Concepto 1707 de 2015 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 1707 DE 2015
(febrero)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
XXXXXXXXXXXXXXX
Asunto: Su comunicación
Radicado CREG E-2015-001707
Respetado XXXXX:
Hemos recibido su comunicación en la que nos solicita información relacionada con los servicios públicos domiciliarios que regula esta entidad. Al respecto procedemos a responderle en el mismo orden en el que fueron formuladas:
1. Cuál ha sido el comportamiento de las tarifas de gas en la costa caribe y en el resto del país para los años 2010 a la fecha?
RESPUESTA
Para establecer las tarifas a usuario regulado se utilizan las fórmulas tarifaria de gas combustible por redes de tubería, la cual corresponde a la adición de todos los costos que implica la prestación de un servicio. Con base en la cadena de valor del servicio, 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 las tarifas a usuario regulado se definían con las fórmulas señaladas 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 expedidas mediante la Resolución CREG 137 de 2013.
Las Fórmulas del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería aplicables a los usuarios regulados son las siguientes:
Cargo variable:
Cargo fijo:
Donde:
| CUVm,i | Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m3), aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j. |
| Cufm,i | Componente fijo del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería expresado en ($/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 |
| Gm,i,j | Costo Promedio Unitario en ($/m3) correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón y/o GLP por redes y/o aire propanado, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. |
| Tm,i,j | Costo unitario en ($/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. 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). |
| Dm,i,j | Costo expresado en ($/m3) por uso del Sistema de Distribución de gas combustible destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. No incluye la conexión al usuario final. |
| fPCm,i,j | Factor multiplicador de poder calorífico aplicable al componente del costo de distribución el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. |
| CVm,i,j | Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/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. |
| Ccm,i,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. |
| Cfm,i,j | 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. |
A continuación se incluye la información correspondiente a las tarifas promedio que fueron aplicadas para los mercados relevantes de comercialización que incluyen las principales ciudades desde el año 2010 a la fecha. Esto teniendo en cuenta que en la actualidad existen más de 206 mercados relevantes con cargos aprobados aplicables en 774 municipios. Vale la pena mencionar que el mercado relevante está conformado por un municipio o grupo de municipios para la cual la CREG aprueba cargos de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería.
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.
Tabla 1. Cargo Fijo para estrato 1
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Tabla 2. Cargo Fijo para estrato 2
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Tabla 3. Cargo Fijo para estrato 3
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 4,766.69 | 4,766,69 | 4,766,69 | 4,766,69 | 2,236,40 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 1,885,00 | 1,885,00 | 1,885,00 | 1,885,00 | 1,113,31 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 3,200,00 | 3,200,00 | 3,200,00 | 3,200,00 | 691,16 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 2,800,00 | 2,800,00 | 2,800,00 | 2,800,00 | 834,82 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 2,532,52 | 2,569,01 | 2,618,93 | 2,637,05 | 2,665,76 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 1,565,42 | 1,369,08 | 1,579,00 | 1,497,00 | 806,85 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 1,747,83 | 1,779,45 | 1,829,17 | 1,837,17 | 1,858,83 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 2,512,75 | 2,570,00 | 2,612,08 | 2,623,00 | 2,656,17 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 1,955,08 | 1,990,67 | 2,024,92 | 2,036,17 | 2,061,07 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 3,100,00 | 3,156,42 | 3,211,25 | 3,228,58 | 3,268,08 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 1,716,59 | 1,805,18 | 1,778,37 | 1,787,97 | 1,809,84 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 1,764,57 | 1,795,48 | 1,827,56 | 1,837,28 | 1,858,62 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1,223,11 | 1,245,48 | 1,267,14 | 1,273,96 | 1,289,39 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 2,274,92 | 2,316,55 | 2,357,08 | 2,369,08 | 2,394,17 |
Tabla 4. Cargo Fijo para estrato 4
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 4,766.69 | 4,766,69 | 4,766,69 | 4,766,69 | 2,236,40 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 1,885,00 | 1,885,00 | 1,885,00 | 1,885,00 | 1,113,31 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 3,200,00 | 3,200,00 | 3,200,00 | 3,200,00 | 691,16 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 2,800,00 | 2,800,00 | 2,800,00 | 2,800,00 | 834,82 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 2,532,52 | 2,569,01 | 2,618,93 | 2,637,05 | 2,665,76 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 1,565,42 | 1,369,08 | 1,579,00 | 1,497,00 | 806,85 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 1,747,83 | 1,779,45 | 1,829,17 | 1,837,17 | 1,858,83 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 2,512,75 | 2,570,00 | 2,612,08 | 2,623,00 | 2,656,17 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 1,955,08 | 1,990,67 | 2,024,92 | 2,036,17 | 2,061,07 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 3,100,00 | 3,156,42 | 3,211,25 | 3,228,58 | 3,268,08 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 1,716,59 | 1,805,18 | 1,778,37 | 1,787,97 | 1,809,84 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 1,764,57 | 1,795,48 | 1,827,56 | 1,837,28 | 1,858,62 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1,223,11 | 1,245,48 | 1,267,14 | 1,273,96 | 1,289,39 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 2,274,92 | 2,316,55 | 2,357,08 | 2,369,08 | 2,394,17 |
