RESOLUCIÓN 154 DE 2012

(diciembre 17)

Diario Oficial No. 48.686 de 27 de enero de 2013

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general “por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994 y el Decreto número 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004, concordante con el artículo 8o del Código de Procedimiento Administrativo de lo Contencioso Administrativo, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución para la adopción de fórmulas tarifarias que pretenda expedir.

En el documento CREG-090 de 2012 están contenidos todos los análisis que soporta la presente propuesta.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su Sesión 545, del 17 de diciembre de 2012, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.

ARTÍCULO 2o. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las Autoridades Locales Municipales y Departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los tres meses siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 3o. Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse a Germán Castro Ferreira. Director Ejecutivo de la Comisión, a la siguiente dirección: avenida calle 116 No 7-15, Edificio Torre Cusezar, interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ARTÍCULO 4o. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., 17 de diciembre de 2012.

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Viceministro de Energía delegadodel Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN.

por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 2.4 de la Ley 142 de 1994 establece que el Estado intervendrá en los servicios públicos, para entre otros el logro de la prestación continua ininterrumpida del servicio, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan.

Según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos.

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuye a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.

Según lo establecido en el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, en virtud del principio de eficiencia económica, se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”.

Según el principio de suficiencia financiera definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

De conformidad con el artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994 toda tarifa tendrá un carácter integral en el sentido que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras.

Según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión Reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.

Según lo dispone el artículo 90 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de regulación al definir sus tarifas pueden definir varias alternativas y siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas.

De conformidad con lo establecido en el artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, podrá incluirse dentro de las fórmulas tarifarias un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.

El artículo 91 de la Ley 142 de 1994 dispone que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio.

De conformidad con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas.

El artículo 136 de la Ley 142 de 1994 establece que la prestación continua de un servicio de buena calidad, es la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos, y por lo tanto el incumplimiento de la empresa en este aspecto se denomina, para los efectos de esta ley, falla en la prestación del servicio.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos.

Los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994, determinan la posibilidad de establecer áreas de servicio exclusivo de gas natural.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en cumplimiento de lo dispuesto en el parágrafo 1o del artículo 40 de la Ley 142 de 1994, expidió las Resoluciones CREG 015, 022 de 1995 y 118 de 1996 y verificó la necesidad de utilizar la modalidad contractual de áreas de servicio exclusivo.

Conforme a lo anterior y a lo dispuesto en el artículo 174 de la Ley 142 de 1994, el Ministerio de Minas y Energía otorgó en concesión especial la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natural en forma exclusiva, en seis áreas del país.

Mediante la Resolución CREG 057 de 1996, la CREG determinó el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias.

El Capítulo VII de la Resolución CREG 057 de 1996 desarrolla la regulación de las áreas de servicio exclusivo de distribución de gas natural incluida la fórmula tarifaria aplicable.

El artículo 128 de la Resolución CREG 057 de 1996 determinó que los contratistas de las áreas de servicio exclusivo serán Empresas de Servicios Públicos y estarán sometidos a la Ley 142 de 1994, a las disposiciones que la modifiquen y a las cláusulas contractuales. En lo no previsto por ellas, estarán sujetos a las resoluciones expedidas por la Comisión sobre el servicio público de gas natural, en particular las que contienen las disposiciones generales, las referentes al transporte y a distribución y las que las modifiquen, complementen o adicionen.

El régimen tarifario aplicable por los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo corresponde a aquel definido en la Resolución CREG 057 de 1996, en lo relativo a la fórmula tarifaria y los demás componentes, distintos al cargo de distribución, el cual fue pactado en los respectivos contratos de concesión.

El artículo 146 de la Resolución CREG 057 de 1996 definió las fórmulas tarifarias generales aplicables a los concesionarios y dispuso que las tarifas a los pequeños consumidores de gas natural por red física o tubería estarán sometidas a la fórmula tarifaria general, definida en el numeral 1 del artículo 107 de dicha resolución, con las siguientes modificaciones:

“Artículo 146. Fórmulas Tarifarias Generales para Contratistas de Áreas de Servicio Exclusivo. (…)

a) El cargo promedio máximo unitario de distribución (Dt) estará regulado por las normas previstas en el artículo siguiente de esta resolución y será pactado contractualmente;

b) El cálculo de la factura sin subsidio se determinará por el período de facturación;

c) No serán aplicables a los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo el último inciso del numeral 107.2.2.1 del artículo 107 de esta resolución;

d) Con excepción del cargo promedio máximo unitario de la red (Dt) los elementos de la fórmula tarifaria general (Tt, Gt, St y Kst) se ajustarán de conformidad con lo dispuesto en el artículo 107 de esta resolución”.

