ART. 1º— Una vez la CREG adopte los cargos de transporte de una extensión de la red tipo II, el transportador o distribuidor interesado podrá solicitar a la CREG la inclusión de la inversión en dicha extensión dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

Como parte de la solicitud, el agente interesado le presentará a la CREG la información exigida en los artículos 8º y 9º de la Resolución CREG 126 de 2010.

Una vez se reciba la totalidad de la información, la comisión enviará al agente un resumen de la solicitud. Dentro de los cinco (5) días siguientes al recibo de tal resumen el agente lo publicará en un diario de amplia circulación en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional. El agente deberá enviar copia del respectivo aviso de prensa a la CREG.

La CREG determinará si incluye la inversión en la extensión de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados, tomando en consideración, entre otras, las disposiciones contenidas en los artículos 2º y 3º de esta resolución.

 Disposiciones para la comparación del costo unitario de gas natural con el de gas licuado de petróleo distribuido a través de cilindros. Adóptense las disposiciones contenidas en el anexo de la presente resolución para establecer si, de acuerdo con lo estipulado en el parágrafo 4º del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, es inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado de petróleo distribuido a través de cilindros, estimado para la misma demanda.

La CREG podrá incluir la inversión en la extensión de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados, para el correspondiente período tarifario, solo si se cumple lo siguiente:

[CUgnt(inferior),CUgnt(superior)] < [CUglpt(inferior),CUglpt(superior)]

La anterior expresión equivale a:

CUgnt(superior) < CUglpt(inferior)

Donde:

CUgnt (superior):

Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite superior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU. Esta variable se estimará según lo dispuesto en el numeral 1 del anexo de la presente resolución.

CUgnt (inferior):

Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU. Esta variable se estimará según lo dispuesto en el numeral 1 del anexo de la presente resolución

CUglpt (superior):

Costo unitario del GLP (límite superior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU. Esta variable se estimará según lo dispuesto en el numeral 2 del anexo de la presente resolución.

CUglpt (inferior):

Costo unitario del GLP (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU. Esta variable se estimará según lo dispuesto en el numeral 2º del anexo de la presente resolución

La CREG podrá incluir la inversión en la extensión de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados, para el correspondiente período tarifario, solo si establece que, de acuerdo con lo estipulado en el parágrafo 4º del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, dicha inclusión no compromete la neutralidad entre los agentes que prestan el servicio en el área geográfica de influencia del gasoducto objeto de análisis.

Para estos efectos, en el evento en que se haya presentado la situación estipulada en el literal f) del artículo 24 de la Resolución CREG 126 de 2010, la CREG verificará que el valor de la inversión indicada en el sobre 2 por el agente que haya presentado el menor valor del cargo equivalente-CE, sea inferior al valor de la inversión prevista en los sobres número 2 de los demás distribuidores y transportadores que participaron en el proceso.

PAR.— La CREG podrá realizar otros análisis a fin de establecer si de acuerdo con lo estipulado en el parágrafo 4º del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, la inclusión de las inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte compromete la neutralidad entre los agentes que prestan el servicio en el área geográfica de influencia del gasoducto objeto de análisis.

 Cargos de transporte. La CREG modificará los cargos de transporte vigentes cada vez que incluya inversiones de red tipo II de transporte en el cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes. En caso de que proceda tal inclusión, la CREG determinará para cuáles tramos o grupos de gasoductos existentes se modificará el cálculo tarifario.

 Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

 PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

DISPOSICIONES PARA LA APLICACIÓN DE LOS CRITERIOS DE ANÁLISIS PARA LA INCLUSIÓN DE INVERSIONES EN EXTENSIONES DE LA RED TIPO II DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DENTRO DEL CÁLCULO TARIFARIO DE TRAMOS O GRUPOS DE GASODUCTOS EXISTENTES.

1. Estimación del costo de prestación del servicio del gas natural

La estimación de los límites del rango del costo de prestación del servicio a un usuario de gas natural en los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II de transporte,CUgnt , se realizará de conformidad con las siguientes fórmulas:

Donde:

CU****gnt(superior):

Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite superior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

CUgnt(inferior):

Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

GTt(superior):

Costo de las compras y del transporte de gas natural (límite superior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

GTt(inferior):

Costo de las compras y del transporte de gas natural (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU_._

Dt:

Costo de la distribución del gas natural, expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

Ct:

Costo de la comercialización del gas natural, expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

t:

Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al último día calendario del último mes para el cual se cuente con la información necesaria para realizar este análisis.

