ANEXO GENERAL
 
BASES CONCEPTUALES SOBRE LAS CUALES SE REALIZARÁN LOS ESTUDIOS PARA ESTABLECER LA FÓRMULA TARIFARIA PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO QUE PERMITA DETERMINAR LOS COSTOS UNITARIOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO Y LAS TARIFAS APLICABLES A LOS USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. 
 
1.      ANTECEDENTES 
2.      RÉGIMEN NORMATIVO 
3.      REGULACIÓN VIGENTE 
4.      INFORMACIÓN GENERAL Y CONTEXTO DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. 
5.      ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LA FÓRMULA TARIFARIA VIGENTE HASTA LA  FECHA. 
5.1. UTILIZACIÓN DE OTRAS LOGÍSTICAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS COMBUSTIBLE PARA LLEGAR AL USUARIO 
5.1.1. MERCADOS DE DISTRIBUCIÓN 
5.1.2. CRECIMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN 
5.1.3. PESO DE LAS COMPONENTES PARA LOS DIFERENTES TIPOS DE GAS Y VALOR DE LA FACTURA 
5.2. TRASLADO DE COMPRAS DE GAS Y COSTOS DE TRANSPORTE 
5.2.1. PRECIOS DE COMPRA DE GAS EN LOS MERCADOS PRIMARIO Y SECUNDARIO 
5.2.2. COMPARACIÓN DEL G POR MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN 
5.2.3. MERCADO RELEVANTE PARA EL TRASLADO DE G Y T A USUARIOS REGULADOS 
5.2.4. INFORME DE LA SSPD SOBRE EL TRASLADO DE LOS COSTOS DE COMPRAS DE GAS AL USUARIO FINAL 
5.3. COSTO DE COMPRAS DE GAS POR VOLUMEN 
5.4. PÉRDIDAS 
5.5. CONFIABILIDAD 
5.6. PODER CALORÍFICO DE REFERENCIA, DETERMINACIÓN DE VOLUMENES Y SUS EQUIVALENTES EN ENERGÍA EN LA CADENA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. 
5.7. OPCIÓN TARIFARIA 
5.8. OTROS ASPECTOS OBJETO DE ANÁLISIS 
5.8.1. ANÁLISIS DE LA CADENA DE GAS 
5.8.2. EVALUACIÓN, REVISIÓN DE LOS LÍMITES Y DISPOSICIONES PARA USUARIO REGULADO Y USUARIO NO REGULADO 
5.8.3. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL CON OTRAS LOGÍSTICAS Y BIOGÁS 
6.      COMENTARIOS DE LOS AGENTES EN RESPUESTA A LA CIRCULAR CREG 005 DE 2018 
6.1. UTILIZACIÓN DE OTROS COMBUSTIBLES Y OTRAS LOGÍSTICAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL PARA LLEGAR AL USUARIO. 
6.2. TRASLADO DE COMPRAS Y CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS 
6.3. PÉRDIDAS 
6.4. CONFIABILIDAD 
6.5. PODER CALORÍFICO DE REFERENCIA 
6.6. OTROS TEMAS PRESENTADOS POR LOS AGENTES 
6.6.1. USUARIO REGULADO Y NO REGULADO 
6.6.2. TRASLADO DE VARIABLE DE COMERCIALIZACIÓN (C) 
6.6.3. DESVIACIONES EN LOS INGRESOS POR DESFASE ENTRE TARIFA Y COSTO 
6.6.4. DEMORA EN EL GIRO DE LOS SUBSIDIOS 
6.6.5. OPCIÓN TARIFARIA RESOLUCIÓN CREG 184 DE 2014 
6.6.6. CÁLCULO DE TARIFA EQUIVALENTE 
6.6.7. PUBLICIDAD 
7. COMENTARIOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS, SSPD 
8. RETOS DE LA NUEVA FÓRMULA TARIFARIA 
9. ASPECTOS QUE DEBEN ESTUDIARSE PARA EL PRÓXIMO PERIODO TARIFARIO 
 
BASES CONCEPTUALES SOBRE LAS CUALES SE REALIZARÁN LOS ESTUDIOS PARA ESTABLECER LA FÓRMULA TARIFARIA PARA EL SIGUIENTE PERIODO TARIFARIO, QUE PERMITA DETERMINAR LOS COSTOS UNITARIOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIO Y LAS TARIFAS APLICABLES A LOS USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. 
 

1. ANTECEDENTES
 
A través de la Resolución CREG 137 de 2013 se establecieron las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados. Así mismo, mediante la Resolución CREG 138 de 2013 se definieron las mismas fórmulas aplicables a las Áreas de Servicio Exclusivo.
 
Mediante la Resolución CREG 184 de 2013  se estableció que la fórmula tarifaria general definida en la Resolución CREG 138 de 2013  para las Áreas de Servicio Exclusivo se aplicaría a partir del 1° de enero de 2014 y hasta que los contratos de concesión finalizaran y los comercializadores recaudaran o devolvieran el factor de corrección Kst  causado de que trata el Artículo 17 ibídem y, una vez expirara la vigencia de la fórmula tarifaria, las empresas distribuidoras en las denominadas Áreas de Servicio Exclusivo entrarían a aplicar las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería, establecidas mediante Resolución CREG 137 de 2013. Además, se dispuso que las Áreas de Servicio Exclusivo constituyen un mercado relevante de comercialización.  
 
Posteriormente, la Comisión adoptó en la Resolución CREG 184 de 2014  una opción tarifaria para permitir a las empresas moderar incrementos abruptos en la tarifa de los usuarios finales. 
 
Una vez terminados los contratos de concesión de las Áreas de Servicio Exclusivo en junio del 2014, todos los mercados de comercialización del país están aplicando la fórmula definida en la Resolución CREG 137 de 2013 para la definición de las tarifas de los usuarios regulados.
 
Las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de cinco años conforme lo estipula el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y, vencido este periodo, continúan rigiendo mientras la Comisión no fije unas nuevas.
 
Conforme a lo indicado en el Artículo 127 Ibídem, la Comisión debe poner en conocimiento de las Empresas de Servicios Públicos, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del periodo siguiente.  
 
A través de este documento, se pone en conocimiento de las empresas prestadoras del servicio de gas combustible por redes de tubería, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuará los estudios tendientes a determinar la fórmula para el siguiente periodo tarifario, con la cual las empresas comercializadoras calcularán los costos unitarios de prestación del servicio y las tarifas aplicables a los usuarios regulados del servicio de gas combustible por redes de tubería. 
 

2. RÉGIMEN NORMATIVO
 
A continuación, se señalan algunas de las disposiciones que se relacionan, de alguna manera, con la fórmula tarifaria de gas combustible por redes de tubería.
 

NORMA

TEMA

Ley 142 de 1994

Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.

Resolución CREG 011 de 2003

Por la cual se establecen 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.

Decreto 2100 de 2011

Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones.

Resolución CREG 137 de 2013

Por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados.

Resolución CREG 184 de 2014

Por la cual se establece una opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de prestación del servicio público de gas combustible por redes de tubería.

Resolución CREG 114 de 2017

Por la cual se ajustan algunos aspectos referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural y se compila la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y modificaciones.

Resoluciones CREG 202 de 2013, CREG 138 de 2014, CREG 090 y CREG 132 de 2018.

Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

Resolución CREG 021 de 2019

Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural

Circular CREG 005 de 2018

Solicitud a las empresas comercializadoras y demás interesados de que presenten los temas que, a su juicio, consideren requieren ser mejorados, ajustados, modificados o incluidos en relación con las fórmulas tarifarias que están definidas actualmente mediante la Resolución CREG 137 de 2013.

3. REGULACIÓN VIGENTE
 
La fórmula tarifaria determina el conjunto general de criterios bajo los cuales los comercializadores establecen las tarifas de los usuarios finales. Esta fórmula corresponde a la agregación de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena de gas. Actualmente, la fórmula tarifaria está definida en la Resolución CREG 137 de 2013 y es aplicable a usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería.
 
El costo unitario (CU) está expresado en pesos por metro cúbico ($/m3) y en pesos por factura ($/factura). Este costo contempla lo siguiente: el valor del gas utilizado para la prestación del servicio (G), el transporte por gasoducto y otras logísticas (T), la distribución (D) y la compra del gas y del transporte; la medición y facturación que, para todos los efectos, se entiende como comercialización al usuario final (C). Así mismo, están considerados otros costos como el de confiabilidad (Cc).
 
Las fórmulas tarifarias generales aplicables a usuarios regulados se encuentran establecidas en el Artículo 4 de la Resolución CREG 137 de 2013 y son las siguientes:
 
Cargo variable:
Cargo fijo:
Cufm,i,j  =  Cfm,i,j
 
 

El costo de prestación del servicio, en un periodo dado, corresponderá a la suma de: i) el producto entre el consumo en m3 en dicho periodo y la componente variable del costo unitario (CUvm,i,j); y, ii) el valor del componente fijo del costo unitario (CUfm,i,j).

El costo de prestación del servicio se calcula con la fórmula tarifaria, conforme a las condiciones de cada mercado relevante de comercialización, lo que implica que, para el mismo mercado de comercialización, se establece el valor de G, T, D y C. 

El mercado relevante de comercialización se define como el conjunto de usuarios conectados directamente a un mismo sistema de distribución, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprueba el cargo respectivo y se calcula el costo del servicio.

Con la fórmula actual se establece el costo del servicio de gas natural teniendo en cuenta la logística para llevarlo al usuario final, ya sea transportado por redes de tubería (gasoductos) o, comprimido y transportado vía terrestre (gasoducto virtual). Así mismo se utiliza la fórmula para el caso del gas licuado de petróleo, GLP, almacenado en tanques estacionarios y distribuido por redes de tubería hasta el domicilio del usuario.

La tarifa que se cobra a los usuarios en la factura, resulta de aplicar el costo unitario de prestación del servicio y el factor de subsidio o contribución autorizado legalmente, conforme a la Ley 142 de 1994 y a la Ley 1117 de 2006  prorrogada por el Artículo 1° de la Ley 1428 de 2010 , por el Artículo 76 de la Ley 1739 de 2014 , por el Artículo 17 de la Ley 1753 de 2015  y por el Artículo 125 de la Ley 1940 de 2018 ;  cuya forma de aplicación se definió en la Resolución CREG 186 de 2010 , modificada por la Resolución CREG 186 de 2013  y ampliada mediante las resoluciones CREG 186 de 2014 ,CREG 241 de 2015  y CREG 152 de 2018 .

Adicionalmente, en la fórmula para las componentes de G y T del servicio de gas natural, se hace una diferenciación conforme al consumo del mercado relevante de comercialización, así: (i) mercados con consumos menores a siete (7) millones de metros cúbicos; y, (ii) mercados donde este consumo es igual o superior a siete (7) millones de metros cúbicos. 

Los mercados con consumos superiores a siete (7) millones de metros cúbicos mensuales deben aplicar un rango de cantidades de compras de gas para la atención de la demanda regulada, el cual buscaba incentivar al comercializador de mercados grandes a realizar contrataciones acordes con el comportamiento de su demanda sin sobrecontrataciones que se trasladaran al usuario final. El rango de cantidades se determina anualmente para cada comercializador a usuarios regulados y para cada mercado relevante de comercialización cuyo consumo es superior a siete (7) millones de metros cúbicos mes, conforme al comportamiento histórico de la demanda.

