Concepto 1729 de 2014 CREG
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CONCEPTO 1729 DE 2014
(febrero)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
XXXXXXXXXXXXXXX
Asunto: Radicado CREG E-2014-001729
Respetada XXXXX:
Hemos recibido su comunicación, radicada con el número de la referencia, en la que nos hace una serie de preguntas en relación con las tarifas de gas en el municipio del Espinal, al respecto procedemos a responder cada una de ellas en el mismo orden en que la formuló:
Pregunta
1.¿Bajo qué, parámetros, la Comisión de Regulación, Incremento en un 86%, las tarifas del Gas Domiciliario para el Municipio de Espinal, desde el primero de Enero de 2014?
Respuesta:
En primera instancia nos permitimos aclararle que conforme lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, es competencia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas elaborar las metodologías tarifarias que deben aplicar las empresas prestadoras del servicio, las cuales deben orientarse por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia, tal y como están definidos en el artículo 87 de dicha ley.
Ahora bien, las empresas prestadoras del servicio están obligadas a emplear dichas metodologías y es su responsabilidad explicar a sus usuarios la aplicación de las mismas y por ende los cambios particulares de un mes a otro. Por lo tanto, para saber las razones específicas de los cambios que hubo en las de la ciudad donde usted reside, le recomendamos que usando el derecho que tiene se dirija a su prestador de servicio para que sea éste el que le explique cada una de las variaciones que han sufrido cada uno de los componentes de la tarifa y el porqué de las mismas.
De otro lado le informamos que es la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la entidad encargada de vigilar que las empresas estén actualizando las tarifas dentro del marco legal establecido. En tal sentido, si usted considera que la empresa está cometiendo alguna arbitrariedad usted puede presentar los recursos de reposición (ante la misma empresa) y de apelación ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Para el caso particular donde usted reside es importante explicarle lo siguiente:
1. REGIMEN TARIFARIO
La metodología tarifaria del servicio público de gas combustible que se presta a través de redes de tubería cuenta en la actualidad con dos regímenes tarifarios: uno para las Áreas de Servicio No Exclusivo y otro para las Áreas de Servicio Exclusivo. El municipio El Espinal y otros municipios del Tolima forman parte del Área de Servicio Exclusivo denominada Centro y Tolima que es atendida por la empresa Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. Actualmente existen seis áreas de servicio exclusivo las cuales están conformadas así:
| GASES DE OCCIDENTE S.A. | EFIGAS S.A. E.S.P | ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P | GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE S.A. E.S.P | ||||
| VALLE DEL CAUCA | QUINDIO | CALDAS | RISARALDA | CENTRO Y TOLIMA | CUNDIBOYACENSE | ||
| Andalucia | Armenia | Chinchina | Balboa | Tolima | Boyacá | Belén | Bojacá |
| Ansermanuevo | Calarca | Manizales | Dosquebradas | Alvarado | Puerto Boyaca | Belecito | Cajica |
| Buga | Circasia | Neira | La Celia | Ambalema | Briceño | Cogua | |
| Bugalagrande | Filandia | Palestina | La Virginia | Chicoral (Espinal) | Caldas | Caldas | Cota |
| Caicedonia | La Tebaida | Villamaria | Marsella | Doima (Piedras) | La Dorada | Cerinza | Cucunubá |
| Candelaria | Montenegro | Pereira | Espinal | Manzanares | Cómbita | Chia | |
| Cartago | Quimbaya | Santa Rosa de Cabal | Flandes | Victoria | Cucaita | Facatativá | |
| El Cerrito | Salento | Fresno | Chiquinquirá | Funza | |||
| Florida | Guayabal | Cundinamarca | Duitama | Fúquene | |||
| Ginebra | Herveo | Girardot | Floresta | Gachancipá | |||
| Guacari | Honda | Ricaurte | Motavita | Guatancuy | |||
| Jamundi | Ibagué | Puerto Salgar | Nobsa | Madrid | |||
| La Unión | La Sierra (Lérida) | Oicatá | Mosquera | ||||
| La Victoria | Lérida | Paipa | Nemocón | ||||
| Obando | Líbano | Ráquira | Simijaca | ||||
| Palmira | Mariquita | Sáchica | Sopó | ||||
| Pradera | Piedras | Samacá | Susa | ||||
| Roldanillo | San Luis | Santa Rosa de Cabal | Sutatusa | ||||
| San Pedro | Tierra Adentro (Líbano) | Santa Sofia | Tabio | ||||
| Sevilla | Venadillo | Sogamoso | Tausa | ||||
| Tulua | Sora | Tenjo | |||||
| Yumbo | Sutamarchán | Tocancipá | |||||
| Zarzal | Tibabosa | Ubaté | |||||
| Tinjacá | Zipacón | ||||||
| Tunja | Zipaquirá | ||||||
| Tununguá | |||||||
| Tuta | Santander | ||||||
| Villa de Leyva | Albania | ||||||
| Capellania | |||||||
| Florían | |||||||
| La Belleza | |||||||
De acuerdo con la Ley 142 de 1994, el Ministerio de Minas y Energía es la entidad que podría otorgar las Áreas de servicio exclusivo. Las Áreas de Servicio Exclusivo se conformaron en el año 1996 por motivos de interés social y con el propósito de que la utilización racional del recurso gas natural permitiera la expansión y cobertura del servicio a personas de menores recursos.
Esta modalidad de prestación del servicio de gas combustible está definida por los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994 y, de acuerdo con este último artículo, es el Ministerio de Minas y Energía, en representación de la Nación, el encargado de adjudicar los contratos de conformidad con las reglas aplicables para el mecanismo de invitación pública.
A continuación se transcribe el texto del artículo 40 de la Ley 142 de 1994:
“ARTICULO 40. Áreas de Servicio Exclusivo. Por motivos de interés social y con el propósito de que la cobertura de los servicios públicos de acueducto y alcantarillado, saneamiento ambiental, distribución domiciliaria de gas combustible por red y distribución domiciliaria de energía eléctrica, se pueda extender a las personas de menores ingresos, la entidad o entidades territoriales competentes, podrán establecer mediante invitación pública, áreas de servicio exclusivas, en las cuales podrá acordarse que ninguna otra empresa de servicios públicos pueda ofrecer los mismos servicios en la misma área durante un tiempo determinado. Los contratos que se suscriban deberán en todo caso precisar el espacio geográfico en el cual se prestará el servicio, los niveles de calidad que debe asegurar el contratista y las obligaciones del mismo respecto del servicio. También podrán pactarse nuevos aportes públicos para extender el servicio.
