RESOLUCIÓN 023 DE 2000

Abril 23 de 2000

 

Por la cual se establecen los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país.

ART. 1º—Derogado. Res. 089/2013, art. 56, CREG.

ART. 2º—Derogado. Res. 089/2013, art. 56, CREG.

ART. 3º—Sustituido. Res. 119/2005, art. 1º, CREG. Precio Máximo Regulado del gas natural. Los precios máximos regulados en dólares por millón de BTU, para el Gas Natural colocado en los puntos de entrada a los sistemas de transporte, serán los siguientes:

1) Para el Gas Natural Libre producido en los campos de la Guajira y Opón, el Precio Máximo Regulado, será el que resulte de aplicar la siguiente fórmula:

Donde:

PMRt = Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU).

PMRt-1 = Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1).

INDICEt-1 = Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1).

INDICEt-2 = Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2).

INDICE = Modificado. Res. 199/2011, art. 1º, CREG. “INDICE = Platts US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% sulfur fuel oil, precio de cierre”

Para efectos de la aplicación de la fórmula anterior se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Para el PMRt del gas natural producido en los campos de la Guajira el cambio de semestre será el 1º de febrero y el 1º de agosto de cada año. Para el PMRt del gas natural producido en los campos de Opón el cambio de semestre será el 1º de enero y el 1º de julio de cada año.

b) El PMRt-1 que se utilizará para dar aplicación a la fórmula anterior por primera vez, después de la entrada en vigencia de la presente resolución, será el último precio calculado con base en la Resoluciones 039 de 1975 y 061 de 1983 del Ministerio de Minas y Energía para el gas natural producido en los campos de la Guajira y Opón respectivamente.

c) El PMRt que se obtiene con la aplicación de la fórmula contenida en el presente artículo se expresará con cuatro (4) cifras significativas, redondeando la cuarta cifra decimal con base en la quinta como usualmente se hace, es decir, si la quinta cifra decimal es menor o igual que 5, la cuarta se mantiene igual, mientras que si es mayor que 5, la cuarta cifra decimal se incrementará a la siguiente unidad.

2) A partir de la vigencia de la Resolución CREG 018 de 2002, se establecen como Precio Máximo Regulado para el Gas Natural Asociado producido en Cusiana y Cupiagua, en condiciones de ser inyectado en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, los siguientes valores:

a) US$1.40/MBTU, si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, es inferior o igual a 180 MPCD.

b) Un precio sin sujeción a tope máximo, si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, es superior a 180 MPCD.

PAR. 1º—Para la producción de campos diferentes a los establecidos en el presente artículo, existentes o futuros, los precios se determinarán libremente, sin sujeción a topes máximos, bajo el régimen de libertad vigilada que consagra la Ley 142 de 1994.

PAR. 2º—De no acordarse entre las partes un método de facturación distinto, la facturación del gas suministrado se hará en pesos y se liquidará a la tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes en el cual se efectuó el suministro. Dicha tasa será la reportada por la Superintendencia Bancaria.

PAR. 3º—En aquellos casos en los cuales el Ministerio de Minas y Energía autorice la quema de gas en los términos previstos en el artículo 87 del Decreto 1895 de 1973 y exista un tercero interesado en su utilización, el productor-comercializador, o el comercializador, no podrán aplicar precios de venta de dicho gas que superen el costo de oportunidad del mismo.

PAR. 4º—Los precios máximos regulados fijados en el presente artículo, con excepción de los precios sin sujeción a tope máximo, corresponden a un contrato pague lo demandado”.

NOTA: La Resolución CREG 088 de 2013, liberó el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al SNT, con excepción del Campo Opón.

ART. 4º—Modificado. Res. 050, jul. 11/2002, art. 1º, CREG. Modificado. Res. 018/2002, art. 2º, CREG. Actualización de los precios máximos regulados. Los precios máximos regulados señalados en los numerales (1) y (2) del artículo 3º de esta resolución, se actualizarán conforme a lo estipulado en la respectiva resolución que les aplique.

A partir del 1º de enero del año 2003 el precio máximo regulado señalado en el literal (a) del numeral (3) del artículo 3º se actualizará cada primero de enero y cada primero de julio conforme a la siguiente fórmula:

donde:

Ps = es el precio máximo regulado correspondiente al semestre s.

