Estudio que sirva para establecer la fórmula tarifaria del ...

Estudio que sirva para establecer la fórmula tarifaria del

Costo Unitario de prestación del servicio público

domiciliario de gas combustible por redes de tubería a

usuarios regulados para el siguiente periodo tarifario

Taller de presentación de resultados

Viernes, 11 de diciembre de 2020

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Contenido

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Alcance de la consultoría

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Fórmula Tarifaria Gas Combustible actual

Análisis de la normatividad

Alternativas para remunerar el costo unitario de gas combustible por redes de

tubería a usuarios regulados

Fórmula Tarifaria Propuesta

6 Propuesta de modificaciones que se requieren en la regulación vigente

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CONSULTORÍAAlcance y equipo de trabajo

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Alcance de la consultoría

o Análisis de la normatividad vigente que impacta en la

comercialización de gas combustible a usuarios finales regulados

o Propuesta regulatoria para remunerar el costo unitario de prestación

del servicio de gas por redes de tubería a usuarios regulados.

o Propuesta de modificaciones que se requieren en la regulación

vigente para que todos los aspectos que influyen en el costo unitario

sean concordante entre ellos

Insumo para

establecer la

fórmula tarifaria

del costo unitario

de prestación del

servicio público

domiciliario de gas

combustible por

redes de tubería a

usuarios

regulados para el

siguiente periodo

tarifario

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Equipo de Trabajo

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Camilo Quintero M.Director Proyecto

Luz Ensueño HurtadoEspecialista Regulación

Beatriz E. Guevara Especialista Regulación

Equipo de Profesionales:

• Juan Manuel García

• Magda Lorena Triviño

• Cristian David Orjuela

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Fórmula Tarifaria General

Cargo variable ($/m3):

𝐶𝑈𝑣𝑚,𝑖,𝑗 =𝐺𝑚,𝑖,𝑗 + 𝑇𝑚,𝑖,𝑗

1 − 𝜌+ 𝐷𝑚,𝑖,𝑗 × 𝑓𝑝𝑐𝑚,𝑖,𝑗

+ 𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗 + 𝐶𝑐𝑚,𝑖,𝑗

Cargo fijo ($/factura):

𝐶𝑢𝑓𝑚,𝑖,𝑗 = 𝐶𝑓𝑚,𝑖,𝑗

Valor del gas utilizado

para la prestación del

servicio

Transporte por

gasoducto y otras

logísticas

Distribución Comercialización Confiabilidad

El costo de prestación del servicio se calcula con la fórmula tarifaria, conforme a las condiciones de cada

mercado relevante de comercialización

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FÓRMULA TARIFARIA DE GAS

COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA A

USUARIOS REGULADOS (actual)Resolución CREG 137 de 2013

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your date here 8

Traslado del componente de Compras en el CU

𝐺𝑚,𝑖,𝑗 =σ𝑙=1𝑛 𝐶𝐶𝐺𝑚−1,𝑖,𝑗,𝑙

σ𝑙=1𝑛 𝑉𝑚−1,𝑖,𝑗,𝑙

× 𝑇𝑅𝑀𝑚−1

Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

Costo de las Compras del

gas con respaldo físico

(USD)

Volumen de gas combustible

Diferenciación conforme al consumo del

mercado relevante de comercialización

< a 7

millones m3

mensuales

≥ a 7

millones m3

mensuales

Se traslada el total de las cantidades

compradas

Se aplica un rango de cantidades de

compras de gas, determinado

anualmente para cada comercializador y

para cada mercado relevante

Expresión para traslado en el CU

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your date here

Sólo podrá trasladar el costo del gas

de la cantidad que fue realmente

demandada.

Traslado del componente de Compras en el CUGas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

≥ a 7

millones m3

mensuales

Cada comercializador de usuarios regulados define las cantidades de gas que compra, conforme a sus

estimaciones

Fuente: R. CREG 071/2019

𝑸𝒓𝒆𝒂𝒍 > 𝑸𝑴𝒂𝒙 𝒕𝒓𝒂𝒔𝑼𝑹 Se podrá trasladar el costo de la

cantidad correspondiente a este

límite y las compras adicionales

realizadas y declaradas por el

distribuidor-comercializador

𝑸𝑴𝒂𝒙 𝒕𝒓𝒂𝒔𝑼𝑹 > 𝑸𝒓𝒆𝒂𝒍 > 𝑸𝑴𝒊𝒏 Se podrá trasladar el costo total de

las compras de gas

correspondiente al límite superior,

restándole los ingresos por ventas

de los excedentes de gas en el

mercado secundario

𝑸𝒓𝒆𝒂𝒍 < 𝑸𝑴𝒊𝒏

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𝐶𝐶𝐺𝑚,𝑖,𝑗

= 𝐶𝑇𝐶𝐺𝑚−1,𝑖,𝑗 − 𝐼𝑉𝐸𝑚−1,𝑖,𝑗 × 0.67

Traslado del componente de Compras en el CUGas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

