.19 3.28 2.11 467. (Guavatá) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 394.451.68 438.P.557.00 Dm ($/m3) 507.65 1.05 955.275.81 226.A.P.30 276.75 226.68 2.73 2.A.00 713.16 2.41 506.80 2.585.83 172.36 257.271.17 92.41 2.486.544.07 232.51 2.602.61 1.43 Dm ($/m3) 933.48 406.587.10 2.93 216.P.88 2.34 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.621.494.13 2.18 194.99 558.37 3.489.81 127. E.10 1.66 406.00 507.95 845.599.30 2.437.S.72 1.58 2.63 3.39 1.19 2.94 Proviservicios S.S.00 718.29 564.A.575.64 771.43 144.A. (Güepsa) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 394.537.072.35 106.38 1.485.41 2.463. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 390.491.30 2.70 563.27 398.545.070.56 2.273.98 360.43 88.58 441.93 216.585.29 2.11 Dm ($/m3) 572.23 1.15 1.599.12 403.48 509.59 1.451.21 421.494.48 465.70 1.403. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 170.00 506.12 406.75 2.489.10 1.32 1.10 2.29 2.183.56 2.13 2.10 2.626.236.24 910.97 205.39 904.P.563.76 101.88 3.616.606.00 493.246.27 258.36 175.08 830.262.488.602.47 2.480.75 226.12 92.575.012.11 466.15 Publiservicios S.85 118.560.532. E.38 2.55 893.23 166.46 Cargo fijo ($/factura) 2.84 309.81 226.69 96.68 2.00 498.90 2.38 2.46 3.00 908.463.590.463.35 2.S.776.34 1.90 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 2.90 2. Gm ($/m3) Tm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 420.229.S.16 2. E.69 1.88 2.229.451.544.95 195.58 2.33 1.585.58 441.60 171.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Promesa S.557.68 2.28 93.606.267.82 858.96 2.491.494.53 258.262.56 2.690.480.537.89 923.19 3. E.54 102.26 909.417.37 3.48 509.570.236.23 Proviservicios S.68 2.66 93.22 465.45 163.494.28 564.125.94 876.74 2.00 Surtidora de Gases del Caribe S.22 563.80 2.480.00 499.463.19 3.12 566.489.00 505.46 1.97 123.17 564.09 2.00 713.47 2.98 98.10 2.99 97.88 3.98 405.88 3.15 1.22 184.80 Cargo fijo ($/factura) Cargo variable ($/m3) 3.560.585.545.19 154.48 465.28 2.532.587.18 563.36 257.53 258.
60 351.42 90.37 81.48 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 41 .38 1.25 1.27 574.20 361.06 132.00 0.68 1.25 1.21 1.60 372.34 81.63 1.42 Dm ($/m3) 113.830.49 280.26 1.19 182.40 Pm ($/m3) 98.P.67 545.524.830.84 132.83 89.779.60 282.19 348. GAS NATURAL COMPRIMIDO Alcanos de Colombia S.64 1.779.04 112.18 94.96 1.24 1.28 274.90 300.64 1.25 Cargo fijo ($/factura) 1.97 220.101.25 1.25 625.288.33 378.779.249.04 112.69 285.177.71 281.79 133.24 309.177.888.25 1.53 1.63 1.58 413.42 104.370.58 693.61 272.96 575.73 94.25 1.22 84.42 244.406.76 1.09 300.49 348.94 265.779.459.011.832.89 372.45 90.45 98.852.94 1.525.779.00 0.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 4.534.31 Pm ($/m3) 103.81 Cargo variable ($/m3) 1.95 350.73 1.89 1.64 1.90 Cargo variable ($/m3) 1.822.41 312.37 174.56 Alcanos de Colombia S.25 1.26 Pm ($/m3) 116.25 1.073.06 293.73 94.01 130.779.56 Cargo fijo ($/factura) 1.51 406.14 1.52 1.00 0.779.79 1.97 1.879.28 520.53 1.15 1.491.33 337.87 81.82 132.64 1.177.392.371.177.A. E.779.822.03 1.A.888.832.64 Cargo fijo ($/factura) 1.41 132.04 112.80 698.852.04 521.19 1.340.800.64 1.60 577.A.42 Cargo variable ($/m3) 1.30 364.291.A.20 1.809.795.177.04 112.64 1.25 1.34 575.67 79.41 132.50 232.84 132.65 1.035.97 1.177.31 1.26 185.55 575.27 336.65 1.16 386.74 282.46 513.00 0.00 0.69 90.177.36 132.99 220.858. ESP (Florencia) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Tvm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 