CONCEPTO 569 DE 2015

(enero)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Radicado CREG E- 2015 -000569

Respetado XXXXX:

Hemos recibido su comunicación radicada internamente con el número de la referencia, en donde nos solicita remitir información sobre el mercado de gas en Colombia.

Al respecto, procedemos a atender cada uno de sus preguntas en el mismo orden en que las formuló:

1. ¿Cuál es el régimen tarifario que se aplica para el mercado regulado en Colombia? Favor informar todas las resoluciones de la CREG que estén relacionadas, especificando su contenido.

RESPUESTA

El régimen tarifario que establece la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, para la prestación del servicio de gas por redes de tubería está orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia tal y como que están definidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

El costo unitario del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería resulta de agregar los costos de las diferentes actividades de la cadena de prestación del servicio, la cuales corresponden a las actividades de comercialización desde la producción, transporte, distribución y comercialización minorista.

Las empresas prestadoras del servicio, a partir de las fórmulas tarifarias generales establecidas en la metodología tarifaria expedida por la CREG, calculan el costo del servicio, de acuerdo con las características del mercado que atiende cada una de ellas.

Las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización están reguladas por la Comisión mediante diferentes resoluciones..

Las principales resoluciones que establecen la regulación de las actividades de prestación del servicio de gas combustible por redes de tubería son las siguientes:

Actividad	Resolución CREG	Contenido
Comercialización desde la producción	088 de 2013	Por la cual se libera el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.
	089 de 2013	Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.
183 de 2014		Por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos de un (1) año suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco (5) años suscritos en 2013.
Transporte	126 de 2010	Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
	071 de 1999	Por la cual se establece el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural- (RUT).
Distribución	011 de 2003	Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.
	202 de 2013	Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.
	138 de 2014	Por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013.
067 de 1995		Por la cual se establece el Código de Distribución de Gas Combustible por redes.
127 de 2013		Por la cual se modifica el Anexo General de la Resolución CREG 067 de 1995 mediante la que se adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes
Comercialización	011 de 2003	Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.
123 de 2013		Por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.
Fórmula tarifaria	137 de 2013	Por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados.
184 de 2014		Por la cual se establece una opción tarifaria para el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería.
Contribuciones	124 de 1996	Por la cual se verifican los factores de contribución a aplicar y los subsidios a otorgar a los usuarios de las empresas distribuidoras de gas natural por redes y el programa de ajuste a los límites legales.
	015 de 1997	Por la cual se verifica el factor de contribución aplicable a usuarios industriales y comerciales del servicio de gas natural por red.
Subsidios	186 de 2014	Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el artículo 76 de la Ley 1739 de 2014, en relación con la aplicación de los subsidios a los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y gas combustible por redes de tubería.
Confiabilidad de gas	062 de 2013	Por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas Natural Importado en generaciones de seguridad
152 de 2013		Por la cual se modifica la Resolución 062 de 2013 “Por medio de la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas Natural Importado en generaciones de seguridad”
	022 de 2014	Por la cual aprueba el ingreso regulado total de carácter transitorio al Grupo de Generadores Térmicos (GT)
Estructura del mercado	057 de 1996	Por la cual se establece el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias.
112 de 2007		Por la cual se establecen normas sobre los límites de integración horizontal de las actividades de Distribución y Comercialización Minorista de gas natural y se dictan otras disposiciones.
Derechos de los usuarios	108 de 1997	Por la cual se señalan criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y se dictan otras disposiciones.
Gestor del Mercado	124 de 2013	Por la cual se establecen las reglas para la selección del gestor del mercado de gas natural, las condiciones en que prestará sus servicios y su remuneración, como parte del reglamento de operación de gas natural.
200 de 2013		Por la cual se modifica la Resolución CREG 124 de 2013.
012 de 2014		Por la cual se modifica la Resolución CREG 124 de 2013.
	094 de 2014	Por la cual se selecciona al gestor del mercado de gas natural

2. Favor especificar la formula tarifaria que actualmente se le aplica al consumidor, explicando cada uno de sus componentes. Además, informar el valor de cada uno de sus componentes en los últimos 20 años y los factores que inciden en este cálculo.

RESPUESTA

Como se indicó anteriormente, para calcular las tarifas aplicables al consumo de los usuarios regulados de gas combustible por redes de tubería, las empresas deben utilizar las fórmulas tarifarias generales establecidas por la CREG, las cuales agregan los costos eficientes que implica la prestación delservicio.

Con base en la cadena de valor del servicio de gas combustible, el precio que debe pagar un usuario considera los conceptos de suministro del gas combustible (G), costo de transporte desde el sitio de producción hasta las estaciones de puerta de ciudad (T), costo de distribución a través de las redes urbanas y de baja presión (D) y costo de comercialización (C), entre otros.

Hasta diciembre de 2013 para establecer las tarifas a los usuarios regulados de gas a combustible por redes de tubería se utilizaban las fórmulas definidas en el artículo 32 de la Resolución CREG 011 de 2003.

A partir de enero de 2014 se inició la aplicación de las nuevas fórmulas tarifarias generales expedidas mediante la Resolución CREG 137 de 2013.

Las fórmulas tarifarias del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería aplicables a los usuarios regulados son las siguientes:

Cargo variable:

Cargo fijo:

Donde:

	Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m3), aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
	Componente fijo del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería expresado en ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
m	Mes de prestación del servicio.
i	Mercado Relevante de Comercialización.
j	Comercializador
	Costo Promedio Unitario en ($/m3) correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón y/o GLP por redes y/o aire propanado, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Este costo se determina conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución.
	Costo unitario en ($/m3) correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j, calculado conforme se establece en el Capítulo IV de esta Resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (Tm,i,j), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm,i,j) y/o compresión (Pm,i,j) de Gas Natural Comprimido (GNC).
	Costo expresado en ($/m3) por uso del Sistema de Distribución de gas combustible destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. No incluye la conexión al usuario final.
	Factor multiplicador de poder calorífico aplicable al componente del costo de distribución el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Este se determina como se establece en el parágrafo del Artículo 12 de esta resolución.
	Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/m3) del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
	Costo unitario, expresado en ($/m3), correspondiente a la confiabilidad del servicio de gas combustible aplicable en el mes m y de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras este es definido será cero.
	Componente fijo del costo de comercialización expresado en pesos por factura del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
	Pérdidas reconocidas. Este valor se determinará conforme al proceso establecido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de gas combustible) o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

PRECIO DEL GAS

El gas natural en el país se obtiene de los campos de producción Ballena y Chuchupa en La Guajira (50% de la producción nacional) y de los campos de producción Cusiana y Cupiagua en el Casanare (40% de la producción nacional).