PARAGRAFO 1. La comisión de regulación respectiva definirá, por vía general, cómo se verifica la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos; definirá los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos; y, antes de que se abra una licitación que incluya estas cláusulas dentro de los contratos propuestos, verificará que ellas sean indispensables para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos.
PARAGRAFO 2. Si durante la vigencia de estos contratos surgieren condiciones que permitan reducir los costos de prestación del servicio para un grupo de usuarios del área respectiva, las comisiones de regulación podrán permitir la entrada de nuevos oferentes a estas áreas, o la salida de un grupo de usuarios para que otro oferente les preste el servicio, manteniendo de todas formas el equilibrio económico del contrato de quien ostentaba el derecho al área de servicio exclusivo. Sin perjuicio de lo anterior, al cabo de un tiempo de celebrado el contrato la entidad pública que lo firmó podrá abrir una nueva licitación respecto del mismo contrato y si la gana una empresa distinta de aquella que tiene la concesión estará obligada a dejar indemne a ésta, según metodología que definirá previamente la comisión de regulación respectiva. Esta misma regla se aplicará a los contratos de concesión de gas que contengan cláusulas de áreas de servicio exclusivo”.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en cumplimiento de lo dispuesto en el Parágrafo 1 transcrito, definió mediante la Resolución CREG 057 de 1996 (la cual recopila la regulación hasta 1996, para el sector de gas), Capítulo VII, las reglas para la conformación de las áreas, la intervención de la CREG previo a la apertura de invitación pública a los interesados en ser adjudicatarios de las mismas (resoluciones CREG 015, 022 de 1995 y 118 de 1996) y el alcance de la exclusividad (Resolución CREG 57 de 1996 literal a):
“Únicamente el distribuidor adjudicatario del contrato de concesión especial podrá prestar el servicio público de distribución de gas natural por redes de tubería dentro del área geográfica objeto de exclusividad”.), entre otros.
Una de las grandes diferencias que existía entre los dos regímenes tarifarios de gas es que en las Áreas de Servicio No Exclusivo (ASNE) la tarifa se actualizaba mensualmente según lo que estaba establecido en la Resolución CREG 011 de 2003 y en las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE) las variaciones de las tarifas eran anuales (Resolución CREG 057 de 1996), lo cual podría explicar por qué en las últimas se producían cambios más notorios que se sentían una vez al año.
La fórmula tarifaria aplicable a estas ASE estaba establecida en el artículo 107 de la Resolución CREG 057 de 1996 y definía que el cargo promedio máximo por unidad de consumo, expresado en $/m3, aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería (Mst), se debía calcular anualmente de acuerdo con la siguiente fórmula general:
Mst = Gt + Tt + Dt + St + Kst
Donde:
Gt Costo para compras de gas natural en campo de producción, aplicable en el año t, expresado en $/m3.
Este componente corresponde al costo de compra de gas por parte del comercializador. Este valor está asociado a los precios del mercado y al índice de devaluación de la moneda.
Tt Costo para el transporte de gas por el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el año t, expresado en $/m3.
Esta variable 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 definen por la CREG de acuerdo las inversiones eficientes en infraestructura y gastos de administración, operación y mantenimiento de cada empresa transportadora.
Los cargos de transporte se indexan lo referente a inversión con PPI (Producer Price Index de Estados Unidos) y con IPC lo correspondiente a gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM. Estos cargos la parte de inversión están expresados en dólares y la de AOM en pesos. Para el cálculo en pesos de la parte de inversión se utiliza la Tasa Representativa del Mercado.
Dt Cargo permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el año t, expresado en $/m3. Es decir el cargo correspondiente a la utilización de la red de distribución local.
Corresponde al valor que se paga por transportar el gas a través de las tuberías desde las estaciones ubicadas a la entrada de las ciudades hasta las conexiones de los usuarios.
Este cargo, para las Áreas de Servicio Exclusivo, fue el establecido contractualmente entre la empresa y el Gobierno y se actualiza con la inflación.
St Cargo o margen máximo unitario de comercialización aplicable en el año t, expresado en $/m3.
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. Así mismo los costos fijos de medición del consumo, emisión y entrega de facturas, recaudo, mercadeo y atención al usuario. Este cargo se actualiza con la inflación.
Kst Factor de corrección en el año t, expresado en $/m3 (puede ser positivo o negativo). Es igual a cero en el año inicial.
Dado que la formula se actualiza anualmente, este factor permite corregir las desviaciones que se pudieron presentar durante el año en las componentes de las fórmulas considerando que para unos costos se debían hacer estimaciones.
Un resultado positivo representa un valor que debe ser cobrado por el distribuidor al usuario, cuando el resultado es negativo representa un valor que deber ser devuelto por el distribuidor al usuario.
Esta fórmula tarifaria implica que las desviaciones en los precios de los componentes Gt y Tt se corrigen en el siguiente año tarifario a través del elemento Kst, a fin de garantizarle tanto al comercializador como al usuario regulado recibir y pagar un precio conforme a los costos reales de compra y transporte del gas requerido para atender a los usuarios regulados, obviamente manteniendo una señal de eficiencia respecto al mercado nacional de gas.
Adicionalmente, es de resaltar que la Resolución CREG 057 de 1996 establecía que los distribuidores libremente podían estructurar las tarifas a consumidores residenciales con los siguientes cargos:
- Un cargo fijo ($/mes), que reflejaba los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.
- Un cargo por unidad de consumo ($/m3), que reflejaba siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos que varíen con el nivel de consumo, como la demanda por el servicio.