Cada comercializador a usuarios regulados define las cantidades de gas que compra, conforme a sus estimaciones. No obstante, la cantidad a ser reconocida en la tarifa final del usuario regulado corresponderá al límite superior del rango definido por el comercializador. El límite inferior se establece con un porcentaje (denominado “d”), el cual se obtiene a partir del valor máximo y mínimo de la demanda mensual durante los últimos dos (2) años.

Una vez definido el rango de cantidades de gas, el traslado de los costos en la fórmula tarifaria se debe hacer conforme a las siguientes reglas:

a. Si la cantidad real demandada se encuentra por encima del límite superior se podrá trasladar el costo de la cantidad correspondiente a este límite y las compras adicionales realizadas y declaradas por el distribuidor-comercializador. 
 
b. Ahora bien, si la cantidad real demandada se encuentra entre los límites superior e inferior, se podrá trasladar al usuario regulado en la fórmula, el costo total de las compras de gas correspondiente al límite superior, restándole los ingresos por ventas de los excedentes de gas en el mercado secundario.
 
c. Finalmente, si la cantidad demandada real está por debajo del límite inferior, el distribuidor-comercializador sólo podrá trasladar al usuario en su fórmula tarifaria el costo del gas de la cantidad que fue realmente demandada, esto considerando que el comercializador compró por encima de sus necesidades.
 
 

Para el caso de mercados con consumos menores a siete (7) millones de metros cúbicos al mes, se traslada el total de las cantidades compradas. De la misma manera, para el caso del GLP o aire propanado distribuido por redes de tubería, el traslado de las cantidades y del precio al usuario se hace por el total de las cantidades compradas.

Para la componente T, consecuentemente con lo dispuesto para la variable G, aplica el mismo procedimiento descrito anteriormente para las compras de gas; esto con el propósito de que el comercializador a usuarios regulados contrate la capacidad de transporte que es necesaria para la atención de la demanda regulada. Así mismo, la fórmula reconoce los costos de transporte terrestre a través de vehículos para movilizar el gas natural comprimido – GNC conforme a lo definido en la Resolución CREG 008 de 2005

Adicionalmente, la fórmula tarifaria contempló en la componente variable una parte correspondiente a la actividad de comercialización considerando la labor de intermediación de comprar y vender el gas. 

De igual manera, la fórmula contempló una componente de confiabilidad, que actualmente es cero (0).

 

4. INFORMACIÓN GENERAL Y CONTEXTO DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA.
 
En la actualidad, el servicio de gas combustible por redes de tubería cuenta con 23 empresas productoras comercializadoras, 7 empresas transportadoras, 46 empresas distribuidoras-comercializadoras, que también son comercializadoras a usuarios regulados, 47 comercializadores puros y 25 empresas comercializadoras de GLP por redes de tubería.
 
¬Durante el periodo 2014 a 2018, en el cual ha estado vigente la fórmula tarifaria general establecida en la Resolución CREG 137 de 2013, se incrementó el número de usuarios regulados, pasando de un total de 7.440.847 a un total de 9.164.000 usuarios en todo el país, lo que equivale a un 23% de crecimiento en este periodo
 
 

El crecimiento de los usuarios de gas combustible por redes de tubería en el último periodo tarifario es significativo y el servicio ahora está disponible no sólo en las cabeceras municipales de los mercados relevantes, sino en corregimientos, inspecciones y caseríos de los diferentes municipios del país que se han conformado como mercados relevantes, en parte explicado por el apalancamiento de las inversiones con recursos públicos y de empresas que tienen obligaciones de inversión social en las áreas de influencia de sus actividades. 

En el Gráfico 2 se observa el comportamiento de la demanda de gas natural que se encuentra conectada a sistemas de distribución en el país. Entre el 2014 y el 2018 la demanda ha presentado un comportamiento variable. En promedio, se presentó una variación del 8% de la demanda regulada y del -25% en la demanda no regulada.  Para el año 2018, la participación de la demanda no regulada fue del 38%, mientras que la regulada fue del 62% restante; lo anterior, considerando la demanda total no regulada reportada en el SUI. 

Ahora bien, la demanda no regulada que utiliza los sistemas de distribución, como se observa en la Gráfica 3, ha presentado un decrecimiento en los últimos tres años, especialmente en el sector industrial y GNCV, así como en el sector termoeléctrico.

En relación con la expansión geográfica y penetración del servicio, se tiene que, de los 1.120 municipios del país, 947 cuentan con cargos de distribución y comercialización aprobados conforme a las metodologías tarifarias definidas por la CREG.  Sin embargo tan solo 92% cuentan con el servicio (ver figura 2 y Gráfica 5). 

En la siguiente gráfica se observa cómo ha sido la evolución en el número de municipios que cuentan con cargos de distribución y comercialización para la prestación del servicio de gas combustible por redes de tubería

Sin embargo, contrastando estos datos con los de prestación del servicio, se puede identificar que para el año 2018 hay 78 municipios que, a pesar de contar con cargos aprobados por parte de la CREG, no presentan ventas, lo que indicaría que aún no tienen prestación del servicio. 

En el 2017 se llegó a tener 262 mercados relevantes de comercialización. Este número disminuyó a 200 en el año 2018, debido al proceso de aprobación de cargos transitorios de distribución conforme a la Circular CREG 034 de 2017 y, a que varios de los mercados de distribución se agregaron conforme lo permite la metodología definida en la Resolución CREG 202 de 2013 . En la siguiente gráfica se observa el comportamiento histórico de estos mercados de comercialización.

En relación con las redes que han sido construidas, como se observa en la Gráfica 7 se tiene que, para el año 2018, el 91% de los usuarios residenciales que han sido anillados para gas natural ya han sido conectados a este servicio, según los datos reportados por las empresas distribuidoras al Ministerio de Minas y Energía

Así mismo, para el caso del GLP por redes, el 81% de los usuarios que han sido anillados ya han sido conectados al servicio, como se evidencia en la gráfica que se muestra a continuación

 

5. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LA FÓRMULA TARIFARIA VIGENTE HASTA LA FECHA.

La fórmula vigente, contenida en la Resolución CREG 137 de 2013, tenía previsto alcanzar, entre otros, los siguientes objetivos:

1) Considerar la utilización de otros combustibles, así como otras logísticas de comercialización del gas natural para llegar al usuario que permitieran garantizar y complementar la obligación de continuidad del comercializador en la prestación del servicio ante eventos de falla en el suministro o transporte del producto hasta el domicilio, tal y como está previsto en la Ley 142 de 1994. Para esto se estableció una única fórmula que se pudiera utilizar para: (i) gas natural, (ii) gas natural metano asociado al carbón, (iii) gas natural comprimido y (iv) gas licuado de petróleo distribuido por redes de tubería.
 
2) Incentivar a los prestadores del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, a que hagan contrataciones de cantidades acordes a las necesidades reales de los mercados que atienden, en particular, la demanda de usuarios regulados, dando cumplimiento a lo dispuesto en el Decreto 2100 de 2011 , en el que se estableció que los agentes que atienden Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte con agentes que cuenten con respaldo físico.
 
3) Ajustar la fórmula del costo de compras de gas (Gm) para determinar el valor por unidad de volumen consumido según la facturación del productor-comercializador y el medido en las estaciones de puerta de ciudad con destino a usuarios
regulados.
 
4) Trasladar al usuario las pérdidas reales y establecer un valor máximo de pérdidas a reconocer.
 
5) Incluir un factor de ajuste para el cálculo del Gm, que sería aplicable a aquellos usuarios que reciban una mezcla de gas combustible de dos o más calidades, especialmente con poderes caloríficos diferentes que se mezclen en el sistema.
 
6) Incorporar dentro del costo de prestación del servicio un cargo por confiabilidad que permitiera darle cumplimiento a lo definido en los Decretos 2687 y 4670 de 2008  y posteriormente el 2100 de 2011.
 
7) Eliminar el poder calorífico de referencia utilizado para determinar el volumen de gas a facturar al usuario final.
 
Para hacer el diagnóstico sobre el comportamiento de la fórmula tarifaria general, así como para establecer las necesidades de ajuste en la regulación se hará un análisis general del sector de gas combustible por redes de tubería teniendo en cuenta los objetivos trazados, en su momento, para el establecimiento de la fórmula definida en la Resolución CREG 137 de 2013.
 
Para este diagnóstico se han tenido en cuenta los análisis propios de la Comisión, lo manifestado sobre la componente G por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en su informe sobre costos de compras de gas remitido mediante comunicación con radicado CREGS-2018-005487 de junio de 2018 y lo expresado por los agentes, en atención a la solicitud realizada para el efecto por la Comisión mediante Circular 005 de 2018. 
 
Los objetivos previstos por la regulación se analizarán a continuación, en el mismo orden en que se relacionaron anteriormente (Numerales 5.1 a 5.7 y en el Numeral 5.8 se contemplarán temas adicionales), que es importante considerar.
 
5.1. UTILIZACIÓN DE OTRAS LOGÍSTICAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS COMBUSTIBLE PARA LLEGAR AL USUARIO
 
Considerando que la fórmula tarifaria es aplicable al gas natural, GN; al gas natural comprimido, GNC y al gas licuado de petróleo distribuido por redes de tubería, GLP, en la siguiente gráfica se observa cómo ha evolucionado la prestación con estas logísticas en los diferentes mercados relevantes de comercialización
 

Se observa un crecimiento en el número de mercados en que se presta el servicio con GNC (64%) y con GLP (157%) para el periodo 2014 a 2018. Actualmente, es ligeramente mayor el número de mercados atendidos con logística de gas comprimido GNC, que los atendidos con GN.

También se muestra la relación de los mercados que cuentan con recursos públicos para el desarrollo de infraestructura de redes de gas, evidenciándose que sigue siendo mayor el número de mercados desarrollados con recursos privados. En este sentido, del total de los mercados de gas combustible por redes de tubería, el 43% de los mercados de GN, el 43% de los mercados de GNC y el 38% de los mercados de GLP cuentan con recursos públicos para el desarrollo de infraestructura.

Así mismo, en cuanto se refiere al tipo de gas con que se atiende a los usuarios, se observa en la siguiente gráfica que el número de usuarios atendidos con GLP y GNC ha tenido un crecimiento importante de 293% y 54%, respectivamente; sin embargo, la relación frente al número de usuarios atendidos con gas natural es poco representativa.

Gráfica 10. Número de usuarios por tipo de gas.

                 Fuente: CREG con datos SUI-

Como se evidencia en las gráficas del presente numeral, el aumento de los mercados de comercialización y de usuarios con prestación de servicio de GLP por redes en los últimos años es considerable, lo cual se puede estar dado por incentivos que están generando este comportamiento en los comercializadores.

