RESOLUCIÓN CREG 08 DE 2018 (V)

Fecha de publicación - Diario Oficial No. 50.533: 12 MAR. 2018/ Última actualización del editor: 30 NOV. 2022.

 

Por la cual se modifica el numeral 4.5.1.1 del RUT 

 

La Comisión de Regulación de Energía y Gas

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los decretos 1523 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y


C O N S I D E R A N D O  Q U E:


Según lo establecido en el artículo 14 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas natural.

Según el numeral 74.1 del Artículo 74 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente. 

Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y complementado, la Comisión estableció el reglamento único de transporte de gas natural, RUT. 

En el RUT se define el desbalance de energía como “la diferencia entre la Cantidad de Energía Entregada y la Cantidad de Energía Tomada por un Remitente en un Día de Gas”. 

En el numeral 4.5.1 del RUT, modificado por la Resolución CREG 154 de 2008, se establece el ciclo de nominación de transporte de gas.

En el numeral 4.5.1.1 del RUT se establece que “El CPC, podrá rechazar una Nominación que no cumpla con el formato de Nominación - Confirmación establecido en este Reglamento, o que no sea transmitida dentro de los términos y plazos estipulados en el Ciclo de Nominación de Transporte. En este caso, el CPC asumirá que la Cantidad de Energía Nominada por el Remitente es igual a la del día anterior para Remitentes que atiendan Usuarios Regulados o igual a cero para los demás remitentes”.

De acuerdo con el numeral 1.3 del RUT, la Comisión puede tomar la iniciativa para reformar el RUT cuando estime que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte. 

En el numeral 1.3 del RUT se establece que “A partir de la expedición del presente Reglamento, todos los Contratos de Transporte que se suscriban incluirán una cláusula de ajuste que permita acoger las modificaciones que se hagan al RUT, sus normas complementarias y en general las demás reglamentaciones que expida la Comisión”.

Mediante la Resolución CREG 114 de 2017 la CREG adoptó disposiciones relacionadas con los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Con esta Resolución se introdujeron las definiciones de desbalance de energía positivo y desbalance de energía negativo. 

En los parágrafos 2 y 3 del artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen reglas aplicables a los desbalances de energía negativos y positivos.

Las disposiciones sobre desbalances adoptadas en el RUT y en la Resolución CREG 114 de 2017 tienen como objeto contribuir a la operación eficiente, económica y confiable del sistema nacional de transporte, SNT, específicamente contribuir a evitar (i) acumulación de gas en el sistema de transporte debido a desbalances de energía positivos lo cual puede impedir la inyección de gas al sistema de transporte; o (ii) descompresión del sistema por tomas de gas superiores a las programadas, o desbalances negativos, lo cual puede causar inestabilidad operativa en el sistema. 

La presencia de altos desbalances de energía positivos generan acumulación indeseable de gas en el sistema de transporte, lo que puede impedir la inyección de gas al sistema de transporte y una acumulación de gas que en términos reales no está físicamente en el sistema de transporte. 

Por lo anterior se hace pertinente adoptar disposiciones adicionales a las establecidas en la Resolución CREG 114 de 2017 que contribuyan a evitar acumulación de gas en el sistema de transporte debido a desbalances de energía positivos. 

Mediante la Resolución CREG 066B de 2016 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general que propone adoptar, “Por la cual se modifica el numeral 4.5.1.1 del RUT”. Esta modificación busca establecer reglas para ajustar desbalances superiores al 5% de la capacidad contratada al transportador.

En el Documento CREG 009 de 2018, el cual soporta la presente Resolución, se presenta el análisis a los comentarios recibidos sobre la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 066B de 2016, dando cumplimiento a lo dispuesto en el Decreto 1078 de 2015.

Teniendo en cuenta lo dispuesto en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 1074 de 2015, no es necesario remitir la presente Resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio, puesto que habiéndose diligenciado el correspondiente cuestionario, con la expedición de la misma no se observa que se estén afectando normas relativas a la competencia.

Mediante la comunicación con radicado E-2018-000815 del 1 de febrero de 2018 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios presentó una propuesta de redacción a las disposiciones planteadas en la Resolución CREG 066B de 2016 sobre: “i) obligación de conducta para exigir que las nominaciones correspondan con la necesidad de gas para el día siguiente; y ii) aclaraciones a la redacción para que las obligaciones del transportador queden más claras y se facilite el ejercicio de las facultades de inspección, vigilancia y control”. 

La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión No. 834 del día 22 de enero de 2018.