El equilibrio entre contribuciones y subsidios con el cual se estructuraron las áreas de servicio exclusivo se alteró por efectos del cumplimiento de la Ley 812 de 2003, la cual dispuso que los incrementos de las tarifas no podrían superar el índice de precios al consumidor.

La Cláusula 28 de los contratos de concesión de las áreas de servicio exclusivo establece que “(…) El CONCESIONARIO empleará gas natural en la ejecución del contrato. La utilización de otro tipo de gas combustible solo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del CONCEDENTE, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas. Se procurará el uso de gases intercambiables que no afecten el normal desempeño de los artefactos (…)”.

La Cláusula 35 de los contratos de concesión establecen que:

“Régimen tarifario general: (…)

Cuando la CREG modifique la fórmula tarifaria general de manera que afecte el equilibrio económico del contrato se procederá a su restablecimiento en los términos de las cláusulas 50 y 51 de este contrato, según sea el caso”.

La Cláusula 38 de los contratos de concesión determina que: “En todo caso, el CONCESIONARIO deberá cumplir con las disposiciones de ley y las expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas que obliguen al CONCESIONARIO en materia de tarifas. Cuando estas disposiciones afecten el equilibrio económico, este será objeto de restablecimiento por parte del CONCEDENTE, de conformidad con las estipulaciones de este contrato”.

Los contratos de concesión establecen en la cláusula 50 cuándo procede el restablecimiento del equilibrio económico del contrato por cambios en la estructura de la fórmula tarifaria general determinando que:

“Cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas modifique la estructura, la composición, o estos dos elementos de la fórmula tarifaria general contenida en la cláusula 30 de este contrato sin alterar el cargo promedio máximo unitario de la red de distribución pactado en ese contrato en esa cláusula, y esta modificación de la fórmula altere el equilibrio económico de tal manera que el CONCESIONARIO no pueda cumplir con los compromisos de expansión de la cobertura del servicio pactados en la cláusula 10 de este contrato, el CONCESIONARIO podrá presentar ante el CONCEDENTE un estudio que demuestre la forma en que el cambio afecta la capacidad del CONCESIONARIO para alcanzar las coberturas pactadas; con base en el análisis del estudio presentado, las partes acordarán la modificación de las coberturas pactadas, si este evento ocurre durante los ocho (8) primeros años contados a partir de la fecha máxima de iniciación de la prestación del servicio prevista en la cláusula 24 de este contrato y si las coberturas pactadas no han sido ya alcanzadas por el CONCESONARIO. En todo caso, para restablecer el equilibrio económico del contrato, se aplicará el factor de ajuste establecido en la cláusula 44 de este contrato”.

De acuerdo con lo establecido en los contratos de concesión, el plazo otorgado en los mismos para el cumplimiento de las metas de cobertura y expansión ya se cumplió.

Así mismo, el contrato de concesión establece en la cláusula 51 la forma en que el CONCEDENTE deberá, con cargo a su presupuesto compensar anualmente al CONCESIONARIO cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas expida regulaciones aplicables al CONCESIONARIO en la ejecución del contrato que modifiquen las condiciones pactadas en relación con el cargo promedio máximo unitario de distribución pactado y esta modificación altere el equilibrio económico, de tal manera que el CONCESIONARIO no pueda recibir la remuneración prevista por los consumos de los usuarios por él atendidos dentro del área. Además, establece que en este caso deberá acordarse la forma de modificación de estas fórmulas, de tal manera que el equilibrio económico del contrato se pueda restablecer en los eventos relacionados con el ajuste del cargo promedio máximo unitario de distribución en una forma sustancialmente equivalente a la originalmente prevista.

Mediante Resolución CREG 136 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuaron los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, en el siguiente periodo tarifario.

La CREG recibió comentarios de Gas Natural S.A. E.S.P. y Naturgas mediante comunicaciones con radicados CREG número E-2009-007888 y E-2009-008208, respectivamente.

La Comisión elaboró una propuesta de opción tarifaria que se sometió a consulta mediante Resolución CREG 032 de 2010 (Documento CREG 028 de 2010) a la que podrían acogerse voluntariamente los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo.

Frente a la propuesta se recibieron comentarios de Gases de Occidente (radicado CREG E-2010-004670), Isagen (radicado CREG E-2010-004141), Gas Natural (radicado CREG E-2010-004234) y Naturgas (radicado CREG E-2012-004252).

La Comisión analizó los comentarios recibidos y sus respuestas se encuentran contenidas en el Documento CREG 090 de 2012 soporte de esta propuesta.

Mediante Decreto 880 de 2007 modificado por el Decreto 4500 de 2009, el Gobierno Nacional fijó el orden de atención prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda.

El 15 de junio de 2011 se expidió el Decreto 2100, “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, el cual determinó en su artículo 18 que “los Agentes Operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio público de gas natural”.

Con el fin de incentivar el desarrollo de las mejores alternativas técnicas, analizadas desde un punto de vista de costo beneficio, la CREG, dentro del término de seis (6) meses, contados a partir de la expedición de este decreto, establecerá los criterios de confiabilidad que deberán asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio público de gas natural y fijará las reglas para la evaluación y remuneración de los proyectos de inversión que para el efecto presenten los Agentes Operacionales”.

Así mismo, el citado Decreto 2100 de 2011 en su artículo 20 dispuso que la CREG evaluará la necesidad de implementar la prestación del servicio de gestión de la información operativa y comercial del sector de gas natural, en cuyo caso establecerá la metodología para seleccionar y remunerar dichos servicios.

La Comisión adelantó con la Universidad Tecnológica de Pereira un estudio denominado “Diagnóstico de los Sistemas de Instrumentación y Medición en la Distribución del Gas Natural Domiciliario”, en el cual se revisaron las fórmulas vigentes para determinar el componente de compras de gas natural (Gm) a trasladar al usuario final en la factura mensual, encontrando justificación para modificar lo establecido en la Resolución CREG 057 de 1996 vigente en la actualidad para las Áreas de Servicio Exclusivo.

Mediante la Resolución CREG 054 de 2012 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural”.

A través de la Resolución CREG 059 de 2012 se modificó el Anexo General de la Resolución CREG 067 de 1995, el parágrafo del artículo 108 de la Resolución CREG 057 de 1996 y el artículo 108.2 de la Resolución CREG 057 de 1996, estableciendo un nuevo marco en relación con la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de los usuarios de gas combustible por redes de tubería.

En esta resolución se dispuso que el nuevo marco aplicable a las revisiones periódicas no aplicaría a las áreas de servicio exclusivo hasta que termine la vigencia de los contratos de concesión especial para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natural por red de tubería en forma exclusiva en las áreas que a la fecha de publicación de dicha Resolución se encontraran concesionadas.

Mediante Resolución CREG 097 de 2012 la CREG ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se libera el precio para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte”.

Mediante Resolución CREG 113 de 2012, la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del Reglamento de operación de gas natural”.

De los análisis efectuados por la Comisión se concluye que la opción tarifaria propuesta mediante Resolución CREG 032 de 2010 para las áreas de servicio exclusivo aunque reporta un beneficio para los usuarios del servicio, para lograrlo se deben incrementar los costos actuales de prestación del servicio.

Por lo anterior y teniendo en cuenta las nuevas disposiciones que en materia de política se han expedido, especialmente aquellas relacionadas con la confiabilidad de suministro de gas, así como la necesidad de contar con un gestor del mercado cuyos servicios sean asumidos por toda la demanda de gas, se requiere una nueva fórmula tarifaria aplicable a las áreas de servicio exclusivo.

De igual manera, estudios y análisis desarrollados por la CREG referentes a la medición y facturación del consumo evidenciaron la necesidad de ajustar dentro de la fórmula tarifaria los componentes que son afectados por las pérdidas reconocidas y homogeneizar las pérdidas en los sistemas de distribución a nivel nacional.

Conforme se analiza en el documento CREG 090 de 2012, soporte de la presente propuesta, las modificaciones propuestas en la presente Resolución no afectan el equilibrio económico del contrato asociados a los cambios en la estructura de la fórmula tarifaria.

RESUELVE:

Artículo 1o. Objeto. La presente resolución tiene por objeto modificar las fórmulas tarifarias establecidas en la Resolución CREG 057 de 1996 aplicables en las áreas de servicio exclusivo, salvo el cargo promedio de distribución Dt, y establecer las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo.

CAPÍTULO I

Definiciones y aspectos generales

Artículo 2o. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Fórmula Tarifaria Específica: Conjunto de criterios y de métodos de carácter particular, sujetos a las Fórmulas Tarifarias Generales, resumidos por medio de una fórmula, en virtud de los cuales cada comercializador puede modificar periódicamente las tarifas que cobra a sus usuarios regulados. Cuando se haga referencia a fórmula tarifaria de una empresa debe entenderse la Fórmula Tarifaria Específica.

Fórmulas Tarifarias Generales: Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina, a los comercializadores de gas que atienden a usuarios regulados, la tarifa promedio por unidad de gas combustible.

Gas Combustible: Es cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

Gas Licuado de Petróleo (GLP): Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseosos en condiciones de presión y temperatura ambiente, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano.

Gas Metano en Depósitos de Carbón (GMDC): Es una mezcla de gases con un alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno que se encuentra absorbido en carbón. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

Gas Natural (GN): Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la Resolución 071 de 1999 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

Gas Natural Comprimido (GNC): Gas Natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

Gas Aire Propanado (GAP): Es una mezcla de GLP con aire que produce un combustible con características de combustión similares a las del gas natural. También es conocido como gas natural sintético. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

Pérdidas de Gas en Distribución: Es la diferencia entre el gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en puntos de inyección y la sumatoria del gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en las conexiones de los usuarios, excluyendo el gas combustible requerido para operar el Sistema de Distribución, y se calcula conforme lo establece el Código de Distribución o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Pérdidas de Gas en el Sistema Nacional de Transporte: Corresponde a las pérdidas de gas desde los puntos de entrada hasta los puntos de salida del Sistema Nacional de Transporte, calculadas conforme se establece en la Resolución CREG 071 de 1999 (RUT), o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Periodo Tarifario: Período durante el cual las Fórmulas Tarifarias Generales con sus respectivos componentes tienen vigencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

Artículo 3o. Ámbito de Aplicación. Las disposiciones de este acto administrativo se aplican en todas las áreas de servicio exclusivo que se encuentren establecidas a la entrada en vigencia de la presente resolución.

CAPÍTULO II

Fórmula Tarifaria para Usuarios Regulados del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería en Áreas de Servicio Exclusivo

Artículo 4o. Fórmulas Tarifarias Generales Para Usuarios Regulados del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tuberías en Áreas de Servicio Exclusivo. Las Fórmulas Tarifarias Generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tuberías en áreas de servicio exclusivo, serán las siguientes:

Donde:

CUvmt	=	Costo unitario variable en $/m3 aplicable en el mes m del año t.
CUfm	=	Costo unitario fijo en $/factura aplicable en el mes m.
m	=	Mes de prestación del servicio.
Gm	=	Costo unitario en $/m3 de las compras de gas combustible, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 5o de esta resolución.
Tm	=	Costo unitario en $/m3 correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 6o de esta resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (Tm), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm) y/o compresión (Pm) de Gas Natural Comprimido (GNC), calculado conforme lo establecen los artículos 6o, 7o y 8o de esta resolución.
Dm	=	Cargo de Distribución en $/m3 aplicable en el mes m. No incluye la conexión al usuario final. Cargo contenido en el respectivo contrato de concesión celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.
Ccm	=	Cargo de confiabilidad en $/m3 aplicable en el mes m. de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras sea definido será cero.
Cmv	=	Componente variable del cargo máximo de comercialización del mes m expresado en $/m3. Hasta que la CREG no indique lo contrario, este valor corresponderá al cargo o margen máximo establecido en la Resolución 057 de 1996 (Artículo 107.1.4).
GMm	=	Componente que remunera los servicios del gestor del mercado, el cual se encarga de la gestión de la información operativa y comercial del sector de gas natural, de conformidad con lo establecido en el artículo 20 del Decreto 2100 de 2011 y en resolución independiente expedida por la CREG. Mientras sea definido será cero.
Kst	=	Factor de corrección en $/m3 en el año t (que puede ser positivo o negativo), de acuerdo con lo definido en el artículo 10 de esta resolución.
Cmf	=	Componente fijo del cargo máximo de comercialización del mes m expresado en pesos por factura. Mientras no sea definido será cero.
p	=	Pérdidas máximas reconocidas. Este valor corresponderá como máximo al establecido en el Código de Distribución de gas combustible o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. El costo máximo de prestación del servicio en un período dado corresponderá a la suma de: i) el producto entre el consumo en m3 en dicho período y el componente variable del costo unitario (CUvjm); y ii) el valor del componente fijo del costo unitario (CUfm).

En aquellos casos particulares donde se presenten redes de distribución en las cuales existan mezclas de gases combustibles de diferentes calidades (por tener dos o más puntos de inyección o estaciones de puerta de ciudad) el consumo en m3 a facturar se determinará aplicando la siguiente expresión:

Donde:

Vusuario	=	Consumo en m3 corregido.
Vusuario(P,T,Z)	=	Volumen corregido por compresibilidad, presión y temperatura estándar.
PCzona,l	=	Poder calorífico medido en la zona “l” de la red de distribución donde se presentan “m” zonas que distribuyen gas con diferentes poderes caloríficos. Es responsabilidad del distribuidor establecer las “m” zonas e implementar en estas la respectiva medición del poder calorífico.
PCpond,m	=	Poder calorífico ponderado en el mes m que se determina con base en la siguiente expresión:

Donde:

Vm-1,k	=	Volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución “k” con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m3), corregidos por compresibilidad, a condiciones estándar de presión y temperatura, acorde con lo que se define en el Reporte número 7 de la AGA, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter”, 2006.
PCk	=	Poder calorífico medido en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución “k”.

PARÁGRAFO 2o. Las Fórmulas Tarifarias Generales establecidas en este artículo son aplicables a todas las áreas de servicio exclusivo constituidas a la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución. El comercializador determinará el valor de cada uno de los componentes a trasladar al usuario final con base en el combustible suministrado y/o la tecnología utilizada para la prestación del servicio.

PARÁGRAFO 3o. Cuando el distribuidor de un área de servicio exclusivo requiera suministrar un combustible diferente al gas natural, solamente podrá ajustar la fórmula tarifaria una vez cuente con la autorización del Ministerio de Minas y Energía de conformidad con lo establecido en la Cláusula 28 de los contratos de concesión.

PARÁGRAFO 4o. Hasta que la CREG establezca el valor de las pérdidas máximas en el Código de Distribución de gas combustible, se considerará como máximo el 3.7%.

Artículo 5o. Costo de Compras de Gas Combustible (Gm). El costo correspondiente a las compras (Gm) se calculará con base en el gas combustible suministrado, de acuerdo con lo siguiente:

a) En el caso de suministros de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

Gm	=	Costo Promedio Unitario en $/m3 correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m.
CTGm-1,k	=	Costo de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón en el mes m-1, en dólares de los Estados Unidos de América (USD), con destino a usuarios regulados, adquirido a través de i) contratos bilaterales firmes y/o ii) gas en firme adquirido en subastas del productor-comercializador para ser inyectado en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o en los puntos de inyección al sistema de distribución “k”. No incluye pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados del comprador.

El costo se refiere al valor del gas combustible comprado y facturado por el productor-comercializador de acuerdo al respectivo contrato de suministro. Solamente se debe incluir el costo de las cantidades que fueron compradas para la atención del mercado regulado. A este costo se le deben descontar las compensaciones recibidas del vendedor. En el caso en que el comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes del gas combustible contratado para el sector regulado durante el mes m-1, el CTGm-1,k se calculará de la siguiente manera si el margen obtenido es positivo para cada venta: i) los costos totales por concepto de compras de gas combustible, menos ii) los costos iniciales del gas combustible, excedentario vendido; menos iii) el 33% del margen obtenido de la venta de gas combustible excedentario. Si el margen obtenido es negativo, el CTGm-1,k se calculará de la siguiente manera para cada venta: i) los costos totales por concepto de compras de gas combustible; menos ii) el valor absoluto del margen obtenido por la venta de gas combustible excedentario. Entendiéndose para ambos casos el margen como la diferencia entre los ingresos recibidos por la venta del gas combustible y los costos iniciales del gas combustible vendido.

Vm-1,k	=	Es el volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución “k” con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m3), y corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el Reporte número 7 de la AGA, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter”, 2006.
TRMm-1	=	Tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes m-1.

b) En el caso de suministros de Gas Licuado del Petróleo (GLP) y/o Gas Aire Propanado (GAP) se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

Gm	=	Costo promedio unitario $/kg correspondiente a las compras de Gas Licuado del Petróleo (GLP), destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m.
PMS(m-1)	=	Costo total de compras de gas en el mes m-1, expresado en pesos, con destino a usuarios regulados y calculado con base en la metodología de costo máximo de traslado de compras de GLP establecida en el artículo 4o de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen, siendo el destino los tanques de almacenamiento del distribuidor de gas combustible por redes. El precio del GLP se define de acuerdo con lo establecido en las resoluciones vigentes de la CREG que determinen el precio del producto para las diferentes fuentes u origen del gas.
Cglp(m-1)	=	Cantidad de GLP inyectada a la red de distribución en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados y expresada en kilogramos. Cuando en la red de distribución se inyecte GAP, este valor corresponde a la cantidad de GLP inyectada al sistema de distribución a través del sistema de producción del GAP.

PARÁGRAFO 1o. Cuando se utilice GLP en áreas de servicio exclusivo deberán acogerse todas las disposiciones y obligaciones establecidas en el respectivo contrato de concesión y en el Reglamento de Comercialización Mayorista de Gas Licuado de Petróleo, contenidas en la Resolución CREG 053 de 2011, o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen, con el fin de adquirir el producto para atender a los usuarios de la red de distribución.

PARÁGRAFO 2o. Cuando se suministre Gas Natural (GN) y Gas Aire Propanado (GAP) en una misma área de servicio exclusivo, el Gm resultante será un promedio ponderado entre: i) los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y al sistema de producción de aire propanado, y ii) los costos unitarios de compra (Gm) de cada combustible, calculado con la siguiente fórmula:

Donde:

Gm	=	Costo promedio unitario para compras de gas para el mes m en $/m3.
Gim-1	=	Costo promedio del gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en $/m3.
Vim-1	=	Volumen del gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en m3.
Vtm-1	=	Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución en el mes m-1 en m3.

PARÁGRAFO 3o. Cuando se suministre gas natural libre producido en los campos de La Guajira y Opón, el costo unitario correspondiente a las compras de gas natural (Gm) provenientes de estos campos, no podrá superar el Precio Máximo Regulado establecido en la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

PARÁGRAFO 4o. El productor–comercializador o el comercializador facturarán el valor del suministro de gas y ofrecerán un plazo de pago conforme a los contratos y la regulación.

PARÁGRAFO 5o. El costo del Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón de un contrato en firme, que provenga de la realización de subastas por parte del productor-comercializador no podrá superar el precio de cierre de la misma para cada uno de los productos que se indican en el artículo 24 de la Resolución 113 de 2012.

Artículo 6o. Costo de Transporte de Gas Combustible (Tm). El costo unitario de transporte se calculará con base en las siguientes expresiones:

a) En el caso de transporte de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón por el sistema nacional de transporte (SNT) y/o Gas Natural Comprimido se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

Tm	=	Costo promedio unitario en $/m3 correspondiente al transporte de gas natural, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m.
CTTm-1	=	Costo total de transporte de gas combustible en el mes m-1, asociado con el volumen efectivamente transportado incluyendo los cargos por capacidad y los cargos por volumen, en dólares de los Estados Unidos de América (USD), destinado a usuarios regulados, sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. En el caso en que el comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de capacidad contratada durante el mes m-1, el CTTm-1 se calculará de la siguiente manera si el margen obtenido es positivo para cada venta: i) los costos totales por concepto de transporte; menos i) los costos iniciales de la capacidad vendida destinada a usuarios regulados; menos ii) el 33% del margen obtenido de la venta de capacidad excedentaria destinada a usuarios regulados. Si el margen obtenido es negativo, el CTTm-1 se calculará de la siguiente manera para cada venta: i) los costos totales por concepto de transporte; menos ii) el valor absoluto del margen obtenido por la venta de capacidad excedentaria. Entendiéndose para ambos casos el margen como la diferencia entre los ingresos recibidos por la venta de la capacidad y los costos iniciales de la capacidad vendida.
CPm-1	Costo total de las pérdidas del sistema de transporte declaradas por el transportador para el mes m-1. Se deberá facturar el valor calculado y como máximo hasta un 1%. En caso que el componente de pérdidas supere el 1%, el transportador asumirá el excedente.
Vm-1	=	Volumen de gas combustible, destinado a usuarios regulados, medido en condiciones estándar en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m3), corregido por presión, temperatura y compresibilidad acorde con lo que se define en el Reporte número 7 de la AGA, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter”, 2006.
TRMm-1	=	Tasa de cambio representativa del mercado en el último día del mes m-1.

b) En el caso de transporte de Gas Licuado del Petróleo (GLP), corresponde a la suma de:

i) El costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen, siendo el destino los tanques de almacenamiento del Distribuidor de gas combustible por redes. El precio máximo para la actividad de transporte para la actividad de transporte por ductos se define de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 122 de 2008 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen;

ii) El costo de transporte terrestre definido en el artículo 7o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. En situaciones de racionamiento programado declarado por el Ministerio de Minas y Energía se podrán incluir cargos adicionales a los de capacidad y volumen, que los transportadores facturen a los comercializadores, y que sean establecidos por la Comisión a fin de garantizar la prestación del servicio.

PARÁGRAFO 2o. El transportador facturará y ofrecerá un plazo de pago conforme a los contratos y la regulación.

Artículo 7o. Costo de Transporte Terrestre de Gas Combustible (TVm). El costo unitario de transporte terrestre se calculará con base en lo establecido a continuación:

a) En el caso de transporte terrestre de Gas Natural Comprimido en vehículos de carga se aplicarán los costos TVm y Pm establecidos en la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o complementen. Estos costos deberán incluirse en el Tm conforme al artículo 4o de la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o complementen;

b) En el caso de Gas Licuado del Petróleo (GLP) para comercializar GLP o GAP por redes de tubería, el costo unitario de transporte terrestre TVm corresponde al flete entre los puntos de entrega del producto y el tanque de almacenamiento como lo establece la regulación de GLP. Este costo deberá incluirse en el Tm definido en la presente resolución.

Artículos 8o. Prestación del servicio con diferentes gases combustibles. Cuando se suministre Gas Natural y/o Gas Natural Comprimido y/o Gas Aire Propanado (GAP) en una misma área de servicio exclusivo, el Tm resultante será un ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y los costos de transporte de cada gas, calculado con la siguiente fórmula:

Donde:

Tm	=	Costo promedio máximo unitario para transporte de gas para el mes m en $/m3.
Tim-1	=	Costo promedio de transporte de gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en $/m3.
Vim-1	=	Volumen del gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en m3.
Vtm-1	=	Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución en el mes m-1. (m3).

PARÁGRAFO 1o. Bajo ninguna circunstancia el comercializador podrá trasladar a los usuarios costos de transporte de gas superiores a los resultantes de aplicar lo dispuesto por la CREG para el servicio de transporte a usuarios regulados.

PARÁGRAFO 2o. El transportador facturará y ofrecerá un plazo de pago conforme a los contratos y la regulación.

Artículo 9o. Costo de Compra y de Transporte de GLP en $/m3. Dado que los costos de compra y transporte de GLP están en $/kg, se deben convertir a $/m3. Para la conversión los componentes Gm, Tm, TVm se deben multiplicar por:

ñm	=	Promedio de las mediciones de densidad realizadas en el tanque estacionario en el mes m-1, en kg/galón.
Fv	=	Factor de conversión volumétrica que se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

CONSULTAR ECUACIÓN EN EL ORIGINAL IMPRESO O EN FORMATO PDF.

Donde:

Qcm-1	=	Cantidad de galones de GLP adquirida por el distribuidor en el mes m-1.
Im-1	=	Inventario final, en galones, del distribuidor en el mes m-1.
Im-2	=	Inventario final, en galones, del distribuidor en el mes m-2.
Qfm-1	=	Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida del tanque de almacenamiento del distribuidor, en el mes m-1.