Dentro las posibles causas de este aumento de mercados pueden estar:

  1. Los subsidios a la oferta a través de recursos públicos de carácter nacional, entre estos, los provenientes del Sistema General de Regalías -SGR, los cuales se dirigen fundamentalmente a la construcción de los sistemas de distribución, y/o,
  2. Los subsidios a la demanda, dado que los usuarios de los Estratos 1 y 2 pueden tener acceso a recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, FSSRI.
 
5.1.1. MERCADOS DE DISTRIBUCIÓN   
 
El número de empresas por año y por tipo de gas se muestra en la siguiente tabla

De la tabla anterior se observa que, a lo largo del periodo 2014 -2018 han entrado varias empresas a prestar el servicio de gas combustible por redes de tubería, que representan un 24% de crecimiento. En los últimos años, las empresas prestadoras se han concentrado en la atención de municipios apartados, corregimientos y caseríos. Adicionalmente, se destaca el número de empresas que atienden sus mercados con GLP por redes de tubería.  El GNC se reduce en el año 2018 debido a que algunas empresas unificaron sus mercados cuando realizaron solicitud de cargos transitorios conforme a la Circular CREG 034 de 2017.

 

5.1.2. CRECIMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
 
Durante el periodo 2013 a 2018 los kilómetros de red de distribución han crecido un 18%, pasando de 91.000 a 107.000 kilómetros. 
 
Para el año 2018, los kilómetros de red financiados, total o parcialmente, con recursos públicos corresponden, aproximadamente, a un 4% de los kilómetros totales de redes de distribución de gas. Si bien, las redes financiadas con recursos públicos en relación con las que han sido financiadas con recursos privados son mínimas, representan un gran número de mercados
El desarrollo de infraestructura en kilómetros de red aumento en el periodo 2014 a 2018 en un 13% y, del total de kilómetros construidos en el país, tan solo el 4% han sido ejecutados con recursos públicos.
 
 
5.1.3. PESO DE LAS COMPONENTES PARA LOS DIFERENTES TIPOS DE GAS Y VALOR DE LA FACTURA
 
En la tabla siguiente se muestran las componentes del CU por tipo de gas y un valor total de la factura para un usuario considerando su consumo de subsistencia. El valor de cada una de las componentes se obtuvo del promedio del año 2018, teniendo en cuenta los mercados en los que se presta el servicio con gas natural, GNC y GLP por redes de tubería.

Ahora bien, a continuación, en las gráficas 12, 13 y 14 se muestran las variaciones de cada una de las componentes mensuales para los años 2014 a 2018, según el tipo de gas.

De las tres gráficas anteriores se puede concluir que la participación porcentual en el valor de la tarifa es más estable para los mercados que utilizan gas natural; los costos de prestación con GNC tienen una mayor participación en la variable de transporte, acorde con la logística necesaria para llevar el gas a las redes de distribución; y, por último, se observa que el costo de compras tiene una mayor participación en el costo de la prestación del servicio con GLP en términos porcentuales, el cual presenta una volatilidad importante durante el periodo 2014 a 2018. 

 

5.2. TRASLADO DE COMPRAS DE GAS Y COSTOS DE TRANSPORTE 
 
En el Decreto 2100 de 2011, “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, compilado en el Decreto 1073 de 2015 se establece en los Artículos 5 y 2.2.2.2.16., respectivamente, lo siguiente:
 
“ARTICULO 5o. DEMANDA ESENCIAL. Los Agentes que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico. Las cantidades de gas declaradas en virtud del Artículo 8o de este decreto y que se destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos de este Artículo. 
 
PARÁGRAFO 1o. Cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia Transitorias y No Transitorias o Racionamiento Programado de gas natural de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya y los Agentes que atiendan la Demanda Esencial no cuenten con los contratos Firmes o que Garanticen Firmeza asumirán directamente los costos en que incurran los Agentes que por ello resulten afectados. Lo anterior, sin perjuicio de las acciones administrativas y sanciones que puedan derivarse de este incumplimiento. 
 
PARÁGRAFO 2o. La CREG, siguiendo los lineamientos establecidos en el Artículo 13 de este decreto, definirá los mecanismos que permitan a los Agentes que atiendan a la Demanda Esencial tener acceso a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural a que se refiere este Artículo. 
 
PARÁGRAFO 3o. Sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya, la CREG definirá la metodología para determinar los costos a los que se refiere este Artículo, los Agentes beneficiados y los mecanismos y procedimientos de pago”. (Subraya fuera de texto)
 
Teniendo en cuenta lo dispuesto en el Decreto antes mencionado, la fórmula tarifaria consignada en la Resolución CREG 137 de 2013 considera que los comercializadores que atienden usuarios regulados deben tener contratos con agentes que cuenten con respaldo físico de suministro y de transporte para atender toda la demanda regulada a la cual le prestan el servicio y que es considerada como esencial; so pena de caer en incumplimientos o fallas en la prestación del servicio por con contar con dichos contratos. 
 
No obstante, ante  la posibilidad de sobrecontratación de los comercializadores a usuarios regulados  se establecieron reglas para asegurar que los prestadores del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería hicieran contrataciones de cantidades acordes a las necesidades reales de los mercados que atienden, así como mecanismos para trasladar los valores recibidos por la venta de sus excedentes a sus usuarios;  en este sentido, se definió el rango de cantidades de compras de gas e incentivos para hacer la venta de los excedentes. 
 
El rango de cantidades de compras de gas para la atención de la demanda regulada se establece anualmente por cada comercializador y para cada mercado relevante de comercialización, conforme a los comportamientos históricos de su demanda .
 
Durante el periodo tarifario la Comisión publicó las siguientes circulares con el valor del “d” a aplicar en cada uno de los mercados:
 
En la gráfica anterior se observa que los valores publicados del “d” están entre el 51% y el 85%, lo que implica que existe una diferencia entre el límite superior e inferior del orden de 49% y 15%. 
 


La regulación actual, al prever que para el comercializador habría un exceso de gas en algunas épocas, justificadas por las mayores compras, contempló los ingresos por ventas de excedentes. Estas ventas deben repartirse entre el comercializador y el usuario. La venta de estos excedentes de suministro por parte de los comercializadores es muy baja, según lo ha publicado el Gestor del Mercado. Lo anterior indicaría que las ventas se están realizando a través del mercado secundario bilateral o simplemente, no se están llevando a cabo. 

La CREG con la información del Sistema Electrónico de Gas, SEGAS realizó un análisis de la forma de contratación en los mercados primario y secundario por parte del comercializador entre 2014 y 2018. 

Las gráficas anteriores muestran que la mayoría de los comercializadores atienden su demanda regulada con contratos bajo modalidades firmes, tanto en el mercado primario como en el secundario; sin embargo, se presentan algunas contrataciones en la modalidad con interrupciones, lo cual no es una práctica contractual adecuada para garantizar la continuidad de la prestación del servicio.

 

5.2.1. PRECIOS DE COMPRA DE GAS EN LOS MERCADOS PRIMARIO Y SECUNDARIO
 
De acuerdo con un análisis de la información del SEGAS, para el sector residencial se muestra el comportamiento de los precios de los contratos firmes durante el periodo 2014 a 2019 en el mercado primario y secundario. Estos reflejan que, en promedio, los precios del mercado primario han estado entre 4.37 y 5.26 USD/MBTU y, los del mercado secundario, han estado entre 3.62 y 5.67 USD/MBTU, no obstante se han presentado precios en el mercado secundario que han alcanzado los 15.9 USD/MBTU.
 
En la gráfica siguiente se muestran las diferencias entre los precios promedio del mercado primario y secundario por comercializador. En los casos en que los precios del mercado secundario sean mayores a los del mercado primario, el impacto en la tarifa de los usuarios dependerá de la proporción comprada en dicho mercado que se muestran en la Gráfica 21.
Con respecto al transporte, se observan diferencias significativas entre las tarifas de los contratos de capacidad de transporte en los mercados primario y secundario en tramos específicos de gasoductos, tales como Gibraltar-Barranca, Bucaramanga-Barranca y Ballena-Barranca.
La regulación vigente establece un esquema similar de traslado del costo de capacidad de transporte al definido para las compras de gas. En este sentido, los problemas asociados a niveles de compra superiores a la demanda de los comercializadores también se presentan en capacidad de transporte, así como el bajo nivel de venta de excedentes, llevando en algunos casos a que se presenten situaciones de atrapamiento de capacidad por parte de algunos agentes, lo cual repercute en traslados ineficientes de costos a los usuarios. 
 
5.2.2. COMPARACIÓN DEL G POR MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN
 
De acuerdo con la información del SUI, se observa que los precios del gas (G), en el periodo de enero de 2017 a diciembre de 2018 han estado entre un valor de 362 $/m3  y 1537 $/m3, lo que equivale aproximadamente a 3,20 USD/MBTU y 13,59 USD/MBTU, lo cual muestra que hay una gran dispersión de este precio entre mercados
 
En las gráficas 24 y 25 se muestra el comportamiento de los valores de G que han sido trasladados al usuario para los principales mercados, considerando la localización geográfica de las dos zonas de producción de gas. Se evidencia que hay una dispersión en estos valores y que no obedecen a una tendencia, a pesar de que las fuentes son casi las mismas para todos los mercados.
 

En la siguiente gráfica y, de acuerdo con la información reportada a la CREG según aplicativo de compras y transporte de gas, se muestra que los comercializadores adquieren el gas para atender sus usuarios regulados de un mismo mercado en diferentes fuentes de suministro.

En la siguiente tabla se muestra que, en la mayoría de las empresas que atienden en varios mercados, existe desviación entre los precios de suministro de gas (G). Sin embargo, en otras se encuentra que se cobra el mismo valor de G para todos sus mercados

5.2.3. MERCADO RELEVANTE PARA EL TRASLADO DE G Y T A USUARIOS REGULADOS
 
El traslado de las componentes de la fórmula tarifaria se ha realizado en varios periodos tarifarios considerando el mercado relevante de comercialización que corresponde al mismo de distribución. Sin embargo, una alternativa es considerar otra estructura de mercado para efectuar este traslado, tal como un mercado que comparta los mismos costos de suministro y/o de transporte, para la aplicación de la formula tarifaria a usuarios regulados.
 
 
5.2.4. INFORME DE LA SSPD SOBRE EL TRASLADO DE LOS COSTOS DE COMPRAS DE GAS AL USUARIO FINAL
 
La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD en el mes de junio de 2018, mediante comunicación con radicado CREG E-2018-005487, remitió un informe a esta Comisión sobre costos de compras de gas combustible (componente G) para las ciudades capitales. En este informe se adelantó un ejercicio empírico de reconstrucción de la componente G para el último trimestre del año 2017, utilizando tanto la información reportada por los agentes al SUI como la que reposa en el Sistema Electrónico de Gas – SEGAS, que administra el Gestor del Mercado. Para este estudio se seleccionaron las 27 capitales en las que se presta el servicio público de gas natural y el estudio se realizó para los mercados relevantes de comercialización que las agrupa.
 
La información del SUI que se utilizó corresponde a la reportada por las empresas conforme a la Circular Conjunta SSPD-CREG 001 de 2016. 
 