Tabla 5. Cargo Fijo para estrato 5
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 5,720,03 | 5,720,03 | 5,720,03 | 5,720,03 | 2,683,68 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 2,262,00 | 2,262,00 | 2,262,00 | 2,262,00 | 1,335,97 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 3,840,00 | 3,840,00 | 3,840,00 | 3,840,00 | 829,39 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 3,360,00 | 3,360,00 | 3,360,00 | 3,360,00 | 1,001,78 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 3,039,02 | 3,082,81 | 3,142,71 | 3,164,46 | 3,198.92 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 1,878,50 | 1,642,92 | 1,895,00 | 1,796,00 | 806.85 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 2,097,67 | 2,159,33 | 2,195,00 | 2,204,42, | 2,168,58 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 3,015,75 | 3,084,25 | 3,134,83 | 3,104,17 | 3,187,83 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 2,346,08 | 2,389,00 | 2,429,83 | 2,443,42 | 2,473,31 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 3,719,98 | 3,787.50 | 3,853,42 | 3,873,92 | 3,921,50 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 2,059,91 | 2.166.22 | 2,134,05 | 2,145,56 | 2,171,81 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 2,117,49 | 2.154.57 | 2,193,07 | 2,204,73 | 2,230,34 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1,467,74 | 1.494.57 | 1,520,57 | 1,528,75 | 1,547,27 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 2,729,90 | 2.779.85 | 2,828,53 | 2,842,92 | 2,873,00 |
Tabla 6. Cargo Fijo para estrato 6
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 5,720,03 | 5,720,03 | 5,720,03 | 5,720,03 | 2,683,68 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 2,262,00 | 2,262,00 | 2,262,00 | 2,262,00 | 1,335,97 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 3,840,00 | 3,840,00 | 3,840,00 | 3,840,00 | 829,39 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 3,360,00 | 3,360,00 | 3,360,00 | 3,360,00 | 1,001,78 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 3,039,02 | 3,082,81 | 3,142,71 | 3,164,46 | 3,198.92 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 1,878,50 | 1,642,92 | 1,895,00 | 1,796,00 | 806.85 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 2,097,67 | 2,159,33 | 2,195,00 | 2,204,42, | 2,168,58 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 3,015,75 | 3,084,25 | 3,134,83 | 3,104,17 | 3,187,83 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 2,346,08 | 2,389,00 | 2,429,83 | 2,443,42 | 2,473,31 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 3,719,98 | 3,787.50 | 3,853,42 | 3,873,92 | 3,921,50 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 2,059,91 | 2.166.22 | 2,134,05 | 2,145,56 | 2,171,81 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 2,117,49 | 2.154.57 | 2,193,07 | 2,204,73 | 2,230,34 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1,467,74 | 1.494.57 | 1,520,57 | 1,528,75 | 1,547,27 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 2,729,90 | 2.779.85 | 2,828,53 | 2,842,92 | 2,873,00 |
CARGO VARIABLE
Tabla 7. Cargo variable para estrato 1
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 356.19 | 366.27 | 394.81 | 404.37 | 534.66 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 247.36 | 261.32 | 397.28 | 404.08 | 511.33 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 282.70 | 313.99 | 423.61 | 431.08 | 505.67 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 225.01 | 259.44 | 358.62 | 366.08 | 457.33 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 327.81 | 366.06 | 428.81 | 451.64 | 474.08 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 223.62 | 239.45 | 287.17 | 292.82 | 301.63 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 357.18 | 411.73 | 430.84 | 437.82 | 453.41 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 337.32 | 415.62 | 484.71 | 494.04 | 526.58 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 359.26 | 402.14 | 445.37 | 481.01 | 589.98 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 355.90 | 391.98 | 437.62 | 446.33 | 456.58 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 345.50 | 343.37 | 378.39 | 390.22 | 434.17 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 359.31 | 392.11 | 461.26 | 479.20 | 514.54 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 656.17 | 706.84 | 733.42 | 778.03 | 820.10 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 379.33 | 413.10 | 461.25 | 483.58 | 503.58 |
Tabla 8. Cargo variable para estrato 2
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 449.09 | 462.65 | 499.58 | 511.77 | 671.80 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 301.38 | 327.55 | 496.48 | 504.08 | 640.67 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 354.93 | 393.77 | 530.85 | 540.83 | 633.42 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 285.30 | 324.45 | 451.89 | 460.08 | 574.92 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 411.37 | 458.35 | 535.08 | 564.21 | 592.05 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 282.34 | 302.65 | 363.16 | 370.30 | 380.06 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 445.80 | 515.23 | 539.34 | 548.05 | 567.72 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 340.34 | 529.35 | 616.89 | 628.77 | 671.62 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 449.56 | 504.27 | 559.16 | 603.10 | 742.58 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 439.49 | 485.97 | 543.91 | 554.75 | 567.33 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 411.24 | 426.29 | 477.25 | 493.05 | 547.97 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 453.68 | 488.11 | 577.80 | 602.17 | 645.49 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 823.43 | 887.39 | 920.07 | 976.89 | 1.029.11 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 472.25 | 514.25 | 575.50 | 602.50 | 627.17 |
