CREG - Concepto 569 de 2015

CONCEPTO 569 DE 2015

(enero) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Radicado CREG E2015 -000569

Respetado XXXXX: Hemos recibido su comunicación radicada internamente con el número de la referencia, en donde nos solicita remitir información sobre el mercado de gas en Colombia.

Al respecto, procedemos a atender cada uno de sus preguntas en el mismo orden en que las formuló: 1. ¿Cuál es el régimen tarifario que se aplica para el mercado regulado en Colombia? Favor informar todas las resoluciones de la CREG que estén relacionadas, especificando su contenido. RESPUESTA El régimen tarifario que establece la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, para la prestación del servicio de gas por redes de tubería está orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia tal y como que están definidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994. El costo unitario del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería resulta de agregar los costos de las diferentes actividades de la cadena de prestación del servicio, la cuales corresponden a las actividades de comercialización desde la producción, transporte, distribución y comercialización minorista. Las empresas prestadoras del servicio, a partir de las fórmulas tarifarias generales establecidas en la metodología tarifaria expedida por la CREG, calculan el costo del servicio, de acuerdo con las

características del mercado que atiende cada una de ellas. Las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización están reguladas por la Comisión mediante diferentes resoluciones.. Las principales resoluciones que establecen la regulación de las actividades de prestación del servicio de gas combustible por redes de tubería son las siguientes: Actividad Resolución CREG Contenido Comercialización desde la producción 088 de 2013 Por la cual se libera el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. 089 de 2013 Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.183 de 2014 Por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos de un (1) año suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco (5) años suscritos en 2013. Transporte 126 de 2010 Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural 071 de 1999 Por la cual se establece el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural- (RUT). Distribución 011 de 2003 Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería. 202 de 2013 Por la cual se establecen los criterios

de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería. 202 de 2013 Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones. 138 de 2014 Por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013. 067 de 1995 Por la cual se establece el Código de Distribución de Gas Combustible por redes. 127 de 2013 Por la cual se modifica el Anexo General de la Resolución CREG 067 de 1995 mediante la que se adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes Comercialización 011 de 2003 Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería. 123 de 2013 Por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Fórmula tarifaria 137 de 2013 Por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados.184 de 2014 Por la cual se establece una opción tarifaria para el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. Contribuciones 124 de 1996 Por la cual se verifican los factores de contribución a aplicar y los subsidios a

tarifaria para el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. Contribuciones 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. 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. Subsidios 186 de 2014 Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el artículo 76 de la Ley 1739 de 2014, 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. Confiabilidad de gas 062 de 2013 Por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas Natural Importado en generaciones de seguridad 152 de 2013 Por la cual se modifica la Resolución 062 de 2013 “Por medio de la cual se establece un ingreso regulado por el uso de Gas Natural Importado en generaciones de seguridad” 022 de 2014 Por la cual aprueba el ingreso regulado total de carácter transitorio al Grupo de Generadores Térmicos (GT) Estructura del mercado 057 de 1996 Por la cual se establece el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias. 112 de 2007 Por la cual se establecen normas sobre los límites de integración horizontal de las actividades de Distribución y Comercialización Minorista de gas natural y se dictan otras disposiciones. Derechos de los usuarios 108 de 1997 Por la cual se señalan criterios generales

Por la cual se establecen normas sobre los límites de integración horizontal de las actividades de Distribución y Comercialización Minorista de gas natural y se dictan otras disposiciones. Derechos de los usuarios 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. Gestor del Mercado 124 de 2013 Por la cual se establecen las reglas para la selección del gestor del mercado de gas natural, las condiciones en que prestará sus servicios y su remuneración, como parte del reglamento de operación de gas natural.200 de 2013 Por la cual se modifica la Resolución CREG 124 de 2013. 012 de 2014 Por la cual se modifica la Resolución CREG 124 de 2013. 094 de 2014 Por la cual se selecciona al gestor del mercado de gas natural

2. Favor especificar la formula tarifaria que actualmente se le aplica al consumidor, explicando cada uno de sus componentes. Además, informar el valor de cada uno de sus componentes en los últimos 20 años y los factores que inciden en este cálculo.