El precio del gas del campo de La Guajira desde el año 1975 y hasta el año 2013 fue regulado. En el año 2013, mediante la Resolución CREG 088 de 2013 se liberó este precio.

Mediante la Resolución CREG 089 de 2013, la Comisión reguló los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Esta regulación se fundamentó en las disposiciones establecidas por el Gobierno Nacional mediante el Decreto 2100 de 2011.

En ésta regulación la CREG determina que: cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta agregada de gas natural es superior a la demanda agregada de gas natural, en al menos tres de los cinco años siguientes al momento del análisis, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa durante un período definido. En caso contrario, el gas se comercializará a través del mecanismo de subasta.

La CREG diseñó el mecanismo de comercialización de tal manera que el precio se defina de la manera eficiente por la interacción entre la oferta y la demanda. Por lo tanto, el precio del gas tiene variaciones de acuerdo con las condiciones del mercado.

Es importante indicar que el Gobierno Nacional, por medio del citado decreto 2100 de 2011, estableció a los agentes que atiendan usuarios regulados la obligación de contar con contratos firmes de suministro gas. Estos contratos le aseguran al usuario regulado contar con gas a largo plazo y no poner en riesgo el abastecimiento ante picos de demanda, como en un fenómeno de El Niño. Por supuesto, este seguro tiene un costo para el usuario que se refleja en el precio.

TRANSPORTE

La variable de transporte remunera la actividad de llevar el gas a alta presión a través de tuberías de acero (gasoductos), desde los centros de producción hasta las estaciones ubicadas en las cercanías de las ciudades o poblaciones.

Los cargos de transporte se cobran dependiendo del trayecto que debe recorrer el gas desde los centros de producción hasta la entrada a las ciudades

La CREG debe adoptar cada cinco (5) años, atendiendo los lineamientos de la Ley 142 de 1994, una metodología general para la remuneración de las actividades que regula. Para la actividad de transporte la metodología vigente está establecida en la Resolución CREG 126 de 2010.

Conforme a esta metodología, las empresas transportadoras de gas solicitan a la CREG la aprobación de tarifarias para los diferentes tramos del sistema nacional de transporte. Vale la pena aclarar que Colombia cuenta con dos sistemas de transporte principales: el Troncal de la Costa Atlántica y el sistema del interior; el primero es operado por la empresa Promigas y el segundo por la empresa TGI.

En el cálculo de los cargos se consideran las inversiones en infraestructura de transporte, los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, y la demanda atendida con dicha infraestructura. En general, el cargo es la relación entre el valor de la inversión más el AOM y demanda.

Conforme a la metodología general de transporte vigente, en los 2013 y 2014 la CREG aprobó los cargos máximos regulados que pueden cobrar los transportadores, actualmente vigentes.

En los nuevos cargos se incluyeron inversiones que el transportador realizó en años anteriores para garantizar la atención de la demanda de gas. En general el crecimiento de las inversiones fue proporcionalmente superior al incremento de la demanda, de tal forma que los nuevos cargos se incrementaron en gran parte del sistema de transporte. Este efecto se produce por mayores inversiones en expansión y por aumento en la valoración del costo de reposición de los activos, en especial por los costos ambientales.

DISTRIBUCIÓN

Es la actividad de llevar gas combustible a través de redes de tubería desde las estaciones ubicadas a la entrada de las ciudades hasta las conexiones de los usuarios.

Los cargos promedios de distribución por uso de los sistemas de distribución vigentes, con los cuales se remunera esta actividad, fueron aprobados con la metodología anterior (Resolución CREG 011 de 2003) para los mercados relevantes de distribución. En el año 2014 la Comisión estableció una nueva metodología que entrará a ser aplicada en el presente año (Resolución 202 de 2014<sic, 2013>).

Es de indicar que el cargo promedio de distribución se afecta por un factor multiplicador de poder calófico, f_pc, que se determina así:

Donde:

	Factor multiplicador de poder calorífico.
	Promedio mensual del Poder calorífico ponderado de los diferentes gases que abastecen el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j Expresado en BTU/PC.

Una vez expedida se aprueben los cargos a cada Mercado Relevante de Distribución, el  con la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución este factor será igual a uno.

La utilización de este factor que afecta el cargo de distribución se debe a que en la nueva fórmula de costo de prestación del servicio el volumen y el transporte de gas a facturar no se corregirá con el poder calorífico de referencia de 1000 BTU/pie³, como se hacía con la fórmula anterior. Sin embargo, la componente de distribución que fue determinada anteriormente consideraba esta corrección y los distribuidores planearon sus volúmenes distribuidos con la misma, por eso para la componente de distribución se mantiene hasta que se establezca el nuevo cargo de distribución; pues en este último ya los volúmenes se calcularán sin este factor de corrección.

El no considerar la corrección por poder calorífico para las variable G y T significa en términos generales que un usuario que presente consumos igual, puede observar un menor volumen facturado en razón a que el gas que le es suministrado puede tener un alto poder calorífico.

COMERCIALIZACIÓN

La actividad de comercialización corresponde a la compra y suministro del gas al usuario final, e incluye el pago de los servicios de transporte y distribución. Adicionalmente, comprende las actividades de medición del consumo, emisión y entrega de facturas, recaudo, mercadeo y atención al usuario entre otras.

En esta actividad aún no se han presentado modificaciones regulatorias y se encuentran vigentes los cargos que fueron aprobados para los diferentes mercados conforme a la metodología definida en la Resolución CREG 011 de 2003.

PÉRDIDAS

Las pérdidas a trasladar en la fórmula tarifaria son como máximo del 3,7%. En estas se reconocen los errores debidos a las precisiones de los medidores de los usuarios y a las pérdidas de gas que se dan cuando para hacer mantenimientos a la infraestructura se requiere liberar el gas que se encuentra en dicha infraestructura lo que se conoce como el “venteo” de gas.

CONFIABILIDAD

La fórmula tarifaria incluye un componente de confiabilidad para remunerar el reconocimiento de las inversiones en infraestructura que se requieran para asegurar la confiabilidad del servicio, conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011. Este componente por el momento es de cero; pero dependerá de las evaluaciones beneficio-costo de los proyectos que se determinen a futuro y que permitan aumentar la confiabilidad del servicio.

En el Anexo 1 de esta comunicación se presenta el valor promedio de cada uno de los componentes de la fórmula tarifaria desde el año 1998 hasta el año 2014. Esta información se presenta para los mercados relevantes de comercialización que incluyen las principales ciudades y adicionalmente, se anexa un CD que contiene esta misma información y la base de datos de todos los mercados de gas del país.

