RESOLUCIÓN 018 DE 2002

Abril 25 de 2002

 

Por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones CREG 017 y CREG 023 de 2000 y CREG 071 de 1998

COMENTARIO.—Debe entenderse derogado ya que la el artículo 56 de la Resolución CREG 089 de 2013 derogó el artículo 3º de la Resolución CREG 023 de 2000. El texto derogado disponía:

ART. 1º—Modifíquese el numeral 3º del artículo 3º de la Resolución CREG-023 de 2000 el cual quedará así:

“3. A partir de la vigencia de la presente Resolución 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”.

Comentarios

COMENTARIO.—Debe entenderse derogado ya que la el artículo 56 de la Resolución CREG 089 de 2013 derogó el artículo 4º de la Resolución CREG 023 de 2000. El texto derogado disponía:

ART. 2º— Modifíquese el artículo 4º de la Resolución CREG-023 de 2000, el cual quedará así:

“ART. 4º—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,

BOLs-1 = es el componente variable del precio máximo regulado del semestre s-1 correspondiente al valor de la perdida de crudo, actualizado con el índice NYMEX según la fórmula. Para el primero de enero del año 2003, el valor de BOLs-1 es igual a 85 centavos de dólar,

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 de 100 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, actualizado con el índice NYMEX según la fórmula. Una vez se cuente con un año completo de operación de dicha planta, el valor de VLR se actualizara 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),

NYMEXs = Promedio semestral, para el semestre s, del índice de precios diario para el crudo estándar cotizado en el mercado de Nueva York (New York Mercantile Exchange); el semestre cero (0) corresponderá al primer semestre del año 2002.

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 de 100 MPCD, según la siguiente expresión:

VLR = VPN(LRT,r,P)/VPN(Q0) 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 del parágrafo 2º del artículo 4º modificado por el artículo 2º de la presente resolución. Para los años 1 a T-1 se deberán incluir los valores reales de recuperación de líquidos reportados por Ecopetrol, según lo previsto”.

Comentarios

COMENTARIO.—El artículo 2º de la Resolución CREG 018 de 2002 fue modificado por el artículo 1º de la Resolución CREG 050 de 2002, cuyo texto se encuentra más adelante en este mismo capítulo.

Debe tenerse en cuenta que la Resolución CREG 088 de 2013 liberó el precio del gas natural puesto en punto de entrada del sistema nacional de transporte, con excepción del campo de Opón.

COMENTARIO.—Este artículo debe entenderse derogado por el artículo 26 del Decreto 2100 de 2011. El texto derogado disponía lo siguiente:

ART. 3º—El artículo 6º de la Resolución CREG-017 de 2000 quedará así:

“ART. 6º—Reservas insuficientes de gas natural. Se entenderá que existen reservas insuficientes de gas natural producido en Colombia, para comprometer nuevos volúmenes de exportación, cuando el Factor R/P sea inferior a seis (6) años.

De conformidad con lo establecido en el artículo 67.7 de la Ley 142 de 1994 y demás funciones atribuidas por la ley, el Factor R/P será calculado anualmente por el Ministerio de Minas y Energía, el 31 de Enero de cada año. Para realizar dicho cálculo se utilizará la Producción Total Nacional de gas natural del año calendario inmediatamente anterior y las Reservas Probadas Remanentes a 31 de diciembre de dicho año.

Si el resultado del Factor R/P es menor a seis (6) años, quedan prohibidas exportaciones de volúmenes adicionales relacionados con nuevos contratos de exportación de gas natural y, cualquier incremento en el volumen de los contratos de exportación ya existentes. Esta disposición permanece vigente, mientras el factor R/P sea inferior a (6) años.

PAR.—La anterior disposición aplicará de manera idéntica para el caso en que la exportación corresponda a gas natural licuado o comprimido – GNL o GNC”.

ART. 4º—Derogado. Res. 93/2006, art. 6º, CREG.

NOTA: El artículo derogado disponía: “ART. 4º—Modifíquese el artículo 6º de la Resolución CREG-071 de 1998, el cual quedará así:

“ART. 6º—Comercialización conjunta. A partir del 12 de septiembre del año 2000, los productores de gas natural no podrán comercializar su producción de manera conjunta con otros socios del contrato de exploración y producción respectivo (contrato de asociación), ni podrán comercializar conjuntamente la producción de dos o más contratos de exploración y producción diferentes, de acuerdo con lo establecido en el artículo 71 de la Resolución CREG-057 de 1996.

PAR.—Hasta que la CREG determine lo contrario, la anterior prohibición no aplicará para la comercialización conjunta de la producción de gas natural proveniente de campos de gas natural asociado”.

ART. 5ºVigencia. 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