RESPUESTA Como se indicó anteriormente, para calcular las tarifas aplicables al consumo de los usuarios regulados de gas combustible por redes de tubería, las empresas deben utilizar las fórmulas tarifarias generales establecidas por la CREG, las cuales agregan los costos eficientes que implica la prestación

delservicio. Con base en la cadena de valor del servicio de gas combustible, el precio que debe pagar un usuario considera los conceptos de suministro del gas combustible (G), costo de transporte desde el sitio de producción hasta las estaciones de puerta de ciudad (T), costo de distribución a través de las redes urbanas y de baja presión (D) y costo de comercialización (C), entre otros. Hasta diciembre de 2013 para establecer las tarifas a los usuarios regulados de gas a combustible por redes de tubería se utilizaban las fórmulas definidas en el artículo 32 de la Resolución CREG 011 de 2003. A partir de enero de 2014 se inició la aplicación de las nuevas fórmulas tarifarias generales expedidas mediante la Resolución CREG 137 de 2013. Las fórmulas tarifarias del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería aplicables a los usuarios regulados son las siguientes:

Cargo variable: Cargo fijo: Donde:Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m3), aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización 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 Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j. m Mes de prestación del servicio. i Mercado Relevante de Comercialización.

j Comercializador Costo Promedio Unitario en ($/m3) correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón y/o GLP por redes y/o aire propanado, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Este costo se determina conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución. Costo unitario en ($/m3) correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j, calculado conforme se establece en el Capítulo IV de esta Resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (Tm,i,j), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm,i,j) y/o compresión (Pm,i,j) de Gas Natural Comprimido (GNC). Costo expresado en ($/m3) por uso del Sistema de Distribución de gas combustible destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. No incluye la conexión al usuario final. Factor multiplicador de poder calorífico aplicable al componente del costo de distribución el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Este se determina como se establece en el parágrafo del Artículo 12 de esta resolución. Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/m3) del gas combustible por redes de tubería destinado a

usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Costo unitario, expresado en ($/m3), correspondiente a la confiabilidad del servicio de gas combustible aplicable en el mes m y de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras este es definido será cero. Componente fijo del costo de comercialización expresado en pesos por factura del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización 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. PRECIO DEL GAS El gas natural en el país se obtiene de los campos de producción Ballena y Chuchupa en La Guajira (50% de la producción nacional) y de los campos de producción Cusiana y Cupiagua en el Casanare (40% de la producción nacional). El precio del gas del campo de La Guajira desde el año 1975 y hasta el año 2013 fue regulado. En elaño 2013, mediante la Resolución CREG 088 de 2013 se liberó este precio. Mediante la Resolución CREG 089 de 2013, la Comisión reguló los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Esta regulación se fundamentó en las disposiciones establecidas por el Gobierno Nacional mediante el Decreto 2100

de 2011. En ésta regulación la CREG determina que: cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta agregada de gas natural es superior a la demanda agregada 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, el gas se comercializará a través del mecanismo de subasta. La CREG diseñó el mecanismo de comercialización de tal manera que el precio se defina de la manera eficiente por la interacción entre la oferta y la demanda. Por lo tanto, el precio del gas tiene variaciones de acuerdo con las condiciones del mercado. Es importante indicar que el Gobierno Nacional, por medio del citado decreto 2100 de 2011, estableció a los agentes que atiendan usuarios regulados la obligación de contar con contratos firmes de suministro gas. Estos contratos le aseguran al usuario regulado contar con gas a largo plazo y no poner en riesgo el abastecimiento ante picos de demanda, como en un fenómeno de El Niño. Por supuesto, este seguro tiene un costo para el usuario que se refleja en el precio. TRANSPORTE 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 se cobran dependiendo del trayecto que debe recorrer el gas desde los centros de producción hasta la entrada a las ciudades La CREG debe adoptar cada cinco (5) años, atendiendo los lineamientos de la Ley 142 de 1994, una metodología general para la remuneración de las actividades que regula. Para la actividad de transporte la metodología vigente está establecida en la Resolución CREG 126 de 2010.

metodología general para la remuneración de las actividades que regula. Para la actividad de transporte la metodología vigente está establecida en la Resolución CREG 126 de 2010. Conforme a esta metodología, las empresas transportadoras de gas solicitan a la CREG la aprobación de 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 sistema del interior; el primero es 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 vigente, en los 2013 y 2014 la CREG aprobó los cargos máximos regulados que pueden cobrar los transportadores, actualmente vigentes. En los nuevos cargos se incluyeron inversiones que el transportador realizó en años anteriores para garantizar la atención de la demanda de gas. En general el crecimiento de las inversiones fue proporcionalmente superior al incremento de la demanda, de tal forma que los nuevos cargos se incrementaron en gran parte del sistema de transporte. Este efecto se produce por mayores inversiones en expansión y por aumento en la valoración del costo de reposición de los activos, en especial por los costos ambientales.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. Los cargos promedios de distribución por uso de los sistemas de distribución vigentes, con los cuales se remunera esta actividad, fueron aprobados con la metodología anterior (Resolución CREG 011 de

la entrada de las ciudades hasta las conexiones de los usuarios. Los cargos promedios de distribución por uso de los sistemas de distribución vigentes, con los cuales se remunera esta actividad, fueron aprobados con la metodología anterior (Resolución CREG 011 de 2003) para los mercados relevantes de distribución. En el año 2014 la Comisión estableció una nueva metodología que entrará a ser aplicada en el presente año (Resolución 202 de 2014<sic, 2013>). Es de indicar que el cargo promedio de distribución se afecta por un factor multiplicador de poder calófico, f pc, que se determina así: Donde: Factor multiplicador de poder calorífico. Promedio mensual del Poder calorífico ponderado de los diferentes gases que abastecen el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j Expresado en BTU/PC. Una vez expedida se aprueben los cargos a cada Mercado Relevante de Distribución, el con la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución este factor será igual a uno. La utilización de este factor que afecta el cargo de distribución se debe a que en la nueva fórmula de costo de prestación del servicio el volumen y el transporte de gas a facturar no se corregirá con el poder calorífico de referencia de 1000 BTU/pie 3 , como se hacía con la fórmula anterior. Sin embargo, la componente de distribución que fue determinada anteriormente consideraba esta corrección y los distribuidores planearon sus volúmenes distribuidos con la misma, por eso para la componente de

distribución se mantiene hasta que se establezca el nuevo cargo de distribución; pues en este último ya los volúmenes se calcularán sin este factor de corrección. 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. COMERCIALIZACIÓN La actividad de comercialización corresponde a la compra y suministro del gas al usuario final, e incluye el pago de los servicios de transporte y distribución. Adicionalmente, comprende las actividades de medición del consumo, emisión y entrega de facturas, recaudo, mercadeo y atención al usuario entre otras. En esta actividad aún no se han presentado modificaciones regulatorias y se encuentran vigentes los cargos que fueron aprobados para los diferentes mercados conforme a la metodología definida en la Resolución CREG 011 de 2003. PÉRDIDAS Las pérdidas a trasladar en la fórmula tarifaria son como máximo del 3,7%. En estas se reconocen los errores debidos a las precisiones de los medidores de los usuarios y a las pérdidas de gas que se dan cuando para hacer mantenimientos a la infraestructura se requiere liberar el gas que se encuentra endicha infraestructura lo que se conoce como el “venteo” de gas. CONFIABILIDAD La fórmula tarifaria incluye un componente de confiabilidad para remunerar el reconocimiento de las inversiones en infraestructura que se requieran para asegurar la confiabilidad del servicio, conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011. Este componente por el momento es de cero; pero

dependerá de las evaluaciones beneficio-costo de los proyectos que se determinen a futuro y que permitan aumentar la confiabilidad del servicio. En el Anexo 1 de esta comunicación se presenta el valor promedio de cada uno de los componentes de la fórmula tarifaria desde el año 1998 hasta el año 2014. Esta información se presenta para los mercados relevantes de comercialización que incluyen las principales ciudades y adicionalmente, se anexa un CD que contiene esta misma información y la base de datos de todos los mercados de gas del país. La fuente de información corresponde a lo reportado por las empresas al Sistema Único de Información – SUI Es de indicar que la fuente oficial de la información de tarifas es el Sistema Único de Información – SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. No obstante, dado que el SUI no ha actualizado la aplicación a los últimos cambios regulatorios, los datos del año 2014 corresponden a la información solicitada por la CREG a las empresas, mediante circular.