Para las Áreas de Servicio Exclusivo en el año anterior se aprobaron modificaciones regulatorias en relación con la fórmula tarifaria para hacerlas acordes a la nueva realidad del mercado mayorista de gas y en especial para que las empresas que atienden demanda esencial(1) (la demanda de gas natural de usuarios residenciales, pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución y gas natural vehicular) contaran con el gas en firme para el mediano plazo tal y como está previsto en el Decreto 2100 de 2011 (Disposición de gas permanente para atender la demanda esencial). Así mismo, a finales del año 2012, se aprobaron nuevos cargos de transporte y particularmente para la zona geográfica de donde proviene la consulta se dieron incrementos necesarios para acceder a gas natural de campos de producción de La Guajira o Casanare, dado el agotamiento de los campos productores de gas de la región. Para su conocimiento a continuación se describen los aspectos relevantes en cada una de las componentes que forman la tarifa.
1.1. FORMULA TARIFARIA
Considerando que lo establecido en los contratos de concesión en relación con las metas de expansión y cobertura ya se habían cumplido, la CREG a través de la Resolución CREG 138 de 2013 modificó la Fórmula Tarifaria aplicable a las Áreas de servicio exclusivo.
La nueva fórmula busca introducir:
- Las nuevas disposiciones de política establecidas en el Decreto del Ministerio de Minas y Energía 2100 de 2011, relacionadas con confiabilidad para asegurar la continuidad en la prestación del servicio y en especial para la demanda esencial.
- Actualizar las fórmulas conforme a las condiciones actuales del mercado, dado que éstas llevaban más de 15 años aplicándose.
- Evitar las fluctuaciones anuales por las proyecciones de las variables G y T.
- Ajustar dentro de la fórmula componentes que son afectados por las pérdidas reconocidas.
- Garantizar suficiencia financiera y recuperación de costos a los distribuidores
De acuerdo con esto, las nuevas fórmulas tarifarias generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería en Áreas de Servicio Exclusivo 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 Área de Servicio Exclusivo 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 ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Área de Servicio Exclusivo i y atendidos por el comercializador j. |
| m | Mes de prestación del servicio. |
| i | Área de Servicio Exclusivo. |
| j | Comercializador |
 | Costo Promedio Unitario en ($/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 Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. |
 | Costo unitario en ($/m3) correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j, calculado conforme se establece en el Capítulo IV de esta Resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (Tm,i,j), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm,i,j) y/o compresión (Pm,i,j) de Gas Natural Comprimido (GNC). |
 | Costo expresado en ($/m3) por uso del Sistema de Distribución de gas combustible destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. No incluye la conexión al usuario final. Este costo corresponde al cargo contenido en el respectivo contrato de concesión (Dt) celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario. |
 | Factor multiplicador de poder calorífico aplicable al componente del costo de distribución el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. |
 | Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/m3) del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. |
 | Costo unitario, expresado en ($/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 Área de Servicio Exclusivo 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. |
 | Corresponde al valor expresado en $/mes, denominado montos cobrados en exceso o en defecto al usuario generado por el tratamiento del Kst causado. |
Es de indicar que esta fórmula, a diferencia de la anterior, presenta actualización mensual.
Ahora bien, con respecto a cada una de las actividades de la cadena es importante aclarar lo siguiente:
1.2. PRECIO DEL GAS
El gas natural en el país se obtiene de los campos de producción Ballena y Chuchupa en La Guajira (60% de la producción nacional) y del campo de producción Cusiana en el Casanare (27% de la producción nacional).
El precio del gas del campo de La Guajira desde el año 1975 y hasta el año pasado fue regulado. En el año 2014, mediante la Resolución CREG 088 de 2013 se liberó este precio.
El precio del gas para el resto de los campos de producción del país ha sido libre desde hace varios años; la fijación del mismo, para el sector regulado, se dio a través de subastas de compra realizadas por las empresas distribuidoras - comercializadoras en las cuales competían los productores. Sin embargo, en el año 2008 ante una señal de escasez de gas firme la CREG estableció un mecanismo de subastas de venta de gas por parte de los productores a fin de asignar el gas natural firme a los compradores con mayor disposición a pagar. Posteriormente y mediante la Resolución CREG 118 de 2011 se estableció un esquema de comercialización transitorio en el cual en un período de tiempo previamente determinado se exigió a los productores colocar toda su oferta de gas firme disponible y se obligó que la información de la misma y las negociaciones con los compradores de gas se mantuvieran en un sistema de información al cual todos los agentes que vendían y compraban gas tenían acceso. De este proceso de comercialización se obtuvo un precio promedio de 3,9 USD/MBTU para el gas del campo Cusiana y con destino al sector regulado. El precio regulado del campo de la Guajira hasta agosto del año pasado fue de 5.65 USD/MBTU.
Finalmente y de forma definitiva en el año 2013 y mediante la Resolución CREG 089 de 2013 se reglamentaron los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.
En ésta se determina que cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta de gas natural es superior a la demanda 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 se debería comercializar el gas a través de subasta.
Según el balance entre la oferta y la demanda de gas natural realizado por la UPME, se dispuso que para la comercialización de gas natural en el mercado primario, en el año 2013, los vendedores y los compradores dieran aplicación al mecanismo de negociación directa(2).
El período de negociación directa y de suscripción de contratos en el año 2013 se llevó a cabo entre el 15 y el 28 de octubre. De éste resultó para el sector residencial unos precios comprendidos entre 3.92 USD/MBTU y 5.53 USD/MBTU.
Toda esta explicación es para mostrar que el precio del gas ha tenido variaciones de acuerdo con las condiciones del mercado. La CREG ha diseñado mecanismo de comercialización de tal manera que el precio se defina de la manera más eficiente.
1.3. TRANSPORTE
Como se indició anteriormente 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 que 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 hacen solicitudes 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 del interior, el primero 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, mediante la Resolución CREG 121 del 2 de noviembre de 2012 se establecieron los nuevos cargos máximos regulados que puede cobrar el transportador que presta el servicio de transporte de gas por gasoducto en el área de Tolima y Huila, entre otras. Esto es la empresa transportadora TGI.