Tabla 9. Cargo variable para estrato 3
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 579.18 | 523.00 | 662.00 | 662.00 | 1.158.50 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 471.22 | 507.43 | 836.89 | 793.99 | 1.068.73 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 478.13 | 537.10 | 794.61 | 776.20 | 1.124.89 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 372.08 | 436.16 | 671.72 | 607.26 | 974.79 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 635.44 | 706.23 | 796.09 | 874.92 | 861.70 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 479.34 | 503.03 | 608.02 | 541.23 | 766.61 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 774.01 | 846.23 | 864.79 | 859.97 | 964.63 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 687.86 | 856.24 | 986.18 | 953.20 | 1.093.04 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 728.77 | 815.01 | 932.32 | 996.49 | 1.193.34 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 663.42 | 733.17 | 817.42 | 827.33 | 821.83 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 688.74 | 707.07 | 807.10 | 769.63 | 876.54 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 781.59 | 833.37 | 987.90 | 1.028.87 | 1.136.84 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1.539.95 | 1.661.07 | 1.688.65 | 1.822.05 | 1.899.93 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 794.67 | 864.04 | 947.42 | 1.014.58 | 943.25 |
Tabla 10. Cargo variable para estrato 4
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 579.18 | 523.00 | 662.00 | 662.00 | 1.158.50 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 471.22 | 507.43 | 836.89 | 793.99 | 1.068.73 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 478.13 | 537.10 | 794.61 | 776.20 | 1.124.89 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 372.08 | 436.16 | 671.72 | 607.26 | 974.79 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 635.44 | 706.23 | 796.09 | 874.92 | 861.70 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 479.34 | 503.03 | 608.02 | 541.23 | 766.61 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 774.01 | 846.23 | 864.79 | 859.97 | 964.63 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 687.86 | 856.24 | 986.18 | 953.20 | 1.093.04 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 728.77 | 815.01 | 932.32 | 996.49 | 1.193.34 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 663.42 | 733.17 | 817.42 | 827.33 | 821.83 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 688.74 | 707.07 | 807.10 | 769.63 | 876.54 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 781.59 | 833.37 | 987.90 | 1.028.87 | 1.136.84 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1.539.95 | 1.661.07 | 1.688.65 | 1.822.05 | 1.899.93 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 794.67 | 864.04 | 947.42 | 1.014.58 | 943.25 |
Tabla 11. Cargo variable para estrato 5
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 695.02 | 627.60 | 794.40 | 794.40 | 1.390.20 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 565.46 | 608.92 | 1.004.27 | 952.79 | 1.282.47 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 573.76 | 644.52 | 953.53 | 931.44 | 1.349.87 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 446.50 | 523.39 | 806.07 | 728.72 | 1.169.75 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 762.53 | 847.48 | 955.30 | 1.049.90 | 1.034.04 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 551.13 | 603.64 | 729.62 | 649.43 | 919.93 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 928.82 | 1.015.48 | 1.037.80 | 1.031.97 | 1.157.56 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 825.43 | 1.014.16 | 1.183.42 | 1.143.84 | 1.311.65 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 874.52 | 978.01 | 1.118.79 | 1.195.79 | 1.432.01 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 796.15 | 879.75 | 980.75 | 992.25 | 986.17 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 826.49 | 848.48 | 968.51 | 923.55 | 1.051.85 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 937.90 | 1.000.04 | 1.185.48 | 1.234.65 | 1.364.20 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1.847.94 | 1.993.28 | 2.026.04 | 2.186.45 | 2.279.92 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 953.60 | 1.036.81 | 1.136.85 | 1.217.50 | 1.131.92 |
Tabla 12. Cargo variable para estrato 6
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 1 | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | |||||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 695.02 | 627.60 | 794.40 | 794.40 | 1.390.20 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 565.46 | 608.92 | 1.004.27 | 952.79 | 1.282.47 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 573.76 | 644.52 | 953.53 | 931.44 | 1.349.87 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 446.50 | 523.39 | 806.07 | 728.72 | 1.169.75 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 762.53 | 847.48 | 955.30 | 1.049.90 | 1.034.04 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 551.13 | 603.64 | 729.62 | 649.43 | 919.93 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 928.82 | 1.015.48 | 1.037.80 | 1.031.97 | 1.157.56 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 825.43 | 1.014.16 | 1.183.42 | 1.143.84 | 1.311.65 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 874.52 | 978.01 | 1.118.79 | 1.195.79 | 1.432.01 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 796.15 | 879.75 | 980.75 | 992.25 | 986.17 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 826.49 | 848.48 | 968.51 | 923.55 | 1.051.85 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 937.90 | 1.000.04 | 1.185.48 | 1.234.65 | 1.364.20 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1.847.94 | 1.993.28 | 2.026.04 | 2.186.45 | 2.279.92 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 953.60 | 1.036.81 | 1.136.85 | 1.217.50 | 1.131.92 |
