CREG - Concepto 3218 de 2014

GESTOR NORMATIVO - ALEJANDRÍA

CONTRASTE

AYUDA BUSCAR Concepto 3218 de 2014 CREG

ANOTACIONESANOTACIONES

Reducir Normal Aumentar

COMPARTIR

IMPRIMIR

DESCARGARANEXOS

DatosDATOS BúsquedaBUSCAR ÍndiceÍNDICE MemoriaMEMORIA DesarrollosDESARROLLOS ModificacionesMODIFICACIONES ConcordanciasCONCORDANCIAS NotificacionesNOTIFICACIONES Actos de trámiteACTOS DE TRÁMITE Concepto 3218 de 2014 CREG Abrir documento modal

DOCUMENTO

Abrir Datos modal DATOS Abrir Búsqueda modal

BUSCAR

Abrir Índice modal

ÍNDICE

Abrir Memoria modal

MEMORIA

Abrir Desarrollos modal

DESARROLLOS

Abrir Modificaciones modal

MODIFICACIONES

Abrir Concordancias modal

CONCORDANCIAS

Abrir Notificaciones modal NOTIFICACIONES Abrir Actos de trámite modal

ACTOS DE TRÁMITE

Abrir CONCEPTO 3218 DE 2014

(abril) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Radicado CREG E-2014-003218

Respetado XXXXX Hemos recibido su comunicación, radicada con el número de la referencia, en la que nos manifiesta: “Con el objeto de atender solicitud ciudadana radicada en esta Gerencia referida a la prestación del gas domiciliario en el municipio de Fresno - Tolima (incrementos en canon tarifario 2014), con toda atención me permito solicitar la siguiente información:

1. Actuaciones administrativas de control y regulación de la CREG frente a la aplicación de la Resolución 138 de 2013, en lo correspondiente al municipio del Fresno. 2 Indicar si en virtud a la aplicación de la Resolución 138 de 2013, se produce incidencia en el valor monetario de los subsidios al consumo otorgados a los estratos 1, 2 y 3; en caso afirmativo, informarnos sobre su cálculo y cuantificación en lo correspondiente al municipio de Fresno.

3. Actuaciones administrativas de control y regulación de la CREG frente a la disminución de las tarifas anunciada por la empresa Alcanos en virtud a un “recalculo" tarifario anunciado en el mes de marzo, en lo correspondiente al municipio del Fresno” En atención a sus solicitudes, nos permitimos informarle 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. De otro lado, le informamos que es la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la entidad encargada de vigilar y controlar que las empresas estén actualizando las tarifas dentro del marco legal establecido. En tal sentido, si el usuario considera que la empresa está cometiendo alguna arbitrariedad, este puede presentar los

recursos de reposición (ante la misma empresa) y de apelación ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Una vez aclarado lo anterior, para el caso particular de Fresno en el departamento del Tolima es importante explicar 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 de Fresno 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 EFIGAS S.A. ALCANOS GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE S.A. E.S.P

OCCIDENTE E.S.P DE

S.A. COLOMBIA

S.A. E.S.P

VALLE DEL QUINDIO CALDAS RISARALDA CENTRO CUNDIBOYACENSE

CAUCA Y

TOLIMA

Andalucia Armenia Chinchina Balboa Tolima Boyacá Belén Bojacá Ansermanuevo Calarca Manizales Dosquebradas Alvarado Puerto Belecito Cajica Boyaca Buga Circasia Neira La Celia Ambalema Briceño Cogua Bugalagrande Filandia Palestina La Virginia Chicoral Caldas Caldas Cota (Espinal) Caicedonia La Tebaida Villamaria Marsella Doima La Dorada Cerinza Cucunubá (Piedras) 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 Albania Leyva 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 3 1996 y definía que el cargo promedio máximo por unidad de consumo, expresado en $/m , 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: 3

Gt Costo para compras de gas natural en campo de producción, aplicable en el año t, expresado en $/m . 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 3 $/m . 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. 3 Dt Cargo permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el año t, expresado en $/m . 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. 3 St Cargo o margen máximo unitario de comercialización aplicable en el año t, expresado en $/m . 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. 3 Kst Factor de corrección en el año t, expresado en $/m (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 ($/mes), que reflejaba los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso. 3 - Un cargo por unidad de consumo ($/m ), 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 (1) las empresas que atienden demanda esencial (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 3 redes de tubería expresado en ($/m ), 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 ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Área de Servicio Exclusivo i y atendidos por el comercializador j. m Mes de prestación del servicio. i Área de Servicio Exclusivo. j Comercializador 3) Costo Promedio Unitario en ($/m 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. 3 Costo unitario en ($/m ) correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j, calculado conforme se establece en el Capítulo IV de esta Resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (T , ), y/o transporte terrestre de gas combustible (TV ) y/o m i,j m,i,j compresión (P ) de Gas Natural Comprimido (GNC). m,i,j 3 Costo expresado en ($/m ) 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. 3 Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/m ) del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. 3 Costo unitario, expresado en ($/m ), 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 (2) aplicación al mecanismo de negociación directa . 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 esta 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 (3) Pedro - Monserrate, Dina, Espino – Chaparro, Tenay – Santa Clara y Río Ceibas . 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 f que se determina así: pc 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 3 transporte de gas a facturar no se corregirá con el poder calorífico de referencia de 1000 BTU/pie , 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 s