CONCEPTO 5577 DE 2015

<Fuente: Archivo intenro entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Proposición No. 053 de 2015

Radicado CREG E-2015-005577

Estimada XXXXX:

De acuerdo con su solicitud, nos permitimos dar respuesta al cuestionario para la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, presentado por el Honorable Senador XXXXX.

1. ¿De qué forma se va a garantizar el suministro de energía para el mediano y largo plazo? ¿En qué consisten las normas de ajuste de la subastas expedidas por la CREG? ¿Cuál es la metodología para las plantas eólicas?

Para garantizar la confiabilidad del largo plazo en el suministro de energía en el sistema interconectado nacional, la regulación adoptó el mecanismo del cargo por confiabilidad. Este mecanismo, establecido en la Resolución CREG 071 de 2006, define un esquema de asignación de obligaciones de energía firme (OEF) a los agentes con plantas de generación capaces de entregar energía al sistema aún bajo condiciones críticas, con el fin de asegurarles a todos los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica. Para el efecto, se determina la energía firme, ENFICC, de cada planta que desee participar en el esquema considerando las diferentes tecnologías. Los agentes con asignaciones de OEF reciben una remuneración por la confiabilidad que brindan al sistema.

La energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) es calculada según el tipo de tecnología de generación y es definida como la máxima energía eléctrica capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un periodo de un año. Actualmente se cuenta con reglas para hacer el cálculo de la ENFICC para los siguientes tipos de tecnologías de generación:

Para el 2015, la CREG en su plan de trabajo tiene previsto definir la metodología para el cálculo de la energía firme de plantas cuya fuente primaria es la radiación solar.

Adicionalmente, cada año la Comisión realiza un balance entre la oferta de generación y la demanda a cinco (5) años vista, con el propósito de determinar si es necesario convocar a una subasta del cargo por confiabilidad que permita la entrada de nuevos proyectos de generación y así asegurar la prestación del servicio de energía eléctrica.

Las reglas de funcionamiento de la subasta del cargo por confiabilidad fueron ajustadas mediante la Resolución CREG 139 de 2011 para asegurar lo siguiente: i) participación de plantas nuevas, ii) mayor competencia en la subasta al introducir incertidumbre en la función de demanda, lo anterior cuidando siempre de cubrir la demanda esperada, y iii) limitación a tecnologías de costos variables altos, por encima del precio de escasez.

Por otra parte, en el mediano plazo, el código de operación establecido mediante la Resolución 025 de 1995, define los procedimientos para que el operador del sistema interconectado nacional (XM S.A. E.S.P., filial de ISA) realice los análisis energéticos y eléctricos necesarios para garantizar el suministro de energía y se den las recomendaciones para la operación del sistema.  

Finalmente relacionamos a continuación los recursos del sistema de generación en el país que suman una capacidad instalada de 15.489 MW. Cabe resaltar que la demanda máxima de potencia para el año 2014 fue de 9.551 MW:

2. ¿Cuáles fueron los resultados de las subastas de energía realizadas, especialmente en la Subasta de Reloj Descendente (SRD) para la construcción de nuevas plantas de generación?

Bajo el esquema del cargo por confiabilidad se han adelantado dos subastas, en 2008 y 2011, logrando con ello compromisos de construcción de nuevos proyectos de generación para garantizar el suministro y atención a los usuarios de energía eléctrica en el futuro, aún en condiciones de sequía como se puede presentar como consecuencia de la ocurrencia del fenómeno de El Niño. Estos proyectos son:

*Transición: asignación durante el período de transición del cargo, SRDXXX: Subasta Reloj Descendente del año XXX, GPPSXXX: Subasta plantas período de construcción extenso del año XXX.

3. ¿De qué forma se han realizado las compras de energía del mercado regulado mediante el esquema de subastas? ¿Cuáles han sido los resultados de las mismas? ¿Cuál ha sido la participación de la CREG en estas?

A la CREG le corresponde regular el mercado de energía eléctrica y gas combustible en procura de la libre competencia y garantizando el abastecimiento del servicio público domiciliario. Se advierte que es al Ministerio de Minas y Energía a quien le corresponde la definición de las políticas aplicables al sector.

