Concepto 5336 de 2013 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 5336 DE 2013
(junio)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
XXXXXXXXXXXXXXX
Asunto: Radicado SSPD 2013-2200302031
Radicado CREG E-2013-005336
Respetado XXXXX:
Por medio de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios hemos recibido su comunicación remitida a la Presidencia de la república, en la cual manifiesta:
“La presente es con el fin de solicitarle que por intermedio de su despacho se realice las acciones pertinentes a las novedades continuas que se están presentado en la Costa Atlántica, específicamente en el Barrio el Boque de la ciudad de Barranquilla, pero en general, le reitero e toda la Costa, por el abuso y la permisividad del Gobierno de que la empresa de Energía Eléctrica ELECTRICRIBE, constantemente abuse del pueblo de la costa atlántica.
Este es el link de una noticia publicada recientemente en la pagina www.zonacero.ifno, en la cual me permito entregarle el enlace de tal referencia http://zonacero.info/index.php/noticia-principal/34768-alzaws-en-tarifas-de-gas-golpe-a-los-usuarios-y-el-beneficio-para-quien”
De acuerdo con esto hemos procedido a revisar el artículo de Zona Cero en donde se expresa lo siguiente:
“Alzas en tarifas de gas, golpe a los usuarios: ¿beneficio para quién?
En los últimos 5 años los precios internacionales han bajado en 61.06%, pero en Colombia han aumentado a la velocidad del “tren bala”.
Jorge Mariano Rodríguez
En una verdadera “bomba de tiempo” social se ha convertido el manejo del esquema tarifario para el servicio de gas en el país.
Las políticas son implementadas desde la Comisión de Regulación de Energía y Gas, más conocida como la CREG, la cual es objeto de permanentes críticas ya que, en concepto de muchos, sus integrantes toman decisiones muy alejadas de la realidad socio-económica de las diferentes regiones.
Recientemente, en el Congreso de la República, los Senadores César Tulio Delgado Blandón, Alexander López y Luis Fernando Duque, expresaron su total desacuerdo con la decisión de la CREG de modificar el componente tarifario en lo relacionado con el transporte del gas.
La preocupación radica en el hecho de que ese costo será aplicado plenamente, en 100%, lo cual castiga fuertemente la economía familiar e industrial, además de aumentar el valor del transporte automotor.
Lo expresado por los congresistas reabre el debate sobre la manera cómo la CREG viene determinando fórmulas tarifarias que, como en el caso del gas, apuntan a beneficiar a unos cuantos, en perjuicio de la gran colectividad.
En el caso concreto del gas, la tarifa está compuesta de la siguiente manera:
- El costo promedio máximo para compras de gas (G). Es el costo del gas en boca de pozo (en US$), su actualización es semestral y es según la variación del precio internacional del crudo, entre dos semestres anteriores. El precio en pesos por metro cúbico ($/m3) se determina mensualmente de acuerdo con la Tasa Representativa del Mercado (TRM) del mes anterior.
- El costo promedio máximo unitario de transporte (T). Es el costo de llevar el gas desde Boca de Pozo, en La Guajira, hasta el sistema de distribución.
- Cargo de distribución (D). Son los costos y gastos asociados al uso de las redes de distribución e incluye los costos de inversión, gastos AOM (Administración, Operación y Mantenimiento) y rentabilidad de la inversión. Su actualización es mensual.
- Cargo de Comercialización (C). Remunera las actividades comerciales e incluye los costos de atención al usuario. Es lo que en la factura se presenta como Cargo Fijo y su actualización es mensual.
No aplican bajón internacional del precio
Lo que resulta claro de esta fórmula es que el costo mensual de la tarifa está sujeto, fundamentalmente, a las variaciones del precio internacional.
Sin embargo, tal como ocurre con los precios de la gasolina, en Colombia estas variaciones no son tenidas en cuenta, porque no se reflejan en el costo mensual de la facturación de gas al usuario.
Esto en razón de que, en los últimos 5 años, el precio mensual, en dólares, por miles de metros cúbicos de gas, registra un bajón acumulado del 61.06%, mientras que en Colombia, por el contrario, las tarifas siguen aumentando a la velocidad del “tren bala”.