𝐶𝐶𝐺𝑚,𝑖,𝑗 = 𝐶𝑇𝐶𝐺𝑚−1,𝑖,𝑗 − 𝐼𝑉𝐸𝑚−1,𝑖,𝑗 × 0.67

𝐶𝐶𝐺𝑚,𝑖,𝑗 = 𝐶𝑇𝐶𝐺𝑚−1,𝑖,𝑗 − 𝐼𝑉𝐸𝑚−1,𝑖,𝑗 × 0.536Gas excedentario vendido

por el comercializador

Gas excedentario vendido

por el Gestor del Mercado

Venta de

Excedentes

𝐶𝑇𝐶𝐺𝑚−1,𝑖,𝑗 Costo total de las compras de gas en el mes m-1, en el Mercado Relevante de Comercialización i y por el

comercializador j.

𝐼𝑉𝐸𝑚−1,𝑖,𝑗 Ingresos por venta de excedentes de gas en el mes m-1, en el Mercado Relevante de Comercialización i y por el

comercializador j.

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Traslado del componente de Compras en el CU

Gas Licuado de Petróleo (GLP) y/o

Aire Propanado (AP):

𝐺𝑚,𝑖,𝑗

$

𝑘𝑔=

𝑃𝑀𝑆 𝑚−1 ,𝑖,𝑗

𝐶𝑔𝑙𝑝 𝑚−1 ,𝑖,𝑗𝐺𝑚,𝑖,𝑗

$

𝑚3=

1

𝑉𝑡𝑚−1,𝑖,𝑗∗

𝑖=1

𝑖=𝑛

𝐺𝑒𝑚−1,𝑖,𝑗 ∗ 𝑉𝑒𝑚−1,𝑖,𝑗

Determinación del Costo del Gas cuando

la Prestación del servicio se hace con

diferentes gases combustibles:

Cantidad de GLP

inyectada a la red

de distribución

Costo total de compras de gas

R. CREG 180/2009

Costo promedio del gas e

Volumen del gas e

inyectado al sistema

de distribución

Volumen total

corregido de los n

gases Ge inyectados

al sistema de

distribución

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Traslado del componente de Transporte en el CUGas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

𝑇𝑚,𝑖,𝑗 =𝐶𝑇𝑇𝑚−1,𝑖,𝑗 + 𝐶𝑃𝑚−1,𝑖,𝑗

𝑉𝑚−1,𝑖,𝑗∗ 𝑇𝑅𝑀𝑚−1

Expresión para traslado en el CU

Costo de transporte de gas

combustible adquirida a través

de contratos firmes (USD)

Costo total de las pérdidas del

sistema de transporte

declaradas por el transportador

Volumen de gas combustible

destinado a UR medido en las

estaciones de puerta de ciudad

Aplica el mismo procedimiento descrito

anteriormente para las compras de gas

R. CREG 126 de 2010:

• Menú de cargos fijos y variable (USD)

• Cargo fijo por AOM (COP)

Ingresos por ventas de excedentes

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Traslado del componente de Transporte en el CU

• Costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el Art. 5 R. CREG 180/2009

• Costo de transporte terrestre definido en el Art. 8 R. CREG 137/2013

Gas Licuado de Petróleo (GLP)

• Costos TVm y Pm establecidos en la R. CREG 008/2005

• Costos incluidos en el Tm conforme al Art. 4 de la R. CREG 008/2005

Gas Natural Comprimido (GNC)

𝑇𝑚,𝑖,𝑗 =1


𝑖=1

𝑖=𝑛

𝑇𝑖𝑚−1,𝑖,𝑗 ∗ 𝑉𝑖𝑚−1,𝑖,𝑗

Prestación del servicio con diferentes gases

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Traslado del componente de Distribución en el CU

▪ Cargo aprobado por mercado relevante de distribución

y tipo de usuario

▪ Factor multiplicador del poder calorífico:

𝑓𝑝𝑐𝑚,𝑖,𝑗=𝑃𝐶𝑝𝑜𝑛𝑑𝑚,𝑖,𝑗

1000

▪ Cargos aprobados con la nueva metodología

remuneración por mercado relevante

▪ Factor multiplicador del poder calorífico = 1

R. CREG 011 - 2003 R. CREG 202-2013

𝑫𝒎,𝒊,𝒋 × 𝒇𝒑𝒄𝒎,𝒊,𝒋Expresión para traslado en el CU

𝐷 =𝐈𝐧𝐯𝐞𝐫𝐬𝐢ó𝐧 + 𝐆𝐚𝐬𝐭𝐨 𝐀𝐎𝐌

𝐃𝐞𝐦𝐚𝐧𝐝𝐚 DUNR en $/m3

DUR en $/m3

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Traslado del componente de Distribución en el CUCaracterísticas R. CREG 202-2013

ASPECTOS DESCRIPCIÓN

Metodología Corte transversal para mercados existentes a fecha de corte.