Por otro lado, la información del SEGAS que se utilizó corresponde a toda la información tanto contractual como transaccional de entrega a usuarios finales, esto con el fin de calcular CTCG (costo total de compras de gas para el mes anterior m-1 en el mercado relevante de comercialización) por mercado relevante y empresa. La SSPD también requirió al gestor la información para determinar los ingresos por venta de excedentes.
 
Aunque el informe hace un análisis detallado por mercado y por empresa, los hallazgos generales de este ejercicio realizado por la SSPD son los siguientes
 

1). Se encontró que las capitales departamentales Barranquilla, Santa Marta, Valledupar, Cali, Medellín y Bogotá, caracterizadas por la alta densidad de sus áreas metropolitanas, no gozan de precios bajos a pesar de la alta demanda característica de estas regiones, por el contrario, las mencionadas urbes siempre se ubican en los primeros lugares respecto al precio más altos pagados por sus usuarios.

2.). La variación de precios mes a mes es consecuencia, en primera instancia, de las negociaciones que se desarrollen en el mercado secundario del mercado mayorista de gas natural. Por otro lado, la SSPD considera pertinente evaluar las posibles incidencias de las cantidades demandadas por los usuarios regulados en los costos de suministro trasladados en la tarifa final para identificar presuntas vulneraciones a los usuarios finales del servicio público de gas natural.

3).  Existen Distribuidores-Comercializadores que en el mercado primario no contratan el 100% de las cantidades con las cuales atenderán a sus usuarios. En este sentido, el informe hace una primera aproximación de la señal de precios que se presenta en el mercado secundario para los meses de análisis:

En la tabla anterior se muestra que hay un amplio rango de precios en el cual se mueven las diferentes contrataciones del mercado secundario en la modalidad “Firme”, lo cual indicaría que en dicha serie se experimenta una desviación estándar considerable. Por lo anterior, la incidencia de los precios del mercado secundario puede afectar en mayor o menor medida los costos de suministro trasladados al usuario final, dependiendo de las cantidades faltantes para cubrir la totalidad de la demanda. Cabe resaltar, que al tratarse de una transacción en donde se puede presentar un costo adicional de intermediación, el precio del mercado secundario en promedio es mayor al que se observa en el mercado primario

4). En los análisis de dispersión realizados en el informe no se evidencia relación alguna entre precios y cantidades; por el contrario, se comprueba una situación de precios altos y bajos, para grandes y pequeños consumos, respectivamente.
 
5.) Existen inconsistencias de reporte al SUI del componente “G” respecto al cálculo que se puede realizar de esta variable haciendo uso de las variables complementarias de acuerdo con la Circular SSPD-CREG 001 de 2016. 
El análisis realizado por la SSPD, permitió identificar presuntas inconsistencias en el reporte de información de las empresas, lo cual va en contravía de lo previsto en el Artículo 14 de la Ley 689 de 2001 .
 
6). En relación con la información reportada al Gestor del Mercado, la Superintendencia identificó dos posibles tipos de sub-reportes: (i) carencia absoluta de información y, (ii) reporte parcial de la información.
 
7). Las prácticas descritas, no desarrollan el propósito pretendido por el regulador con la creación del Gestor de Mercado. El hecho de no contar con información oportuna y de calidad, dificulta la realización de una correcta vigilancia que, en el largo plazo, se traduce en una disminución del bienestar de los usuarios ante la dificultad para hacer trazabilidad de las transacciones lo cual, entre otros efectos, conduce a una eventual distorsión de los mecanismos de comercialización, así como un desequilibrio en las modalidades contractuales.
 
8). También se analizó el ingreso por venta de excedentes (IVE), teniendo en cuenta que podría existir un eventual incentivo para que los agentes no reporten el total de los ingresos producto de la venta de excedentes, puesto que al no registrar las ventas efectivamente realizadas, el valor de IVE tiende a cero y el agente obtiene ingresos por el traslado de las compras de gas a la demanda regulada.
 
Los análisis muestran que varios prestadores no registraron ingresos por venta de excedentes en todos sus mercados relevantes y, en el SEGAS tampoco se encontraron contratos de venta de estos agentes; y que, Empresas que tuvieron ventas, no registraron ningún contrato de venta en el SEGAS y, otras presentan un IVE reportado muy inferior al IVE calculado.
 
9). Se realizó un análisis sobre la desviación del G calculado con la información del SEGAS y al G reportado por los agentes al SUI, con el propósito de poder identificar las desviaciones en los mercados relevantes. Se concluyó lo siguiente:
 
a) Hay empresas con pocas diferencias entre el G calculado y el G reportado, pero hay otras que tienen grandes diferencias, lo que puede indicar que experimentan significativos problemas de reporte de información. Hay otras en las que el G calculado es inferior al G reportado, por lo que, de acuerdo con lo registrado en el SEGAS, dichas empresas presuntamente estarían cobrando de más a sus usuarios
 
b) Algunas empresas no solamente no registran contratos para todos sus mercados relevantes, sino que cuando lo hacen, el reporte no es de la calidad esperada, ya que puede que el precio registrado no sea el correcto o la cantidad de energía no esté bien distribuida entre sus mercados.
 
c) Hay mercados para los cuales no se encontró ningún contrato de suministro en el periodo analizado, por lo que no fue posible realizar el cálculo del componente G.
 
d) Otros mercados muestran, en promedio trimestral, una diferencia de varios pesos a favor del G calculado, es decir, en dicho mercado pudo haberse presentado un cobro indebido dado que el G calculado en los tres (3) meses analizados fue superior.
e) Hay contratos reportados por una empresa que tiene como destino un mercado relevante de otro distribuidor, no obstante, al revisar las ventas no hay ninguna transacción entre las dos empresas.
 
Las conclusiones generales dadas por la SSPD en su informe se pueden concretar como sigue:
 
1) Existe una dificultad para hacer trazabilidad de las transacciones.
 
2) No existe una relación clara entre las cantidades de gas natural demandadas por las ciudades capitales y el precio final de negociación que es trasladado al usuario regulado, lo cual podría no estar alineado con las economías de escala que se esperaría encontrar en este tipo de mercados.
 
3) Se encontró que algunos agentes podrían estar utilizando contratos interrumpibles para atender demanda regulada, lo que iría en contravía de la ley y la regulación.
 
4) Puede existir un eventual incentivo para que los agentes no reporten el total de los ingresos producto de la venta de excedentes.
 
5) Es importante que se defina de manera clara en la fórmula que deben seguir los agentes cuándo la demanda real es inferior a la cantidad mínima, esto con miras a las actuaciones de vigilancia tarifaria de la Superintendencia

 

Además, se señala en el informe que:
 
1) Existe un exceso de contratación por parte de los comercializadores en relación con el suministro y capacidad de transporte.
 
2) Aunque la regulación contempla incentivos para la venta de excedentes, estas ventas no se están dando o no se están reflejando como un beneficio en el costo que deben pagar los usuarios.
 
3) Existe una falta de claridad sobre las rentas que se están quedando a lo largo de la cadena.
4) Hay discriminación de mercados con consumos mayores y menores de siete millones de metros cúbicos. El primero debe cumplir con una condición y el otro traslada todas las compras.
 
5) Existen problemas en la definición del rango de compras de gas, la separación del límite superior e inferior es muy grande y el rango de cantidades es muy amplio, estos valores han ido aumentando con los años, llevando a concluir que realmente no está siendo un incentivo para hacer compras eficientes.
 
6) Se presenta dificultad para monitorear o vigilar que los comercializadores estén dando estricto cumplimiento de la regulación, dado que la trazabilidad y el cruce de información del SUI con la de los contratos del Gestor de Gas no es consistente y resulta ser complicada de verificar.
 
 
 
5.3. COSTO DE COMPRAS DE GAS POR VOLUMEN
 
Uno de los objetivos de la fórmula tarifaria era el de modificar el cálculo de los volúmenes medidos de cantidades energéticas a volumétricas en la estación reguladora de puerta de ciudad y en el medidor del cliente, con el fin de tener mayor trazabilidad de las cantidades de gas facturado por parte del productor al comercializador y de la cantidad de gas entregado por parte de este último a sus usuarios regulados; así como para evitar interpretaciones que se tenían en la aplicación de la fórmula. No se cuenta con la información necesaria sobre este aspecto que permita establecer el comportamiento en el periodo tarifario de este objetivo. 
 

5.4. PÉRDIDAS

La fórmula tarifaria reconoce las pérdidas reales en el sistema de distribución hasta el límite de 3.7%. La CREG mediante las circulares CREG 064 de 2014  y 005 de 2015  solicitó el reporte de información de compras por puntos de inyección y ventas a usuarios, incluyendo las variables de temperatura, presión y los factores de corrección medidos con el fin de consolidar la información de pérdidas. Esta información se comenzó a reportar en el 2014, pero en la actualidad no está completa conforme se observa en la siguiente tabla. El valor de cero indica el no reporte en el aplicativo de la CREG.

De otro lado, los valores de porcentajes reportados al SUI son los siguientes

De la tabla anterior se observa que los valores de pérdidas trasladados a los usuarios en la fórmula tarifaria se encuentran casi al límite máximo autorizado correspondiente a 3.7%. Lo anterior puede estar explicado por un incentivo a reportar un nivel similar al máximo establecido, o a no reportarlo debido a la imposibilidad de los agentes para hacer dicha medición.

 

5.5. CONFIABILIDAD  
 
La fórmula contempla una componente de confiabilidad que se incluyó previendo la posible remuneración de la infraestructura de proyectos de confiabilidad requeridos para garantizar la prestación del servicio público domiciliario.
 
En el año 2015 y posterior a la expedición de la Resolución CREG 137 de 2013, a través del Decreto 2345 de 2015  se definieron los conceptos de confiabilidad y seguridad de abastecimiento, los cuales antes no existían, en los siguientes términos:
 
“Confiabilidad: Capacidad del sistema de producción transporte, almacenamiento y distribución de gas natural de prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en la infraestructura”.
 
“Seguridad de abastecimiento: Capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, bajo condiciones normales de operación para atender la demanda en el mediano y largo plazo”.
 
En el mismo decreto se indicó que, con el objeto de identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan de Abastecimiento de Gas Natural que busca asegurar que las obras requeridas para garantizar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento se ejecuten y entren en operación de manera oportuna. 
 
Así mismo, se señaló que mientras se expedía el Plan de Abastecimiento de Gas, el Ministerio podría adoptar un plan transitorio de abastecimiento, el cual incluyera los proyectos necesarios en el corto plazo.
 
Sobre las inversiones del Plan de Abastecimiento, en el decreto se asignó a la CREG la función de expedir la regulación relacionada con la definición de los criterios cuando estos proyectos pudieran ser desarrollados por un agente como complemento de su infraestructura. En el caso de que deban ser desarrollados por otros agentes, como resultado de mecanismos competitivos, las metodologías de remuneración de estos proyectos deberían ser sujetas de cobro para ser remuneradas por sus beneficiarios. 
 
