. 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.

. 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.