Costo medio de mediano plazo para nuevos mercados – Proyecciones.

Mercados relevante

(5)

Mercados existentes ASNE y ASE, agregación de mercados existentes, anexar a mercados existentes

municipios nuevos, creación de nuevos mercados relevantes y mercados relevantes especiales.

Inversión Activos construidos hasta dic de 2014 con valoración de inversión en UC

Otros activos

AOM% mínimo de 3 opciones % semisuma AOM reportado y AOM remunerado; % AOM máximo a reconocer y %

AOM reportado y depurado.

DemandaReal a la fecha de corte para mercados existentes

Proyección 20 años mercados nuevos

Tasa de RetornoR. CREG 096 de 2015 – WACC 12,47% para 2019 y R. CREG 025 de 2020 12,14% para 2020 y 11,98%

para el 2021.

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ANÁLISIS DE LA NORMATIVIDAD VIGENTE

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El análisis de la normatividad se enfocó a

responder las siguientes preguntas

01

02

03

¿Cuáles son las obligaciones dispuestas a los

comercializadores que atienden a usuarios regulados?

¿Esas obligaciones son congruentes y coherentes

entre ellas?

¿Qué aspectos se identifican para recomendar a la

CREG susceptibles de revisión

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Normatividad analizadaLey 142 de 1994

Mercado

Mayorista

Decreto 2100/2011

R. CREG 089/13

R. CREG 114/2017 – 021/2019

R. CREG 107/2017

R. CREG 185/2020

R. CREG 186/2020

Transporte

R. CREG 071/1999

R. CREG 008/2005

R. CREG 126/2010

R. CREG 107/2017

R. CREG 152/2017

R. CREG 155/2017

R. CREG 033/2018

Distribución

Fórmula TarifariaR. CREG 137/2013

R. CREG 184/2014

C. CREG 005/2018

R. CREG 071/2019

Estructura del MercadoR. CREG 057/1996

R. CREG 112/2007

Derechos de los usuarios

R. CREG 108/1997.

ComercializaciónR. CREG 011/2003

R. CREG 123/2013

01

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03

0405

06

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Régimen de Servicio Públicos domiciliarios

R. CREG 067/1995 - 127/2013

R. CREG 011/2003

R. CREG 202/2013 y modificaciones

R. CREG 100/2003

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Diagnóstico de la componente Suministro

Decreto 2100 de 2011:

• Definición de Demanda Esencial

• Producto con Respaldo Físico

Cada comercializador de usuarios regulados define las cantidades de gas que

compra, conforme a sus estimaciones

GCU GContractual

Error de

proyección

Modalidad

de compra

en

MBTUD

Q (MBTUD)

AñoError proyección

QMáx

Cantidades contratadas no consumidas

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Trazabilid

ad

SSPD en Informe presentado a la CREG el 1/jun/2018 encuentra que:

➢ (…) No pudo realizar una trazabilidad perfecta entre los costos de suministro

reportados por los agentes y el traslado a los usuarios finales;

➢ (…) Varias empresas presentan excedentes entre su demanda real y los

contratos por lo que se esperaría se tengan excedentes en ventas de este gas,

pero no se pudo realizar trazabilidad de los traslados de estos excedentes a

los usuarios

➢ (…) No se puede realizar trazabilidad completa sobre esta información para

determinar si las ventas de excedentes se están dando o no

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➢ Volatilidad

➢ Rezago TRM

1500

2000

2500

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300

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600

700

800

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1.000

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1.200

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jul / 2

015

oct

/ 20

15

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6

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016

jul / 2

016

oct

/ 20

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7

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017

jul / 2

017

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jul / 2

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Pe

so

s p

or

US

D

Pe

so

s/m

etr

o c

úb

ico

G – Costo Promedio Unitario Gas_$/M3 TRM promedio mensual

Costo promedio unitario de compras de gas y TRM

Mes Consumo m

Cálculo y publicación CU

(Art 35 R. 108/97

Parágrafo 1 Art 2 R. 058/00

TRMm-1

Volm-1

Pago del

Comercializad

or al

proveedor del

suministro

QmTRMm

TRMm

Mes m-1

Costo Financiero

Comercializador

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Diagnóstico de la componente SuministroAnálisis de relación de precios de los contratos de suministro y del componente G para el año 2019