En los nuevos cargos se incluyeron inversiones por USD 690 millones que el transportador realizó en años anteriores para garantizar la atención de la demanda de gas del interior del país. En general el crecimiento de las inversiones fue superior al incremento de la demanda de tal forma que los nuevos cargos se incrementaron en gran parte del sistema de transporte.
Para el caso particular de Tolima y Huila se incluyó una nueva inversión correspondiente a una estación de compresión de 1.760 caballos ubicada en el municipio de Mariquita (Tolima) por valor de 7.5 millones de dólares.
De acuerdo con el transportador esta inversión es necesaria para garantizar la atención de la demanda en el área de Tolima y Huila con gas proveniente de los campos de La Guajira o de Cusiana y Cupiagua en Casanare, dada la declinación de los campos de producción de la región.
Para mayor ilustración, en los siguientes mapas se muestra de manera esquemática el recorrido de los gasoductos de transporte de gas en el interior del país, así como las fuentes o campos de producción de gas. Se observa que en la región de Tolima y Huila se ubican los campos Toqui-Toqui, Maná, Abanico Ventilador, Montañuelo, Don Pedro - Monserrate, Dina, Espino – Chaparro, Tenay – Santa Clara y Río Ceibas(3). Se entiende que la producción de estos campos no es suficiente para atender la demanda y mantener las presiones que requiere el sistema de transporte en la zona. Esto hace necesario llevar gas a Tolima y Huila de los campos de Cusiana en Casanare o de La Guajira en la Costa Atlántica, que son los dos principales campos de producción de gas del país.
Mapa 1. Detalle de los Campos Región Tolima y Huila
Fuente: Ecopetrol, www.ecopetrol.com.co
Mapa 2. Fuentes principales de suministro de gas del país.
Fuente: Ecopetrol, www.ecopetrol.com.co
______ Fuentes de suministro Huila – Tolima
______ Fuentes Guajira y Cusiana
De acuerdo con lo previsto en la metodología regulatoria (Resolución CREG 126 de 2010) la inversión en la estación compresora de Mariquita y sus gastos de AOM están asignados al tramo de gasoducto que va desde Mariquita hasta Neiva. Dado que la demanda no aumentó de manera significativa en la zona, puesto que es un cambio de la ruta de suministro, los nuevos cargos de transporte para el tramo Mariquita – Neiva aumentaron de manera considerable.
De otra parte, si el gas se transporta desde los campos de Cusiana en Casanare o desde La Guajira en la Costa Atlántica se deben asumir los cargos de transporte desde estos sitios. Es decir, en la zona de Tolima y Huila se debe asumir el cargo de transporte del tramo Mariquita – Neiva (de 328 km) más los cargos de los tramos desde Cusiana hasta Mariquita (de 436 km) o desde La Guajira hasta Mariquita (de 875 km), según el caso.
En conclusión, la necesidad de transportar gas desde Cusiana o desde La Guajira hacia los mercados de Tolima y Huila implicó: i) la instalación de nueva infraestructura; y ii) asumir costos de transporte desde Cusiana o desde La Guajira hasta Mariquita. Estos dos elementos dieron como resultado un aumento considerable en el cargo de transporte en la zona de Tolima y Huila. Si el gas se transporta desde los campos de La Guajira o de Cusiana se estima que el aumento del cargo de transporte para esta zona puede ser del 80% con respecto al cargo que se aplicaba antes.
Estos efectos se deben a la necesidad de garantizarles la disponibilidad y continuidad del gas a los usuarios de esta región dada la declinación de los campos de producción de la región.
Se debe notar que la CREG establece la posibilidad de que el transportador aplique el incremento en los cargos de transporte de manera gradual, cuando dicho incremento es superior al 15% (ver Resolución CREG 119 de 2011).
1.4. 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.
Para las Áreas de Servicio Exclusivo el costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponde al cargo de distribución que fue acordado en el contrato de concesión celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario en su momento. Este cargo se actualiza anualmente con el índice de precios al consumidor IPC o comúnmente llamado la inflación.
Es de indicar que el cargo de distribución será afectado por el fpc que se determina así:
Donde:
 | Factor multiplicador de poder calorífico |
 | Promedio mensual del Poder calorífico ponderado de los diferentes gases que abastecen el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j Expresado en BTU/PC. |
En caso de prórroga de las concesiones actuales en las que se mantenga el costo de distribución de gas combustible, se dará aplicación a este factor. En caso de modificarse el Costo de distribución, el 
será igual a uno.
La utilización de este factor que afecta el cargo de distribución se debe a que en la nueva fórmula 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 por eso para ella se mantiene hasta que se establezca un nuevo cargo de distribución.
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.
1.5. COMERCIALIZACIÓN
La comercialización corresponde a la compra y venta del gas que incluye el pago de los servicios de transporte y distribución. Adicionalmente, contempla la medición del consumo, emisión y entrega de facturas, recaudo, mercadeo y atención al usuario entre otras.
El costo de comercialización corresponde a los cargos de comercialización fijo y variable que hayan sido aprobados para el Área de Servicio Exclusivo de acuerdo con la metodología que sea establecida por la CREG para la remuneración de la actividad de comercialización en las Áreas de Servicio Exclusivo. En caso de que no se haya expedido una nueva metodología y una vez entre en vigencia la presente resolución, se continuará aplicando el cargo de comercialización que se encuentra definido en la Resolución CREG 057 de 1996, el cual la empresa de comercialización podrá llevarlo a la fórmula tarifaria como cargo variable o como cargo fijo.
1.6. PÉRDIDAS
Las pérdidas a trasladar en la fórmula tarifaria para las áreas de servicio exclusivo son como máximo del 4%. Estas se reconocen por las precisiones de los medidores de los usuarios y al venteo de gas.
1.7. Kcd
Teniendo en cuenta que la fórmula tarifaria anterior era anual y que utilizaba un factor de corrección para que las empresas recuperaran o devolvieran los dineros dejados de cobrar, se incluyó para la nueva fórmula y por un periodo de máximo 12 meses la variable Kcd que permite que la empresa recupere o devuelva los valores correspondientes al año 2013 por el factor de corrección que era denominado Kst.