Al respecto, la CREG expidió la regulación respectiva mediante la Resolución CREG 107 de 2017 , en la que se contempló que el cobro de la infraestructura de confiabilidad y seguridad de abastecimiento a la demanda se hiciera a través del transportador dentro de la variable T. Dentro de los argumentos para utilizar esta variable y no el componente de confiabilidad definido en la fórmula tarifaria están:
 
1) No toda la demanda es atendida por un comercializador, hay usuarios que están conectados directamente al sistema de transporte y, en este caso, el comercializador no tendría capacidad de gestión frente a ellos.
 
2) La fórmula tarifaria prevista sólo es aplicable a los usuarios regulados, por lo cual no se recaudaría lo correspondiente a los usuarios no regulados, quienes también harían uso de los proyectos de confiabilidad y seguridad de abastecimiento.
 
3) El componente de la fórmula abarca el tema de confiabilidad. Sin embargo, los proyectos determinados en el plan de abastecimiento de gas definidos conforme al Decreto 2345 de 2015 pueden corresponder a confiabilidad, seguridad de abastecimiento o una combinación de estos dos. 
 
4) El número de recaudadores correspondería al mismo número de comercializadores, lo cual podría aumentar el riesgo al adjudicatario dado que hay un gran número de estos comercializadores los cuales deberían hacer el pago a este agente.
 
5) Considerando que toda la demanda de gas debe pasar por la infraestructura de transporte se contempló que sea el transportador el que haga el recaudo de los dineros que remuneran los proyectos del plan de abastecimiento a través de la variable T. 
 
Teniendo en cuenta lo anterior la Comisión no desarrolló la metodología asociada a esta componente ni tampoco ha sido necesaria desarrollarse para la confiabilidad en distribución.
 
 
5.6. PODER CALORÍFICO DE REFERENCIA, DETERMINACIÓN DE VOLUMENES Y SUS EQUIVALENTES EN ENERGÍA EN LA CADENA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO.
 
La regulación establecía en el Código de Distribución contenido en la Resolución CREG 067 de 1995 y aquellas de la modifiquen o adicionen, que, para facturar al usuario en volumen debía expresarse en metros cúbicos, a temperatura de 15.56 grados centígrados y a una presión atmosférica absoluta de 1.01325 Bar. En esta facturación se asumía un gas de referencia con poder calorífico de 37.253 Kj/m3 (1000 BTU/pie3). Estudios realizados en su momento, mostraban que era necesario eliminar el gas de referencia y que lo lógico era corregir el volumen por el factor de corrección por poder calorífico, cuando se establece un costo de [$/m3]. 
 
En el caso específico, para la variable de distribución se definió que se seguiría aplicando el poder calorífico de referencia, hasta tanto se aprobaran los cargos con la nueva metodología de distribución. Una vez aprobados los cargos bajo la nueva metodología, se actualiza mensualmente el cargo con el Factor de Ajuste de Poder Calorífico definido en la Resolución CREG 127 de 2013 , modificada por la Resolución CREG 033 de 2015 , u otra que la modifique, adicione o sustituya. Esto considerando la variación entre el poder calorífico mensual y el poder calorífico con que se aprobó el cargo.
 
En general, se hace necesario revisar todas las disposiciones en materia de medición de volumen y calidad a lo largo de la cadena de prestación del servicio para evitar distorsiones en los costos y en la facturación al usuario final derivadas de la diversidad de prácticas por las equivalencias en volumen y/o energía utilizadas por los comercializadores a usuarios regulados. Este análisis involucra la determinación de volumen y calidad del gas combustible cuando se mezclan gases de diferentes fuentes de suministro y/o o por efecto de la logística utilizada para la atención del servicio.
 
 
5.7. OPCIÓN TARIFARIA
 
La opción tarifaria permite que los comercializadores puedan hacer los incrementos tarifarios de forma gradual sin impactar de un solo golpe a los usuarios, permitiendo recuperar sus costos antes de la finalización del periodo tarifario. Esta opción se aplica para incrementos de un mes a otro, superiores a dos veces el IPC y, dando una gradualidad con un incremento del primer mes del 3% y un incremento anual no superior al 8%. Sobre la opción tarifaria no hay estadísticas de utilización y comportamiento.
 
 
 
5.8. OTROS ASPECTOS OBJETO DE ANÁLISIS
 
Adicionalmente a los temas analizados asociados a los objetivos planteados en la fórmula tarifaria vigente, se han identificado otros elementos para ser incluidos en el desarrollo de las bases de la nueva fórmula tarifaria para la prestación de servicios de gas combustible por redes de tubería. En los siguientes numerales se detallan estos elementos. 
 
5.8.1. ANÁLISIS DE LA CADENA DE GAS
 
Desde que se ha regulado la prestación del servicio de gas combustible por redes de tubería se ha tratado de mantener la separación de las actividades en la fórmula tarifaria correspondientes al suministro, transporte, distribución y comercialización, de tal manera que cada una de estas reciba su correspondiente remuneración. Sin embargo, existe la posibilidad que puedan estar generándose costos adicionales en las actividades de la cadena, lo que ha permitido que los costos a los usuarios regulados se incrementen y que no sea fácil identificar si esos mayores costos corresponden a la realidad de la actividad o a un manejo de intermediación entre los agentes.
 
De otro lado, los principios bajo los cuales debe funcionar un mercado son eficiencia, transparencia y neutralidad. De esta manera, todos los agentes que participan en el mercado podrían alcanzar los mayores beneficios de la actividad. En el caso del mercado de gas combustible por redes de tubería en Colombia, se presentan algunas situaciones que podrían estar mostrando fallas en el cumplimiento de estos principios, asociados a la información asimétrica del mercado. 
 
La primera situación está asociada a la poca trazabilidad y diferenciación de las transacciones en las diferentes actividades que podrían generar costos ineficientes para los usuarios del servicio público de gas domiciliario.
 
La segunda situación se presenta por la alta concentración de la negociación en acuerdos bilaterales que tiene efectos en el principio de neutralidad, y, sobre el principio de transparencia para la determinación de precios de mercado para ser trasladados a los usuarios regulados como costo eficiente de prestación del servicio. 
 
Por lo anterior, se generan problemas de riesgo moral asociados a las rentas que pueden obtener los participantes del mercado, siguiendo estrategias sobre la fórmula tarifaria definida en la regulación y los lineamientos de cobertura del servicio establecidos en la política pública. En este caso, las conductas de algunos agentes pueden estarse reflejando en mayores costos para los usuarios finales.
 
5.8.2. EVALUACIÓN, REVISIÓN DE LOS LÍMITES Y DISPOSICIONES PARA USUARIO REGULADO Y USUARIO NO REGULADO
 
La definición de usuario no regulado se ha establecido a partir de su consumo, el cual se ha mantenido desde hace varios años en más de 100.000 pcd o su equivalente en metros cúbicos, medidos de conformidad con lo establecido en el Artículo 77 de la Resolución CREG 057 de 1996 .
 
Esta condición de regulado o no regulado no la escoge el usuario, ya que éste se califica como tal, cuando cumple con las condiciones de la regulación e implica para el usuario no regulado una libertad para negociar sus tarifas o ir directamente al mercado primario.
 
El sector ha evolucionado y las condiciones del mercado han cambiado, llevando a comportamientos diferentes de consumo, ya sea por mejora en la eficiencia en los gasodomésticos, el cambio de costumbres de vida de los usuarios, la posibilidad de sustitución de energéticos, entre otras cosas, por lo que puede pensarse en un posible cambio de estos límites de usuario regulado y no regulado. Así como en la necesidad de definir las condiciones que aplican a los límites para 
 
5.8.3. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL CON OTRAS LOGÍSTICAS Y BIOGÁS
 
No se puede desconocer la posibilidad de atención de la demanda con otras logísticas de gas, por lo cual se deberá analizar las posibles alternativas que contemplen en el futuro el uso del gas natural licuado GNL o el biogás, entre otros. Esto toma relevancia en la medida que se ha abierto la posibilidad de atender la demanda regulada con biogás, a través de medidas regulatorias se han desarrollado nuevas formas de disponer de gas para zonas específicas en el país.
 
5.8.4. GAS NATURAL IMPORTADO
 
En un futuro cercano se podrá contar con gas natural importado para la atención de la demanda regulada. 
 
La planta de regasificación en el Atlántico, ubicada en Cartagena, surgió para que los generadores térmicos a gas pudieran respaldar sus Obligaciones de Energía en Firme con gas natural importado, así como para cubrir las generaciones de seguridad. En estos términos, el beneficio consistió en permitir generación firme de los térmicos con una alternativa diferente a los energéticos disponibles en el territorio nacional, especialmente en los momentos críticos del sistema.

Ahora bien, está previsto el proyecto “Construcción planta de regasificación del Pacífico”, el cual está contemplado en la Resolución 4 0006 del 2017  del Ministerio de Minas y Energía como parte del Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural que el Ministerio adoptó en atención a los criterios de confiabilidad y seguridad del abastecimiento que el sector requiere.

En el Decreto 2345 de 2015 se definieron los mencionados criterios de confiabilidad y seguridad del abastecimiento, de conformidad con lo previsto en los Artículos 1, 2 y 4 de la Ley 142 de 1994, en donde se establece que la distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos esenciales y el Estado intervendrá los mismos a fin de garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente.

De acuerdo con lo anterior, se entiende que la confiabilidad y la seguridad del abastecimiento tienen la connotación de bienes públicos, son parte del servicio público domiciliario de gas natural y, en consecuencia, en el diseño tarifario a cargo de la CREG debe contemplarse la forma para que se remuneren esos bienes. 

Con lo anterior, las infraestructuras de regasificación representan puntos de inyección en el sistema. De acuerdo con las disposiciones contenidas en la Resolución 114 de 2017, el gas que entra al sistema por las plantas de regasificación solamente se puede comercializar mediante los mecanismos que en esa disposición se determinaron.

No obstante, frente a la atención de la demanda regulada con gas natural importado resulta necesario establecer los niveles eficientes de precios que pueden transmitirse a esa demanda, considerando las referencias eficientes del GNL en los mercados internacionales versus la formación de los precios locales, para determinar los mecanismos de traslado de precios en la tarifa que asumen los usuarios regulados.

 

6. COMENTARIOS DE LOS AGENTES EN RESPUESTA A LA CIRCULAR CREG 005 DE 2018
 
A través de la Circular CREG 005 de 2018 la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas solicitó a las empresas comercializadoras y demás interesados presentar los temas que, a su juicio, consideraban que requieren ser mejorados, ajustados, modificados o incluidos en relación con las fórmulas tarifarias definidas actualmente mediante la Resolución CREG 137 de 2013. 
 
De acuerdo con lo anterior, se recibieron sugerencias para la revisión de temas de los siguientes agentes: REDNOVA S.A. E.S.P bajo Radicado E-2018-002455, EMGESA S.A. E.S.P. con  Radicado E-2018-002461, GAS NATURAL S.A. E.S.P. con Radicado E-2018-002462, EFIGAS S.A. E.S.P. con Radicado E-2018-002472, ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE GAS NATURAL – NATURGAS con Radicado E-2018-002487, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. con Radicados E-2018-002490 y E-2018-002505, GASES DEL LLANO – LLANOGAS S.A. E.S.P. con Radicado E-2018-002491, GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. con Radicado E-2018-002493,ECOPETROL con Radicado E-2018-002494.
 
Los principales comentarios se resumen a continuación:
 
 
6.1. UTILIZACIÓN DE OTROS COMBUSTIBLES Y OTRAS LOGÍSTICAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL PARA LLEGAR AL USUARIO.
 
Los Agentes en este aspecto: 
 
1) Sugieren conservar la estructura de la fórmula tarifaria que permita prestar el servicio con diferentes logísticas, lo cual ha dado flexibilidad a los comercializadores para cubrir su demanda con diferentes tipos de gas.
 
2) Dada la integración de mercados existentes de distribución, los Agentes proponen revisar la forma de cálculo del Cargo Fijo, toda vez que el mercado relevante de comercialización se encuentra definido en términos del sistema de distribución. En metodologías de cálculo anteriores, los cargos de distribución que remuneran las inversiones y los gastos de un mercado de distribución se definían de forma simultánea al cargo de comercialización, el cual remunera los gastos asociados al mercado de comercialización. Con los cargos transitorios de distribución, solicitados con base en la Circular 034 de 2017, que integraron mercados existentes de distribución, se creó un nuevo mercado de comercialización que no tiene un cargo único aplicable al nuevo mercado, sino que tiene tantos cargos de comercialización como mercados existentes se hayan creado. Así las cosas, Los Agentes afirman que no se puede tener un cargo fijo único que aplique a los usuarios del mercado relevante de comercialización
 
3) Afirman que las bases de la metodología para la remuneración del transporte de GNC en consulta, pueden ser poco coherentes con la actual fórmula tarifaria de gas natural.
 
 
6.2. TRASLADO DE COMPRAS Y CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS
 
Sobre este tema los Agentes:
 
1) Indican que actualmente las compras que realiza un comercializador sólo se pueden desagregar para usuarios regulados y no regulados. Lo anterior, afirman, impide obtener descuentos en la negociación con los productores para los usuarios regulados no residenciales. En este sentido, sugieren a la Comisión que se permita al comercializador segmentar las compras para los usuarios regulados no residenciales de las compras de los residenciales.
 
2) Señalan, además,  que el componente del costo promedio unitario en $/m3 correspondiente a las compras de gas natural con destino a usuarios regulados debería mantenerse como un cargo único para todo el mercado, teniendo en cuenta que las contrataciones para dicho mercado se deben realizar en firme con respaldo físico; si se separa la contratación entre residencial y no residencial, el efecto que tienen los picos de consumo industrial implicaría una contratación ociosa importante, basada en la desviación que este tipo de usuarios suele tener.
 
3) Según algunos Agentes, la interpretación que se está haciendo del Decreto 2100 de 2011, reflejada en la regulación, ha llevado a incentivar a los comercializadores a: i) contratar el suministro de gas natural para la demanda esencial, exclusivamente, mediante contratos firmes, pues no se les reconocen los costos de contratos con interrupciones; ii) contratar los volúmenes de su demanda a largo plazo en el mercado primario, por la posibilidad de percibir mayores ingresos por las ventas de los excedentes; y, iii) contratar volúmenes que superan los consumos de su respectiva demanda, esto es, en cantidades firmes equivalentes al pico máximo.
 
Según estos Agentes, lo anterior ha llevado a desnaturalizar los objetivos y las disposiciones de la Resolución CREG 089 de 2013 compilada en la Resolución CREG 114 de 2017, en la cual se reglamentaron los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural.
 
Por una parte, la interpretación que se está haciendo del Decreto 2100 de 2011, reflejada en la Resolución CREG 137 de 2013, conlleva la desaparición de cualquier incentivo para que los comercializadores que atienden demanda esencial vayan a los mercados de corto plazo a comprar algunas cantidades que les puedan hacer falta para atender a dicha demanda. Además, elimina la posibilidad de que los mismos acudan a contratos con interrupciones para cubrir una eventual necesidad de corto plazo.
 
En contraste, los Agentes afirman que se genera un incentivo a la sobrecontratación en el mercado primario, esto es, a contratar unas cantidades de gas a largo plazo cercanas a las cantidades máximas estacionales demandadas históricamente, pues los comercializadores están en condición de trasladarle el costo del gas comprado y no consumido a los usuarios regulados, e incluso tienen la posibilidad de obtener un rédito por las ventas de los excedentes en el mercado secundario. Esto, según los Agentes, le impone un mayor costo de prestación del servicio a la demanda regulada.
 
Según los Agentes, esta situación ha impuesto un mayor costo a la demanda esencial. Así mismo, afirman que la propia Comisión advirtió la posibilidad de esta situación en la Sección 4.2 del Documento CREG 082 de 2013, en el cual señaló:
 
"Aunque el decreto es claro en la firmeza del gas, lo cierto es que la sobrecontratación de este combustible puede llevar a que el usuario pague altos costos por cantidades de gas que finalmente no utiliza. Es por esto que con el propósito de contribuir a una asignación eficiente del gas natural se hace necesario determinar una regla que incentive a los prestadores del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, a que hagan contrataciones de cantidades acorde a las necesidades reales de los mercados donde atiende, siempre con la garantía del cumplimiento de lo dispuesto en el decreto 2100 de 2011".
 
Por otra parte, se afirma por los Agentes que, dado que la demanda esencial corresponde al 43% de la demanda nacional, la sobrecontratación de la misma lleva a que los mercados de corto plazo sean “mercados de vendedores”. En estos mercados se encuentran volúmenes disponibles para la venta, pero no se identifican compradores interesados en adquirirlos. Esto significa que los mercados de corto plazo tienen una escasa liquidez.
 
Por lo anterior, le sugieren a la CREG que evalúe la interpretación del Decreto 2100 de 2011 y que, el Ministerio de Minas y Energía revise y establezca la forma como se deben interpretar las disposiciones contenidas originalmente en el Decreto 2100 de 2011.
 
Para esto, los Agentes proponen considerar las siguientes alternativas para dar aplicación al Decreto 2100 de 2011:
 
a) Los comercializadores que atienden demanda esencial tienen la obligación de celebrar contratos con agentes con respaldo físico, por ser el mercado mayorista de gas natural un mercado físico. Sin embargo, cada comercializador está en libertad de definir la modalidad de contrato a suscribir, su duración y el volumen a contratar.
 
b) Lo anterior considerando que existen mecanismos de comercialización que permiten gestionar variaciones en el consumo de manera más eficiente, tales como los mercados de corto plazo. Además, considerando que las compensaciones establecidas en la regulación y las sanciones que puedan imponer los organismos de inspección, vigilancia y control, generan los incentivos adecuados para que cada comercializador defina adecuadamente su estrategia de comercialización.
 
c) Los comercializadores tienen la obligación de contratar en firme un volumen igual a la cantidad mínima o a la media del consumo de los años anteriores. Sin embargo, cada comercializador está en libertad de definir la modalidad de contrato a suscribir, su duración y el volumen a contratar para cubrir la demanda de los usuarios que representa en el mercado. Esto último, teniendo en cuenta las mismas consideraciones mencionadas en la anterior alternativa.
 
d) Así mismo, proponen modificar la fórmula tarifaria adoptada mediante la Resolución CREG 137 de 2013, incorporando alguna de las interpretaciones propuestas mediante el establecimiento de la obligación de contratar el gas con respaldo físico en contratos que deberá escoger el comercializador según su conveniencia o, la obligación de contratar una cantidad mínima en firme en función de los consumos de años anteriores.
 
e) Eliminar incentivos a sobrecontratarse, permitiendo trasladar a la demanda únicamente aquellas cantidades contratadas necesarias para atender la demanda real de cada comercializador.
 
f) Eliminar incentivos para acumular cantidades con el objeto de transarlas en el mercado secundario. La operación normal y las fluctuaciones de demanda son incentivo suficiente para transar cantidades en el mercado secundario.
 
4) Sobre el ingreso por venta de excedentes, las empresas manifiestan que el porcentaje actualmente es una constante que se aplica a los ingresos que se generen por vender los excedentes de gas y transporte en el mercado secundario. Esta constante, para el caso de las ventas realizadas por el comercializador, se calcula como el 80% del total de los ingresos generados, descontando un 33%, asociado a la tasa impositiva. 
 
5) Así las cosas, cada vez que la tasa del impuesto de renta varíe, se generará un diferencial a favor o en contra del comercializador de gas. Considerando que la tasa de impuestos no es fijada para un periodo con duración igual o mayor a la vigencia de la fórmula tarifaria, los Agentes solicitan a la Comisión dejar esta cifra como una variable, que actualizará el Gestor del Mercado anualmente, de acuerdo con las reformas tributarias que modifiquen la tasa del impuesto de renta, de forma tal, que no se beneficie ni perjudique al comercializador que realice las ventas de excedentes en el mercado secundario.
 
6) Así mismo, le proponen a la Comisión la posibilidad de trasladar costos provenientes de ajustes del productor comercializador y transportador por periodos adicionales a m-1 y hasta m-5 (Artículo 150 de la Ley 142 de 1994), dado que ha sido común que el productor o transportador emite una factura de ajuste por un periodo anterior a m-1, lo que implica recalcular el componente G o T del mes afectado, el cargo variable y realizar una re- facturación a la demanda afectada. 
 
 
6.3. PÉRDIDAS
 
Los agentes solicitan: (i) diferenciar pérdidas entre mercados, sea entre regulado y no regulado o, entre sector residencial y no residencial; (ii) redefinir el porcentaje máximo a trasladar, la revisión del cálculo y hacerlo por mercados relevantes diferentes; (iii) crear incentivos para que los agentes distribuidores realicen planes de mantenimiento y/o reducción de pérdidas.
 
Así mismo, los Agentes afirman que tienen índices de pérdidas inferiores a los máximos permitidos, tienen incentivos a relajar su gestión hasta que se alcancen los porcentajes máximos, afectando negativamente a los usuarios. Sugieren establecer un índice de pérdidas eficiente a reconocer, que pueda ser gestionado por los agentes distribuidores, de tal manera que ellos tengan incentivos para lograr valores menores.
 
 
6.4. CONFIABILIDAD
 
Sobre la variable de confiabilidad existente en la fórmula tarifaria los agentes solicitan que se defina la metodología que remunere los activos de confiabilidad.
 
 
6.5. PODER CALORÍFICO DE REFERENCIA
 
En relación con el traslado de la variable de distribución, las empresas manifiestan:
 
“En el parágrafo del Artículo 12 de la Resolución CREG 137 de 2013, se menciona que: "una vez expedida la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución y se aprueben los cargos a cada Mercado Relevante de Distribución" el factor de poder calorífico, Fpc, será igual a uno (1), dejando de lado el hecho de que si bien el cargo está aprobado en unidades de volumen ($/m3), el cambio en las proporciones del abastecimiento de un mercado relevante con gases de diferentes calidades afecta directamente la cantidad de volumen que cada usuario consumirá”. 
 