En efecto, entre diciembre de 2008 y diciembre de 2009, el precio internacional disminuyó en 8.32%. Entre diciembre de 2009 y diciembre de 2010 la disminución fue del 20.60% y del 27.21% con respecto a 2008.
Entre diciembre de 2010 y diciembre de 2011 la baja en el precio internacional fue de 25.50% y del 54.21% con respecto a diciembre de 2008. Luego, entre diciembre de 2011 y diciembre de 2012 se registró un leve aumento del 5.60%.
Y la comparación del precio vigente en febrero de 2008, con respecto a enero de este año, refleja un bajón de 61.06%, que, inexplicablemente, no ha aplicado en la más mínima proporción al momento de formular las tarifas mensuales del gas.
La realidad es que las tarifas casi siempre aumentan por encima de la inflación, muy a pesar de ser productores de petróleo y tener reservas de gas en distintas partes del país, con el agravante de que la formula vigente prevé una actualización cada seis meses.
A ello se suman otros factores que tampoco son tenidos en cuenta en el momento de aplicar la fórmula tarifaria, como es la aplicación plena, sin ninguna contemplación para el usuario, de los componentes Transporte (T), cuando el sistema cuenta con las tuberías instaladas; Distribución (D), que también representan las redes puestas y Comercialización (C) que ya tiene su tarifa de costo fijo y debería subir solo con la inflación o el IPC.
Entonces, la pregunta del millón es: ¿cuál es la justificación para subir, exageradamente, el precio?
¿A quiénes beneficia la CREG?
Por estas razones, congresistas como el vallecaucano César Tulio Delgado Blandón consideran que lo que la CREG está aplicando es una política injusta e inequitativa, cuando afecta el bolsillo de los usuarios mientras los operadores del servicio siguen recibiendo millonarias ganancias por concepto de los denominados 'otros cobros'.
Precisamente, uno de los cobros más cuestionados es el relacionado con la revisión técnica de gas domiciliario que se realizaba anualmente y que finalmente se hará cada 5 años. Estas revisiones han generado conflictos con los usuarios, quienes han denunciado que, en la mayoría de los casos, las empresas encargadas de las inspecciones de gas llegan a los hogares sin citación previa, obligándolos a pagarlas, vía factura, sin la posibilidad de rechazar la inspección, pues de ser así, le ordenan el corte del servicio de manera inmediata.
Lo que también quedó comprobado en el debate adelantado en el Senado de la República es que las empresas prestadoras del servicio de gas en Colombia obtienen excedentes financieros superiores a los 155 mil millones por año sólo por 'otros cobros', sin contar lo que ganan por la prestación del servicio.
Es por ello, que las voces del Congreso y diversos sectores de la sociedad colombiana, consideran que, con tan buenos excedentes y en aras de una política de equidad social, las empresas prestadoras del servicio de gas deberían asumir ciertos costos para no trasladarlos plenamente, vía tarifa, al tan golpeado bolsillo del usuario”.
Al respecto le manifestamos que su comunicación no es clara dado que inicialmente usted se refiere a la empresa de Energía Eléctrica ELECTRICRIBE pero el artículo que señala de zona cero habla sobre el alza en las tarifas de gas, Por lo tanto, entendiendo que sus inconformidades se relacionan con este último servicio procedemos a aclarar algunos aspectos regulatorios sobre el servicio público de gas natural.
Inicialmente es necesario precisarle que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, de acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de la Ley 143 de 1994, es una Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, sin personería jurídica propia, por lo cual se identifica con la personería jurídica de la Nación – Ministerio de Minas y Energía. Es un cuerpo colegiado, integrado, según el artículo 21 de la Ley 143 de 1994, por el Ministro de Minas y Energía, quien la preside, por el Ministro de Hacienda y Crédito Público, por el Director Nacional de Planeación, por cinco (5) Expertos Comisionados de dedicación exclusiva, designados por el Presidente de la República y por el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, quien asiste con voz pero sin voto.
Esto es importante para aclararle que todas las decisiones regulatorias sobre los temas de energía y gas, expedidos mediante actos administrativos por esta entidad son tomadas por el cuerpo colegiado mencionado.
La Ley 142 de 1994 atribuyó de manera genérica funciones a las diferentes Comisiones de Regulación, dándole a la CREG, además de las funciones genéricas de toda Comisión de Regulación, atribuciones de manera específica para la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. En adición a lo anterior, la Ley 143 de 1994 le asignó funciones a la CREG en lo concerniente al servicio público domiciliario de energía eléctrica.
La función de inspección, vigilancia y control no corresponde a la misma Comisión, sino a la Superintendencia competente. De manera enunciativa corresponderá a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios cuando se trate de temas de servicios públicos y a la Superintendencia de Industria y Comercio en temas de derecho de la competencia.
Por su parte, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios es un órgano de carácter técnico, creado por la Constitución Política de 1991, el cual realiza por delegación del Presidente de la República, las funciones de control, inspección y vigilancia de las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios.
De acuerdo con lo citado en el artículo de zona cero, nos permitimos hacer algunas aclaraciones las cuales hemos clasificado en tres temas: i) las variaciones en las tarifas de gas, ii) los precios internacionales del gas y iii) los costos de la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas.
1. Las variaciones en las tarifas de gas
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.
En relación con la competencia de la CREG, de una manera general le explicamos la metodología tarifaria y cuáles son los factores que pueden llevar al cambio de costos mes a mes del servicio de gas. Es importante recalcar que la CREG no define tarifas, sólo establece las metodologías con las cuales las empresas calculan el costo de prestación del servicio mensualmente.
El costo unitario de prestación del servicio del gas combustible por redes de tubería resulta de agregar los costos de las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización, las cuales forman parte de la cadena de prestación del servicio.
El costo unitario de prestación del servicio del gas combustible por redes de tubería resulta de agregar los costos de las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización, las cuales forman parte de la cadena de prestación del servicio.
La metodología tarifaria del servicio público de gas combustible por redes de tubería se encuentra establecida en la Resolución CREG 011 de 2003. En ésta se determina que la fórmula tarifaria general aplicable a los usuarios regulados del servicio domiciliario de distribución de gas natural, a continuación se presenta la estructura y componentes de la citada fórmula:
| Cargo variable: |  |
| Cargo fijo: |  |
| Donde: | |
| J = | Rango j de consumo. |
| M = | Mes de prestación del servicio. |
| Gm = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural destinado a Usuarios Regulados, aplicable en el mes m. |
| Tm = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema Nacional de Transporte destinado a Usuarios Regulados aplicable en el mes m. |
| p = | Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte y en el Sistema de Distribución, equivalente a 3.5%, desagregado en un 1% para el Sistema Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución. |
| Dvjm = | Componente variable del Cargo de Distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el mes m, correspondiente al rango j de consumo. No incluye la conexión. |
| Dfjm = | Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. El componente fijo para los usuarios del primer rango de consumo de la canasta de tarifas será igual a cero. |
| Cm = | Cargo máximo de Comercialización del mes m expresado en pesos por factura. |
De otro lado, para cada uno de los componentes se tiene:
- COMPRAS DE GAS
El costo promedio máximo unitario para compras de gas (Gm) se calcula con base en la siguiente expresión:
| Gm = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural para el mercado de Comercialización, aplicable en el mes m. |
| CTGm-1 = | Costo total de compras de gas en el mes m-1, en USD, destinado al mercado de Usuarios Regulados, sin incluir pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados. |
| Em-1 = | Volumen de gas medido en el mes m-1 en las Estaciones de Puerta de Ciudad, expresado en términos de energía con el Poder Calorífico promedio del gas medido en dichas Estaciones de Puerta de Ciudad (MBTU). |
| TRM(m-1) = | Tasa de Cambio Representativa del Mercado del último día del mes m-1. |
| PCm-1 = | Poder Calorífico del gas en el mes m-1, expresado en MBTU/m3, calculado de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen. |
El gas natural en el país prácticamente 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 y la fórmula de actualización del mismo en el punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte de los campos Ballena y Chuchupa, en la Guajira, es regulado desde 1975 e inicio con la Resolución 039 del Ministerio de Minas y Energía. Precio que se fijó respecto al costo del fuel oil; pues para ese entonces el gas se utilizó fundamentalmente para sustituir el fuel oil que se utilizaba para generación térmica de energía eléctrica en la costa Atlántica.
Mediante las resoluciones CREG 119 de 2005, 187 de 2010 y 199 de 2011, la CREG ha establecido los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al sistema de transporte para los Usuarios Regulados. El cual es aplicable para los campos de Opón y los de la Guajira.
La fórmula vigente para la actualización de los precios regulados de los campos Opon y de los de la Guajira prevé una actualización del precio regulado cada seis meses, está fundamentada en la variación de los precios internacionales del fuel oil, utilizando como índice la información de “Platts US Gulf Coast Residual Fuel No. 6 1.0% sulfur fuel oil, precio de cierre”. Esta actualización se realiza cada seis meses en febrero y agosto de cada año.
El precio del gas para el resto de los campos de producción del país es libre; 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. No obstante a partir del año 2008 se ha estado presentado un fenómeno de escasez de gas en firme, para los distribuidores-comercializadores, requeridos para atender a los usuarios regulados a través de las subastas de compra de gas. Por esta razón la CREG y ante esta señal de escases de gas firme 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. Mediante la Resolución CREG 095 de 2008 se estableció el mecanismo de subastas de gas desde el año 2008.
Conforme el análisis de los factores que influyeron en la formación de estos precios, para el año 2011 mediante las resoluciones CREG 118, 134 y 140 de 2011 se estableció un esquema de comercialización 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.
Estas experiencias sumadas a la realización de asesorías con expertos internacionales, llevaron a la CREG, mediante la Resolución CREG 113 de 2012, presentar una propuesta para comentarios donde se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural. No obstante, para la implementación de la misma, entre otras medidas, en la actualidad está en consulta la resolución CREG 097 de 2012 la cual tiene el propósito de liberar el precio de guajira.
Actualmente se están analizando los comentarios recibidos a estos dos proyectos de resolución para poder expedir la regulación definitiva, la cual modificará el esquema actual para establecer el precio del gas.
- TRANSPORTE
El costo promedio máximo unitario de transporte de gas (Tm), se calculará con base en la siguiente expresión:
| T m = | Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural al mercado de Comercialización, aplicable en el mes m. |
| CTTm-1 = | Costo total de transporte de gas en el mes m-1, causados por el volumen efectivamente transportado incluyendo los cargos por capacidad y los cargos por volumen, en USD, destinado a Usuarios Regulados, sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. En el caso en que el Comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de capacidad contratada con anterioridad, el CTTm-será el neto entre los costos totales por concepto de transporte y los ingresos por venta de capacidad. |
| VIm-1= | Volumen de gas medido en condiciones estándar en el mes m-1 en las Estaciones de Puerta de Ciudad, según sea el caso (m3). |
| TRM(m-1) = | Tasa de Cambio Representativa del Mercado en el último día del mes m-1. |
Bajo ninguna circunstancia el Comercializador podrá trasladar a los usuarios costos de transporte de gas superiores a los resultantes de aplicar lo dispuesto por la CREG para el servicio de transporte a usuarios regulados.
La metodología que define los cargos de transporte esta consignada en la Resolución CREG 126 de 2010.
- DISTRIBUCIÓN
El cargo promedio de distribución se determina como la relación entre el valor presente descontado de los costos de inversión y los gastos de AOM, y el valor presente de la demanda de volumen.
La metodología de la Resolución CREG 011 de 2003 establece que con base en el cargo promedio de distribución aprobado por la Comisión (Resolución independiente por mercado relevante), el Distribuidor puede aplicar una metodología de canasta de tarifas en donde el cargo más alto (cargo techo) aplicable al rango de consumo no podrá exceder el 10% del cargo promedio de distribución y el cargo más bajo (cargo piso) o aquel aplicable a los usuarios de más alto consumo, no deberá ser menor al costo medio de la red primaria.
Los cargos definidos aplicando la metodología de canasta de tarifas son cargos máximos por rango. No obstante, el Distribuidor podrá ofrecer cargos menores en cada rango considerando que sean iguales para todos los usuarios del mismo rango, conservando una tendencia descendente, teniendo en cuenta lo establecido en los artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994 y no afectando los cargos máximos definidos con la aplicación de la metodología de canasta de tarifas.