La fuente de información corresponde a lo reportado por las empresas al Sistema Único de Información – SUI

Es de indicar que la fuente oficial de la información de tarifas es el Sistema Único de Información – SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. No obstante, dado que el SUI no ha actualizado la aplicación a los últimos cambios regulatorios, los datos del año 2014 corresponden a la información solicitada por la CREG a las empresas, mediante circular.

3. Favor explicar con qué indicadores se calcula el crecimiento de cada uno de estos componentes, especificando el periodo de actualización de los precios (mensual, trimestral, anual, etc.).

RESPUESTA

La actualización de cada uno de los componentes de la tarifa se realiza así:

Componente	Componente y Actualización
	Este componente que corresponde al costo de compra de gas por parte del comercializador para el mercado relevante de comercialización está asociado a los precios del mercado y se actualiza anualmente cuando se trata de contratos de largo plazo (ver respuesta a la pregunta 5). En todo caso, el valor resultante de esta componente puede variar mensualmente pues está expresada en dólares americanos que se liquidan a la tasa de cambio del mes anterior al mes de prestación del servicio..
	Los cargos de transporte se definen por la CREG de acuerdo con las inversiones eficientes en infraestructura y gastos de administración, operación y mantenimiento - AOM de cada empresa transportadora. Alrededor del 70% del valor de los cargos de transporte (i.e. aquellos que remuneran inversión) se actualizan anualmente con el índice de precios al productor de los Estados Unidos, PPI,. Los cargos que remuneran gastos de AOM (i.e. 30% restante) se actualizan con el índice de precios al consumidor, IPC nacional. En todo caso, el valor resultante de aplicar los cargos que remuneran inversión puede variar mensualmente pues estos cargos están expresados en dólares americanos que se liquidan a la tasa de cambio del mes anterior al mes de prestación del servicio.
	Los cargos de distribución, que remuneran las inversiones requeridas para el transporte del gas a través de las tuberías desde las estaciones ubicadas a la entrada de las ciudades hasta las conexiones de los usuarios, son definidas por la CREG por solicitud de cada empresa distribuidora, para cada mercado relevante de distribución el cual puede estar conformado por un municipio o grupo de municipios. La actualización de los cargos de distribución se realiza de forma mensual con el Índice de Precios al Productor – IPP. Una vez se determinen cargos de distribución pare le nuevo periodo tarifario, con base en la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013, el componente de inversión se actualizará con IPP (Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos) y los AOM con IPC.
	Este valor correspondiente al cargo variable de comercialización remunera los costos asociados con la comercialización de gas, tales como compra y venta del gas, el pago de los servicios de transporte y distribución reconociendo un margen de la actividad y un índice de cartera. Por el momento este cargo variable de comercialización es igual a cero y hasta tanto se definan nuevos cargos de comercialización.
	El Costo fijo de comercialización remunera los costos fijos de medición del consumo, emisión y entrega de facturas, recaudo, mercadeo y atención al usuario. La actualización de este cargo de comercialización se realiza de forma mensual y con el Índice de Precios al Consumidor.

En conclusión, los cambios en cada uno de los componentes de la tarifa pueden depender de diversos factores tales como:

(i) El precio del gas, teniendo en cuenta que éste depende de las condiciones de los contratos de suministro suscritos por los distribuidores con los productores

(ii) Variación en la tasa representativa del mercado, en atención a que el precio del gas se pacta en dólares y el componente de inversión de la tarifa de transporte.

(iii) Las condiciones económicas de los contratos de transporte de gas suscritos entre el transportador y el comercializador.

(iv)

(v) El origen y la trayectoria que debe recorrer el gas comprado. Puede ocurrir que el distribuidor comercializador cambie su fuente de suministro y que la trayectoria de recorrido del gas sea más larga y por lo tanto más costosa.

(vi) Para las actividades de distribución y comercialización la variación depende de los cambios en los indicadores económicos del IPP e IPC.

4. Favor indicar cómo ha sido el crecimiento promedio de la tarifa al usuario final en los últimos 20 años en Colombia. Favor remitir la información anual (año por año). Desagregar dichas tarifas en una tabla por sector (residencial, industrial y comercial) y estrato socioeconómico.

RESPUESTA

En el anexo 2 de esta comunicación se incluye la información correspondiente a las tarifas promedio que fueron aplicadas para los principales mercados relevantes desde el año 1998 a la fecha. No se suministra información para los años 1994 a 1997 por cuanto la primera metodología tarifaria fue establecida en la Resolución 057 de 1996 y no contamos con información de las tarifas aplicadas durante los dos primeros años. La fuente de estos datos corresponde a las tarifas publicadas y aplicadas por las empresas, las cuales se reportan mediante un formato contenido en la página web de la CREG.

Vale la pena mencionar que las tarifas a usuarios industriales que se presentan corresponden a promedios dado que estas dependen del rango de consumo en donde se encuentran ubicados, esto considerando que la metodología de distribución dela Resolución CREG 011 de 2003 establece que con base en el cargo promedio de distribución aprobado por la Comisión, el distribuidor puede aplicar una metodología de canasta de tarifas en donde el cargo más alto (cargo techo) aplicable al primer rango de consumo no podrá exceder en más del 10% el cargo promedio de distribución y el cargo más bajo (cargo piso) o aquel aplicable a los usuarios de más alto consumo, no deberá ser menor al costo medio de la red primaria.

Los cargos definidos aplicando la metodología de canasta de tarifas son cargos máximos por rango. No obstante, el Distribuidor puede ofrecer cargos menores en cada rango considerando que sean iguales para todos los usuarios del mismo rango, conservando una tendencia descendente, teniendo en cuenta lo establecido en los artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994 y sin afectar los cargos máximos definidos con la aplicación de la metodología de canasta de tarifas.

El esquema de Canasta de Tarifas en función del consumo genera incentivos fuertes a la penetración del gas, características positivas para el caso de mercados en expansión y fue pensada con el objetivo de:

- Lograr mayor penetración del gas

- Buscar un esquema flexible de precios.

- Considerar la elasticidad de la demanda.

- Considerar la competencia de los sustitutos.

- Acercar tarifas a los costos de prestación del servicio

- Diferencias entre el costo medio que ocasiona un pequeño consumidor y un gran consumidor al prestador del servicio.

- Evitar discriminación entre usuarios con características similares de consumo.

Con esta metodología, se reflejan los costos del servicio, las economías de escala y se busca acercar la tarifa al costo de atención de los volúmenes consumidos. Este esquema es flexible y le permite al distribuidor implementar vía precio estrategias comerciales que se ajustan a la disponibilidad a pagar de los usuarios.