En cumplimiento de sus funciones la Comisión adoptó la Resolución CREG 024 de 2005 que contiene las principales reglas sobre el funcionamiento del mercado de energía mayorista. Esta norma define el tipo de transacciones que se pueden realizar en dicho mercado entre las cuales incluye los contratos de energía a largo plazo, definidos así: “Son aquellos en que generadores y comercializadores pactan libremente las condiciones, cantidades, y precios para la compra y venta de energía eléctrica a largo plazo”. Estos contratos sirven como instrumento de cobertura a los agentes ante la volatilidad de los precios en bolsa y son los agentes quienes libremente toman la decisión sobre sus contrataciones en el mercado de energía eléctrica considerando entre otros factores la posibilidad de ocurrencia de un fenómeno climatológico como El Niño.

En el caso específico de las compras de energía para atender la demanda regulada los comercializadores deben dar cumplimiento a lo señalado en la Resolución CREG 020 de 1996 en la que se definieron unas reglas para promover la competencia en estas compras. Para el efecto la resolución prevé que los comercializadores deben hacer mediante procedimientos que aseguren la libre competencia de oferentes y señala otra serie de condiciones que se deben cumplir para asegurar este objetivo.

El la figura 1 se presenta el comportamiento de los precios de bolsa y los precios de los contratos pactados por los agentes en el mercado no regulado y regulado.

Figura 1. Precio de bolsa y contratos por tipo de mercado. Fuente XM abril 2015

A continuación se presenta en la figura 2 el porcentaje contratado de la demanda en el mercado regulado y no regulado. Se puede observar que a abril de 2015, la demanda no regulada estuvo contratada en un 95%, esto quiere decir que un 5% de la demanda no regulada estuvo expuesta a los precios de bolsa. La demanda regulada estuvo contratada en un 95%.

Figura 2. Porcentaje contratado en el mercado de la demanda regulada y no regulada. Fuente XM abril 2015.

La CREG no ha tenido ninguna participación en la gestión de las empresas en la compra de energía para atender su demanda, diferente a la definir las reglas de funcionamiento del mercado de energía.

Por otra parte, es importante destacar que la Comisión viene trabajando en el diseño de un nuevo esquema regulatorio para la compra de energía, denominado mercado organizado. Este nuevo mecanismo, que ya ha sido presentado para comentarios de los usuarios, agentes y demás interesados, busca principalmente asegurar la formación de precios más eficientes de la energía que se compra para atender a los usuarios regulados y garantizar que todos los comercializadores puedan obtener este cubrimiento para sus usuarios de tal forma que no queden expuestos a la volatilidad de los precios de la bolsa.

4. ¿Qué incentivos ha desarrollado la CREG para el desarrollo de proyectos de gas importado por parte de generadores térmicos?

Para incentivar los proyectos de gas natural importado la CREG ha desarrollado los siguientes incentivos:

Resolución CREG 106 de 2011. Mediante esta Resolución se permite cubrir las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad con gas natural importado. Para las empresas que se comprometan con la construcción de planta regasificación para la obligaciones del cargo que inician en diciembre de 2015, se les asignan obligaciones de energía firme, OEF, por diez (10) años.

Resolución 062 de 2013. Mediante la cual se da un reconocimiento hasta por diez (10) años por atender la generación de seguridad de la Costa Atlántica con gas natural importado en vez de utilizar combustible líquidos más costosos.

5. ¿Qué metodologías ha desarrollado la CREG para optimizar los recursos del sector eléctrico y mejorar la calidad del servicio que reciben los usuarios?

En el corto plazo las metodologías de despacho, Resolución CREG 051 de 2009, aseguran que la demanda sea atendida con los recursos de costos más competitivos. Para lo cual se utiliza en proceso de despacho optimizado para las veinticuatro (24) horas.

Para el mediano y largo plazo se está dando la señal para el cambio de combustibles líquidos a gas natural importado (respuesta al punto 4) y la limitación a tecnologías de costos variables altas en las subasta del cargo (respuesta al punto 1).

En cuanto a la calidad del servicio que reciben los usuarios, en el numeral 11.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 se estableció un esquema de incentivos y compensaciones que busca que las empresas distribuidoras mejoren la calidad promedio de su sistema y compensen a los usuarios que reciben el servicio con niveles de calidad más bajos. En esta reglamentación también se establecen exigencias que buscan mejorar la calidad de la medición, registro y reporte de las interrupciones del servicio.  

6. ¿Qué acciones ha desarrollado la CREG en comercialización de energía eléctrica? ¿Qué reglas ha desarrollado aplicables a las empresas?

En el contexto de las leyes 142 y 143 de 1994, la actividad de comercialización consiste en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista, bien sea en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. Todos los comercializadores que atiendan usuarios finales conectados al sistema interconectado nacional están obligados a realizar las transacciones de compra de la energía que requieran en el mercado mayorista de electricidad.

Los prestadores del servicio de energía o de sus actividades complementarias están sometidos a lo establecido en las dos leyes ya mencionadas y a la regulación emitida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Además de las resoluciones que rigen el funcionamiento del mercado mayorista, que son de obligatorio cumplimiento por parte de los comercializadores de energía, las principales resoluciones que rigen esta actividad son:

- Resolución CREG 108 de 1997, por la cual se señalan criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y se dictan otras disposiciones.

- Resolución CREG 156 de 2011, por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del reglamento de operación.

- Resolución CREG 180 de 2014, por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional. Para definir dicha norma ala CREG desarrolló los siguientes estudios:

- Aspectos fundamentales de la introducción de competencia en el mercado minorista eléctrico, estudio desarrollado por NERA Economic Consulting, 2005.

- Seguimiento de los estándares de la calidad comercial del servicio de energía eléctrica, determinación de los indicadores y metas de calidad de comercialización del servicio de energía eléctrica. Asesoría desarrollada por DEPI Ltda., 2006.

- Metodología para la determinación del riesgo de cartera en la actividad de comercialización de electricidad, estudio desarrollado por el consultor Rafael de Jesús Bautista, 2006.

- Factor de productividad de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en Colombia, estudio elaborado por la Universidad Colegio Mayor Nuestra Señora del Rosario. El informe final de la consultoría se publicó mediante circular CREG 038 de 2011.

- Modelo de frontera estocástica para la estimación de los gastos eficientes, Universidad de Antioquia, 2014.

· Resolución CREG 191, por la cual se ajustan las fórmulas del costos de prestación de servicio, componente comercialización, acorde la metodología definida en la Resolución CREG 180 de 2014.

En la actualidad se viene analizando la información entregada por las empresas comercializadoras para fijarles los cargos de comercialización de acuerdo con la metodología definida en la Resolución CREG 180 de 2014.

7. ¿Qué acciones ha realizado la CREG en materia de Zonas No Interconectadas?

En primer lugar, es importante aclarar que para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica, se entiende por zonas no interconectadas, ZNI, los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectados al sistema interconectado nacional, SIN, de acuerdo con la Ley 855 de 2003. Estas zonas representan más de la mitad del territorio nacional y se caracterizan por ser poblaciones alejadas, con restricciones de infraestructura y baja densidad poblacional, lo que dificulta su conexión al sistema interconectado nacional y en muchos casos lo hace inviable técnica y económicamente.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, mediante Resolución CREG 091 de 2007, que entró en vigencia el 24 de febrero de 2008, estableció las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en zonas no interconectadas. Esta resolución se encuentra vigente a la fecha.

Teniendo en cuenta lo allí previsto y amparados bajo lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, diferentes empresas prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica en zonas no interconectas presentaron ante la CREG solicitud de revisión de cargos, situaciones que se describen en la tabla a continuación:  

Posteriormente, en cumplimiento del Decreto 2696 de 2004, el cual establece los procedimientos a para la expedición de nuevas fórmulas tarifarias, la CREG sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases conceptuales generales, contenidas en la Resolución CREG 088 de 2012, con el objeto de establecer la nueva propuesta para la fórmula tarifaria y la remuneración de las actividades de generación, distribución y comercialización del servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas.

Así mismo, en el año 2012 la CREG contrató tres estudios para determinar las inversiones y gastos de AOM de las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en las zonas no interconectadas, a saber:

I. Estudio de Usaene LLC Colombia para la determinación de inversiones y gastos AOM para la actividad de generación con plantas térmicas (2012).

II. Estudio de la Corporación Ema para la determinación de inversiones y gastos AOM para la actividad de generación utilizando fuentes renovables (2012).

III. Estudio de Sistemas 2000 Ltda para la determinación de inversiones y gastos AOM para la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica en las ZNI (2012)

Teniendo en cuenta lo anterior, la CREG publicó la Resolución CREG 004 de 2014, la cual contiene un proyecto de resolución “Por la cual se establece la fórmula tarifaria y las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización del servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas”. Dicha resolución se encuentra actualmente en periodo de consulta.

De otro lado, mediante Resolución CREG 027 de 2014, y de conformidad con lo planteado para este nuevo periodo tarifario, la CREG hace público un proyecto de resolución “Por la cual se definen las reglas para verificar la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos, y los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos, para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en las zonas no interconectadas”. Esta resolución se encuentra en periodo de consulta hasta el 22 de diciembre de 2014.

Finalmente, debe tenerse en cuenta que frente a las áreas de servicio exclusivo de San Andrés y Amazonas,  la CREG participó en el proceso de verificación de los motivos para recurrir a este mecanismo excepcional, y que con ello se asegurara la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos, mediante la Resolución CREG 067 de 2009 (Documento CREG 057 de 2009) para el caso de Amazonas y Vaupés y la Resolución CREG 068 de 2009 (Documento CREG 058 de 2009) aplicable al área de San Andrés.

8. La CREG ha venido implementado un nuevo marco regulatorio del cargo por confiabilidad. ¿Cómo ha sido el desarrollo de este y la subasta de energía?

En cuanto a ajustes a las subastas del cargo por confiabilidad diferentes al planteado en la respuesta al punto 1, la CREG no ha expedido ninguna norma al respecto al día de hoy, lo que publicó para comentarios de los agestes y terceros interesados fue el Documento CREG 077 de octubre 22 del 2014 que hace una evaluación de experiencia de aplicación de las normas del cargo por confiabilidad y se proponen ajustes buscando que las plantas de generación que reciban remuneración por dicho mecanismo sean las plantas más competitivas para el mercado, sin poner en riesgo la confiabilidad de abastecimiento del sistema.

9. ¿Está el país en condiciones de seguir promoviendo el gas natural y vehicular? ¿Cómo son los planes de contingencia para permitir el uso permanente del servicio de gas y como evitar el desabastecimiento?

Considerando que la Constitución Política, establece en el artículo 365 que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional, el Ministerio de Minas y Energía a partir del Decreto 2100 de 2011, fija los mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural.

El servicio de gas natural en Colombia está soportado principalmente por la producción de gas de los campos de la Guajira y de Cusiana y Cuapiagua así como en la red de gasoductos de transporte de la Costa Atlántica y del interior del país

El Capítulo II del Decreto 2100 de 2011 establece disposiciones relativas al abastecimiento de gas y a la confiabilidad del servicio.

En aras de garantizar la continuidad del servicio, el artículo 18 del Decreto 2100 de 2011, consagra que los agentes operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio público de gas natural.

Con el fin de incentivar el desarrollo de las mejoras alternativas técnicas, analizadas desde el punto de vista de costo beneficio, la comisión debe establecer los criterios de confiabilidad que se deberán asegurar para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio público de gas natural y fijar las reglas para la evaluación y remuneración de los proyectos de inversión que para el efecto presenten los agentes operacionales.

En cumplimiento de lo anterior, la comisión, mediante la Resolución CREG 054 de 2012, hizo público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural”.

Según los análisis efectuados antes y durante el periodo de consulta se evidenció que la solución más adecuada para el problema de seguridad de abastecimiento es la utilización de una planta de regasificación para compensar y anticipar la declinación previa en la producción del campo de la Guajira. La planta de regasificación es principalmente una solución al problema de seguridad de abastecimiento del sector termoeléctrico.

Por lo anterior, se hizo necesario dar incentivos económicos para la prestación del servicio de gas natural importado –GNI–, para el sector termoeléctrico, con el objeto de poder proveer generaciones de seguridad con este combustible. Por lo anterior, se expide la Resolución CREG 062 de 2013, “Por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas Natural Importado en generaciones de seguridad”. El objetivo consiste en definir la metodología para establecer el ingreso regulado a un Grupo de Generadores Térmicos - GT que utilice el GNI para cubrir generaciones de seguridad conforme los requerimientos del Centro Nacional de Despacho – CND.

La anterior resolución fue modificada por la Resolución CREG 152 de 2013, quedando así expedida la metodología de confiabilidad para el sector térmico, con lo cual se garantiza que bajo condiciones de escasez la demanda esencial – es decir, la no térmica– quede cubierta.

Entiéndase por demanda esencial lo definido en el Decreto 2100 de 2011 que corresponde a: (i) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución; (ii) la demanda de GNCV; (iii) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT; y, (iv) la demanda de gas natural de las refinerías.

Por lo tanto, con relación a la demanda esencial la Comisión viene adelantando estudios enfocados a un mercado que cortes que consiste en el análisis de costo - beneficio en el que incurre un usuario al sustituir o racionar su capacidad a un determinado precio.

Sin embargo, conforme en lo estipulado en el Decreto 2100 de 2011, artículos 4 y 5 se atenderá de manera prioritaria la demanda de gas para consumo interno, es decir, los agentes tienen la obligación de contratar el suministro y transporte de gas natural para la atención de dicha demanda.

De esta manera quedan descritas las medidas que se adoptarían para permitir el uso permanente del servicio de gas natural y evitar el desabastecimiento.

Por otro lado, la misión de la CREG consiste en regular la prestación de los servicios públicos domiciliarios, y somos una unidad administrativa especial del Ministerio de Minas y Energía, que trabaja en conjunto con la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.

La UPME es otra unidad administrativa especial del Ministerio de Minas y Energía que tiene por objeto planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas.

En virtud de lo anterior, la UPME es la responsable de la emisión anual del plan de abastecimiento, que relaciona todo lo referente a oferta y demanda de gas natural, y es quién está en capacidad de dar respuesta a si “está el país está en condiciones de seguir promoviendo el gas natural y vehicular”,

Ahora bien, la Comisión está en capacidad de modelar lo planteado por los agentes, de evaluar las inversiones requeridas y enviar las señales regulatorias pertinentes.

En relación con el gas natural vehicular – GNV, el Decreto 2100 de 2011 ha incluido esta demanda en la definición de demanda esencial para la cual existe la obligación por parte de los comercializadores de contratar el suministro y transporte con agentes que cuenten con respaldo físico. Es decir que el riesgo para estos usuarios de que se les restrinja el servicio como podía ocurrir antes es bajo, esto dado a que esta demanda era atendida anteriormente principalmente por contratos interrumpibles y ahora ya tienen la garantía de que el comercializador debe contar con el gas físico para satisfacer su demanda. Ahora bien, posibles racionamientos podrían producirse por eventos como mantenimientos de los campos de producción, o en los gasoductos de transporte o posibles circunstancias en la red de distribución y para ello se analizarán a través de estudios de beneficio – costo la viabilidad de proyectos de infraestructura que garanticen la continuidad del servicio. Estos estudios serán viables si los costos de las inversiones que deben pagar los usuarios resultan menores que el costo de adquirir otro combustible

Para estos casos se ha establecido que el precio del gas natural para estos usuarios de GNV sigue siendo muy atractivo y que posibles proyectos de confiabilidad que se puedan realizar para garantizar la continuidad del servicio pueden ser pagados por los usuarios, esto siempre y cuando este costo sea menor que el costo del combustible sustituto, que para los vehículos puede llegar a ser el precio de la gasolina.

De todas maneras, vale la pena mencionar que la regulación establece alternativas para que los agentes transportadores y distribuidores de gas puedan presentar proyectos a la comisión para que sean valorados y en caso de ser aprobados puedan trasladarse a la tarifa a toda la demanda que en dado caso utilicen la infraestructura de confiabilidad.

10. ¿Cómo regula la seguridad para evitar una tragedia por la prestación del servicio de gas?

La seguridad está estrechamente ligada al cumplimiento de normas técnicas y de seguridad sobre construcción, operación, mantenimiento y uso de la infraestructura y equipos involucrados en la prestación del servicio. Es responsabilidad de los agentes prestadores del servicio en cada etapa de la cadena cumplir con los reglamentos técnicos y demás normas de seguridad aplicables.

Regulatoriamente y para el caso de los usuarios finales la regulación exige revisión periódica (cada cinco años) de las instalaciones de los usuarios (Res. CREG 059 de 2012). También se exige revisión de las variables de presión y odorización del gas que recibe el usuario de tal forma que se asegure que estas se mantengan dentro de los estándares requeridos (Res. CREG 100 de 2003). Estas medidas buscan asegurar que las instalaciones de los usuarios estén en condiciones adecuadas para la prestación del servicio y que las condiciones en que este se presta no pongan en riesgo la seguridad de los usuarios del servicio.

En la actividad de transporte de gas natural la CREG adoptó el reglamento único de transporte de gas natural, RUT (Res. CREG 071 de 1999), en el que se establecen las siguientes disposiciones relacionadas con normas y estándares:

“6.1 CUMPLIMIENTO DE NORMAS Y ESTÁNDARES

El Sistema de Transporte y las conexiones existentes o futuras deben cumplir con los requisitos establecidos por las normas técnicas colombianas, expedidas por el ICONTEC o, en su defecto, las aceptadas por la Superintendencia de Industria y Comercio o el Ministerio de Minas y Energía, el cual las compilará en un Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible. En caso de no disponerse de normas fijadas por estas entidades, se adoptarán las normas aplicables emitidas por una de las siguientes agremiaciones:

AGA: American Gas Association

ANSI: American National Standards Institute

API: American Petroleum Institute

ASME: American Society of Mechanical Engineers

ASTM: American Society for Testing and Materials

AWS: American Welding Society

DOT: Department of Transportation

IEC: International Electrothecnical Comission

NACE: National Association of Corrosion Engineers

NEMA: National Electrical Manufacturing Association

NFPA: National Fire Protection Association

UL: Underwrite Laboratories Inc.

En materia de seguridad también deberá acogerse el Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible compilado por el Ministerio de Minas y Energía y a toda la reglamentación que sobre la materia expida el Ministerio de Minas y Energía.

Las normas ambientales a las que deberán acogerse todos aquellos a los cuales aplique este Reglamento, serán aquellas expedidas por el Ministerio del Medio Ambiente, de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 4º Numerales 10 y 25 de la Ley 99 de 1994 y demás que la modifiquen, deroguen o adicionen; o aquellas que establezcan otras autoridades ambientales competentes.

(…)”

En la actividad de distribución de gas combustible la CREG aprobó en su momento la Resolución CREG 067 de 1995 “Por la cual se establece el código de distribución de gas combustible”, en donde, en el Capítulo II. Lineamientos generales de distribución de gas combustible por redes - ii.1 Normas técnicas aplicables, se establece lo siguiente:

“II.1 Normas Técnicas Aplicables rmas Técnicas Aplicables

2.1. Para los efectos pertinentes a este Código, todo distribuidor o usuario del sistema de distribución, deberá cumplir como mínimo con las Normas Técnicas Colombianas expedidas para el efecto. En caso de no existir normas colombianas, se emplearán normas de reconocido prestigio internacional y aceptadas por el Ministerio de Minas y Energía, el cual las compilará en un Código de Normas Técnicas y de Seguridad.

2.2. En materia de seguridad, deberá acogerse al Código Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible compilado por el Ministerio de Minas y Energía y a toda la reglamentación que en la materia expida el Ministerio de Minas y Energía y la CREG.

(…)”

En estos términos damos respuesta al cuestionario remitido. Quedamos atentos para absolver cualquier otra consulta o presentar cualquier explicación adicional que la Honorable Comisión Quinta considere necesaria.

Cordialmente,

JORGE PINTO NOLLA

Director Ejecutivo