Esta componente en la nueva fórmula forma parte del componente fijo considerando que si se incluía en el variable no se aseguraba la recuperación o devolución total de los dineros causados en el año 2013.
De acuerdo con todo lo explicado anteriormente, en resumen los cambios regulatorios que se han presentado en el último año son:
(i) La determinación del precio de gas dado que se estableció un nuevo procedimiento de comercialización y se liberó el gas proveniente del campo de La Guajira.
(ii) Hubo variaciones en los costos de transporte considerando que se aprobaron cargos con la nueva metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 y los cargos fueron determinados en diciembre del año 2012.
(iii) Se modificó la fórmula tarifaria que le aplicaba a las Áreas dado que se pasó de una fórmula con variación anual a una con variación mensual y restringió la libertad de las empresas de definir sus componentes variables y fijos.
Con respecto a los cambios en cada uno de los componentes de la tarifa, estos dependen de diversos factores, entre ellos:
(i) El precio del gas, teniendo en cuenta que éste depende de las condiciones de los contratos en que los distribuidores compraron el gas.
(ii) La tasa representativa del mercado.
(iii) Las condiciones económicas de los contratos de compra y transporte de gas suscritos entre el transportador y el comercializador.
(iv) El origen y la trayectoria que debe recorrer el gas comprado puede darse que el distribuidor comercializador haya cambiado su fuente de suministro y que la trayectoria de recorrido del gas sea más larga y por lo tanto más costosa.
(v) Para las actividades de distribución y comercialización la variación depende de los cambios en los indicadores económicos del IPP e IPC.
(vi) El factor de corrección, el cual rectifica los mayores o menores valores cobrados en la tarifa del año anterior por concepto de las variables G y T.
Adicionalmente y en relación con los incrementos de las tarifas de usuarios de estrato 1 y 2 y que son beneficiarios de subsidio, se aclara lo siguiente:
En particular se han revisado para el Área de Servicio Exclusivo denominada Centro y Tolima las publicaciones de tarifas realizadas por la empresa en un diario de amplia circulación que contienen el valor de cada una de las componentes, y éstas fueron.
| Variables | 2013 | 2014 | Diferencia |
| G | 346.45 | 391.96 | 13% |
| T | 217.60 | 427.31 | 96% |
| D | 321.68 | 375.14 | 17% |
| St | 10.75 | 10.96 | 2% |
| kst | 6.12 | ||
| Mst | 902.60 | 1,205.37* | 34% |
| Cargo variable | 662.00 | 1,239.50 | 87% |
| Cargo Fijo | 4,766 | 2,309 | -52% |
*Este valor corresponde a lo que sería el cálculo del costo de prestación del servicio con la fórmula anterior, lo que indica que si la fórmula no se hubiese modificado éste se habría igualmente afectado. Aunado a las demás circunstancias ya explicadas en cada una de las variables.
De acuerdo con esto se tiene que existieron variaciones en el componente variable por la nueva estructura de la fórmula que deben ser analizadas con el contexto antes expuesto, especialmente el costo que implica tener contratos en firme, es decir, que siempre se garantice el transporte y el suministro del gas para atender la demanda residencial como es el caso objeto de análisis.
De todas maneras, es de reiterar que es el distribuidor – comercializador que atiende en la zona el que debe explicar las razones por las cuales se presentan las variaciones en las tarifas y las circunstancias particulares que dieron los incrementos que observa el usuario en su factura. Así mismo, le corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios verificar que los valores de la tarifa están correctamente aplicados por la empresa.
Adicionalmente y en relación con los incrementos de las tarifas de usuarios de estrato 1 y 2 y que son beneficiarios de subsidio, se aclara lo siguiente:
2. SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES
Las tarifas de los usuarios incluyen los porcentajes de subsidio para el estrato 1 y 2 y de contribución para los estratos 5 y 6, comerciales e industriales.
La normatividad sobre el tema de subsidios y contribuciones para los servicios públicos se puede consultar en la reglamentación que se señala a continuación:
- El régimen de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994).
- La Ley 286 de 1996, por la cual se modifican parcialmente la Ley 142
- La Resolución CREG 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.
- La Resolución CREG 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
- La Ley 1117 de 2006, Por la cual se Expiden Normas sobre Normalización de Redes Eléctricas y Subsidios para Estratos 1 y 2.
- Las Resoluciones CREG 001 de 2007 y CREG 006 de 2007, “Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el Artículo 3o de la Ley 1117 de 2006 en relación con los subsidios de usuarios a estratos 1 y 2 de los servicios de Energía Eléctrica y de Gas Combustible por Redes de Tubería”.
- La Ley 1428 de 2010, Por la cual se modifica el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006.
- Resolución CREG 186 de 2010 Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el Artículo 1o de la Ley 1428 de 2010 por la cual se modifica el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006 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.
- Ley 1450 de 2011 en donde se establece que, a partir del año 2012, los usuarios industriales de gas natural domiciliario no serán objeto del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994;
- Decreto Número 4956 de <sic, es 2011> 201, por el cual se reglamenta el artículo 102 de la Ley 1450 de 2011 – En este se establece que la exención de la contribución especial de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, aplica a los usuarios industriales de gas natural domiciliario cuya actividad económica principal se encuentre registrada en el Registro Único Tributario –RUT– a 31 de diciembre de 2011.
En resumen, de esta normatividad se tiene que los porcentajes de subsidio para los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de gas combustible en relación con sus consumos básicos o de subsistencia deberán ser como máximo del sesenta por ciento (60%) del Costo de prestación del servicio para el estrato 1 y como máximo del cincuenta por ciento (50%) para el estrato 2(4). Ahora bien, los usuarios de gas combustible pertenecientes a los estratos 3 y 4 del gas combustible, no son sujetos de subsidio, a la vez que quedan exentos por Ley del pago de contribución.
De otro lado, el factor de contribución que deben sufragar los usuarios residenciales de estratos 5 y 6, es del veinte por ciento (20%) sobre el valor del servicio y 8.9% para los usuarios comerciales.