El interés final es que los usuarios con capacidad de sustitución le sea más atractivo mantenerse conectados a la red de distribución buscando el beneficio para todos los usuarios, dado que los cargos se determinan de acuerdo con la demanda que utiliza la infraestructura de distribución.

5. ¿Los recientes aumentos anunciados en varios medios de comunicación del precio del gas y de las tarifas de la Costa Caribe corresponden a cambios en el cálculo de la fórmula o de la metodología de cálculo? Favor explicar detalladamente su respuesta. En caso de que sea afirmativa, explicar qué componente de la formula tubo mayor impacto en este aumento y por qué.

RESPUESTA

En primera instancia, se debe tener en cuenta que la principal fuente de abastecimiento de gas natural para los usuarios de la Costa Atlántica son los campos de La Guajira. Con este gas también se abastecen algunos mercados del interior del país como es el caso de Medellín y sus municipios aledaños.

En segundo lugar, se debe indicar que a partir del 1 de agosto de 2013 el precio del gas que se consume en el país, incluido el de los campos de La Guajira, resulta de la interacción entre la oferta y la demanda⁽¹⁾. Antes de esa fecha el precio de los campos de La Guajira era regulado con base en una fórmula atada al precio de un derivado del petróleo en el mercado internacional.

En tercer lugar, se debe anotar que de acuerdo con las reglas establecidas en la Resolución CREG 089 de 2013, la comercialización de gas en el mercado primario se realiza mediante negociaciones directas cuando la oferta agregada nacional es superior a la demanda y mediante subastas cuando la demanda supera la oferta. Estas negociaciones se deben realizar cada año y en contratos de duración 1 año, 5 años y más de 5 años, si se trata de negociaciones directas. En negociaciones mediante subastas los contratos son de 1 año y de 5 años.

Las primeras negociaciones de gas bajo el marco regulatorio de la Resolución CREG 089 de 2013 se realizaron entre el 15 y el 28 de octubre de 2013. Estas negociaciones fueron directas entre los vendedores y los compradores de este hidrocarburo pues en ese momento la oferta superaba la demanda. Con estas negociaciones el precio promedio del gas de los campos de La Guajira, ponderado por cantidad y para todos los contratos negociados (i.e. a 1 año, 5 años y más de 5 años), fue de 3,97 USD/MBTU. Este valor es 30% menor con respecto al precio regulado de 5,65 USD/MBTU que se venía aplicando. El nuevo precio aplicó del 1 enero de 2014 hasta el 30 de noviembre de 2014.

Entre el 22 de septiembre y el 3 de octubre de 2014, y dado que en ese momento la oferta agregada superaba la demanda, se realizaron por segunda vez negociaciones directas bajo el marco regulatorio de la Resolución CREG 089 de 2013. En esta oportunidad el precio promedio del gas de los campos de La Guajira, ponderado por cantidad y para todos los contratos negociados (i.e. a 1 año, 5 años y más de 5 años), fue de 5,07 USD/MBTU. Esto es un 28% por encima del precio promedio resultante en 2013 pero un 10% por debajo del precio regulado que se venía aplicando hasta el 31 de diciembre de 2013. Los precios resultantes de estas negociaciones aplican a partir del 1 de diciembre de 2014 y hasta el 30 de noviembre de 2015.

De acuerdo con las reglas de la Resolución CREG 089 de 2013 el precio de los contratos de 5 años o más de 5 años se actualiza con base en el cambio de un año a otro del precio promedio ponderado por cantidad de los contratos a 1 año transados en el respectivo campo. Para el caso del gas de los campos de La Guajira el cambio de precio promedio ponderado de los contratos a 1 año fue de 25%. Así, los precios de los contratos de 5 años o más de 5 años transados en 2013 se deben actualizar en un 25%. El valor resultante aplica a partir del 1 de diciembre de 2014.

Es claro que los usuarios que están siendo atendidos con gas contratado de los campos de La Guajira (i.e. no solo usuarios de la Costa Atlántica) tienen un impacto en sus tarifas por el cambio de precios indicado antes. Este impacto se acentuó como consecuencia del comportamiento en la Tasa Representativa del Mercado, TRM, en los últimos meses. Con el fin de mitigar estos impactos la CREG adoptó una opción tarifaria para aplicar tarifas al usuario final (Res. CREG 184 de 2014) y una opción para modificar la actualización de precios de los contratos de gas transados en 2013 (Res. CREG 183 de 2014).

6. ¿Por qué no existe un cálculo unificado para todo el país de las tarifas del gas?

RESPUESTA

El gas natural es un energético que tiene sustitutos como por ejemplo para el sector industrial el carbón y el gas licuado de petróleo GLP, para el sector vehicular el diésel y la gasolina, para el sector residencial el GLP. Por esto, la prestación del servicio de gas natural por redes de tubería se caracteriza por ser de localización urbana, debido a que la construcción de redes a sitios alejados, con gran dispersión o poco densos como las áreas rurales puede resultar muy costosa y es más efciente el uso de gas licuado de petróleo. De igual manera la cobertura del gas se da principalmente en las poblaciones o municipios localizados en cercanías a los gasoductos de transporte.

De acuerdo con esto los costos para llegar a una población u otra son diferentes y si se realizará un cálculo unificado para todo el país implicaría que se distorsionarían los precios relativos respecto a sus sustitutos energéticos conllevando a un uso ineficiente de la canasta enrgética del país, con el consecuente impacto en industrias como el carbón, etc. Además todos los usuarios tienen las tarifas acordes con el costo que ocasionan a las empresas, pues de lo contrario se daría un incremento del costo medio de algunos usuarios que representan la mayor demanda, los cuales se ven obligados a pagar inversiones en redes que no utilizan y que corresponden a sectores de menor demanda.

Conforme al artículo 74. 1 literal a) de la Ley 142 de 1994, es función de la CREG regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente. Es por eso que al establecer metodologías tarifarias se debe permitir la incorporación de municipios no atendidos a los mercados relevantes definidos, facilitando la provisión del servicio a municipios con costos medios crecientes mediante el aprovechamiento de economías de escala, reflejando tarifas acordes con el criterio de competitividad frente a combustibles sustitutos. De esta manera se promueve el uso eficiente de los recursos con la utilización del gas natural en centros urbanos y áreas pobladas, y la dedicación del gas licuado de petróleo (GLP) a los usuarios de las áreas rurales, donde es más costoso llegar con gas natural.

Es por esto que las metodologías vigentes de remuneración de las actividades de distribución y comercialización y la formula tarifaria de gas natural involucra los conceptos de mercado relevante, conformado por un municipio o grupo de municipios.

De acuerdo con la localización del mercado relevante de comercialización los usuarios deben pagar en su tarifa el costo del gas conforme a la fuente que les suministra, el costo de transporte según el recorrido que debe hacer el gas para llegar desde la fuente de producción hasta el mercado correspondiente y el cargo de distribución que corresponde a las redes de gas que se han realizado puntualmente en los municipios que conforman dicho mercado relevante y las cuales no están interconectadas con otros mercados.

Para el caso específico de distribución, la metodología es de precio máximo, el cual se establece como un cargo calculado a partir de costos medios o costos de mediano plazo que remunera las inversiones existentes y el programa de inversiones diseñado para una demanda futura, según corresponda a un mercado existente o nuevo respectivamente. El cargo promedio de distribución se obtiene como la relación entre el valor presente descontado de los costos de inversión y los gastos eficientes de AOM, y la proyección de demanda.

Esta metodología reconoce una inversión base que corresponde a la inversión en activos existentes a la fecha de cálculo del gargo o el programa de inversiones que propone ejecutar el distribuidor en el periodo tarifario, en el cual se reconocen los activos a partir de unos costos eficientes determinados por la valoración de las unidades constructivas.

Esta metodología es un incentivo para que las empresas hagan sus inversiones y entren a construir infraestructura en las poblaciones donde la prestación del servicio es factible. Es de indicar que la decisión de entrar a prestar el servicio en uno u otro municipio es autonomía de las empresas distribuidoras y conforme a estas decisiones ellas hacen sus solicitudes tarifarias a la Comisión.

Los cargos de distribución entre municipio pueden ser diferentes, conforme a las inversiones que son requeridas según las características de los sistemas de distribución y de acuerdo a la demanda que va a ser atendida dentro del mercado relevante. Por lo tanto si los mercados relevantes son conformados con municipios pequeños y con poca demanda los costos son mayores que mercados conformados por municipios más densos y con mayor demanda.

Ahora bien, hay poblaciones que económicamente no son atractivas para la construcción de ramales y redes de distribución, bien sea por su distancia a la red de gasoductos o bien porque su consumo no compensa la inversión, hacer inversiones para estos sitios puede llegar a ser más costoso que el servicio de electricidad y par estas zonas la mejor alternativa es el abastecimiento con GLP por cilindros que resulta ser un servicio más flexible el cual puede ser rural y urbano.

7. ¿El componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio está atado a algún precio internacional del gas? Favor explicar detalladamente. ¿Cuál es el precio internacional del gas de referencia para Colombia? Favor dar la evolución de este desde 2000 hasta la fecha.

RESPUESTA

En la respuesta a la pregunta 5 se anotó que a partir del 1 de agosto de 2013 el precio del gas que se consume en el país, incluido el de los campos de La Guajira, resulta de la interacción entre la oferta y la demanda⁽²⁾. Antes de esa fecha el precio de los campos de La Guajira era regulado con base en una fórmula atada al precio de un derivado del petróleo en el mercado internacional. También se indicó que los precios de los contratos de largo plazo, resultantes de aplicar los mecanismos de comercialización previstos en la Resolución CREG 089 de 2013, se actualizan con base en el cambio de un año a otro del precio promedio ponderado por cantidad de los contratos a 1 año transados en el respectivo campo nacional.

Así, a partir de agosto de 2013 los precios del gas en Colombia no están atados a precios internacionales de gas o de otros hidrocarburos.

8. ¿El componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio está atado al precio del dólar y a la tasa de cambio? Favor explicar detalladamente.

RESPUESTA

La tarifa de gas natural al usuario incluye las componentes de producción, de transporte, de distribución y de comercialización. El precio de la componente de producción, o el precio que se paga al productor de gas, está expresado en dólares americanos por millón de BTU, USD/MBTU (BTU = British Termal Unit, unidad de medida de energía). Así mismo, alrededor del 70% del precio de la componente de transporte, esto es la parte que remunera la inversión, también está expresado en dólares americanos. Las demás componentes se expresan en pesos. Lo anterior significa que alrededor del 50% de la tarifa al usuario final involucra componentes expresadas en dólares, que se facturan al usuario según la tasa de cambio del mes anterior al mes en que se prestó el servicio.

La regulación ha incorporado la componente de producción de gas en dólares por tratarse de una actividad desarrollada por compañías que invierten en un entorno internacional y los productos que comercializan tras el desarrollo de la actividad de exploración y producción, esto es el petróleo y el gas natural, suelen transarse en dólares en el mercado internacional.

Lo anterior está en concordancia con el hecho de que la moneda de transacción en el contrato de exploración y producción de hidrocarburos, E&P, es el dólar de los Estados Unidos de América. Este es el contrato de concesión establecido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, entidad que tiene, entre otras, la función de promover la exploración y explotación de hidrocarburos en el país. Así, la regulación de la CREG es coherente con esta política de exploración y producción de hidrocarburos establecida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

En el caso del transporte de gas, las inversiones corresponden a bienes de capital importado que generalmente se transan en dólares. Hasta el momento se ha considerado conveniente remunerar la inversión para transporte de gas en dólares, de tal manera que los inversionistas de esta actividad no asumen el riesgo de tasa de cambio. Esta medida se incorpora en la metodología de remuneración vigente.

En las resoluciones CREG 089 de 2013⁽³⁾ y 126 de 2010 se encuentran las disposiciones regulatorias mediante las cuales se regula el desarrollo de estas actividades y su remuneración, al igual que los documentos soporte que de estas hacen parte. Estos documentos pueden consultarse en la página web www.creg.gov.co, en el link Normas y Jurisprudencia.

9. ¿Cómo se determina el precio interno del suministro del gas? Favor explicar detalladamente.

RESPUESTA

Ver respuesta a la pregunta 5.

10. ¿Cuál es el costo de producción del gas en Colombia?

RESPUESTA

La Comisión no dispone de costos de producción de gas dado que no ha regulado precios con base en costos de producción. Como se indicó en la respuesta a la pregunta 5, los precios del gas se forman por la interacción entre la oferta y la demanda (i.e. precios de mercado).

11. ¿El Gobierno tiene algún instrumento de control (subsidios, precios regulados, etc.) para amortiguar los efectos externos (precio internacional de los combustibles, tasa de cambio, etc.) sobre los precios de las tarifas al usuario final?

RESPUESTA

Como se anotó en la respuesta a la pregunta 5, la CREG adoptó una opción tarifaria para aplicar tarifas al usuario final (Res. CREG 184 de 2014) y una opción para modificar la actualización de precios de los contratos de gas transados en 2013 (Res. CREG 183 de 2014).

12. ¿Se aplica cargo por confiabilidad en el mercado del gas? ¿En qué consiste? ¿Cuál ha sido su valor promedio desde su aplicación? ¿Qué impacto tiene sobre el precio de las tarifas al usuario final? ¿Cómo es su pago?

RESPUESTA

En el mercado de gas natural no hay “cargo por confiabilidad” como se aplica en el caso del sector eléctrico.

Como se indicó anteriormente, en la fórmula tarifaria se ha incorporado una variable correspondiente al concepto de confiabilidad con el propósito de reconocer las inversiones en infraestructura que se requieran para asegurar la confiabilidad y continuidad del servicio. No obstante, esta variable hasta el momento ha sido de cero y seguirá siéndolo hasta tanto no se defina que inversiones se requieren y la metodología para su remuneración por parte de la demanda de gas.

13. ¿Cuál es la fórmula con la que se calcula la Tasa Interna de Retorno (TIR)? Favor explicar componente por componente. ¿Qué factores determinar el valor de la TIR? Explicar cada uno de manera detallada. ¿Cuál ha sido el valor promedio de la TIR para cada uno de los eslabones de la cadena productiva (generación, transmisión, distribución, comercialización) en los últimos 20 años? Favor remitir la información año a año.

RESPUESTA

La tasa interna de retorno es la tasa a la cual el valor presente neto de un flujo de caja es igual a cero. La fórmula para el cálculo del valor presente neto de un flujo de caja es la siguiente:

En donde,

: Valor presente neto.

: Flujo de caja neto del periodo

: Tasa de interés a la que se descuenta el flujo de caja. Si el entonces , tal como se muestra en la siguiente fórmula.

Para encontrar la tasa interna de retorno se debe conocer el valor de los flujos netos, es decir considerando ingresos y egresos, de cada uno de los periodos que hacen parte del flujo de caja que se va a analizar. Como se observa de la ecuación 1, al resolver un polinomio de grado n, es posible que se obtenga más de una tasa interna de retorno, es decir que con más de una tasa es posible que el valor presente neto del flujo de caja sea 0.

El cálculo de esta tasa es aplicable al análisis de proyectos o de inversiones. Esta tasa es usualmente utilizada como uno de los criterios que se consideran al momento de tomar decisiones de inversión o seleccionar proyectos. En el evento en el que la tasa interna de retorno sea mayor que la exigida por los inversionistas de un proyecto, el proyecto es considerado viable, de lo contrario se descartaría.

No es posible aplicar el concepto de tasa interna de retorno, TIR, a una actividad económica. Para efectos de analizar la rentabilidad de una empresa o actividad usualmente se revisan indicadores financieros tales como margen bruto, margen operacional, margen de EBITDA, rentabilidad de los activos (ROA) o rentabilidad del patrimonio (ROE), entre otros.

En ese orden de ideas, se entiende que en su solicitud hace referencia a la tasa de retorno, o tasa de descuento, que se utiliza en las metodologías tarifarias definidas por esta Comisión y no al concepto de tasa interna de retorno, TIR. En ese sentido atendemos su solicitud en lo referente a las preguntas 13, 14, 15 y 16.

Las actuaciones y metodologías tarifarias que expide esta Comisión se ciñen a los principios que dicta la ley en esta materia. Entre otros, los principios de suficiencia financiera y eficiencia que le definen a esta Comisión propender por que las empresas reguladas recuperen sus costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento, así como reconocerles una adecuada remuneración para el capital propio, en la misma forma en la que se le habría remunerado a una empresa eficiente, en un sector de riesgo comparable.

En esos términos se entiende como una remuneración adecuada aquella que le permite a una empresa cubrir el costo de las fuentes de financiación que requiere para desarrollar su actividad. La metodología de cálculo de la tasa de descuento busca entonces estimar una tasa que cubra el costo eficiente de dichas fuentes, mediante un promedio ponderado por la participación de cada una de dichas fuentes dentro de la estructura de financiación. En el ejercicio conceptual y regulatorio se consideran dos fuentes, deuda financiera y deuda con accionistas, esta última también llamada capital propio.

La Comisión ha revisado conjuntamente con la metodología tarifaria de cada actividad la metodología para la estimación de la tasa de descuento. La metodología vigente para estimar la tasa de descuento de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería fue aprobada mediante Resolución CREG 045 de 2002 y considera los siguientes elementos:

1. Para el cálculo de las tasas de retorno, t_r, se utilizarán las siguientes fórmulas:

t_r = (1+ WACC_ai) / (1+i) – 1 (1)

WACC_ai = WACC_di / (1-T ) (2)

WACC_di = w_D* ( k_D - T. k_D)+ w_E * k_E (3)

k_E = r_f + p_rn + p_rp (4)

p_rn = b * p_rm (5)

b = [1+ (1-T ) D/E ] * b_u (6)

Donde t_r: tasa de retorno en términos reales antes de impuestos

i: tasa de inflación en dólares americanos

T: tasa nominal de impuestos

WACC_ai: tasa WACC antes de impuestos

WACC_di: tasa WACC después de impuestos

k_D: costo de la deuda

k_E: costo del capital propio o equity

D: valor en porcentaje de endeudamiento

E: valor en porcentaje del capital propio

w_D = D/(D+E): peso ponderado de la deuda

w_E = E/(D+E): peso ponderado del capital propio

r_f: tasa libre de riesgo

p_rn: prima de riesgo del negocio

p_rm: prima de riesgo del mercado

p_rp: prima de riesgo país

b : Beta

b_u : Beta desapalancado

2. Los parámetros y los valores de los parámetros que se utilizarán en la aplicación de las fórmulas anteriores serán los siguientes:

Variable	Descripción	Criterio	Fuente	Período	Valores
kD	Costo de la Deuda	DTF + 4%, tasa real equivalente	Banco de la República	Promedio 24 meses	10.40%
D	Peso ponderado de la deuda	Optimo			40.00%
rf	Tasa Libre de Riesgo	Bonos del Tesoro a 20 años	US Federal Reserve	Promedio 24 meses	6.07%
prm	Prima Riesgo Mercado	Prima sobre el índice S&P 500	Ibbotson Associates	Promedio 1926-2000	7.80%
bu	Beta desapalancado	Empresas pequeñas	Ibbotson SIC 4924 + 0.21	60 meses	0.279
b	Beta apalancado			0.400
prp	Prima Riesgo País	Spreads Deuda Bonos Global 04, 06, 09 y 20	Ministerio de Hacienda y Crédito Público	Promedio 24 meses	6.19%
E	Peso ponderado del capital propio				60.00%
T	Tasa nominal de impuestos	Ley Colombiana		35%
i	Inflación en Dólares (US)	Crecimiento anual esperado de largo plazo	US Fed. Reserve Livingston Survey	2.60%
WAAC (di)	Tasa Wacc nominal después de impuestos				11.93%
WAAC (di)	Tasa Wacc nominal antes de impuestos				18.36%
tr	Tasa de retorno en términos reales antes de impuestos			15.36%
Prima	Constante	Homogenización de mercados			0.7 %