361.779.81 1. ESP (Oriente Antioqueño) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Tvm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 394.06 1.84 575.78 293.21 1.879.64 1.53 1.177.779.280.94 1.97 1.74 Surcolombiana de Gas S.00 541.809.98 1.04 Dm ($/m3) 82.779.35 1.52 103.51 365.800.371.39 1.S.63 657.00 0.14 1.3.73 94.87 1.27 319.25 Alcanos de Colombia S.11 Cargo fijo ($/factura) 1.56 246.64 1.25 85.82 132.93 0.63 80.54 381.80 81.06 132.96 1.73 252.408.64 1.858.21 1.08 132.890.06 1.45 387.779.69 1.53 409.101.11 Pm ($/m3) 133.23 1.28 573.83 575.40 281.25 1.04 112.38 81.87 1.828.890.71 81.14 Cargo variable ($/m3) 1.15 1.886.64 1.64 1.23 1.18 113.866. (Pitalito) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Tvm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 517.51 384.19 1.529.64 Dm ($/m3) 112.312.00 496.18 166.25 1.32 226.866.59 1.19 209.101.01 130.36 1.795.14 397.529.59 223.25 1.85 289.52 90.04 112.12 1.82 1.177.779.177.69 370.306.828.226.68 1.30 159.177.41 461.04 382.64 1.011.177.338.53 193.17 282.14 1.19 315.886.177.25 1.73 94.48 253.44 187.73 Dm ($/m3) 284.14 328.779. ESP (Popayán) Gm ($/m3) Tm ($/m3) Tvm ($/m3) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 333.
054.38 Cargo fijo ($/factura) 1.773.196.601.459.15 1.617.70 2.119.813.55 2.93 1.38 3.30 1.084.00 665.48 1.S.A.00 2.00 216.00 665.48 1.63 2.066.92 1.841.01 2.00 277.200.039.00 2.00 665.36 2.43 823.65 1.00 665.08 2.40 809.00 2.248.11 3.085.285.043.A.200.60 2.83 2.050.196.147.03 2.72 1.37 Cargo fijo ($/factura) 2.13 3.40 2.617.593.50 665.72 Dm ($/m3) 889.998.66 1.050.067.00 415.119.196.92 602.00 2.00 235.P.66 1.938.16 1.83 Dm ($/m3) 829. E.248.87 822.082.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 4.33 2. (Chárala) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 1.773.479.00 2. (Popayán) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 1.83 2.81 1.75 999.48 1.050.15 1.050.50 665.P.059.13 Nortesantandereana de Gas S.457.00 Cargo fijo ($/factura) 2.585.15 1.90 3.81 1.050.196.00 415.S.P.00 2.00 2.63 1. (Charalá) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.00 276.28 3.4.95 1.463.111.080.07 2.055.15 2.190.76 2. E.55 2.773. E.841.200.80 Cargo variable ($/m3) 3.00 235.617.13 Cargo fijo ($/factura) 2.111.00 665.620.60 2.07 2.82 1.841.29 1.03 2.00 2.057.93 1.762.20 824.92 1.97 3.000.050.051.54 999. E.15 2.050.916.33 2.58 3.92 Inprogas S.08 935.841.234.93 1.66 2.773.62 2.841.63 2.00 665.08 3.52 1.83 Cargo variable ($/m3) 2.49 1.84 1.00 665.00 235.00 Cargo variable ($/m3) 2.773.085.617.060.731.773.617.058.971.75 931.00 2.34 2.058.054.83 1.813.050.120.862.058.00 665.072.49 1.37 216.A.00 3.050. GLP POR RED Empresa Caucana de Gas S.091.92 3.14 818.050.48 1.28 2.82 1.00 2.74 Dm ($/m3) 1.00 415.S.56 3.88 824.00 2.420.620.080.15 2.28 2.00 415.71 3.00 665.044.97 Cargo variable ($/m3) 3.00 2.16 1.393.082.00 2.04 1.00 2.980.00 665.00 3.00 3.062.66 2. (San Gil) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 1.585.061.059.302.00 665.053.072.044.617.800.15 1.08 2.00 415.34 3.050.41 2.00 2.120.057.P.00 3.084.050.091.813.057.93 1.00 415.533.65 1.053.91 1.15 1.68 1.93 1.196.77 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 42 .123.050.042.00 3.S.08 1.15 2.585.404.536.35 1.96 2.593.49 415.096.00 2.096.41 2.00 Nortesantandereana de Gas S.245.A.82 1.813.38 3.00 2.00 665.751.617.08 1.45 Dm ($/m3) 607.050.123.40 3.