Tabla 13. CONFORMACIÓN DE MERCADOS
DESCRIPCIÓN DE MERCADOS
| Empresa Mercado | Municipios |
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | PUERTO BOYACA-LA DORADA-MANZANARES-VICTORIA-GIRARDOT-PUERTO SALGAR-RICAURTE-ALVARADO-AMBALEMA-ARMERO-ESPINAL-FLANDES-FRESNO-HERVEO-HONDA-IBAGUE-LERIDA-LIBANO-MARIQUITA-PIEDRAS-SAN LUIS-VENADILLO |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | CHINCHINA-MANIZALES-NEIRA-PALESTINA-VILLAMARIA |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | ARMENIA-CALARCA-CIRCASIA-FILANDIA-LATEBAIDA-MONTENEGRO-QUIMBAYA -SALENTO |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | BALBOA-DOS QUEBRADAS- LA CELIA-LA VIRGINIA-MARSELLA-PEREIRA-STA ROSA D CABAL |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | BARBOSA-BELLO-CALDAS-COPACABANA-ENVIGADO-GIRARDOTA-ITAGUI-LA ESTRELLA-MEDELLIN-SABANETA |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | BELEN-BRICEÑO-CALDAS-CERINZA-CHIQUINQUIRA-COMBITA-CUCAITA-DUITAMA-FLORESTA-MOTAVITA-NOBSA-OICATA-PAIPA-RAQUIRA-SACHICA-SAMACA-SANTA SOFIA- SOGAMOSO-SORA-STA ROSA VITERBO-SUTAMARCHAN-TIBASOSA-TINJACA-TUNJA- TUNUNGUA-TUTA-VILLA DE LEYVA-BOJACA-CAJICA-CHIA-COGUA-COTA-CUCUNUBA- FACATATIVA-FUNZA-FUQUENE-GACHANCIPA-MADRID-MOSQUERA-NEMOCON-SIMIJACA-SOPO-SUSA-SUTATUSA-TABIO-TAUSA-TENJO-TOCANCIPA-UBATE-ZIPACON-ZIPAQUIRA-ALBANIA-FLORIAN-LA BELLAZA |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | CANTAGALLO-SAN PABLO-BUCARAMANGA-GIRON-LEBRIJA-PIEDECUESTA- PUERTO WILCHES-SABANA DE TORRES |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | BOGOTA-SIBATE-SOACHA |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | CALI |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | BARANOA,BARRANQUILLA,CAMPO DE LA CRUZ,CANDELARIA,GALAPA,JUAN DE ACOSTA,LURUACO,MALAMBO,MANATI,PALMAR DE VARELA,PIOJO,POLONUEVO, PONEDERA,PUERTO COLOMBIA,REPELON,SABANAGRANDE,SABANALARGA,SANTA LUCIA, SANTO TOMAS,SUAN,SAN ESTANISLAO,LA PAZ,VALLEDUPAR,ARACATACA, CIENAGA,EL RETEN,FUNDACION,PUEBLOVIEJO,SANTA MARTA,SITIONUEVO, ZONA BANANERA |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | CAQUEZA-CHIPAQUE-FOSCA-GUAYABETAL-QUETAME-UNE-CUMARAL-RESTREPO-VILLAVICENCIO |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | CANTAGALLO-SAN PABLO-BUCARAMANGA-GIRON-LEBRIJA-PIEDECUESTA- PUERTO WILCHES-SABANA DE TORRES |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | AGRADO-ALTAMIRA-GUADALUPE-PITAL-SUAZA |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | CAUCASIA-ARJONA-CARMEND BOLIVAR-CARTAGENA-CICUCO-CLEMENCIA- MAGANGUE-MARIA LA BAJA-MOMPOS-SAN JACIENTO-SAN JUAN NEPOMUCENO- SANTA CATALINA-SANTA ROSA-TALAIGUA NUEVO-TURBACO-TURBANA- VILLANUEVA-AYAPEL-BUENAVISTA-CERETE-CHIMA-CIENAGA DE ORO-LORICA- MOMIL-MONTELIBANO-MONTERIA-PLANETA RICA-PUEBLO NUEVO-PURISIMA- SAHAGUN-SAN ANTERO-SAN CARLOS-SAN PELAYO-SN AND.SOTAVENTO- TUCHIN-SANTA ANA-BUENAVISTA-COROZAL-COVEÑAS-GALERAS- LOS PALMITOS-MORROA-OVEJAS-SAMPUES-SAN JUAN BETULIA-SAN MARCOS- SAN ONOFRE-SAN PEDRO-SINCE-SINCELEJO-TOLU-TOLUVIEJO |
En el caso del Gas Licuado de Petróleo, GLP, que se vende envasado en cilindros marcados o en tanques estacionarios, la tarifa al usuario final varía según el tamaño del cilindro, la empresa que presta el servicio, el municipio y la fuente desde la cual se abastece del producto tal como está establecido en la Resolución CREG 180 de 2009, así:
Donde:
| CUe,x,m,t,q,z | Costo Unitario de Prestación del Servicio ($/kg) para los usuarios servidos de la Planta de Envasado e de GLP, del Distribuidor x, correspondiente al mes m, en el año t, por tamaño de cilindro q, localizados en el municipio, cabecera municipal o centro poblado z. |
| Ge,x,m | Costo de compra del GLP ($/kg) que corresponde al costo del producto para las diferentes fuentes desde donde se abastece la Planta de Envasado e del Distribuidor x, para el mes m. Es de aclarar que el GLP proveniente de las fuentes que son propiedad de Ecopetrol tienen el precio regulado. |
| Te,x,m | Costo de transporte ($/kg) correspondiente al uso del sistema de poliductos o propanoductos según el punto de retiro del producto con destino a la Planta de Envasado e, de la empresa distribuidora x, para el mes m. Es de aclarar que el cargo por uso del sistema de transporte se encuentra regulado. |
| De,x,m,q | Cargo de Distribución ($/kg) según corresponda a la modalidad de entrega (al comercializador minorista, en puntos de venta o en tanque estacionario) para el producto proveniente de la Planta de Envasado e, de la empresa distribuidora x, para el mes m. Es de aclarar que este cargo se determina libremente por las empresas bajo el esquema de libertad vigilada. |
| Cde,x,m,q,z | Cargo de Comercialización Minorista ($/kg) según corresponda a la modalidad de entrega (para entregas de GLP a domicilio, o en expendios) para el producto proveniente de la Planta de Envasado e, de la empresa distribuidora x, para el mes m, para el tamaño del cilindro q, para los usuarios del municipio o la cabecera municipal o el centro poblado z. Es de aclarar que este cargo se determina libremente por las empresas bajo el esquema de libertad vigilada. |
Teniendo en cuenta lo anterior, a modo informativo en la se encuentran los precios promedios anuales para cada uno de los departamentos del país para los años solicitados.