La metodología vigente para estimar la tasa de descuento de la actividad de transporte de gas natural fue aprobada mediante Resolución CREG 126 de 2010 y considera los siguientes elementos:

1. Definición de variables

Las siguientes variables se utilizan en el cálculo de la tasa de retorno:

Nombre	Variable	Descripción
Beta		Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mercado donde se desarrolla. Desapalancado  y apalancado
Ajuste del Beta		Ajuste sobre el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración
Inflación local		Inflación en Colombia
Inflación externa		Inflación en Estados Unidos
Costo de Deuda		Costo de la deuda
Costo del Capital Propio (Equity)		Cálculo del costo del capital propio
Tasa libre de riesgo		Tasa asociada con un activo libre de riesgo
Rendimiento del mercado		Tasa que muestra el rendimiento del mercado
Prima de riesgo de Mercado	rm – rf	Prima de riesgo de mercado
Riesgo país		Tasa adicional a reconocer por riesgo país
Tasa de impuesto		Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes
Participación de la deuda		Proporción de la deuda frente al total de activos (40%)
Participación del Capital Propio		Proporción del capital propio frente al total de activos (60%)

2. Fórmulas a utilizar

2.1. Costo de la Deuda

El costo de la deuda (r_d) se calcula como el promedio aritmético de las tasas de interés reportadas mensualmente por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera de Colombia, para el “crédito preferencial” (i.e. con tasa preferencial), expresado en dólares.

n = número de meses definido en la misma resolución

La tasa obtenida a partir de los datos de la Superintendencia Financiera se ajusta teniendo en cuenta el spread que tienen los créditos a más largo plazo. Este spread se calcula como la diferencia entre el promedio de las tasas de interés para los créditos con plazos superiores a cinco años y el promedio de las tasas de interés sin desagregarlas en plazos, según la información sobre tasas de interés reportada en la página de Internet del Banco de la República.

2.2. Costo del Capital Propio

El costo del capital propio  se calcula con la siguiente fórmula:

Donde:

 Siendo = la tasa de impuestos.

 Siendo:  = #años desde 1926 hasta hoy

 n = número de meses definido en la misma resolución

2.3. Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC por sus siglas en inglés)

El costo promedio ponderado de capital después de impuestos  se calcula con la siguiente fórmula:

Antes de impuestos se calculará con esta fórmula:

Y en términos reales se calculará con esta fórmula:

La Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad, Tkc, será la que se obtenga de restarle 0.536% a la tasa de costo de capital calculada de conformidad con la fórmula anterior. Por su parte, la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen, Tkv, será la que se obtenga de sumarle 2.134% a la tasa de costo de capital calculada de conformidad con la fórmula anterior.

3. Fuentes y Períodos de Información

Variable	Fuente	Periodo
	Morningstar (Ibbotson) SIC 492	Mediana de los últimos cuatro trimestres
A	“Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, An International Comparison” Alexander y otros, 1996
	DANE	Últimos 60 meses
	The Livingston Survey Federal Reserve Bank of Philadelphia. Consumer Price Index Long-Term Outlook	Encuesta más reciente publicada
	Superintendencia Financiera. (Promedio de la tasas de Crédito Preferencial de los establecimientos bancarios) Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencial, agrupadas en plazos)	60 meses
	Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años.	60 meses
rm – rf	Morningstar (Ibbotson), Reserva Federal de Estados Unidos y cálculos CREG.	Desde 1926
	J.P. Morgan Spread de los bonos de la República estimado con base en el EMBI plus de Colombia.	60 meses
	Estatuto Tributario. Tarifa de impuesto de renta.	Actual

Junto con la expedición de las metodologías tarifarias, la Comisión ha efectuado el cálculo de la tasa de descuento que estará vigente durante el periodo tarifario correspondiente, para aquellas actividades en las que aplica la utilización de dicha tasa. Es decir que no se aplica una tasa distinta para cada momento del tiempo, no hay un cálculo año a año de la tasa, sino que se fija una tasa que aplica para todo el periodo de solicitud de aprobación de cargos de las empresas y se revisa solo en el momento en que se expida una nueva metodología tarifaria, excepto que en la misma resolución de metodología se establezca algo distinto, tal como fue el caso de la Resolución CREG 045 de 2002.

A continuación se presenta un resumen de las tasas de descuento que han aplicado para las diferentes actividades de la cadena del servicio público domiciliario de gas combustible:

Tabla 1. Histórico de tasas de descuento por actividad de la cadena de gas natural

Actividad	Resolución CREG	Tasa de descuento real antes de impuestos	Observaciones
Producción / Suministro	No aplica.	No aplica.	En la actualidad el precio de suministro del gas natural se fija directamente entre productores y comercializadores mayoristas mediante contratos bilaterales, siempre que no exista en el horizonte próximo de 5 años una situación de escasez. En los eventos en los que se prevea escasez de producto para la demanda nacional el precio es el resultado de subastas competitivas.
Transporte de gas natural	017 de 1995	12.00%	Se utiliza una tasa única para efectos del cálculo del cargo fijo y el cargo variable.
001 de 2000		11.50%	Tasa de descuento para el cálculo del cargo fijo.
		16.00%	Tasa de descuento para el cálculo del cargo variable.
126 de 2010		15.02%	Tasa de descuento para el cálculo del cargo fijo.
		17.70%	Tasa de descuento para el cálculo del cargo variable.
045 de 2002		16.06%
Distribución de gas combustible	069 de 2006	11.31%	Utiliza la misma metodología de estimación de tasa de descuento. El cálculo se actualiza según lo definido en la Resolución CREG 045 de 2002.
Comercialización de gas combustible	No aplica	No aplica	La metodología de remuneración no contempla la utilización de tasas de descuento

Con respecto a la Tabla 1, se hacen las siguientes observaciones:

1. Actualmente, el precio de suministro, entendido como el precio que se le reconoce al productor, es libre y se determina mediante la interacción de la demanda y la oferta en el mercado mayorista. La regulación vigente establece que cuando el balance realizado por la UPME muestra que la oferta de gas natural es superior a la demanda de gas natural, en al menos 3 de los 5 años siguientes, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa. En caso contrario se deberá aplicar el mecanismo de subasta competitiva para la asignación del precio. Para la remuneración de esta actividad no aplica la utilización de una tasa de descuento.