Los costos a considerar en cada variable serían los que resulten de hacer las estimaciones que se definen a continuación. Estos no contemplarán disminuciones por aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte o de redes de distribución, como aquellos correspondientes a recursos del Fondo Nacional de Regalías y del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, entre otros.

1.1. Para la estimación de las variables GTt(superior) y GTt(inferior) se tendrán en cuenta los precios del gas natural que proviene de las fuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda de los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II.  

Donde:

GTt(superior):

Costo de las compras y del transporte de gas natural (lÍmite superior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

GTt(inferior):

Costo de las compras y del transporte de gas natural (lÍmite inferior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU_._

Ai,t

Valor maximo de las compras y del transporte de gas natural para la fuente producción i

Bi,t

Valor mínimo de las compras y del transporte de gas natural para la fuente producción i.

TRM:

Tasa Representativa del Mercado en la fecha t, certificada por la Superintendencia Financiera, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.

GTi,t

Valor promedio de la suma de las variables Gi,m,t y Ti,m,t expresado en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha t por MBTU.

Ver imageni,t:

Desviación estándar del conjunto de valores que resulta de la suma de las variables Gi,m,t y Ti,m,t, para la fuente de producción i.

Gi,m,t:

Precio del gas natural que proviene de la fuente de producción i, en el mes m, expresado en dólares de los Estados Unidos de AmA533;rica de la fecha t por MBTU. La CREG considerará los precios del gas natural observados durante los dos años calendario anteriores a la fecha : i) precios resultantes de las subastas de gas natural que se hayan realizado, indexados al mes m según lo pactado en los contratos; ii) precios regulados para el mes m; y iii) precios resultantes de la aplicación de otros mecanismos de comercialización que establezca la CREG, correspondientes al mes m. Las posibles fuentes de producción se identificarán, entre otros, teniendo en cuenta las fuentes utilizadas en el mercado de comercialización más cercano a las poblaciones objeto de análisis.

Ti,m,t:

Costo regulado del transporte del gas natural desde la fuente de producción i, correspondiente al mes m, expresado en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha t por MBTU.

i:

Fuente de producción de gas natural que la CREG considere se podrá utilizar para abastecer la demanda de las poblaciones que resultan beneficiadas con la red tipo II. Cuando durante el período de análisis se haya realizado más de una subasta de gas proveniente de una fuente de producción, la información de cada subasta se considerará como una fuente de producción independiente.

m:

Mes.

Ki:

Número de meses del período de análisis de dos años calendario anteriores a la fecha t para los cuales se cuenta con información de precios de la fuente de producción i.

PCFi:

Poder calorífico del gas natural según la fuente de producción i, expresado en MBTU por kpc. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el Sistema único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

z:

Número de tramos o grupos de gasoductos con cargos aprobados por la CREG, desde la fuente de producción i hasta el punto de salida de la red de tipo II objeto de aná;lisis.

h:

Tramo o grupo de gasoductos desde la fuente de producción i.

Cargosh,m,t:

Pareja de cargos regulados para el tramo o grupo de gasoductos h, que está vigente al momento del análisis, actualizada al mes m, expresada en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha t por kpc. La CREG utilizará la pareja de cargos regulados en que -f sea igual a 0.80 y -v sea igual a 0.20 según lo dispuesto en el artículo 15 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Para la red tipo II de transporte que es objeto de análisis esta variable corresponderá a la pareja de cargos regulados que resulte de aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, actualizada al mes , expresada en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha por kpc. La CREG utilizará la pareja de cargos regulados en que -f sea igual a 0.80 y -v sea igual a 0.20 según lo dispuesto en el artículo 15 de la Resolución CREG 126 de 2010.

t:

Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al último día calendario del último mes para el cual se cuente con la información necesaria para realizar este análisis.

Los precios de Gi,m se actualizarán a la fecha utilizando el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. 