Tabla 14. Precio promedio anual de GLP al usuario final por departamento
| Zona | Departamento | $/kg de GLP | ||||
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | ||
| COSTA CARIBE | ATLANTICO | 1.842 | 2.121 | 2.237 | 2.319 | 2.444 |
| BOLIVAR | 1.907 | 2.205 | 2.181 | 2.235 | 2.122 | |
| CESAR | 1.938 | 2.277 | 2.224 | 2.204 | 2.204 | |
| CORDOBA | 1.951 | 2.204 | 2.176 | 2.083 | 2.085 | |
| LA GUAJIRA | 2.047 | 2.231 | 2.258 | 2.019 | 1.852 | |
| MAGDALENA | 1.933 | 2.216 | 2.158 | 2.128 | 2.087 | |
| SUCRE | 2.073 | 2.300 | 2.218 | 2.210 | 2.209 | |
| RESTO DEL PAÍS | AMAZONAS | Sin dato | Sin dato | 2.789 | 2.365 | 1.789 |
| ANTIOQUIA | 1.875 | 2.262 | 2.242 | 2.061 | 2.012 | |
| ARAUCA | 1.783 | 2.039 | 2.018 | 1.767 | 1.807 | |
| BOGOTA D.C. | 1.901 | 2.178 | 2.025 | 2.074 | 2.268 | |
| BOYACA | 2.060 | 2.267 | 2.092 | 2.104 | 2.243 | |
| CALDAS | 1.764 | 2.087 | 2.073 | 1.908 | 1.978 | |
| CAQUETA | 2.419 | 2.545 | 2.397 | 2.300 | 2.356 | |
| CASANARE | 1.954 | 2.098 | 2.042 | 2.010 | 2.034 | |
| CAUCA | 1.958 | 2.311 | 2.201 | 2.111 | 2.163 | |
| CHOCO | 1.967 | 2.305 | 2.494 | 2.339 | 2.229 | |
| CUNDINAMARCA | 1.916 | 2.193 | 2.122 | 2.154 | 2.273 | |
| GUAINIA | 2.827 | 2.925 | Sin dato | Sin dato | Sin dato | |
| GUAVIARE | 1.887 | 1.820 | 1.940 | 2.054 | 1.870 | |
| HUILA | 2.021 | 2.220 | 2.212 | 2.042 | 2.103 | |
| META | 1.899 | 2.143 | 2.122 | 2.088 | 2.103 | |
| NARIÑO | 1.984 | 2.281 | 2.098 | 2.092 | 2.286 | |
| NORTE SANTANDER | 1.925 | 2.234 | 2.238 | 2.175 | 2.342 | |
| PUTUMAYO | 2.055 | 2.218 | 2.154 | 2.048 | 2.167 | |
| QUINDIO | 1.724 | 2.117 | 1.998 | 1.908 | 2.003 | |
| RISARALDA | 1.645 | 2.021 | 2.211 | 2.026 | 1.992 | |
| SAN ANDRES | 1.918 | 1.981 | 2.097 | 1.982 | 2.372 | |
| SANTANDER | 1.834 | 2.132 | 2.140 | 2.103 | 2.162 | |
| TOLIMA | 2.055 | 2.220 | 2.065 | 2.087 | 2.182 | |
| VALLE | 1.814 | 2.202 | 2.289 | 2.074 | 1.979 | |
| VICHADA | 2.521 | 2.504 | 1.894 | 1.971 | 2.127 | |
*Valores en pesos corrientes
2. ¿La comisión tiene establecida alguna reglamentación para que las empresas de energía inviertan en electrificación rural? En caso afirmativo explicar.
RESPUESTA
De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998, con la cual se acoge el reglamento de distribución de energía eléctrica, los operadores de red, OR, son los responsables de la planeación, operación y expansión de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y los Sistemas de Distribución Local, SDL.
La electrificación rural está relacionada con la distribución de energía eléctrica por lo que se entiende que hace parte del ámbito de aplicación del citado reglamento.
En el numeral 3.2 del Reglamento de Distribución se hace referencia a la responsabilidad por la expansión de los STR y SDL y en cuanto a la planeación de la expansión de los sistemas de los OR establece:
El OR es responsable de elaborar el Plan de Expansión del Sistema que opera, de acuerdo con el Plan Estratégico, el Plan de Acción y el Plan Financiero de que trata la Resolución CREG 005 de 1996.
El Plan de Expansión del OR deberá incluir todos los proyectos que requiera su Sistema, considerando solicitudes efectuadas por terceros y que sean viables en el contexto de su Plan Financiero.
Se entiende que los OR pueden incluir, dentro los planes de expansión de su sistema, las obras requeridas para la electrificación de las zonas rurales del mercado que atienden. En el citado reglamento también se da la posibilidad de que la ejecución de estas obras sea acometida por terceros y en este caso la remuneración de los proyectos deberá ser acordada entre las partes.
En la metodología vigente para la remuneración de la actividad de distribución, Resolución CREG 097 de 1998, se señala que los activos de distribución se remuneran al operador de red sin tener en cuenta la propiedad de esos activos.
Cuando los activos son construidos con recursos públicos y si se cumple lo establecido en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por Ley 1450 de 2011, en la remuneración del OR no se incluyen los costos de inversión de estos activos pero sí los relacionados con su operación y mantenimiento.
En resumen, no hay una regulación particular para la electrificación rural sino que se considera incluida dentro de toda la relacionada con la actividad de distribución de energía eléctrica, donde se define la forma de remunerar las inversiones, los gastos de operación y mantenimiento, y se fijan las exigencias de calidad en la prestación de este servicio, entre otras.
3. ¿Cuáles son las reservas que tiene el país en gas natural y GLP?
Con respecto a gas natural en el inciso segundo del Decreto 2100 de 2011 se establece:
“La ANH deberá publicar la información consolidada de Reservas de Gas Natural y de petróleo y desagregarlas por campo y ubicación geográfica, dentro de los ciento cincuenta (150) días calendario siguientes al inicio de cada año, con corte al 31 de diciembre del año anterior”.
De acuerdo con lo anterior procedemos a trasladar su petición sobre reservas de gas natural a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, para que esta entidad remita la respectiva respuesta a su despacho.