2. En la actividad de transporte se reconocen dos tipos de cargos en función de la manera en que se contrata el transporte. Para contratos de capacidad, en donde se paga la capacidad de transporte contratada independientemente de si es o no utilizada, se calcula un cargo fijo. Para contratos de volumen, en donde se paga solamente la capacidad de transporte realmente utilizada, se calcula un cargo variable. La aprobación de cargos de cada agente transportador implica la aprobación de una pareja de cargos que indica las proporciones en que se espera esté contratando el trasporte por el gasoducto.

3. Mediante Resolución CREG 045 de 2002 se estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de la tasa de retorno que se utiliza en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes, tasa que fue fijada en ese momento en 16.06%. En esa misma resolución se previó lo siguiente: “En el mes de junio del tercer año de vigencia del próximo período tarifario, se realizará un ajuste de la tasa de retorno con la información disponible de las fuentes establecidas en el numeral 2 del anexo de la presente resolución denominado “parámetros, valores de los parámetros, metodología de cálculo y ajuste de las tasas de retorno para la actividad de distribución de gas combustible por redes”, actualizando únicamente los valores del costo de deuda, la tasa libre de riesgo y los spreads de la deuda soberana”. Mediante Resolución CREG 069 de 2006 se dio cumplimiento a esta última disposición y se actualizó la tasa con un resultado de 11.31%, tasa que se encuentra vigente desde entonces para el cálculo de cargos de esta actividad. La mayor parte de los cargos aprobados utilizaron la tasa del 16.06%. Solo para una pequeña porción de los cargos, que corresponden a nuevos mercados para los que se hizo la solicitud de aprobación de cargos después de la actualización de la tasa, en el año 2006, se ha utilizado la tasa del 11.31%.

4. La metodología vigente para la remuneración de la actividad de comercialización de gas combustible por redes no contempla la utilización de la tasa de descuento como uno de sus parámetros de cálculo.

Finalmente, vale la pena mencionar que esta Comisión se encuentra en proceso de unificar la metodología de cálculo de tasas de descuento para lo cual expidió las resoluciones 083 y 112 de 2014, las cuales fueron puestas a consideración de los agentes, la demanda, autoridades y demás interesados.

14. ¿De qué manera se incluye en el esquema tarifario la tasa de impuestos a los operadores? Explicar detalladamente.

RESPUESTA

Los impuestos son incorporados en el esquema tarifario de dos formas, para las actividades en las que aplica considerar impuestos (ver tabla 1). Primero, como se observa en las metodologías de cálculo de tasas de descuento, en el cálculo de las mismas se considera la tasa del impuesto a la renta. Segundo, en las metodologías de reconocimiento de gastos de administración, operación y mantenimiento.

En el primer caso, el cálculo de la tasa de descuento se hace antes de impuestos, por lo que la tasa resultante considera que las utilidades son suficientes para cubrir el pago del impuesto renta a la tasa considerada, así como para cubrir el costo eficiente de las fuentes de financiación, deuda y capital propio.

En el segundo caso, el reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento, que además son considerados para la definición de los cargos de cada operador, tiene en cuenta los impuestos a cargo del operador, diferentes al impuesto de renta, que se encuentren vigentes en el momento de la aprobación a excepción del impuesto al patrimonio.

15. ¿Cuál ha sido la tasa de impuestos que se ha utilizado para el cálculo de la TIR en los últimos 20 años? Favor remitir la información año a año.

RESPUESTA

El impuesto que se considera para el cálculo de la tasa de descuento es el impuesto de renta. En las metodologías vigentes se utiliza la tasa de impuesto a la renta que se encuentre vigente al momento de determinar la tasa de descuento que aplicará para una actividad específica.

16. Para el caso del impuesto de renta, ¿se tiene en cuenta la tarifa nominal o la tarifa efectiva? Favor informar cuál es la tarifa efectiva para el sector del gas.

RESPUESTA

En el caso de las metodologías tarifarias en las que aplique la utilización de una tasa de descuento se considera la tasa de impuesto de renta vigente. Al respecto de las tasas efectivas de tributación es de competencia del legislador la definición de las exenciones en materia de impuestos que apliquen a cada actividad económica e inclusive, como ha ocurrido en algunas oportunidades, a empresas específicas.

Las metodologías de estimación de tasas de descuento consideran condiciones de eficiencia y son de aplicación general para todos los agentes por lo que en su estimación la Comisión ha considerado la utilización de la tarifa de renta general. En ese orden de ideas no podría la comisión desvirtuar la exenciones dadas por el legislador al considerar tasa efectivas.

Con respecto a la tasa efectiva de tributación, es de competencia de la DIAN la fiscalización del recaudo de impuestos y es dicha entidad la que cuenta con la información por Usted requerida.

17. ¿Colombia está a portas de perder la autosuficiencia gasífera? favor explicar con cifras si sí o si no y por qué.

RESPUESTA

De acuerdo con los análisis de oferta y demanda publicados en septiembre de 2013 por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, en febrero de 2017 podría haber deficit gas bajo el escenario de demanda base. En un escenario de demanda bajo el déficit podría presentarse en abril de 2018⁽⁴⁾. La razón principal de esrte resultado es la declinación natural del campo Ballenas en la Guajira que como se explicó abastece el 50% de la demanda aunado a la insuficiencia de los nuevos hallazgos de cubrir esta caída en la oferta de gas natural.

Cordialmente

JORGE PINTO NOLLA

Director Ejecutivo

Anexo: Anexo 1, Anexo 2 y CD con Base de datos

ANEXO 1.

A continuación se presentan el comportamiento de las componentes G, T, D y C de la fórmula tarifaria, para los principales mercados del país y durante los años 1998 a 2014. Así mismo, se indica cono se encuentran conformados los mercados relevantes de distribución y comercialización señalados.

Componente Promedio Precio de Gas

Componente Promedio Transporte

Componente Promedio Distribución

Componente Promedio Comercialización

Fuente: Reporte de Información de las empresas al SUI

Conformación de los mercados.

ANEXO 2.

CARGO FIJO PROMEDIO RESIDENCIAL.

 Estrato 1

Estrato2

Estrato 3

Estrato 4

Estrato 5

Estrato 6

Cargo Variable Promedio Residencial

Estrato 1

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 4

Estrato 5

Estrato 6

Cargo Fijo Promedio Comercial

Cargo Variable Promedio Comercial

Cargo Fijo Promedio Industrial

Cargo Variable Promedio Industrial

Fuente: Reporte de las empresas a la CREG.

NOTAS AL FINAL:

1. Ver Resolución CREG 088.

2. Ver Resolución CREG 088.

3. “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural”

4. Para mayor detalle consultar el documento “Análisis de Oferta y Demanda de Gas Natural Colombia 2013”, Septiembre de 2013, publicado en www.upme.gov.co.