00 2.07 2.48 180.00 489.91 2.571.P.P.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Nacional de Servicios Públicos S.792.66 1.00 3.825.15 1. (Socorro) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 2.40 133.571.813.085.04 1.061.830.72 1.00 1.02 3.16 2.17 2.51 1.00 2.792.797.79 Cargo fijo ($/factura) 2.018.00 3.08 1.00 842.64 133.792.933.092.980.13 1.00 2.86 180.66 1.91 134.613.530.45 Cargo variable ($/m3) 3.800.00 395.21 181. E.15 2.773.200. (Elías) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.54 2.054.S.00 Proviservicios S.500.16 2.806.325.797.65 3.19 1.530.285.81 2. (Málaga) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.059.801.829.48 1.45 Cargo fijo ($/factura) 1.A.806.00 395.00 2.37 1.91 133.17 Cargo fijo ($/factura) 1.891.29 1.89 1.68 1.226.813.479.00 415.97 2.54 1.829.200.00 1.613.834.00 415.82 1.841.827 1.503.601.91 1.825.87 2.829.819.878.801.48 489.16 2.00 Cargo variable ($/m3) 4.715.01 931.04 Dm ($/m3) 1.08 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 43 .00 842.069.17 Surcolombiana de Gas S.797.00 842.00 842.74 Dm ($/m3) 182.583.83 1.060.834.00 804.901.583.93 1.545.017.20 2.74 3.13 1.400.200.91 1.19 1.29 3.93 1.058.75 959. E.825.00 415.10 1.00 395.19 1.17 2.08 1.91 2.00 395.789.00 842.66 2.52 1.00 2.00 415.63 1.855.07 2.616.S. (La Argentina) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.62 2.00 3.51 1.89 1.400.06 1.37 1.72 133.502.00 3.31 2.841.196.A.925.886.829.51 131.48 415.00 842.84 1.123.19 1.27 999.479.08 1.850.479.31 2.00 2. E.45 Dm ($/m3) 889.24 3.53 1.54 1.00 2.400.886.819.81 2.63 3.08 1.89 1.611.841.825.813.45 Surcolombiana de Gas S.27 Cargo variable ($/m3) 3.562. E.611.792.806.789.99 Cargo variable ($/m3) 3.37 1.13 1.844.229.479.819.200.932.227.616.00 395.819.98 180.P.00 2.062.48 804.66 1.P.542.00 842.91 1.13 1.87 2.00 2.841.S.70 Dm ($/m3) 134.00 842.789.84 1.674.500.830.806.89 1.00 395.48 1.00 2.63 395.042.00 842.00 2.37 1.479.00 2.80 2.23 2.155.545.00 2.530.797.84 1.50 180.A.853.99 2.77 1.08 935.00 2.00 2.S.00 415.542.562.00 2.841.83 2.400.617.00 415.00 2.00 Cargo fijo ($/factura) 2.27 3.33 177.530.601.84 1.A.00 2.441.617.00 842.789.