 

RESUELVE:

ART. 1º Modificación del numeral 4.5.1.1 del RUT. El numeral 4.5.1.1 del RUT quedará así: 
 
“4.5.1.1 Verificación de información de la nominación
 
El CPC podrá rechazar una nominación que no cumpla con el formato de nominación-confirmación establecido en este reglamento, o que no sea transmitida dentro de los términos y plazos estipulados en el ciclo de nominación de transporte. En este caso, el CPC asumirá que la cantidad de energía nominada por el remitente es igual a la del día anterior para remitentes que atiendan usuarios regulados o igual a cero para los demás remitentes.
 
Durante la nominación el CPC aplicará lo siguiente: 
 
a) Cuando el desbalance acumulado al término del día D-1 de un remitente sea mayor o igual al 5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, el transportador deberá aceptar en la nominación de transporte a la entrada, para el día D+1, la diferencia entre el equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador y la cantidad total de energía acumulada del desbalance. Si al aplicar este ajuste en la nominación durante cinco (5) días consecutivos no se logra un desbalance acumulado menor al 5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, la cuenta de balance entre el transportador y el respectivo remitente se ajustará automáticamente al 5% el sexto día. 
 
Las cantidades del desbalance acumulado que el transportador ajuste automáticamente el sexto día deberán restarse del desbalance entre el transportador y el vendedor que entregó el gas al sistema de transporte, y en la nominación para el séptimo día se tendrá en cuenta el desbalance acumulado del 5% que quedó en el sexto día. 
 
Si por razones asociadas exclusivamente a la estabilidad operativa del sistema, el transportador no puede autorizar la entrega de una cantidad de energía de desbalance dentro del plazo establecido, tal cantidad no se contabilizará para propósitos de la medición del 5% del desbalance acumulado a partir de ese día de gas, y el transportador y el remitente acordarán la forma de liquidar esta cantidad de energía. La cantidad total de energía acumulada del desbalance no hará parte de las capacidades disponibles que debe declarar el transportador al gestor del mercado en virtud de lo establecido en el numeral 1 del artículo 45 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. 
 
b) Para efectos de aplicar las disposiciones del literal a) anterior los remitentes que atienden demanda regulada y los transportadores podrán acordar un porcentaje de desbalance acumulado al término del día D-1 superior al 5% de la cantidad equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador para atender demanda regulada, el porcentaje de desbalance podrá variar entre los diferentes días de la semana. La cantidad transportada diariamente para la demanda regulada se determinará como se establece en el Anexo 1 de la Resolución CREG 070 de 2016, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.  
 
c) En los puntos con consumos menores a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD), y excepto cuando en estos puntos se esperen altos consumos para el siguiente día de gas, debidamente soportados al transportador por parte del remitente, el transportador autorizará diariamente una cantidad que no será superior al consumo promedio del último año calendario más un porcentaje que permita cubrir cantidades pico que superen el promedio. El transportador establecerá este porcentaje con base en los consumos diarios máximos de cada uno de los últimos 6 meses de prestación del servicio de transporte en el respectivo punto, y lo podrá ajustar mensualmente si es necesario. 
 
El transportador publicará en el BEO, para los remitentes involucrados en los puntos de salida con consumos menores a 500 KPCD, el promedio del último año y el porcentaje que permita cubrir las cantidades pico que superen el promedio.
 
El consumo de 500 KPCD corresponderá al consumo promedio del año calendario anterior.
 
No estarán sujetos a las disposiciones del literal a) anterior: i) aquellos remitentes conectados a un punto de salida cuyo consumo agregado sea menor a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD); y ii) aquellos puntos de salida que no dispongan de telemetría y en los cuales el transportador es el responsable de su disposición según el artículo 34 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
 
Las cantidades de gas que se almacenen en el gasoducto a través del servicio de parqueo no se tendrán en cuenta para estimar los desbalances acumulados de que trata el literal a) anterior.
 
Las Nominaciones que realicen los participantes del mercado deberán corresponder a la mejor estimación de las cantidades que el agente efectivamente necesita para el siguiente día de gas. Los participantes del mercado tienen la obligación de conservar el soporte de dicha estimación el cual deberá estar disponible por un tiempo máximo de 5 años a efectos de ser verificado, cuando se requiera, por parte de la autoridad competente.
Conc.; RESOLUCIN CREG 071 DE 1999 (V) -* num. 4.5.1.1. ;

ART. 2. Transición. Los transportadores que requieran realizar adecuaciones a sus sistemas de información para dar cumplimiento a las disposiciones de los literales a), b) y c) del numeral 4.5.1.1 del RUT, modificado por el Artículo 1 de la presente Resolución, dispondrán de 4 meses para dar inicio a la aplicación de estas disposiciones, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.  

ART. 2.Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

 

PUBLíQUESE Y CÚMPLASE

 
 
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.