Respecto al GLP, la información con que cuenta esta Comisión está relacionada con la oferta y la demanda histórica de GLP con desino al servicio público domiciliario, SPD. Entendemos que la información del GLP producido en Colombia que abastece usos diferentes al de servicio público domiciliario puede ser consultada a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, y para la información de proyecciones de abastecimiento de dicho producto se pueden consultar los estudios realizados por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.
Teniendo en cuenta lo anterior, en el caso de la oferta y la demanda de GLP para el SPD, le informamos que la CREG en el año 2011 mediante la Resolución CREG 053 estableció un mecanismo de comercialización mayorista de GLP cuyo objetivo es, entre otros, identificar permanentemente el balance oferta-demanda del producto con destino al SPD. En ese sentido, le presentamos la información de oferta demanda para los años 2011 a 2013 para el servicio público domiciliario.
Tabla 15. Oferta-demanda de GLP para el SDP
| Año | CANTIDADES DE GLP [kg] | |
| Oferta | Demanda | |
| 2011 | 610.702.899 | 597.899.252 |
| 2012 | 673.802.478 | 555.116.786 |
| 2013 | 794.169.580 | 516.833.938 |
| 2014 | 626.703.542 | 560.466.795 |
Fuente: Sistema Único de Información – SUI y reportes de Oferta Pública de Cantidades de Ecopetrol, análisis CREG
Respecto a la información de proyecciones de oferta, esta hace parte de los análisis y estudios que desarrolla la Unidad de Planeación Minero Energética. En este aspecto, se tiene conocimiento de que dicha entidad realizó recientemente un estudio con la firma Cosenit con el fin de determinar la oferta potencial del GLP. Uno de los resultados importantes del estudio muestra que existen potencialidades de aumentar la oferta proveniente de campos de producción nacional. Así lo muestra el consultor en la siguiente gráfica con las proyecciones de oferta del GLP para los próximos 20 años.
Fuente: Estudio de Cosenit para la UPME. 2013. Potencialidad del GLP en Colombia
4. ¿Cuáles han sido las ventajas para el usuario final con la liberación de precios de Gas Natural? Han disminuido las tarifas con esa liberación de precios. Anexar cuadro con tarifas vigencias 2013 a la fecha.
RESPUESTA
Al respecto cabe anotar lo siguiente:
- El precio del gas de los campos de La Guajira estuvo regulado desde 1975 hasta 2013 con base en una fórmula atada al precio de un derivado del petróleo en el mercado internacional. En 2013, mediante la Resolución CREG 088 de 2013, se liberó este precio. Al momento de la liberación este precio era de 5,65 USD/MBTU mientras que el precio del gas de los campos de Cusiana y Cupiagua, que no estaba sujeto a tope de precios, presentaba un precio promedio de 3,80 USD/MBTU.
- De acuerdo con las reglas establecidas en la Resolución CREG 089 de 2013, la comercialización de gas en el mercado primario (i.e. compras al productor-comercializador) se realiza mediante negociaciones directas cuando la oferta agregada nacional, en al menos 3 de los 5 años siguientes al momento del análisis, es superior a la demanda y mediante subastas cuando la demanda agregada supera la oferta(1). 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.
- Es importante indicar que el Gobierno Nacional, por medio del 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 de gas por el consumo de las plantas termoeléctricas. Consumo que se presenta en temporada de bajas hidrologías (e.g. fenómeno de El Niño).
- 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 agregada nacional superaba la demanda. Con estas negociaciones el precio promedio ponderado por cantidad y para todos los contratos negociados (i.e. a 1 año, 5 años y más de 5 años), fue de (i) 3,97 USD/MBTU para el gas de los campos de La Guajira, y de (ii) 3,05 USD/MBTU para el gas de los campos de Cusiana y Cupiagua. Este precio promedio ponderado para el gas de los campos de La Guajira es 30% menor con respecto al precio regulado de 5,65 USD/MBTU que se venía aplicando. Los precios negociados en esta ronda aplicaron desde el 1 de enero de 2014 hasta el 30 de noviembre de 2014 para el caso de los contratos a 1 año.
- Entre el 22 de septiembre y el 3 de octubre de 2014, y dado que en ese momento la oferta agregada nacional 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 ponderado por cantidad y para todos los contratos negociados (i.e. a 1 año, 5 años y más de 5 años) fue de (i) 5,07 USD/MBTU para el gas de los campos de La Guajira, y (ii) 3,09 USD/MBTU para el gas de los campos de Cusiana y Cupiagua. Este precio promedio ponderado para el gas de los campos de La Guajira fue 10% menor que el precio regulado que se venía aplicando hasta el 31 de diciembre de 2013. Los precios negociados en esta ronda aplican desde el 1 de diciembre de 2014 hasta el 30 de noviembre de 2015 para el caso de los contratos a 1 año.
De lo anterior se puede deducir que la libración del precio del gas de los campos de La Guajira permitió tener menores precios en boca de pozo frente al precio regulado vigente antes de la liberación lo cual se refleja en las tarifas a los usuarios finales.
En la se muestran las tarifas promedio a usuarios finales residenciales en los principales mercados en 2013 y 2014. En la se muestran las tarifas promedio a usuarios industriales en 2013 y 2014 conectados a la red de distribución.
Los comercializadores que compraron las mayores cantidades de gas de La Guajira en 2013 son EPM, Gases del Caribe y Surtigas. En la y la se puede observar que los precios para estos mercados (i.e. usuarios atendidos con gas de La Guajira) de 2013 a 2014 disminuyeron frente a los precios de los demás mercados que presentaron incrementos. Esta disminución tiene relación con los menores precios en boca de pozo obtenidos en 2013 para el gas de La Guajira.