Es de anotar que con el fin de aplicar lo dispuesto en las leyes de subsidios, en la regulación se establece un cargo equivalente que incluye el cargo fijo y variable del servicio y que se aplica sólo al consumo subsidiado o de subsistencia. Los consumos por encima de este valor de subsistencia deben pagarse al costo del cargo variable.
Así mismo, se determinó que dado que en el cálculo del costo de prestación del servicio se incluye el cargo fijo correspondiente a los consumos superiores al consumo de subsistencia, solo se cobraría el cargo variable de conformidad con los regímenes regulatorios aplicables.
De igual manera, se definió que para consumos superiores al consumo de subsistencia solo se cobrará cargo variable de conformidad con los regímenes regulatorios aplicables.
Es de anotar que de acuerdo con lo definido en la Ley 1428 de 2010, para establecer los subsidios aplicables para los usuarios de estrato 1 y 2, en primera instancia se aplica a la tarifa del mes anterior la variación del Índice de Precios al Consumidor y posteriormente se establece el porcentaje de subsidio, haciendo una verificación de que estos porcentajes no supere los límites definidos por la Ley del 60% del costo de la prestación del servicio para el estrato 1 y 50% de este para el estrato 2.
La Resolución CREG 186 de 2010 define las fórmulas para este procedimiento las cuales se indica en sus artículos 2, 3, 4, 7 y 8 con estas se define la tarifa, el porcentaje de subsidio y se hace la verificación de que el porcentaje de subsidio no supere los límites establecidos en la Ley 1428 de 2010.
3. CONSUMO BÁSICO O DE SUBSISTENCIA.
El consumo básico o de subsistencia se entiende como la cantidad mínima de gas utilizada en un mes por un usuario típico para satisfacer sus necesidades básicas y por eso hasta este valor de consumo es que aplican los subsidios.
Para el servicio público domiciliario de gas natural la Resolución CREG 057 de 1996 estableció consumo básico o de subsistencia el valor de 20 metros cúbicos.
De acuerdo con los consumos de la empresa Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. para el Área de Servicio Exclusivo denominada Centro – Tolima se tiene que el consumo promedio en el año 2013 para todos los estratos residenciales fue de 19 metros cúbicos y específicamente para un usuario residencial de estrato 1 ó 2 como corresponde la clasificación de quienes reciben subsidios es de 19 metros cúbicos, lo que indica que el consumo de subsistencia o vital como podría denominarse está por encima de lo que necesitaría un usuario residencial para sus necesidades.
| FECHA | estrato 1 | estrato 2 | estrato 3 | estrato 4 | estrato 5 | estrato 6 | Total general |
| ene-13 | 19 | 19 | 17 | 15 | 18 | 29 | 18 |
| feb-13 | 19 | 19 | 17 | 15 | 17 | 27 | 18 |
| mar-13 | 19 | 19 | 17 | 15 | 19 | 30 | 18 |
| abr-13 | 20 | 19 | 17 | 15 | 18 | 29 | 19 |
| may-13 | 19 | 19 | 17 | 16 | 18 | 29 | 19 |
| jun-13 | 20 | 19 | 18 | 16 | 19 | 33 | 19 |
| jul-13 | 19 | 19 | 17 | 15 | 18 | 30 | 18 |
| ago-13 | 19 | 19 | 17 | 16 | 18 | 34 | 19 |
| sep-13 | 20 | 19 | 17 | 16 | 19 | 33 | 19 |
| oct-13 | 19 | 19 | 17 | 15 | 17 | 31 | 18 |
| nov-13 | 19 | 19 | 17 | 15 | 19 | 32 | 18 |
| dic-13 | 19 | 19 | 17 | 16 | 19 | 32 | 18 |
| promedio | 19 | 19 | 17 | 15 | 18 | 31 | 18 |
Fuente: Información SUI
Ahora bien, consumos muy superiores a este valor de subsistencia definido en 20 m3, indicaría que pueden corresponder a un usuario con actividades de negocio comercial o pequeño industrial.
4. EL GAS NATURAL FRENTE A SUS SUSTITUTOS
De otro lado vale la pena advertir que el gas natural, a diferencia de otros servicios públicos como el agua, tiene sustitutos tales como el gas licuado de petróleo por cilindros o la energía eléctrica, lo que indica que si un usuario considera que su costo es muy superior o que su negocio ya no es rentable por dichos costos, puede optar libremente por cambiar de energético.
En conclusión de todo lo anterior y con los elementos de juicio de que dispone esta Comisión, los incrementos que se han presentado en el Área de Servicio Exclusivo denominado Centro y Tolima pudieron darse por la necesidad que tuvo el comercializador de comprar y transportar el gas firme de otras fuentes diferentes (campos de producción de gas natural) a las localizados cerca de la zona de prestación por la declinación de dichos campos de producción de gas. Esto con el propósito de asegurar la prestación del servicio en esa zona.
Pregunta
2. ¿Certificación de la Socialización del incremento de tarifas al gas y la energía, que presuntamente se hizo en el Espinal, para estos dos servicios públicos?
Respuesta
La propuesta de nueva fórmula tarifaria para las áreas de servicio exclusivo se divulgó mediante la Resolución CREG 154 de 2012, publicada en el diario oficial No. 48.686 del 27 de enero de 2012 y cuyos análisis están soportados en el Documento CREG 090 de 2012. Así mismo, para la remuneración de la actividad de comercialización se expidió la Resolución 157 de 2012, publicada en el Diario Oficial No. 48.686 del día 27 de enero de 2013.
Posteriormente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) realizó en el mes de abril de 2013 dos audiencias públicas con el fin de presentar la propuesta para remunerar la actividad de comercialización de gas combustible en las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE) y de la fórmula general que remunera la prestación del servicio domiciliario en estas zonas del país.
La primera audiencia pública se llevó a cabo el martes 25 de abril en la ciudad de Ibagué de 10 de la mañana a 12 del día. El evento se realizó en el salón Nuevo Día del Centro de Convenciones Alfonso López Pumarejo de la Gobernación del Tolima (carrera 3 entre calles 10 y 11) y fue transmitido en directo por el canal local P&C Televisión.