37 1.819.08 1.801.313.825.841.70 3.50 189.825.A.819.36 212.48 539.98 197.84 1.825.919.841.792.44 2.00 842.89 Surcolombiana de Gas S.19 1.789.77 2. (Oporapa) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.789.68 193.37 1.19 1.806. E.38 2.00 842.806.13 1.S. E.00 842.89 1.84 1.45 Cargo fijo ($/factura) 1.53 2.49 Cargo variable ($/m3) 3.13 1.42 2.908.806.841.00 842.789.69 3.89 1.313.797.37 1.792.942.25 2.84 1.797.293.P.51 1.08 1.51 1.825.00 555.801.89 1.16 208.00 539.A.00 842.91 1.89 Cargo variable ($/m3) 3.310.19 2.819.797.00 1.903.945.45 192.80 195.08 212.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Surcolombiana de Gas S.13 1.00 515.18 Cargo variable ($/m3) 3.66 1.85 2.825.841.91 1.00 842.944.964.806.A.S.801.789.80 2.89 Dm ($/m3) 198.825.819.48 1.48 1.292.S.89 Cargo fijo ($/factura) 1.797.65 219.792.00 842.813.84 1.474.00 842.813.13 1.90 Dm ($/m3) 214.48 1.08 1.825.813.797.479.60 Dm ($/m3) 221.825.46 2.84 1.913.13 1.89 1.08 1.479.789.00 842.792.08 1.13 1.07 192.54 1.474.41 2.957.797.00 1.479.48 714.806.84 1.84 1.825.792.31 Dm ($/m3) 194.910.89 Cargo variable ($/m3) 3.91 1.923.819.08 2.10 3.825.819.801.825.89 1.75 199.85 196.825.825.48 199.00 842.91 2.13 1.54 1.479.89 1.792.00 842.00 842.00 842.89 1.89 Cargo fijo ($/factura) 1. (Iquira) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.479.19 1.66 1.789.54 1.66 1.89 1.841.85 198.79 2.792.19 1.792.806.S.13 1.21 2.57 Cargo fijo ($/factura) 1.00 1.51 1.69 198.00 842.56 2.84 1.48 1.819.08 1.292.00 842.48 1.00 404.49 2.479.50 2.479.38 214.00 842.09 215.972.P.789.972.825.13 1.789.806.51 1.00 842.945.829.79 212.819.00 842.152.37 1.964. (Isnos) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.97 200.951.51 1.797.66 3.825.917. (Santa María) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.00 842.37 1.951.P.825.91 1.45 Surcolombiana de Gas S.S.P.67 2.37 1.89 Surcolombiana de Gas S.05 2.15 2.89 Cargo fijo ($/factura) 1.841.51 194.85 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 44 .89 1.971.00 1.19 1.00 1.479.834.930.09 2.937.825.91 2.841.37 1.797.89 1.48 555.00 842.834.801.19 1.479.813.91 2.08 1.36 2.81 212.P. E.08 1.21 Dm ($/m3) 200.84 1.48 404.19 1.00 842.797.841.813.80 2.834.91 2.19 1.59 Cargo variable ($/m3) 3. E.789.91 1.789.949.40 221.00 714.37 1.841.829.825.37 1.00 842.949.66 1.89 1.84 1.08 1.48 515.932.38 197.19 1.91 2.00 842.89 Surcolombiana de Gas S. E.825.76 219.36 3.48 1.66 1.479.965.834.806.00 842.09 2.24 192.05 2.797.13 1.09 221.792.69 196.80 193.825.76 219.841.A.54 1.792.A. (Acevedo) Gm ($/galón) Tm ($/galón) Cm ($/factura) 12/08 01/09 02/09 03/09 04/09 05/09 06/09 2.89 1.806.819.37 1.00 842.08 199.152.841.
CARGOS APROBADOS A LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Cargos aprobados a las empresas Distribuidoras de gas combustible por red que operan actualmente en el país. para la aplicación de la metodología tarifaria de la Resolución CREG 011 de 2003.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 5. DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 45 .