PFs-1 = es el componente fijo del precio máximo regulado del semestre s-1 actualizado con el PPI según la fórmula. Para el primero de enero del año 2003, el valor de PFs-1 es igual a 73 centavos de dólar por MBTU.

BOL = es el componente del precio máximo regulado correspondiente al valor de la perdida de crudo. Este valor será igual a 85 centavos de dólar por MBTU.

VLR = es el componente variable del precio máximo regulado correspondiente al beneficio por recuperación de líquidos. Hasta que se cumpla el primer año completo de operación de la planta con capacidad de tratamiento instalada mayor o igual a 100 MPCD y menor o igual a 180 MPCD de gas natural en condiciones de ser inyectado al sistema nacional de transporte de gas, el valor de VLR es igual a 18 centavos de dólar por MBTU. Una vez se cuente con un año completo de operación de dicha planta, el valor de VLR se actualizará anualmente como se establece en el parágrafo 2º del presente artículo.

PPIs: Índice semestral, del semestre s, de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la oficina de estadísticas laborales del departamento de trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).

PAR. 1ºActualización de precios. En los contratos de suministro celebrados con usuarios no regulados o con comercializadores para atender usuarios no regulados, las partes podrán, de común acuerdo, acogerse a un esquema de actualización de precios diferente al establecido en este artículo. En caso de no lograrse acuerdo, se aplicará lo dispuesto en este artículo.

PAR. 2ºActualización anual de la componente VLR. Una vez se cumpla la condición establecida en la descripción del componente variable VLR de la presente resolución, el valor de la componente VLR se actualizará anualmente como sigue.

Cada primero de enero, el valor de la componente VLR en el precio máximo será actualizada considerando la recuperación real de líquidos estabilizados reportados para el año inmediatamente anterior por Ecopetrol en la planta con capacidad de tratamiento instalada mayor o igual a 100 MPCD y menor o igual a 180 MPCD de gas natural, según la siguiente expresión:

VLR = VNP (LRr,r,P)  IVPN (Qo)  para T = 1,…,15

donde:

VPN = Valor Presente neto del beneficio por recuperación de líquidos.

T = Año para el cual se realiza la actualización.

r = Tasa de descuento igual a 18.45%.

P = Precio de crudo igual a US$Q97;16/barril para valoración de LR.

VPN(Q0) = Valor presente neto de producción de gas natural igual a 185.42 millones de MBTU.

LRT = Valor de recuperación de líquidos, en barriles, para el año T, a considerar en la determinación del valor presente neto para la estimación de la componente VLR. A partir del año T hasta el año 15, el valor constante a considerar como LR será el reportado por Ecopetrol para el año T-1 en los términos de este parágrafo. Para los años 1 a T-1 se deberán incluir los valores reales de recuperación de líquidos reportados por Ecopetrol”.

Comentarios

COMENTARIO.—El artículo 4º había sido modificado previamente por el artículo 2º de la Resolución CREG 018 del 11 de julio de 2002.

ART. 5º—Derogado. Res. 089/2013, art. 56, CREG.

ART. 6º—Derogado. Res. 089/2013, art. 56, CREG.

ART. 7º—Derogado. Res. 089/2013, art. 56, CREG.

ART. 8º—Derogado. Res. 089/2013, art. 56, CREG.

Notas

NOTA: El artículo derogado disponía: “ART. 8º—Subastas de suministro de gas natural. Antes del 30 de junio del año 2001, la comisión establecerá un mecanismo de subastas para la venta parcial o total del gas de regalías y del gas producido por Ecopetrol. Las características de la subasta reflejarán las condiciones del mercado en dicho momento.

Las subastas de que trata el presente artículo cubrirán el gas que no haya sido comprometido en contratos en el momento de entrar en vigencia la resolución que las reglamente”.

ART. 9º—Derogado. Res. 089/2013, art. 56, CREG.

ART. 10.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el diario oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias, en especial los artículos 26, 27, 28, 69 y 73 de la Resolución CREG-057 de 1996, y la Resolución CREG-009 de 1999.