La segunda audiencia se realizó el 30 de abril en la ciudad de Pereira, de 10 de la mañana a 12 del día, en la Cámara de Comercio (Carrera 8 No 23-09 Piso 3) y fue transmitida en directo por Telecafé.
Las audiencias también se pudieron ver en directo a través de la página web de la Comisión (www.creg.gov.co).
La convocatoria se realizó por los siguientes canales de comunicación: la página web de la Comisión (www.creg.gov.co), mensajes emitidos a través de los canales de televisión P&C Comunicaciones y Telecafé, llamadas telefónicas y anuncio de prensa publicado en el diario de circulación nacional El Tiempo el día 22 de abril de 2014.
En estas audiencias las personas participaron a través de tres canales. El primero de ellos fue el presencial donde participaron alrededor de 31 personas quienes de manera directa formularon sus dudas e inquietudes, el segundo fue a través del envío de preguntas al correo electrónico eventos@creg.gov.co. y el tercero a través de las líneas telefónicas que se habilitarán para que las personas se comunicaran desde cualquier lugar del país.
Se expidieron cartillas explicativas sobre las propuestas metodológicas que se entregaron a alcaldías y gobernaciones para su divulgación.
Anexo a esta comunicación se envía el listado de los participantes al Taller realizado en la ciudad de Ibagué.
Ahora bien, con respecto a las tarifas de energía le comentamos que la fórmula tarifaria con la cual se define el costo de prestación del servicio está establecida en la Resolución CREG 119 de 2007 y desde ese año no han sufrido modificaciones significativas. Así mismo, le informamos que los últimos cargos de distribución establecidos para la compañía Energética del Tolima fueron definidos en el año 2009 y 2010 mediante la Resolución CREG 112 de 2009 y la Resolución CREG 027 de 2010. Por lo tanto, no se ha realizado ninguna socialización porque no ha habido propuestas hasta el momento de modificación. Sin embargo, se aclara que estos temas están contenidos en la agenda regulatoria del 2014 y futuras propuestas serán divulgadas conforme a las disposiciones del Decreto 2696 de 2004.
Pregunta
3. ¿Cuáles son las tarifas más baratas para todo el mercadeo del Gas y la Energía en Colombia? ¿Qué empresa aplica estas tarifas?
Respuesta
Como se le explicó anteriormente la Comisión no define tarifas, establece las metodologías tarifarias que deben aplicar las empresas prestadoras del servicio. Ahora bien, el resultado de la tarifa en cada uno de los mercados relevantes de comercialización depende de las características de los mismos mercados, tales como ubicación, demanda, inversiones específicas en activos y gastos de administración, operación entre otros.
La información de tarifas por municipio la puede consultar en el Sistema Único de Información – SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Usted puede acceder al SUI en la página web: www.sui.gov.co
Pregunta
4. El Municipio de Espinal, según la Creg, debe tener una oficina de P.Q.R. de Alcanos de Colombia y que en esta situación de incremento de tarifas no la tiene?
Sobre la oficina de peticiones y recursos la Resolución CREG 108 de 1997 establece en su artículo 59 lo siguiente:
“Artículo 59. De la oficina de peticiones y recursos. De acuerdo con lo previsto en el artículo 153 e la ley 142 de 1994, todas las personas prestadoras de servicios públicos domiciliarios constituirán una "oficina de peticiones, quejas y recursos", la cual tiene la obligación de recibir, atender, tramitar y responder las peticiones o reclamos y recursos verbales o escritos que presenten los usuarios, los suscriptores o los suscriptores potenciales en relación con el servicio o los servicios que presta dicha empresa.
Estas "oficinas" llevarán una detallada relación de las peticiones y recursos presentados y del trámite y las respuestas que dieron.
Las peticiones y recursos serán tramitados de conformidad con las normas vigentes sobre el derecho de petición”.
De igual manera el Código de Distribución de Gas Resolución CREG 067 de 1995 determina:
“VII.1.5. Reclamos por errores de facturación y otros.
7.9. La empresa deberá tener una Oficina de Peticiones, Quejas y Recursos, diferentes del servicio de atención de emergencias. Tal como está establecido en las Circulares 001 y 002 de marzo de 1995 de la Superintendencia de Servicios Públicos, y en el Estatuto Nacional de Usuarios de los Servicios Públicos Domiciliarios (Decreto 1842, de julio de 1991, del Ministerio de Desarrollo Económico).
7.10. La Oficina de Peticiones, Quejas y Recursos deberá contar con suficiente número de líneas telefónicas para que sean atendidas todas las llamadas en horas de oficina. Como elementos de medida para la Superintendencia de Servicios Públicos, toda llamada deberá ser atendida en un lapso máximo de 3 minutos.
7.11. El usuario que reclame por errores en la facturación, deberá recibir respuesta como máximo a los quince (15) días hábiles de recibo del reclamo, y en caso de haber un cambio deberá reflejarse en la siguiente factura. Adicionalmente, el comercializador deberá estar en condiciones de informar en sus oficinas más cercanas al domicilio del usuario, cuál ha sido su decisión, luego de transcurrido quince (15) días hábiles.
7.12. El comercializador debería llevar, en cada una de sus oficinas en las que atienda al público, un registro de quejas, en el que deberán quedar sentadas las quejas que los usuarios formulen por escrito, ya sea personalmente o por correo. Dicho registro deberá mantenerse a disposición de la CREG y de la Superintendencia de Servicios Públicos, quienes podrán requerir periódicamente un informe de tales registros.
7.13. Cuando la empresa vaya a realizar trabajos deberá colocar la señalización adecuada para los mismos para evitar accidentes. Esto será considerado un parámetro para medir la calidad del servicio por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos.”
Pregunta
5. ¿Porque tenemos que los usuarios depender de las oficinas de Alcanos Girardot y Neiva para una reclamación? ¿Esta es una actuación legal de Alcanos en el Espinal?
Respuesta
La regulación no establece el número de oficinas de peticiones quejas y recursos que debe tener cada empresa ni determina la obligación de que en cada municipio donde atienda la empresa exista una de éstas. Pero tal y como se indicó en la respuesta a la pregunta anterior la empresa debe contar con toda la logística para atender las peticiones de los usuarios en los plazos establecidos independiente de donde estén localizadas estas oficinas.