Los cargos promedios de distribución aprobados en resoluciones particulares de la CREG, expresados en pesos de Fecha Base, se actualizan mes a mes de acuerdo con la siguiente fórmula general:
| Donde: | |
 = | Cargo Promedio de Distribución correspondiente al mes m de prestación del servicio. |
 = | Cargo Promedio de Distribución aprobado por resolución de la CREG y expresado en precios de la Fecha Base. |
 = | Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para el mes (m-1). |
 = | Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para la Fecha Base del cargo por distribución D0. |
| XD = | Factor de productividad mensual de la actividad de Distribución equivalente a 0.00106. Dicho factor aplicará a partir de la entrada en vigencia de la resolución que establece el Cargo Promedio de Distribución para cada mercado. |
 = | Número de meses transcurrido desde la entrada en vigencia de la resolución que establece el Cargo Promedio de Distribución para cada mercado hasta el mes m. |
- COMERCIALIZACIÓN
El cargo máximo base de comercialización C0, definido de acuerdo con la Resolución CREG 011 de 2003, se determinará como el cociente de la suma de los componentes a) y b) descritos a continuación, sobre el número de facturas del año para el cual se tomaron los parámetros de cálculo de dichos componentes.
a) Los gastos anuales de AOM y la depreciación anual de las inversiones en equipos de cómputo, paquetes computacionales y demás activos atribuibles a la actividad de Comercialización que resulten de aplicar la metodología de Análisis Envolvente de Datos, tal como se describe en el Anexo 7 de la Resolución CREG 011 de 2003.
b) El ingreso anual del Comercializador correspondiente al año en el cual se efectuaron los cálculos de los gastos de AOM multiplicado por un margen de comercialización de 1.67%.
El Cargo de Comercialización se actualiza mensualmente utilizando la siguiente fórmula:
| Donde: | |
 = | Cargo máximo de comercialización, expresado en pesos por factura, correspondiente al mes m de prestación del servicio. |
 = | Cargo base de comercialización aprobado por la CREG para cada mercado, expresado en pesos por factura, a precios de la Fecha Base. |
 = | Índice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para el mes (m-1). |
 = | Índice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para la Fecha Base del Cargo por Comercialización  . |
| XC = | El factor de productividad mensual de la actividad de Comercialización será 0.00125. Dicho factor aplicará a partir de la entrada en vigencia de la Resolución que establece el Cargo Base de Comercialización para cada mercado. |
 = | Número de meses transcurrido desde la entrada en vigencia de la Resolución que establece el Cargo de Comercialización para cada mercado, hasta el mes m. |
- SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES
Es de indicar que 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 enumera 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 3o 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
- 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(1). 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.
De acuerdo con todo lo citado anteriormente, se concluye que los cambios en cada uno de los componentes de la tarifa dependen de diversos factores: (i) el costo de gas, (ii) la tasa representativa del mercado, (iii) las condiciones económicas de los contratos de compra y transporte de gas y (iv) el origen y la trayectoria del gas comprado, entre otros. Para las actividades de distribución y comercialización la variación depende de los cambios en los indicadores económicos del IPP e IPC.
Con respecto a los costos de transporte se definieron nuevos cargos para el sistema de transporte para la Costa Atlántica mediante la Resolución 117 de 2011(2). Los nuevos cargos por ejemplo para los tramos Guajira-Barranquilla y Guajira Cartagena presentan un incremento de 12% y y 25% respectivamente.
Las razones que justificaron los incrementos se encuentran en los programas de nuevas inversiones que la empresa proyectó.
Con respecto al precio de gas, se reitera lo siguiente:
- La fórmula de actualización del precio del gas en el punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte del campo de la Guajira, que es regulado está definida desde 1975 mediante la Resolución 039. No se ha producido ningún cambio en la fórmula. Aunque actualmente hay una propuesta para desregular este precio. Resolución CREG 097 de 2012
- La fórmula vigente prevé una actualización del precio regulado cada seis meses, está fundamentada en la variación de los precios internacionales del fuel oil y es conocida por todos los agentes del mercado, por lo tanto puede ser proyectada.