Cabe anotar que los precios del gas en boca de pozo están expresados en dólares de tal forma que el comportamiento de la tasa de cambio afecta el precio al usuario final. Así, la disminución en la tarifa al usuario final en 2014, debida a los menores precios en boca de pozo obtenidos en 2013, se vio mitigada dada la devaluación presentada a finales de 2014.
Tabla 16. Tarifas promedio a usuario final residencial
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 4 | |
| 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | ||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. - ASE CENTRO TOLIMA | 662.00 | 1.158.50 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE CALDAS | 793.99 | 1.068.73 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE QUINDIO | 776.20 | 1.124.89 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. - ASE RISARALDA | 607.26 | 974.79 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P - ANTIOQUIA | 874.92 | 861.70 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. - ASE ALTIPLANO CUNDIBOYACENSE | 541.23 | 766.61 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 859.97 | 764.63 |
| Gas Natural S.A E.S.P - BOGOTÁ-CENTRO CUNDINAMARCA | 953.20 | 1.093.04 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. - CALI | 996.49 | 1.193.34 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. - ATLANTICO-MAGDALENA-CESAR | 827.33 | 824.83 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. - META-CUNDINAMARCA SUR | 769.63 | 876.54 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. - SANTANDER-SUR BOLIVAR | 1.028.87 | 1.136.84 |
| Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. - SUR HULA | 1.822.05 | 1.899.93 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. - BOLIVAR - SUCRE - CORDOBA | 1.014.58 | 943.25 |
Tabla 17. Tarifas promedio a usuario industrial conectado a red de distribución
| Empresa Mercado | PROMEDIO CARGO FIJO RESIDENCIAL ESTRATO 4 | |
| 2013 | 2014 | |
| Valores expresados en $/factura | ||
| Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. | 1.553.47 | 1.770.01 |
| Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. | 967.69 | 1.177.69 |
| Efigas Gas Natural Zona Quindio | 1.057.81 | 1.239.64 |
| Efigas Gas Natural Zona Risaralda | 842.96 | 1.066.57 |
| Empresas Públicas de Medellín E.S.P. | 952.79 | 938.39 |
| Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. | 653.80 | 798.92 |
| Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. | 951.40 | 1.060.29 |
| Gases de Occidente S.A. E.S.P. | 1.085.18 | 1.299.55 |
| Gases del Caribe S.A. E.S.P. | 900.42 | 894.67 |
| Gases Del Llano S.A. E.S.P. | 838.13 | 954.56 |
| Metrogas De Colombia S.A. E.S.P. | 1.030.36 | 1.248.03 |
| Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P. | 1.012.64 | 945.91 |
La fuente de los datos de la y la corresponde a las tarifas publicadas y aplicadas por las empresas las cuales reportan a la CREG mediante un formato contenido en la página web de la CREG.
5. ¿Qué normas ha implementado la CREG para que pueda desarrollarse por parte de los privados la importación de gas natural, de ser necesario?
RESPUESTA
La generación térmica a gas en Colombia tiene dos momentos de consumo de gas diferenciados, a saber: i) cuando se presenta generación para garantizar estabilidad en la operación del sistema eléctrico, especialmente en la Costa Atlántica; y ii) cuando se presenta generación en temporada seca para suplir reducción de generación hidráulica por disminución de lluvias, especialmente cuando hay presencia del fenómeno de El Niño.
Para el caso de generación para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico la disponibilidad de gas, entendida como la existencia de capacidad de producción y de transporte de gas, ha sido adecuada hasta la fecha. Sin embargo, la declinación natural en la producción del campo de La Guajira en los últimos años y el crecimiento de la demanda de gas en otros sectores de consumo hace prever una situación muy ajustada de oferta-demanda con generación térmica.
También se observa que la oferta de gas es deficitaria cuando se considera generación térmica para atender situaciones de sequía por fenómeno de El Niño.
Por lo anterior se dieron incentivos regulatorios para que los generadores térmicos adelanten un proyecto de importación de gas a través de la tecnología de gas natural licuado (ver resoluciones CREG 106 y 139 de 2011, 62 de 2013 y 022 de 2014). Según la información reportada por los generadores térmicos el proyecto avanza según lo previsto y se espera que entre en operación a mediados de 2016.
Con este proyecto se espera garantizar en el mediano plazo la generación térmica a gas tanto en situaciones de generación para garantizar la estabilidad de la operación del sistema eléctrico como para temporadas secas, especialmente aquellas generadas por el fenómeno de El Niño.
De otra parte, mediante la Resolución CREG 089 de 2013 se establecieron, entre otros aspectos, las reglas para la comercialización de gas natural en el país. Estas reglas incluyen la comercialización del gas natural importado distinto a aquél que se importe para cumplir con compromisos de generación térmica en los términos definidos en la Resolución CREG 062 de 2013.
6. Realizó la CREG la revisión completa de la metodología tarifaria de la transmisión y la distribución que suman aproximadamente el 42% de la tarifa en el caso de la energía eléctrica, cuáles fueron los resultados de dicha revisión? Para las zonas no interconectadas que se estableció?
RESPUESTA
De acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de cinco años, por lo cual se dio inicio al proceso de revisión de las metodologías de remuneración de las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, SIN, con la expedición de las resoluciones CREG 042 y 043 de 2013.
Luego, en cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución 90604 del 5 de junio de 2014 del Ministerio de Minas y Energía, donde se estableció que la Comisión debería expedir, para consulta, unas resoluciones con los propósitos y los lineamientos para la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica en el siguiente periodo tarifario, la Comisión expidió las resoluciones 078 y 079 de 2014.