Por lo anterior, los Agentes afirman que esto puede resultar en una sub-remuneración, o una sobre-remuneración de la demanda del sistema de distribución y solicitan, al momento de establecer el cargo de distribución bajo la nueva metodología, aprobar un poder calorífico, el cual recoja la energía de la demanda para la fecha de corte. A su vez, mensualmente, en la fórmula general solicitan afectar el cargo de distribución multiplicándolo por la variación entre el poder calorífico del mes anterior versus el poder calorífico con que se aprobó el cargo.
 
 
6.6. OTROS TEMAS PRESENTADOS POR LOS AGENTES
 
6.6.1. USUARIO REGULADO Y NO REGULADO
 
Se propone por los Agentes modificar la definición de Usuario No Regulado y de Usuario Regulado en relación a su consumo, de acuerdo con las condiciones de la demanda y por temas de competitividad de la industria. En este sentido, señalan que se requiere mayor flexibilidad y posibilidad de negociación del precio del gas.
 
Manifiestan la necesidad de aclarar las definiciones de Usuario Regulado y Usuario No Regulado, dado que a través del Artículo 56 de la Resolución CREG 089 de 2013, modificado por el Artículo 55 de la Resolución CREG 114 de 2017 se derogó el Artículo 77 de la Resolución CREG 057 de 1996, por lo cual el comercializador se queda sin herramientas regulatorias para establecer la condición de un usuario ante variaciones en sus consumos.
 
Así mismo, frente a las disposiciones de usuario regulado y no regulado se recibieron los siguientes comentarios de los Agentes:
 
1) En caso de que un Usuario Regulado aumente sus consumos y se clasifique como Usuario No Regulado, su nueva condición sólo será efectiva hasta el siguiente 1° de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro y de capacidad de transporte con respaldo físico con periodo de un año. Esta condición enmarca la clasificación de los usuarios dentro de los tiempos de contratación del mercado mayorista, sin que éstos tengan relación directa.
 
2) En el caso de cambio de Usuario No Regulado a Regulado, es importante que el comercializador que atiende al usuario no se vea afectado por efecto de incumplimiento de contratos de suministro o transporte vigentes.
 
3) Establecer la expedición de un “paz y salvo” del comercializador que atiende al usuario como requisito previo al cambio de la condición de regulado a no regulado y viceversa. Además, en el caso del paso de Regulado a No Regulado dejar la posibilidad de que éste se realice en cualquier momento, si el comercializador que atiende al usuario está de acuerdo.
 
4) Analizar el nivel de consumo de un usuario anualmente sin considerar la duración del contrato vigente que éste tenga con su comercializador, con miras a clasificarlo como gran o pequeño consumidor.
 
5) Mantener la clasificación del usuario durante la vigencia de su contrato, exceptuando el caso en que el comercializador logre colocar el contrato en el mercado secundario o, directamente con otro gran comercializador, de forma tal que no se afecte ni el usuario que cambia su tipo de usuario, ni el comercializador que lo atiende.
 
6) Tener en cuenta el interés que tienen los comercializadores en desarrollar nueva demanda y, al considerar que los contratos que abastecen al mercado regulado suelen tener duraciones de largo plazo, el requerir que la fecha de reclasificación de usuarios sea únicamente el 1 de diciembre de cada año, sólo logra frenar el desarrollo de nueva demanda. Se solicita permitir reclasificar a los Usuarios Regulados a No Regulados cuando se tengan proyectos de consumo nuevo, siempre que se cuente con la disponibilidad de atención en el mercado no regulado. 
 
6.6.2. TRASLADO DE VARIABLE DE COMERCIALIZACIÓN (C)
 
Los Agentes solicitan modificar el traslado del cargo variable de comercialización, dado que este componente impondrá un fuerte impacto en los más grandes usuarios regulados, afectando considerablemente su competitividad. No obstante, no precisan la forma de modificación.
Asumen que, si el cargo C es único para todos los usuarios del mercado relevante, sin considerar el grado de elasticidad que cada tipo de usuario tiene, podría afectar el nivel de competitividad del gas natural al aumentar en el mismo monto y no, en la misma proporción, la tarifa de usuarios residenciales, comerciales e industriales. Por lo anterior, sugieren permitir canastear el cargo variable del costo de comercialización, siguiendo las mismas canastas y sus respectivos rangos de consumo que se creen a partir del cargo de distribución.
 
6.6.3. DESVIACIONES EN LOS INGRESOS POR DESFASE ENTRE TARIFA Y COSTO
 
Se solicita por parte de los Agentes reconocer dentro de los costos promedios unitarios de compras de gas y transporte, el costo financiero que tiene la contratación de forwards, mecanismo que permite nivelar las diferencias de TRM entre el ingreso y el costo que se pacta con la periodicidad que cada empresa requiere, con las medidas de cada mercado de acuerdo con los ciclos de facturación. Así las cosas, se reconocería dentro de la fórmula general la tasa de devaluación, que es el costo de la contratación del forward, multiplicado por el volumen contratado. Señalan que estas contrataciones pueden ser verificadas por el Gestor del Mercado con los contratos que se tienen entre el banco y la comercializadora.
 
De otro lado, otros Agentes recomiendan a la Comisión eliminar el riesgo cambiario para la demanda, mediante la definición de unos costos de suministro y transporte de gas, en $/MBTU y no en US/MBTU, considerando que esto da señales de inestabilidad tarifaria para la demanda, debido a la variación constante en la TRM.
 
6.6.4. DEMORA EN EL GIRO DE LOS SUBSIDIOS
 
Señalan que las demoras del Gobierno en el giro de subsidios afectan seriamente la suficiencia financiera de los comercializadores. Por lo anterior, los Agentes sugieren incluir una componente de reconocimiento de los valores financieros asociados al giro tardío de los subsidios.
 
6.6.5. OPCIÓN TARIFARIA RESOLUCIÓN CREG 184 DE 2014
 
Con referencia a los porcentajes límites para la recuperación de costos, definidos en la opción tarifaria de la Resolución CREG 184 de 2014, los Agentes señalan que los prestadores que deciden aplicarla tienen una restricción en los porcentajes para la recuperación de costos cuando el cargo variable tiene incrementos de un mes a otro, superiores a dos (2) veces el IPC a 31 de diciembre del año anterior al mes calculado. 
 
En este sentido, un incremento en el primer mes del 3% y un incremento anual no superior al 8% hacen que la aplicación de la opción se extienda por mucho más tiempo del propuesto en la fórmula tarifaria y obliga al usuario a asumir el costo de financiación y en las empresas afecta la suficiencia financiera. En este caso, le sugieren a la Comisión revisar la posibilidad de flexibilizar la aplicación de estos límites, de manera que el comercializador, con base en el conocimiento que tiene del mercado que atiende, pueda dividir los porcentajes de variación mensual y anual y el periodo para su aplicación y recuperación de costos.
 
6.6.6. CÁLCULO DE TARIFA EQUIVALENTE
 
Un Agente manifiesta que “En la actualidad, la fórmula de cálculo de la tarifa equivalente, para efectos de aplicación de subsidios, vuelve variable el costo fijo de comercialización con lo cual no se asegura la recuperación de los costos que tienen esta característica cuando hay usuarios que no registran consumo”. Por lo anterior, sugiere que se permita a las empresas recaudar los costos fijos a través de la facturación a todos los usuarios.
 
6.6.7. PUBLICIDAD
 
Algunos Agentes manifiestan que la publicación de tarifas debe ser más efectiva para el conocimiento de los usuarios. La publicación debería hacerse en medios más efectivos de divulgación, considerando las nuevas tecnologías. Por lo anterior, sugieren permitir que la publicación tarifaria se realice sólo en la página de internet del comercializador, donde se lleve un registro de la evolución de las tarifas cada mes y no en periódicos de amplia circulación, como está establecido en la Resolución CREG 137 de 2013.
 

 
7. COMENTARIOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS, SSPD
 
A solicitud  formulada por la Comisión mediante comunicación con radicado CREG S-2019-001606, el Superintendente Delegado para Energía Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios mediante comunicación con radicado CREG E-2019-006647 del 17 de junio de 2019 presentó a la Comisión “los principales aspectos identificados por la Dirección Técnica de Gestión de Gas Combustible, que se considera tener en cuenta para en el proceso que viene realizando la CREG para establecer la nueva fórmula tarifaria.” 
 
A continuación, se relacionan los comentarios recibidos:
 
“(…)
 
• Capítulo I. Definiciones.
 
Se recomienda, en lo posible, compilar, unificar y o derogar las normas emitidas en diferentes resoluciones de la Comisión en materia de cargos y tarifas, de tal manera que se disminuya el riesgo de múltiples interpretaciones. Así mismo, incluir la definición de todas las variables que se incluyan dentro de la metodología tarifaria general, tales como: “Costo de las compras de gas natural con respaldo físico”, “Pérdidas de Gas en Distribución” y “Pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte”.
 
Capítulo II, Fórmulas Tarifarias Generales Aplicable a los Usuarios Regulados del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería.
 
“(…) Artículo 4: Fórmulas Tarifarias Generales Aplicable a los 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:
Cargo variable:
 
 
En este sentido, se sugiere que, si estos términos van a ser parte de la nueva fórmula, se establezcan los parámetros para su cálculo.
 
Con esta recomendación se busca precisar los términos de la fórmula que deben ser calculados y reportados por el prestador, y no inducir a eventuales errores a los comercializadores, evitando futuras consultas sobre el ingreso de tales términos y su aplicación.
 
• Capítulo III, Costo de Compras de Gas Combustible.
 
Para la Superintendencia es muy valioso que la CREG haya tomado el informe de “Costo de Compras de Gas Combustible (componente G) cuarto trimestre 2017 Ciudades Capitales”, tal como lo manifiesta en la comunicación del asunto.
 
En particular, es de suma importancia que se tenga en cuenta, en los estudios que realiza actualmente la CREG para la definición de las bases de la metodología tarifaria general, la necesidad de especificar la fórmula que deben seguir los agentes, cuando la demanda real es inferior a la cantidad mínima, esto con el fin de efectuar las actuaciones de vigilancia tarifaria de la Superintendencia, situación que fue planteada con base en lo descrito en el numeral 3.2., relacionado con la fórmula tarifaria componente G mercados relevantes con consumos >= 7.000.000 m3 y numeral 4, descripción de la metodología utilizada para la reconstrucción componente G.
 
• Capítulo IV, Costos de Transporte:
 
Teniendo en cuenta que la CREG viene realizando el proceso de formulación de la metodología de remuneración del cargo de transporte de gas, se recomienda generar los mecanismos para garantizar la concordancia entre las diferentes normas atinentes a la remuneración de esta actividad, tales como planes expansión, planes de abastecimiento y con lo establecido en los artículos 7 y 8 de la Resolución CREG 137 de 2013.
 
• Capítulo IV (sic). Costos de Distribución:
 
En este componente, con fundamento en lo observado en la vigilancia a la aplicación de la Resolución CREG 137 de 2013, se recomienda revisar la pertinencia de mantener como variable el Factor de Corrección por Poder Calorífico, si su valor se mantiene en 1 para el próximo periodo tarifario, independientemente del gas suministrado.
 