Pregunta
6. Es de su autoría, que tengan una tabla de tarifas sobre los insumes que vende Alcanos, cuando adelantan la revisión de cinco años, a las redes domésticas o es que a ellos hay que contratarlos exclusivamente para que corrijan las presuntas fallas que detecten y no profesionales del ramo particulares?
Respuesta
En relación con el tema de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas le informamos lo siguiente:
Con base en el régimen de facultades asignadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas por la Ley 142 de 1994, la CREG entendió que le correspondía regular la exigencia de la revisión de las redes internas a través de las cuales se recibe el servicio público domiciliario de gas combustible.
En este sentido, en el año de 1995 expidió la Resolución CREG 067-Código de Distribución, en la que estableció entre otros aspectos, que el distribuidor del servicio público domiciliario de gas debía efectuar una revisión a las instalaciones internas, con una periodicidad no superior a cinco años, cuyos costos eficientes podían ser cobrados al usuario(5).
Recientemente y teniendo en cuenta, entre otros, las quejas de los usuarios, mediante la Resolución 059 de 2012, la CREG modificó el Código de Distribución en lo que tiene que ver con la actividad de revisiones periódicas.
Al respecto, se debe tener en cuenta que algunas de estas modificaciones entraron en vigencia a partir del 26 de julio de 2012, mientras que otras entrarán en vigor para la mayoría de zonas del país, el próximo mes de mayo y una vez entre en vigencia el Reglamento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible que expidió el Ministerio de Minas y Energía.
Para los municipios que pertenecen a las áreas de servicio exclusivo el nuevo esquema solo se podrá aplicar una vez terminen y liquiden los contratos de concesión celebrados entre el Ministerio de Minas y Energía y los distribuidores respectivos. Esto debido a que hay unos costos en los que incurre el distribuidor que son necesarios pagar a través del cargo de distribución y en estas áreas no se pueden modificar hasta que terminen estos contratos.
Es importante aclarar que en todo caso y en ambos esquemas (revisión efectuada por la empresa o por el organismo acreditado), el pago por dicha revisión está a cargo del usuario del servicio, considerando que la red interna es de su propiedad y los costos de cualquier reparación deben ser asumidos por el propietario de la misma.
Se aclara que los ajustes requeridos en la instalación podrán realizarlas el usuario con cualquier personal que sea calificado o idóneo según las entidades competentes para construir o reparar instalaciones de gas.
Pregunta
7. Cuáles son los argumentos de la COMISION DE REGULACION DE GAS Y ENERGIA PARA DESPUES DE CINCO AÑOS REAJUSTARAN LAS TARIFAS EN UN 86%, cuando pudieron haberlo hecho gradualmente y no esperar, que, el dólar llegara a más de dos mil pesos colombianos para subirlas?
Respuesta
Se reitera que la comisión no define tarifas ni incrementos tarifarios, establece metodologías y fórmulas tarifarias que deben aplicar las empresas que prestan los servicios públicos que regula la CREG.
Los argumentos para modificar la fórmula tarifaria del servicio público de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio de público se debieron a que los análisis realizados evidenciaron que las condiciones del mercado de gas natural han cambiado de manera sustancial desde el año 1996 a la fecha, lo que generó la necesidad de proponer alternativas para que los concesionarios de las áreas pudieran incorporar en las tarifas las nuevas realidades de la industria y de la regulación.
En tal sentido, se buscó homogenizar el régimen tarifario de las áreas con el de las otras zonas del país, con lo cual los ajustes al costo de prestación del servicio se harían mensualmente y no cada año.
La nueva fórmula buscaba introducir:
- Las nuevas disposiciones de política establecidas en el Decreto del Ministerio de Minas y Energía 2100 de 2011, relacionadas con confiabilidad para asegurar la continuidad en la prestación del servicio y en especial para la demanda esencial.
- Actualizar las fórmulas conforme a las condiciones actuales del mercado, dado que éstas llevaban más de 15 años aplicándose.
- Evitar las fluctuaciones anuales por las proyecciones de las variables G y T.
- Ajustar dentro de la fórmula componentes que son afectados por las pérdidas reconocidas.
- Garantizar suficiencia financiera y recuperación de costos a los distribuidores
Pregunta
8. ¿Qué criterios maneja la Comisión, frente a que de pronto se compre en bolsa el gas de este orden doméstico, a comprar directamente Alcanos a una Multinational en dólares su transporte y combustible?
Respuesta
No se entiende la pregunta. Es de aclarar que el gas natural en Colombia no se compra o transa a través de una bolsa de gas.
Los mecanismos para comprar el gas natural en el mercado mayorista están definidos en la Resolución CREG 089 de 2013. En ésta se establecen el mecanismo de negociación directa durante un período definido y la comercialización de gas a través de subasta., tal y como se explican en el numeral 1.2. de la respuesta a la pregunta 1.
Finalmente, le informamos que las normas señaladas en la presente comunicación pueden ser consultadas en nuestra página web, www.creg.gov.co, en el ícono de Normas y jurisprudencia
El anterior concepto se emite con fundamento en lo dispuesto en el numeral 73.24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
Cordialmente,
CARLOS FERNANDO ERASO CALERO
Director Ejecutivo
NOTAS AL FINAL:
1. Tal y como se define en el Decreto del Ministerio de Minas y Energía 2100 de 2011.
2. Mediante la Resolución CREG 122 de 2013 la CREG.
3. En enero de 2009 el operador del campo de Montañuelo anunció el cierre de este campo debido a que su explotación ya no era eficiente (radicado CREG E-2009-000452).
4. De acuerdo con la Ley 1428 de 2010 y la Resolución 186 de 2010.
5. Resolución CREG 067 de 1995: "5.23. El distribuidor estará obligado a inspeccionar las instalaciones del usuario periódicamente y a intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del usuario, consultando las normas técnicas y de seguridad. Realizará pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento, a fin de garantizar el cumplimiento de las condiciones de este Código y de los contratos que se suscriban con el usuario. El costo de las pruebas que se requieran, estarán a cargo del usuario".