- A continuación se presenta el comportamiento del precio del Fuel Oil y el precio de Gas Natural regulado de la Guajira. Como se puede observar el comportamiento de este combustible incide directamente en el precio del gas en Colombia. Con la metodología para aplicar el precio regulado se suaviza el impacto causado por la alta volatilidad, sin embargo existe un atraso de 6 meses para que los cambios en los precios internacionales se vean reflejados en los precios nacionales.
Fuente: Bloomberg, Ecopetrol (Fuel oil en usd/galón mientras que Guajira es usd/Mmbtu)
- La variación que se produce semestralmente puede ser hacia arriba o hacia abajo, como se puede observar en la gráfica anterior.
2. Precios Internacionales del gas
Como se explicó en el numeral anterior el precio de gas se obtiene dependiendo de la fuente que abastece cada una de las ciudades, el precio de gas proveniente de Guajira es regulado desde el año 1975 y el de las otras fuentes es libre y corresponde a las condiciones del mercado.
El histórico del precio de Guajira es el siguiente:
| Periodo | Precio Guajira |
| USD$/MBTU | |
| Sem II - 2006 | 2,7691 |
| Sem I - 2007 | 2,3528 |
| Sem II - 2007 | 2,7707 |
| Sem I - 2008 | 3,6944 |
| Sem II - 2008 | 4,9750 |
| Sem I - 2009 | 3,3164 |
| Sem II - 2009 | 2,7666 |
| Sem I - 2010 | 3,8876 |
| Sem II - 2010 | 4,0010 |
| Sem I – 2011 | 4,2562 |
| Sem II -2011 | 5,8116 |
| Sem I – 2012 | 5,8035 |
| Sem II-2012 | 6,0399 |
| Sem I-2013 | 5,8957 |
FUENTE: Ecopetrol.
Ahora bien, el resultado del proceso de comercialización de la Resolución CREG 118 de 2011 arrojó precios del gas entre 2.5 USD/MBTU hasta 5.1 USD/MBTU, obteniendo un precio promedio de 3,9 USD/MBTU para el gas del campo Cusiana y con destino al sector regulado.
Aunque existen mercados en el mundo como del Reino Unido,del Japón y de Estados Unidos es importante saber que los mercados de Japón y Estados Unidos tienen dos particularidades que no permiten que sean comparables y mucho menos que sean tomados como referencia. Para el caso de Estados Unidos (Henry Hub) se debe tener en cuenta que no es un mercado de exportación, el Gas es para uso doméstico exclusivamente, mientras que Japón es un mercado únicamente importador con un cargo de transporte marítimo significativamente alto con respecto a los posibles puntos de compra que Colombia podría tener. Por estas razones se presenta el comportamiento del mercado del Reino Unido (National Balancing Point NBP), pues este mercado además de recoger las principales características del precio del gas natural licuado-GNL internacional es el mercado con mayor liquidez en el mundo.
El comportamiento de los precios de GNL en el mundo ha estado relacionado directamente con diferentes sucesos en los últimos años. El primer suceso que vale la pena destacar es el descubrimiento y aumento de explotación del SHALE GAS y del SHALE OIL en Estados Unidos, con el consecuente del incremento de las reservas mundiales. El segundo fue el tsunami del Japón en el 2011 que llevo a la salida de operación de plantas termonucleares, lo que conllevo al aumento de la demanda de GNL en ese país ante la necesidad de generar energía eléctrica por medio de plantas térmicas a gas en sustitución de las termonucleares.
Estos sucesos han afectado la demanda mundial de GNL en especial su localización geoespacial; pues Estados Unidos paso de ser uno de los mayores importadores del mundo a ser autosuficiente y en el futuro inmediato exportador de GNL (2017)(3) mientras el aumento de la demanda en Japón ha llevado a que este sea el mayor importador del mundo y por esto se considere un referente de los precios a nivel mundial.
A raíz de los sucesos anteriormente mencionados el precio de este commodity tuvo una caída fuerte en enero de 2009, pero desde entonces ha mantenido una tendencia al alza, encontrándose en estos momentos a precios muy similares a los vividos a finales de 2008.
El precio del Gas en Colombia siempre ha estado a un nivel competitivo, como se muestra a continuación, su precio está por debajo del NBP:
Fuente: Bloomberg, Ecopetrol
Se puede concluir entonces que el precio de la Guajira que impacta directamente el mercado de la Costa atlántica y parcialmente el del centro del país ha estado alrededor de un 50% del costo del mercado internacional y los precios actuales del gas del interior en un 35% del mismo..
Tal y como se le comentó anteriormente, la CREG expidió la Resolución de consulta 097 de 2012 y con la cual presenta una propuesta para liberar el precio de guajira. Así mismo, mediante la resolución CREG 113 de 2012 se presenta el proyecto de resolución la cual busca reglamentar los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural.
Estos dos esquemas permitirán que los precios de gas natural se formen a partir de mecanismos eficientes de mercado. Sin embargo, es importante tener en cuenta que el gas natural a diferencia del petróleo se transa en mercados regionales cuyos precios están sujetos a las condiciones particulares de cada mercado.
3. Revisiones a las instalaciones internas de gas
En relación con el tema de las revisiones a las instalaciones internas de gas, manifestamos que la CREG teniendo en cuenta, entre otras razones, las quejas de los usuarios, modificó el Código de Distribución en lo que tiene que ver con la actividad de revisiones periódicas, mediante la Resolución 059 de 2012.
Algunas de estas modificaciones entraron en vigencia a partir del 26 de julio del 2012, mientras que otras sólo entrarán en vigor seis (6) meses después de que el Ministerio de Minas y Energía expida el Reglamento Técnico para la actividad de revisión periódica de las instalaciones internas de gas que se encuentra elaborando, pues esta entidad va a asumir las funciones de expedir el Reglamento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible, tal y como lo ha hecho para otros servicios como el de Energía.
La expedición de un nuevo reglamento técnico es de vital importancia para el correcto funcionamiento del nuevo esquema establecido en la Resolución 059 de 2012 y para garantizar la seguridad en las instalaciones gas de los usuarios. Desde la expedición de la Resolución en mención, la CREG junto con el Ministerio de Minas y energía, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, y la Superintendencia de Industria y Comercio, han adelantado reuniones intersectoriales con el fin de adoptar las medidas necesarias a la luz de las modificaciones adoptadas respecto a las revisiones periódicas de las instalaciones internas.
Es importante mencionar que a partir de julio 26 de 2012 la revisión periódica de las instalaciones internas de gas natural sólo podrá hacerse una vez cada cinco (5) años.
Una vez el Ministerio de Minas y Energía expida el reglamento técnico antes mencionado y entren en vigencia todas las modificaciones introducidas en la Resolución CREG 059 de 2012 al Código de Distribución (Resolución CREG 067 de 1995), el usuario deberá realizar la revisión periódica de la instalación interna de gas entre el plazo mínimo (5 meses antes de que se cumplan los 5 años) y el plazo máximo (al cumplirse los 5 años) con organismos de inspección acreditados o con las empresas distribuidoras, las cuales podrán realizar la actividad directamente como organismo acreditado o a través de sus contratistas que se encuentren acreditados.
Así, cuando entre a regir plenamente el nuevo esquema, el usuario tendrá la obligación de realizar la revisión de su instalación y obtener el Certificado de Conformidad, so pena de que la empresa proceda a suspenderle el servicio. Así mismo, el distribuidor deberá tener un listado actualizado de los organismos de inspección acreditados que podrán realizar la revisión periódica, el cual será divulgado en su página web y deberá suministrarlo al usuario. Respecto al costo de la revisión periódica de las instalaciones internas este seguirá a cargo del usuario. Sin embargo, el nuevo esquema permite que el usuario busque entre los organismos acreditados para la inspección el mejor precio que se ofrezca en el mercado.
Por tanto, hasta que esto suceda, será la empresa prestadora del servicio público domiciliario la que realice la revisión periódica, pero cada cinco años.
Finalmente, le comentamos 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,
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo
NOTAS AL FINAL:
1. De acuerdo con la Ley 1428 de 2010 y la Resolución 186 de 2010
2. Mediante la Resolución CREG 122 de 2012 se resolvió un recurso sobre la Resolución CREG 117 de 2011. En esta resolución se modificaron algunas resoluciones.
3. Fuente: Bloomberg-LCI Energy Insight Monday, February 11th, 2013 issue