Actualmente, están publicadas para consulta las resoluciones CREG 178 y 179 de 2014 donde se proponen las metodologías que adoptaría la CREG para la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica, y se da un plazo de 60 días calendario para la presentación de comentarios por parte de todos los interesados.
Con lo anterior, se concluye que no ha finalizado aún el proceso de revisión de las respectivas metodologías.
Respecto a las zonas no interconectadas, ZNI, mediante Resolución CREG 091 de 2007, la CREG estableció las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica (la actividad de transmisión no se presenta en este tipo de localidades), y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas. Esta resolución se encuentra vigente a la fecha.
La CREG hizo una revisión de la metodología vigente y sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases conceptuales generales, contenidas en la Resolución CREG 088 de 2012, con el objeto de dar a conocer los lineamientos sobre los cuales se realizarán los análisis para definir la metodología tarifaria del siguiente periodo en dichas zonas.
Posteriormente, la Comisión publicó para consulta la Resolución CREG 004 de 2014, la cual contiene un proyecto de resolución con la propuesta de la fórmula tarifaria y las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización del servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas. Dicha resolución contó con un periodo de consulta que finalizó el 31 de octubre de 2014 y las respectivas audiencias públicas de divulgación de la propuesta se llevaron a cabo en el último trimestre de 2014.
Actualmente la Comisión se encuentra analizando los comentarios de los terceros sobre el proyecto regulatorio con el fin de expedir la metodología de remuneración de las actividades de generación, distribución y comercialización del servicio de energía eléctrica y la fórmula tarifaria para los usuarios de las zonas no interconectadas.
7. ¿Cuál fue la metodología que implemento la CREG para la distribución de gas natural?
RESPUESTA
La metodología de distribución con la cual se aprobaron cargos de distribución hasta el 31 de diciembre de 2013 se encuentra establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 la cual además contenía la metodología correspondiente a la actividad de comercialización y las fórmulas generales para la prestación del servicio.
Teniendo en cuenta la culminación del periodo tarifario establecido por la ley 142 de 1994, a través de la Resolución CREG 136 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sometió a conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas combustible, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria para el siguiente periodo tarifario.
Posteriormente y luego de tener claridad sobre la disponibilidad de gas para atender la demanda regulada, la CREG a través de la Resolución CREG 090 de 2012, ordenó publicar el proyecto de resolución 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.
Finalmente atendiendo los comentarios recibidos a la propuesta se expidió la Resolución CREG 202 de 2013 y con 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.
Las ventajas de esta nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución con respecto a la definida en la Resolución CREG 011 de 2003 son las siguientes:
- Garantiza a los Usuarios un servicio de calidad con un cargo adecuado
- Permite la consolidación en la cobertura del servicio
- Incentiva el desarrollo eficiente de la red y la calidad del suministro.
- Asegura un tratamiento transparente y no discriminatorio por tipo de usuario de las redes.
- Permite una mayor flexibilidad para la conformación de mercados relevantes, dado que permite la expansión del servicio a centros poblados alejadas de los centros urbanos donde es viable técnica y financieramente la prestación del servicio.
- Cambian los incentivos regulatorios avanzando a una metodología de costo histórico y una canasta de tarifas más acorde a un mercado de sustitutos. Incentivos que son más acordes al grado de madurez del mercado. Eliminando problemas de asimetrías de información.
- Ofrece flexibilidad al distribuidor para mantener conectados al sistema de distribución a los usuarios que tienen alternativas de sustitución a otros energéticos.
- Ajusta los criterios de eficiencia utilizados para la determinación de los costos.
- Actualiza la composición y costos de las unidades constructivas, así como la inclusión de nuevas requeridas para el inventario de activos a desarrollar en el próximo periodo tarifario.
- Propende por una mejor asignación de costos de la actividad
- Aprueba cargos, cerciorándose que se está haciendo uso eficiente de la canasta energética, evitando las posibles distorsiones causadas por los subsidios a la oferta, mediante la utilización de recursos públicos, destinados al desarrollo de infraestructura de distribución del gas combustible.
En el documento CREG 050 de 2012 y que soporta la Resolución CREG 090 de 2012, se encuentran en detalle todos los análisis realizados en relación con los beneficios de la nueva metodología.
Es de indicar que aunque la Resolución CREG 202 de 203 entro en vigencia al inicio del año 2014<sic, 2013>, la Comisión decidió que se establecería una metodología para la determinación del WACC o tasa de retorno que se aplicará de forma transversal para todas las actividades que regula y que contempla la remuneración de redes como son la transmisión y distribución de energía y distribución y transporte de gas. Por lo anterior, se sometió a consulta las resoluciones CREG 083 de 2014 y 112 de 2014 que contienen la propuesta de esta metodología.
Es claro que el proceso que se ha llevado a cabo con los actores interesados para la definición de la metodología del WACC ha sido necesario analizar otras variables que afectan el cronograma inicialmente previsto para su determinación.
En este sentido se determinó mediante la Resolución CREG 052 de 2014 que dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, contados a partir de la firmeza de la resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas, los agentes que atienden en mercados existentes deben presentar sus solicitudes tarifarias conforme a la nueva metodología de distribución.
Así mismo vale la pena mencionar que los cargos aprobados con la Resolución CREG 011 de 2003 tienen una vigencia de cinco años contados a partir de la fecha de firmeza de la resolución particular de aprobación de cargos, por lo tanto los mercados relevantes que no hayan culminado el periodo tarifario podrán mantener los cargos aprobados con la anterior metodología hasta su vencimiento.
En los anteriores términos damos por atendida su solicitud. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en los artículos 73.24 de la Ley 142 de 1994 y 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
Cordialmente,
JORGE PINTO NOLLA
Director Ejecutivo