001 0.001 0.S.P.P.001 2.P.000 0 0 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 46 .P.S.P.001 20.001 30.000 0 2 3 10. EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.001 5. E.001 0 1 2 0 20.000. E.S.A. ESPIGAS S.A.000 0. GAS NATURAL DEL ORIENTE S.000 1.P.000 0 4 800.001 >1.700.000.P.001 0 > 15.S. E.03 4 5 12.A.000 0 0 3 85.000 0 Yopal 2 1 10.P.000 0.001 500.001 350. EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN E.000 0 5 1.S.700.P.02 Rango Huila-Tolima-Cundinamarca Puerto Berrío Alpha 3 3.A.S.S.001 >4.000 0 4 100.000 85.001 500.001 150.000 0 2 1.02 4 4.000 0.001 500.001 30.001 >100.000.001 >2.S.000 0 4 150.S.04 Antioquia Moniquirá Santander-Sur Bolivar Cesar-Magdalena-Norte Santander Bogotá-Centro Cundinamarca Guajira Cali 3 701 4.001 175. RANGOS DE CONSUMOS Rangos de consumos establecidos por las empresas que aplican la Resolución CREG 011 de 2003. GAS NATURAL S.02 1 0 10.001 400.000 0.01 1 0 85.03 0.000 0 0 3 50.000 0 2 85.04 2 1.700.001 0 1 0 150 0 2 151 700 0.000.000 0 0 5 1.000 85.000 0 6 2.000 0 5 6 350.000.A.000. GASES DE LA GUAJIRA S.001 350.001 0 >500.000 0.001 30.P.A.001 85.000 0 6 1.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia 6.001 1.001 0 >10.01 4 1 15.000 0. E.A.000 0 5 350. GAS NATURAL DEL CESAR S. Rangos de consumo Empresa ALCANOS DE COLOMBIA S.000.001 30.A.A.001 100.001 1.001 12.01 0 2 85.001 0 1 2 0 1.001 800. E. E.S.000 0 6 1 500.000 0 0. EDALGAS S.000 0 0 4 85. E.001 1.000. Mercado Consumo Mínimo (m3) Consumo Máximo (m3) 1 0 1.000 50.000 >30.001 1.000 0 3 4 175.000 0 3 400. E.03 3 5.001 3.001 1.001 15.000. GASES DE OCCIDENTE S.000 >1.000. E.001 1.001 350 0 0 0 2 351 >351 Casanare Norte-Centro 1 0 10.
Meta-Cundinamarca Este METROGAS S.A.001 50. Mercado Atlántico-Magdalena-Cesar Casanare Sur.P.A.001 0 0 1 0 2.001 100 0.000 0 3 4 25.P.S.000 0 1 0 10.001 >500.000 >1.001 0 DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE GAS SUPERINTENDENCIA DELEGADA PARA ENERGÍA Y GAS 47 .000 0 0 5 180.000 0 0 3 100.P.1 3 1 201 0 >201 10. E.000 0 3 3.000 0 6 550.001 0 >1.1 1 0 100 1 2 101 200 0. Floridablanca PROMESA S.A.001 > 5.P. E.000 0 0 4 1. E. E.P. Puente Nacional PUBLISERVICIOS S.000 180.001 >10.000 0.A.001 5. Tauramena y Yopal Barranca de Upía GASES DEL LLANO S.000.A.000 0 2 1 1.1 0 2 10. E.001 > 100.Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios República de Colombia Rangos de consumo Empresa GASES DEL CARIBE S.S.000. E.001 >1. E. Pitalito y Timaná Bolívar – Sucre – Córdoba Rango Consumo mínimo (m3) Comsumo máximo (m3) Alpha 1 2 0 50.000.04 0 2 101 200 0.P.000.S.P.000 5. E.001 300.S.P.000 0 2 2. E.001 50.001 0. Norte de Santander Medina MADIGAS INGENIEROS S.P.S.001 550. E.S.000.2 1 2 0 1.A.001 1.001 >10.A.001 100.000 0 4 5.001 0 1 0 60 0 2 1 61 0 > 61 60 0 0 2 61 3.A.001 25.001 200.000 0 2 10.000. SURTIGAS S. Miraflores SURCOLOMBIANA DE GAS S.001 0 1 0 25 0 2 3 26 101 100 1.001 300.A.S.S.001 50.P.000 100. Meta – Cundinamarca Sur GASES DEL ORIENTE S.S.S.1 3 201 >201 0.000 0 0 6 5.001 0 1 0 1. GASES DEL CUSIANA S.A.000 0 5 100.01 1 2 0 101 100 >101 0 0.000 0 4 5 200.
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