Por otra parte, y dado que se han expedido varias Resoluciones, que modifican y actualizan, la metodología para el cálculo de este cargo, la Superintendencia considera importante desa¬rrollar en un único acto resolutivo los parámetros a tener en cuenta para el cálculo de dichas variables, lo anterior, dado que actualmente, confluyen varias metodologías que determinan los cargos de distribución, tales como: la Resolución CREG 011 de 2003 y la Resolución CREG 202 de 2013 , entre otras.
 
En consideración a lo establecido en el artículo 20 de la Resolución CREG 202 de 2013  y desarrollado en el anexo 16 de la misma, para esta Superintendencia es importante que se lleve a cabo un análisis del factor de conversión de unidades másicas (kg) a unidades de volumen (m3) para cuando se presta el servicio de GLP por redes, dado el incremento de usuarios que cuentan con este servicio a nivel del país.
 
• Capítulo V (sic). Costos de Comercialización
 
En este punto, se ratifica el planteamiento expuesto para el capítulo II, en el sentido de la importancia de incluir las definiciones de todas las variables de la fórmula, en este caso el cargo variable de la comercialización. 
 
• Capítulo VI (sic). Costos de Confiabilidad
 
“(…) Artículo 15. Costo de Confiabilidad de gas combustible. La componente de confiabilidad corresponderá al cargo de confiabilidad que sea aprobado de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución aparte. Hasta que no se defina dicha metodología este cargo será cero.
(-)”
 
Al igual que lo mencionado dentro del capítulo II; se sugiere, incluir la fórmula a desarrollar para cargo por confiabilidad, lo cual permite dar cumplimiento a lo definido en los Decretos 2687 y 4670 de 2008, 2100 de 2011 y 2345 de 2015, y en consideración a lo establecido en la Resolución CREG 107 de 2017 , mediante la cual la Comisión contempló que el cobro de la infraestructura de confiabilidad y seguridad de abastecimiento a la demanda se hiciera a través del transportador dentro de la variable T, por lo anterior se debe verificar si esta variable debe hacer o no parte de la fórmula tarifaria.
 
• Capítulo VII (sic). Pérdidas
 
(...) Artículo 16. Costos de pérdidas. Las pérdidas de Gas Combustible trasladables al usuario final, se determinarán de conformidad con el procedimiento definido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de Gas Combustible) a aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Hasta que la CREG establezca dicho procedimiento, se considerará un valor máximo a trasladar del 3.7 % por concepto de pérdidas (...)”.
 
Consideramos importante, que al usuario final se le trasladen las pérdidas reales que se presenta dentro del sistema, y que dentro de las empresas se promueva la planeación y ejecución de un plan de mantenimiento y/o reducción de pérdidas, donde se incentive la gestión de la reducción de las mismas a los agentes, donde a menores pérdidas mayores incentivos para la empresa.
 
Adicionalmente, teniendo en cuenta que el porcentaje de pérdidas reconocidas vía tarifa a cada agente distribuidor o transportador, es un reflejo de la eficiencia o ineficiencia de cada sistema, se propone a la CREG considerar la posibilidad de definir una senda de valores de pérdidas, por ejemplo, para los 5 años del periodo tarifario: que los primeros dos años se les reconozca un valor máximo (3.7%) y al final del periodo un valor mínimo (0.5%), que refleje la mayor eficiencia de cada sistema.
 
• Capítulo VIII (sic), Vigencia y Derogatorias
 
“(...) Artículo 21. Vigencia y derogatorias. La presente resolución rige a partir de su fecha de publicación y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias. (...)”
 
Con el propósito de facilitar la aplicación de la regulación, así como el ejercicio de las funciones de Inspección, Vigilancia y Control, se recomienda efectuar la derogatoria de todas las resolu¬ciones actualmente vigentes referidas a las metodologías tarifarias.
 
• Recomendaciones adicionales
Considerando el impacto que tiene la asignación de subsidios, se sugiere que dentro de la nueva resolución que establezca la metodología de cálculo de las tarifas para los usuarios de los estratos 1 y 2, se integren las normas que definen los diferentes aspectos relacionados con los subsidios. Tal es el caso de las disposiciones contenidas en las Resoluciones CREG 186 de 2010, modificada por la Resolución CREG 186 de 2013, Resolución CREG 241 de 2015 y Resolución CREG 152 de 2018, que aplica lo establecido en el artículo 125 de la Ley 1940 del 26 de noviembre de 2018 
 
Finalmente, la SSPD le manifiesta a la CREG, la disposición para participar en las mesas de trabajo que se realicen, así como para suministrar la información disponible en la entidad, que se considere necesaria en el desarrollo de los estudios identificados para la definición de la nueva metodología general". 
(…)”

 
 
8. RETOS DE LA NUEVA FÓRMULA TARIFARIA
 
De acuerdo con los análisis anteriores, se considera que la regulación que se expida para el nuevo periodo tarifario en relación con las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público de gas por redes de tubería a usuarios regulados debe propender por:
 
1) Hacer un traslado de los costos eficientes y efectivamente incurridos por el comercializador en las actividades de la cadena de prestación del servicio al Usuario Regulado.
 
2) Estimular a los comercializadores a que obtengan los contratos de suministro y de transporte necesarios para atender la demanda real regulada.
 
3) Incentivar a los comercializadores a que hagan la venta de sus excedentes de manera transparente, permitiendo que las ganancias sean distribuidas de forma equitativa entre la empresa y el usuario, evitando que se produzcan acaparamientos de suministro y capacidad de transporte de gas.
 
4) Lograr la trazabilidad de las cantidades y costos de suministro y de transporte que deben pagar los usuarios, de tal manera que sean fáciles de verificar permanentemente por parte de las entidades de control.
 
5) Evitar el arbitraje entre los costos del mercado regulado y no regulado.
 
6) Generar señales de precios eficientes para ser trasladadas a los usuarios regulados.
 
7) Flexibilizar las medidas para que los usuarios puedan cambiar su característica de usuario regulado a no regulado.

 
 
9. ASPECTOS QUE DEBEN ESTUDIARSE PARA EL PRÓXIMO PERIODO TARIFARIO
 
Luego de los análisis efectuados por la CREG y teniendo en cuenta los comentarios de recibidos, se encuentra relevante incluir, dentro de los estudios y análisis que se efectuarán para la determinación de la fórmula tarifaria general para el siguiente periodo tarifario, además de los señalados a lo largo de este documento, los aspectos que se indican a continuación:
 
1) Estudio de la cadena del servicio de gas combustible en orden a identificar si hay rentas extras para algunos agentes de la cadena, a través de la trazabilidad de los costos pagados a los productores y transportadores y luego cobrados a los usuarios. 
 
2) Estudio sobre el límite y disposiciones para usuario regulado y usuario no regulado, con el objeto de revisar las condiciones vigentes para optar por la opción de cambio de condición de usuario regulado y no regulado, teniendo en cuenta los compromisos contractuales de suministro y capacidad de transporte que han adquirido los comercializadores que los atienden. 
 
3) Análisis de mercados relevantes que comparten los mismos costos G y T y que deberían ser compartidos por los usuarios en el costo de prestación de servicio. 
 
4) Análisis acerca de si la fórmula tarifaria debe ser separada para cada uno de los tipos de gas y/o logísticas de comercialización que pueden ser utilizados para la prestación del servicio. 
 
5) Sobre la prestación del servicio con GLP por redes, la Comisión realizará un análisis, entre otros, sobre los siguientes temas: Factor de conversión de unidades, comportamiento de las compras de GLP de los comercializadores en el mercado mayorista, revisión de las disposiciones relativas a la Capacidad de Compra, costos de transporte terrestre desde los puntos de entrega del comercializador mayorista hasta los tanques de almacenamiento del distribuidor, entre otros.
 
6) Se considerará en los análisis la prestación del servicio de gas natural con otras logísticas de transporte como micro GNL y biogás. 
 
7) En el tema del traslado de compras de gas, es relevante efectuar los siguientes análisis: 
 
a) Aplicación por parte de los distribuidores-comercializadores de las disposiciones del Decreto 2100 de 2011.  
 
b) Esquema de reconocimiento de los costos de compras de gas natural nacional dentro de la fórmula, analizando las diferencias entre demanda regulada y no regulada.
 
c) Esquema eficiente para el traslado de compras de gas natural importado (GNI) con destino a la demanda regulada.
 
d) Revisión del rango de compras de gas que aplica a los comercializadores que atienden demandas mensuales mayores a siete (7) millones de metros cúbicos mes.  Así como mecanismos para el traslado de precios en mercados menores a estos siete (7) millones de metros cúbicos.
 
e) Mecanismos de traslado de precios que sean fáciles de verificar y permitir el monitoreo constante por parte de las autoridades de vigilancia y control.
 
f) Incentivos para que las empresas que atiendan mercados pequeños accedan al mercado primario y consigan mejores precios para sus usuarios.
 
g) Revisar el esquema de incentivos para la venta de excedentes de gas, de tal manera que se vea reflejado en un beneficio para los usuarios regulados. 
 
8) Se analizará la forma de hacer consistente el traslado de costos de transporte con el traslado de las compras de gas.
 
9) Sobre el particular, la nueva fórmula debe propender porque se consideren unos precios óptimos en la variable T que se traslada al usuario regulado, los cuales se pueden obtener a través de la venta de excedentes de capacidad y estableciendo los mecanismos regulatorios para que se cobre a esta demanda regulada, como máximo, solo los cargos regulados de transporte; evitando así el abuso de la posición dominante en la reventa de capacidad de transporte de unos Agentes, esto considerando sobre todo que se trata de una actividad con características de monopolio natural.
 
10) En este sentido, se están estudiando dos posibilidades para enfrentar el problema de atrapamiento de capacidad de transporte. La primera, se asocia a la limitación de compra de capacidad de transporte conforme a la demanda de usuarios finales de cada comercializador. En segunda instancia, se está analizando una fórmula de traslado que reconozca la gestión de los comercializadores en el mercado de capacidad de transporte de gas, a través del reconocimiento diferenciado entre las transacciones en el mercado primario y en el mercado secundario. 
 
11) Estudio sobre el tema de pérdidas en los sistemas de transporte y distribución y análisis de la posibilidad de establecer incentivos para su reducción que beneficien al comercializador y al usuario final.
 
12) Evaluar la conveniencia de tener la componente de confiabilidad en la fórmula tarifaria y, en caso de que sea necesario, definir la forma en que ésta debe trasladarse al usuario final.
 
13) Analizar la pertinencia de flexibilizar los parámetros de aplicación de la opción tarifaria.
 
14) Análisis de alternativas para garantizar la sostenibilidad de la prestación del servicio en los mercados con recursos públicos donde se identifiquen problemas.
 
15) Analizar la manera de realizar la medición desde la producción hasta el usuario final para hacer consistentes las medidas de volumen y calidad en todas las componentes que se consideran en el costo de prestación de servicio al usuario final.
 
16) Revisar la posibilidad de trasladar costos provenientes de ajustes del transportador por periodos adicionales a m-1 y m-5.
 
17) Aspectos como la variación en la TRM, el ciclo efectivo y el costo financiero asumido por los comercializadores en el giro de los subsidios.