Los precios de los Cargosh,m se actualizarán a la fecha t utilizando el indice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200). Para estos efectos se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo.

1.2. Para la determinación de la variable Dt se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

Dt:

Costo de la distribución del gas natural, expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

Dgast:

Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

PCF:

Promedio aritmético de los poderes caloríficos del gas natural según las fuentes de suministro posibles, expresado en MBTU por kpc. Se utilizarán los valores de poder calorífico reportados en el Sistema único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

t:

Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al último día calendario del último mes para el cual se cuente con la información necesaria para realizar este análisis.

a. Si la demanda a atender corresponde a un mercado relevante de distribución con cargo vigente, la variable Dgast se estimará así;

Dgast  =  Dpromediot

Donde:

Dgast

Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

Dpromediot:

Cargo promedio de distribución en el mercado relevante que será beneficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de aná;lisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

t:

Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al último día calendario del último mes para el cual se cuente con la información necesaria para realizar este análisis.

b. Si la demanda a atender corresponde a varios mercados relevantes de distribución de gas natural con cargos vigentes, la variable Dgast se estimará así:

Donde:

Dgast:

Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos de la fecha t: por metro cúbico.

g:

Número de mercados relevantes de distribución atendidos con la red tipo II de transporte objeto de análisis.

l:

Mercado relevante de distribución atendido por la red tipo II de transporte objeto de análisis.

Dpromediol,t:

Cargo promedio de distribución en el mercado relevante l que será beneficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

Qi,t:

Demanda de volumen mensual del mercado relevante l, expresada en metros cúbicos. Corresponderá al volumen reconocido en la aprobación del cargo de distribución, para el quinto año del período tarifario, dividido por 12_._

t:

Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al último día calendario del último mes para el cual se cuente con la información necesaria para realizar este análisis.

Si para el mercado relevante l se encuentra vigente un cargo promedio para la distribución de gas licuado de petróleo por redes de tubería, Dpromedio(glp)l,t, la variable Dpromediol,t se estimará mediante una conversión, así

Donde:

Dpromediol,t:

Cargo promedio de distribución en el mercado relevante l que será atendido por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

Dpromedio(GLP)l,t:

Cargo promedio de distribución de GLP por redes de tubería en el mercado relevante l, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha_t_ por metro cúbico.

fe:

Factor de equivalencia energética entre el gas licuado de petróleo y el gas natural.

PCFGN:

Promedio aritmético de los poderes caloríficos del gas natural según las fuentes de suministro posibles, expresado en MBTU por kpc. Se utilizarán los valores de poder calorífico reportados en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

PCFGLP:

Promedio aritmético de los poderes caloríficos del gas licuado de petróleo según las fuentes de suministro posibles, expresado en MBTU por kpc. Se utilizarán los valores de poder calorífico reportados en el Sistema único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

c. Si la demanda a beneficiarse con la red de tipo II de transporte se encuentra en un municipio o grupo de municipios que no cuentan con cargos aprobados para la prestación del servicio de gas natural, se hará una estimación del cargo promedio de distribución, considerando el municipio o grupo de municipios a beneficiarse como un nuevo mercado relevante.

Donde:

Dgast:

Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

k:

Número de mercados relevantes de distribución con características similares a las del mercado que se beneficiará con la red tipo II de transporte objeto de análisis.

r:

Mercado relevante de distribución con características similares a las del mercado que se beneficiará con la red tipo II de transporte objeto de análisis.

Dpromedior,t:

Cargo promedio de distribución en el mercado relevante , vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

Qr,t:

Demanda de volumen mensual del mercado relevante r, expresada en metros cúbicos. Corresponderá al volumen reconocido en la aprobación del cargo de distribución, para el quinto año del período tarifario, dividido por 12_._

t:

Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al último día calendario del último mes para el cual se cuente con la información necesaria para realizar este análisis.

Para establecer si el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, es inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado de petróleo distribuido a través de cilindros, estimado para la misma demanda, la CREG seguirá los pasos indicados a continuación:

Para estos efectos se emplearán las siguientes fórmulas:

Para la estimación de la variable Dgast, del nuevo mercado relevante se tomarán en consideración los cargos de distribución aprobados en mercados relevantes de distribución existentes y con características similares, así: