Resolución 23 de 2000 CREG
RESOLUCIÓN 23 DE 2000
(abril 11)
Diario Oficial No. 43.993 de 4 de mayo de 2000
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Por la cual se establecen los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,
en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la
Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y
CONSIDERANDO:
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad, tal como lo prevé el artículo 73 de la Ley 142 de 1994;
Que la actividad de comercialización de gas natural desde la producción es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible, en la forma definida por el artículo 14, numeral 28, de la Ley 142 de 1994;
Que la Ley 401 de 1997, artículo 11, dispuso que con el propósito de asegurar una prestación eficiente del servicio público de gas combustible que se transporte por red física a todos los usuarios del territorio nacional, las actividades distintas a la exploración, explotación y procesamiento, se regirán por las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994;
Que de conformidad con el parágrafo 2o. de la Ley 401 de 1997, las competencias previstas en la Ley 142, en lo relacionado con la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, sólo se predicarán en los casos en que el gas se utilice efectivamente como combustible;
Que el artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 faculta a la CREG a establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; y señalar cuándo hay suficiente competencia como para que la fijación de las tarifas sea libre;
Que la Ley 142 de 1994, artículo 88.1, faculta a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, para establecer topes máximos tarifarios de acuerdo con estudios de costos, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;
Que es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas adoptar medidas para prevenir abusos de posición dominante de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994;
Que tal como lo dispone el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión puede adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado;
Que el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, establece los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario;
Que en virtud de lo dispuesto por el artículo 87.2 de la Ley 142 de 1994, los consumidores tienen el derecho a escoger dentro de las diferente opciones tarifarias que le ofrezcan las empresas, la que convenga a sus necesidades;
Que según lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el Gobierno, el precio y las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos;
Que en desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG-055 de 1999, se recibieron observaciones presentadas por los Agentes y terceros interesados, sobre las disposiciones sometidas a consideración para la fijación de precios regulados para el gas natural;
Que los estudios que ha realizado la Comisión de Regulación de Energía y Gas para la fijación de precios de gas libre y asociado han proporcionado los elementos necesarios para efectuar ajustes a la regulación vigente en materia de comercialización de gas natural, para que reflejen criterios de eficiencia económica y asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 123 del día 11 de abril del año 2000, acordó expedir la presente resolución;
RESUELVE:
ARTICULO 1o. DEFINICIONES. <Artículo derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013> Para efectos de la presente Resolución y, en general, para interpretar las disposiciones sobre la actividad complementaria de la comercialización de gas natural, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las demás resoluciones expedidas por la CREG.
Comercialización de Gas Natural: Actividad de compra y/o venta de gas natural a título oneroso.
Comercialización de Gas Natural por parte de Productores: Actividad de quien, siendo un Productor de Gas Natural, enajena a título oneroso su producción, total o parcialmente, en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, directamente a Usuarios No Regulados, a Comercializadores, Distribuidores u otros Agentes que lo requieran. Se entenderá que existe Comercialización cualquiera sea la forma contractual mediante la cual se enajene el gas.
Comercializador: Todo aquel que de acuerdo con el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, tenga como actividad la comercialización de gas natural.
Contrato Pague lo Contratado o “TAKE OR PAY" <Definición modificada por el artículo 4 de la Resolución 118 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> Contrato bilateral, escrito y a término, en el cual el comprador se compromete a pagar un porcentaje (% de ToP) del gas contratado, independientemente de que este sea consumido. El vendedor se compromete a tener a disposición del comprador el 100% de la cantidad contratada.
El precio del gas por todo concepto que se establezca para esta modalidad contractual, deberá estar relacionado de manera inversa al porcentaje de Take or Pay (% de ToP), o cantidad de gas que se comprometa, independiente del consumo. En esta modalidad contractual se ofrece un Servicio de Suministro en Firme o que Garantiza Firmeza.
El comprador tendrá el derecho a utilizar el gas pagado y no tomado, durante los doce (12) meses siguientes al pago del gas no tomado, en el Punto de Entrega definido contractualmente. Para el efecto, el vendedor podrá cubrir la obligación de entrega con gas propio o con gas proveniente de terceros, asumiendo en todo caso el costo del transporte adicional que se requiera.
PARÁGRAFO 1o. Las obligaciones de tomar o pagar el gas por parte del comprador, en un Contrato “Take or Pay”, se liquidarán sobre una base mensual de cantidades promedio diarias.
PARÁGRAFO 2o. En la modalidad contractual Pague lo Contratado o Take or Pay con suministro proveniente de campos cuyo precio en boca de pozo se encuentre regulado, el precio acordado deberá ser menor o igual que el Precio Máximo Regulado de que trata la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o aclaren.
PARÁGRAFO 3o. Los Productores-Comercializadores podrán comercializar las cantidades de gas comprometidas en el contrato Take or Pay que no hayan sido nominadas para el siguiente día de gas por el Agente Comprador, mediante contratos de suministro en la modalidad interrumpible, siempre y cuando, estas no superen las cantidades resultantes de aplicar la siguiente relación:
Donde,
, | cantidades disponibles para la comercialización de gas mediante la modalidad interrumpible por parte del Productor-Comercializador para el día t. | |
, | porcentaje de Take or Pay pactado en el contrato de suministro en firme. | |
, | , | cantidad de gas pactada en el contrato de suministro en firme. |
En todo caso, si el Comprador hace una renominación durante el día de gas que requiera el suministro de , el Productor-Comercializador no queda exonerado del cumplimiento del contrato de suministro en firme por el 100% de la cantidad contratada.
PARÁGRAFO 4o. <Parágrafo adicionado por el artículo 1 de la Resolución 140 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> Los contratos Take or Pay que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en la Resolución CREG 118 de 2011, darán derecho al comprador a utilizar el gas pagado y no tomado, hasta el 31 de diciembre de 2013, en el Punto de Entrega definido contractualmente. Para el efecto, el vendedor podrá cubrir la obligación de entrega con gas propio o con gas proveniente de terceros, asumiendo en todo caso el costo del transporte adicional que se requiera.
Contrato Pague lo Demandado o "Take and Pay": <Definición derogada por el artículo 7 de la Resolución 70 de 2006>
Demanda Identificada: <Definición derogada por el artículo 7 de la Resolución 70 de 2006>
Gas Natural Asociado: Es todo gas o vapor, innatos en la formación y producidos en un yacimiento clasificado como de petróleo. Igualmente lo es todo gas que se extraiga de la capa de gas de un yacimiento de petróleo. El Ministerio de Minas y Energía es quien determina cuándo el gas de un campo, yacimiento o pozo es o no asociado.
Gas Natural No Asociado o Gas Natural Libre: Es aquel gas natural que es producido en yacimientos donde no se encuentra conjuntamente con el petróleo. El Ministerio de Minas y Energía es quien determina cuándo el gas de un campo, yacimiento o pozo es o no libre o no asociado.
Precio Máximo Regulado de Gas Natural: Es el precio máximo por todo concepto del gas natural establecido por la CREG, colocado en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte cumpliendo especificaciones mínimas de calidad y presión que permiten su transporte y posterior comercialización.
Los Precios Máximos Regulados señalados en el artículo 3o. de la presente Resolución, se establecen en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, e incluyen los costos de desarrollo y de producción del campo; los sistemas de recolección de gas, las instalaciones de tratamiento, deshidratación y compresión; los equipos de medición de calidad del gas y el costo de la conexión entre los sistemas de recolección, es decir entre un campo productor y un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.
Producer Price Index (PPI): Indice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).
Productor de Gas Natural: Es quien extrae o produce gas natural conforme a la legislación vigente.
Productor Comercializador: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>
Punto de Entrada: Punto en el cual el Remitente entrega físicamente Gas Natural al Sistema Nacional de Transporte y el Transportador asume la custodia del Gas. El Punto de Entrada incluye la válvula de conexión y la "T" u otro accesorio de derivación.
Usuario No Regulado: Es un consumidor de más de 500.000 pcd hasta el 31 de diciembre del año 2001; de más de 300.000 pcd hasta el 31 de diciembre del año 2004; y, de más de 100.000 pcd a partir de enero 1o. del año 2005, de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG 057 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un Gran Consumidor es un Usuario No Regulado.
Usuario Regulado: Es un consumidor de hasta 500.000 pcd, o su equivalente en m3 hasta el 31 de diciembre del año 2001; de hasta 300.000 pcd o su equivalente en m3 hasta el 31 de diciembre del año 2004; y, de hasta 100.000 pcd o su equivalente en m3 a partir de enero 1o. del año 2005, de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG 057 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un Pequeño Consumidor es un Usuario Regulado.
ARTICULO 2o. AMBITO DE APLICACION. <Artículo derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>
ARTICULO 3o. PRECIO MAXIMO REGULADO DEL GAS NATURAL. <Ver Notas de Vigencia, en relación con lo dispuesto en la Resolución 88 de 2013> <Artículo sustituido por el artículo 1 de la Resolución 119 de 2005. El nuevo texto es el siguiente:> Los precios máximos regulados en dólares por millón de BTU, para el Gas Natural colocado en los Puntos de Entrada a los Sistemas de Transporte, serán los siguientes:
1. Para el Gas Natural Libre producido en los campos de La Guajira y Opón, el Precio Máximo Regulado, será el que resulte de aplicar la siguiente fórmula:
Donde:
PMRt | = | Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU). |
PMRt-1 | = | Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1). |
________ INDICEt-1 | = | Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1). |
________ INDICEt-2 | = | Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2). |
INDICE | = | <Descripción modificada por el artículo 1 de la Resolución 199 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> Platts US Gulf Coast Residual Fuel número 61.0% sulfur fuel oil, precio de cierre. |
Para efectos de la aplicación de la fórmula anterior se tendrá en cuenta lo siguiente:
a) Para el PMRt del gas natural producido en los campos de La Guajira el cambio de semestre será el 1 de febrero y el 1 de agosto de cada año. Para el PMRt del gas natural producido en los campos de Opón el cambio de semestre será el 1o de enero y el 1o de julio de cada año;
b) El PMRt-1 que se utilizará para dar aplicación a la fórmula anterior por primera vez, después de la entrada en vigencia de la presente Resolución, será el último precio calculado con base en las Resoluciones 039 de 1975 y 061 de 1983 del Ministerio de Minas y Energía para el gas natural producido en los campos de La Guajira y Opón respectivamente;
c) El PMRt que se obtiene con la aplicación de la fórmula contenida en el presente artículo se expresará con cuatro (4) cifras significativas, redondeando la cuarta cifra decimal con base en la quinta como usualmente se hace, es decir, si la quinta cifra decimal es menor o igual que 5, la cuarta se mantiene igual, mientras que si es mayor que 5, la cuarta cifra decimal se incrementará a la siguiente unidad;
2. A partir de la vigencia de la Resolución CREG 018 de 2002, se establecen como Precio Máximo Regulado para el Gas Natural Asociado producido en Cusiana y Cupiagua, en condiciones de ser inyectado en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, los siguientes valores:
a) US$1.40/MBTU, si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, es inferior o igual a 180 MPCD;
b) Un precio sin sujeción a tope máximo, si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, es superior a 180 MPCD.
PARÁGRAFO 1o. Para la producción de campos diferentes a los establecidos en el presente artículo, existentes o futuros, los precios se determinarán libremente, sin sujeción a topes máximos, bajo el régimen del libertad vigilada que consagra la Ley 142 de 1994.
PARÁGRAFO 2o. De no acordarse entre las partes un método de facturación distinto, la facturación del gas suministrado se hará en pesos y se liquidará a la tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes en el cual se efectuó el suministro. Dicha tasa será la reportada por la Superintendencia Bancaria.
PARÁGRAFO 3o. En aquellos casos en los cuales el Ministerio de Minas y Energía autorice la quema de gas en los términos previstos en el artículo 87 del Decreto 1895 de 1973 y exista un tercero interesado en su utilización, el productor-comercializador, o el comercializador, no podrán aplicar precios de venta de dicho gas que superen el costo de oportunidad del mismo.
PARÁGRAFO 4o. Los precios máximos regulados fijados en el presente artículo, con excepción de los precios sin sujeción a tope máximo, correspondiente a un Contrato Pague lo Demandado.
ARTICULO 4o. ACTUALIZACION DE LOS PRECIOS MAXIMOS REGULADOS. <Ver Notas de Vigencia, en relación con lo dispuesto en la Resolución 88 de 2013> <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 50 de 2002. El nuevo texto es el siguiente:> Los Precios Máximos Regulados señalados en los numerales (1) y (2) del Artículo 3o. de esta Resolución, se actualizarán conforme a lo estipulado en la respectiva Resolución que les aplique.
A partir del 1o. de enero del año 2003 el Precio Máximo Regulado señalado en el literal (a) del numeral (3) del Artículo 3o. se actualizará cada primero de enero y cada primero de julio conforme a la siguiente fórmula:
donde,
Ps | = | Es el Precio Máximo Regulado correspondiente al semestre s. |
PFs-1 | = | Es el componente fijo del Precio Máximo Regulado del semestre s-1 actualizado con el PPI según la fórmula. Para el primero de enero del año 2003, el valor de PFs-1 es igual a 73 centavos de dólar por MBTU. |
BOL | = | Es el componente del Precio Máximo Regulado correspondiente al valor de la pérdida de crudo. Este valor será igual a 85 centavos de dólar por MBTU. |
VLR | = | Es el componente variable del Precio Máximo Regulado correspondiente al beneficio por recuperación de líquidos. Hasta que se cumpla el primer año completo de operación de la planta con capacidad de tratamiento instalada mayor o igual a 100 MPCD y menor o igual a 180 MPCD de gas natural en condiciones de ser inyectado al Sistema Nacional de Transporte de Gas, el valor de VLR es igual a 18 centavos de dólar por MBTU. Una vez se cuente con un año completo de operación de dicha planta, el valor de VLR se actualizará anualmente como se establece en el Parágrafo 2o. del presente Artículo. |
PPIs | = | Indice semestral, del semestre s, de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200). |
PARÁGRAFO 1o. Actualización de precios. En los contratos de suministro celebrados con Usuarios No Regulados o con Comercializadores para atender Usuarios No Regulados, las partes podrán, de común acuerdo, acogerse a un esquema de actualización de precios diferente al establecido en este Artículo. En caso de no lograrse acuerdo, se aplicará lo dispuesto en este Artículo.
PARÁGRAFO 2o. Actualización anual de la componente VLR. Una vez se cumpla la condición establecida en la descripción del componente variable VLR de la presente Resolución, el valor de la componente VLR se actualizará anualmente como sigue.
Cada primero de enero, el valor de la componente VLR en el precio máximo será actualizada considerando la recuperación real de líquidos estabilizados reportados para el año inmediatamente anterior por Ecopetrol en la planta con capacidad de tratamiento instalada mayor o igual a 100 MPCD y menor o igual a 180 MPCD de gas natural, según la siguiente expresión:
Donde:
VPN | = | Valor Presente neto del beneficio por recuperación de líquidos. |
T | = | Año para el cual se realiza la actualización. |
r | = | Tasa de descuento igual a 18.45%. |
P | = | Precio de crudo igual a US$ 16/barril para valoración de LR. |
VPN(Q0) | = | Valor presente neto de producción de gas natural igual a 185.42 millones de MBTU. |
LRT | = | Valor de Recuperación de Líquidos, en barriles, para el año T, a considerar en la determinación del valor presente neto para la estimación de la componente VLR. A partir del año T hasta el año 15, el valor constante a considerar como LR será el reportado por Ecopetrol para el año T-1 en los términos de este parágrafo. Para los años 1 a T-1 se deberán incluir los valores reales de recuperación de líquidos reportados por Ecopetrol. |
ARTICULO 5o. SOLICITUD DE SUMINISTRO Y OFERTAS DE GAS NATURAL. <Artículo derogado por el artículo 7 de la Resolución 70 de 2006>
ARTICULO 6o. PROPUESTAS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL PARA ATENDER A USUARIOS NO REGULADOS. <Artículo derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>
ARTICULO 7o. PUBLICACIÓN DE INFORMACIÓN SOBRE RESERVAS Y CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN. <Artículo derogado por el artículo 21 de la Resolución 118 de 2011>
ARTICULO 8o. SUBASTAS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL. <Artículo derogado por el artículo 1 de la Resolución 143 de 2001>
ARTICULO 9o. ESTATUTO DE RACIONAMIENTO DE GAS. <Artículo derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>
ARTICULO 10. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias, en especial los artículos 26, 27, 28, 69 y 73 de la Resolución CREG-057 de 1996, y la Resolución CREG-009 de 1999.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.
Dada en Santa Fe de Bogotá, D.C. a 11 de abril de 2000.
El Ministro de Minas y Energía,
CARLOS CABALLERO ARGÁEZ.
Presidente.
CARMENZA CHAHÍN ALVAREZ.
Director Ejecutivo,