3. Favor explicar con qué indicadores se calcula el crecimiento de cada uno de estos componentes, especificando el periodo de actualización de los precios (mensual, trimestral, anual, etc.).

RESPUESTA La actualización de cada uno de los componentes de la tarifa se realiza así: Componente Componente y Actualización Este componente que corresponde al costo de compra de gas por parte del comercializador para el mercado relevante de comercialización está asociado a los precios del mercado y se actualiza anualmente cuando se trata de contratos de largo plazo (ver respuesta a la pregunta 5). En todo caso, el valor resultante de esta componente puede variar mensualmente pues está expresada en

dólares americanos que se liquidan a la tasa de cambio del mes anterior al mes de prestación del servicio.. Los cargos de transporte se definen por la CREG de acuerdo con las inversiones eficientes en infraestructura y gastos de administración, operación y mantenimiento - AOM de cada empresa transportadora. Alrededor del 70% del valor de los cargos de transporte (i.e. aquellos que remuneran inversión) se actualizan anualmente con el índice de precios al productor de los Estados Unidos, PPI,. Los cargos que remuneran gastos de AOM (i.e. 30% restante) se actualizan con el índice de precios al consumidor, IPC nacional. En todo caso, el valor resultante de aplicar los cargos que remuneran inversión puede variar mensualmente pues estos cargos están expresados en dólares americanos que se liquidan a la tasa de cambio del mes anterior al mes de prestación del servicio. Los cargos de distribución, que remuneran las inversiones requeridas para el transporte del gas a través de las tuberías desde lasestaciones ubicadas a la entrada de las ciudades hasta las conexiones de los usuarios, son definidas por la CREG por solicitud de cada empresa distribuidora, para cada mercado relevante de distribución el cual puede estar conformado por un municipio o grupo de municipios. La actualización de los cargos de distribución se realiza de forma mensual con el Índice de Precios al Productor – IPP. Una vez se determinen cargos de distribución pare le nuevo periodo tarifario, con base en la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013, el componente de inversión se actualizará con IPP

(Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos) y los AOM con IPC. Este valor correspondiente al cargo variable de comercialización 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 reconociendo un margen de la actividad y un índice de cartera. Por el momento este cargo variable de comercialización es igual a cero y hasta tanto se definan nuevos cargos de comercialización. El Costo fijo de comercialización remunera los costos fijos de medición del consumo, emisión y entrega de facturas, recaudo, mercadeo y atención al usuario. La actualización de este cargo de comercialización se realiza de forma mensual y con el Índice de Precios al Consumidor. En conclusión, los cambios en cada uno de los componentes de la tarifa pueden depender de diversos factores tales como: (i) El precio del gas, teniendo en cuenta que éste depende de las condiciones de los contratos de suministro suscritos por los distribuidores con los productores (ii) Variación en la tasa representativa del mercado, en atención a que el precio del gas se pacta en dólares y el componente de inversión de la tarifa de transporte. (iii) Las condiciones económicas de los contratos de transporte de gas suscritos entre el transportador y el comercializador. (iv) (v) El origen y la trayectoria que debe recorrer el gas comprado. Puede ocurrir que el distribuidor comercializador cambie su fuente de suministro y que la trayectoria de recorrido del gas sea más larga y por lo tanto más costosa. (vi) Para las actividades de distribución y comercialización la variación depende de los cambios en los

indicadores económicos del IPP e IPC.

4. Favor indicar cómo ha sido el crecimiento promedio de la tarifa al usuario final en los últimos 20 años en Colombia. Favor remitir la información anual (año por año). Desagregar dichas tarifas en una tabla por sector (residencial, industrial y comercial) y estrato socioeconómico.

RESPUESTA En el anexo 2 de esta comunicación se incluye la información correspondiente a las tarifas promedio que fueron aplicadas para los principales mercados relevantes desde el año 1998 a la fecha. No sesuministra información para los años 1994 a 1997 por cuanto la primera metodología tarifaria fue establecida en la Resolución 057 de 1996 y no contamos con información de las tarifas aplicadas durante los dos primeros años. La fuente de estos datos corresponde a las tarifas publicadas y aplicadas por las empresas, las cuales se reportan mediante un formato contenido en la página web de la CREG. Vale la pena mencionar que las tarifas a usuarios industriales que se presentan corresponden a promedios dado que estas dependen del rango de consumo en donde se encuentran ubicados, esto considerando que la metodología de distribución dela Resolución CREG 011 de 2003 establece que con base en el cargo promedio de distribución aprobado por la Comisión, el distribuidor puede aplicar una metodología de canasta de tarifas en donde el cargo más alto (cargo techo) aplicable al primer rango de consumo no podrá exceder en más del 10% el 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 puede 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 sin afectar los cargos máximos definidos con la aplicación de la metodología de canasta de tarifas. El esquema de Canasta de Tarifas en función del consumo genera incentivos fuertes a la penetración del gas, características positivas para el caso de mercados en expansión y fue pensada con el objetivo de: - Lograr mayor penetración del gas - Buscar un esquema flexible de precios. - Considerar la elasticidad de la demanda. - Considerar la competencia de los sustitutos. - Acercar tarifas a los costos de prestación del servicio - Diferencias entre el costo medio que ocasiona un pequeño consumidor y un gran consumidor al prestador del servicio. - Evitar discriminación entre usuarios con características similares de consumo. Con esta metodología, se reflejan los costos del servicio, las economías de escala y se busca acercar la tarifa al costo de atención de los volúmenes consumidos. Este esquema es flexible y le permite al distribuidor implementar vía precio estrategias comerciales que se ajustan a la disponibilidad a pagar de los usuarios. El interés final es que los usuarios con capacidad de sustitución le sea más atractivo mantenerse

conectados a la red de distribución buscando el beneficio para todos los usuarios, dado que los cargos se determinan de acuerdo con la demanda que utiliza la infraestructura de distribución. 5. ¿Los recientes aumentos anunciados en varios medios de comunicación del precio del gas y de las tarifas de la Costa Caribe corresponden a cambios en el cálculo de la fórmula o de la metodología de cálculo? Favor explicar detalladamente su respuesta. En caso de que sea afirmativa, explicar qué componente de la formula tubo mayor impacto en este aumento y por qué. RESPUESTAEn primera instancia, se debe tener en cuenta que la principal fuente de abastecimiento de gas natural para los usuarios de la Costa Atlántica son los campos de La Guajira. Con este gas también se abastecen algunos mercados del interior del país como es el caso de Medellín y sus municipios aledaños. En segundo lugar, se debe indicar que a partir del 1 de agosto de 2013 el precio del gas que se consume en el país, incluido el de los campos de La Guajira, resulta de la interacción entre la oferta y la demanda (1) . Antes de esa fecha el precio de los campos de La Guajira era regulado con base en una fórmula atada al precio de un derivado del petróleo en el mercado internacional. En tercer lugar, se debe anotar que de acuerdo con las reglas establecidas en la Resolución CREG 089 de 2013, la comercialización de gas en el mercado primario se realiza mediante negociaciones directas cuando la oferta agregada nacional es superior a la demanda y mediante subastas cuando la demanda supera la oferta. Estas negociaciones se deben realizar cada año y en contratos de duración 1 año, 5 años y más de 5 años, si se trata de negociaciones directas. En negociaciones mediante subastas los contratos son de 1 año y de 5 años. Las primeras negociaciones de gas bajo el marco regulatorio de la Resolución CREG 089 de 2013 se

1 año, 5 años y más de 5 años, si se trata de negociaciones directas. En negociaciones mediante subastas los c