Artículo 10. Tratamiento del Kst causado. Para las empresas de las áreas de servicio exclusivo que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, hayan presentado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a usuarios residenciales y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el destino o recaudo del ingreso o egreso causado por el Kst de la metodología de la Resolución CREG 057 de 1996:

Donde:

Ms(t-1)	=	El cargo promedio permitido por unidad de volumen para el año t-1
t	=	Año en el cual se efectuará la corrección del Mst.
INR(t-1)	=	El ingreso total bruto por ventas de gas natural a los pequeños consumidores residenciales en el año t-1.
QR(t-1)	=	La cantidad de gas natural vendida en m3 al mercado residencial en el año t-1. Se excluyen los volúmenes vendidos a usuarios no residenciales.
J(t-1)	=	Promedio diario de DTF efectivo anual en el año t-1, reportada por el Banco de la República, expresada como interés anual.

El elemento Kst ($/m3) se adicionará al cargo variable de las fórmulas tarifarias solo por un período de seis meses para las actuales áreas de servicio exclusivo para la distribución de gas natural por redes de tuberías.

10.1 Devolución de Cobros Superiores al Mst

Si el Kst resulta negativo, el monto total del cobro superior al Mst efectuado a los usuarios del servicio, estará dado por la siguiente expresión:

Las empresas acreditarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG 015 de 1999. Se entiende que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al mes de entrada en vigencia la nueva fórmula tarifaria. La fórmula de acreditación por factura para un usuario i es la siguiente:

Donde:

Qi(t-1) = Corresponde al volumen facturado al usuario i en el período tarifario (t-1), entendiéndose que:

10.2 Recaudo de montos dejados de cobrar

Si el Kst resulta positivo, el monto total de los valores dejados de cobrar a los usuarios del servicio estaría dado por la siguiente expresión:

Las empresas cobrarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG 015 de 1999. Se entiende que los cobros se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al de entrada en vigencia de la nueva fórmula tarifaria específica y se distribuirán en un período de 6 meses. La fórmula de cobro por factura para un usuario i es la siguiente:

Donde:

Qi(t-1): Corresponde al volumen facturado al Usuario i en el período tarifario (t-1), se entiende que:

Para la aplicación del procedimiento establecido en los numerales 10.1 y 10.2 con respecto al Kst del período (t-1), el comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones o recaudos efectuados durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria.

Para la devolución o el recaudo, según sea el caso, del Kst causado durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de las nuevas fórmulas tarifarias, se utilizará el procedimiento establecido en los numerales anteriores, aplicado sobre el QR correspondiente y los usuarios del último mes.

PARÁGRAFO 1o. Para la aplicación del procedimiento establecido en el presente artículo con respecto al Kst del período (t-1), el comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones o recaudos efectuados durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria.

PARÁGRAFO 2o. Para la devolución o el recaudo, según sea el caso, del Kst causado durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria, se utilizará el procedimiento establecido en los numerales 10.1 y 10.2 de esta Resolución, aplicado sobre el QR correspondiente y los usuarios del último mes.

Artículo 11. Publicidad. Mensualmente, el comercializador hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en el área de servicio exclusivo donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, las tarifas que facturará a los usuarios.

Dicha publicación incluirá los valores del costo de compras de gas combustible (Gm), costo de transporte de gas combustible (Tm y TVm), así como el Cargo de Distribución (Dm), el Cargo Máximo de Comercialización (Cm), el Cargo de Confiabilidad (Ccm) y el cargo que remunera los servicios del gestor de mercado (GMm) los cuales serán publicados en moneda nacional.

Los nuevos valores deberán ser reportados por el comercializador al Sistema Único de Información –SUI– administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

PARÁGRAFO. El comercializador deberá suministrar en la factura el precio por kilovatio hora equivalente del energético comercializado.

Artículo 12. Autorización para fijar tarifas. Dentro del régimen de libertad regulada previsto en la Ley 142 de 1994, las empresas que prestan el servicio de distribución de gas natural por redes en las áreas de servicio exclusivo deberán aplicar las Fórmulas Tarifarias Generales aquí establecidas, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Las modificaciones a la fórmula tarifaria efectuada en la presente resolución no afectan el equilibrio económico del contrato asociado a los cambios en la estructura de la fórmula tarifaria, conforme se establece en la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 13. Vigencia de la presente resolución. 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.

Publíquese y cúmplase.

Firmas del proyecto,

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Viceministro de Energía delegadodel Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.