Info. formato SUI 6024

para el año 2019

Metodología

Identificación de contratos vigentes Info. Gestor del Mercado

Cálculo de precios promedio

ponderados (contratación)

Cálculo de energía total

contratada al mes

01

02

04

05

07

03

06

USD/MBTU Pesos/m3

Consulta SUI

Cálculo de precios prom.

ponderados (SUI)

Resultados

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Diagnóstico de la componente SuministroAnálisis de relación de precios de los contratos de suministro y del componente G para el año 2019

ResultadosMes Pesos/m3 (PC2019) Pesos/m3 (PG2019) Relación

Enero 581,70 888,332 1,53

Febrero 582,78 859,430 1,47

Marzo 569,72 793,214 1,39

Abril 554,73 802,162 1,45

Mayo 578,69 851,592 1,47

Junio 595,63 892,885 1,50

Julio 604,94 851,008 1,41

Agosto 576,47 882,644 1,53

Septiembre 592,39 911,767 1,54

Octubre 615,45 927,202 1,51

Noviembre 621,45 910,484 1,47

Diciembre 614,47 938,834 1,53

Promedios 590,70 875,796 1,48

• Existe una diferencia significativa

entre los $/m3 con que se suscriben

los contratos de suministro y el valor

del componente G que es cobrado al

usuario final regulado.

• Existe un margen de diferencia

promedio entre los precios del

mercado secundario de suministro de

un +9,34% frente a los del mercado

primario para el año 2019

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your date here större - a multipurpose PowerPoint template 24

Del análisis de la información CREG- Gestor del Mercado y del boletín de la SSPD para el

seguimiento y monitoreo del Mercado Mayorista de energía y gas, se tiene que:


La demanda regulada oscila entre 200 y 230 GBTUD en el trimestre junio-agosto 2020

Entre 70 y 80% de las compras para el mercado regulado se realizan en el mercado primario y el restante en el secundario

Compras en el MP con destino al MR adquiridas en contratos en firme representó el 72%-81% para los años 2017-2019. En el MS este fue superior al 97%

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Del análisis de la información CREG- Gestor del Mercado y del boletín de la SSPD para el

seguimiento y monitoreo del Mercado Mayorista de energía y gas, se tiene que:


En el agregado, más del 85% de las compras de suministro es pactado en contratos (firme y firme 95) con destino al MR

Ecopetrol sigue manteniendo la participación más importante, con 42%, seguido por Canacol, con 34%, Hocol, con 15%, Geoproduction, con 4%, y los demás campos con 5%. (Agregado MR y MNR)

Ecopetrol es el productor-comercializador, con mayores ventas destinadas al mercado regulado

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La información reportada

al SUI y al Gestor del

Mercado no permite la

trazabilidad para el cálculo

de los excedentes

Se pueden establecer

incentivos para

proyección acertada de

la demanda, y

complementar las

modalidades adecuadas

para la contratación

Si bien se permite la

venta de

excedentes, no son

líquidos los

mercados de corto

plazo

Se ha garantizado la

atención de la demanda.

Sin embargo, se tienen

diferencias significativas

entre las compras y la

demanda real. Se tienen

costos asumidos por la

demanda por este efecto

estimados en USD 74

millones anuales.

2

3

• Cada D-C puede definir libremente las cantidades

• Incentivo implícito para que los Agentes realicen sus compras cercanas

𝑄𝑚𝑎𝑥ℎ 𝑡−𝑎 𝑖,𝑗 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑡𝑜𝑑𝑜𝑠 𝑙𝑜𝑠 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑎ño


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Hallazgo

• Con la aplicación de la R. CREG 137/2013, se ha garantizado la atención completa de la demanda esencial, sin riesgos de racionamiento.

Costo

• Se tienen costos que ha asumido la demanda regulada, dado los niveles de contratación realizados por encima del consumo real de los mercados,

• De las cifras presentadas por Ecopetrol, extrapoladas para el período de la R. CREG 137/2013, el costo adicional es cercano a USD 74 millones anuales* que están siendo asumidos por la demanda regulada y en total para el período pueden representar algo más de USD 523 millones.

Punto relevante

• Aprox. $1,5 billones pesos COL remunerados por los UR por una “confiabilidad de corto plazo del suministro”(con contratos en su mayoría con duración máxima de dos años para el periodo 2014 - 2020).

*estimaciones propias de esta consultoría.

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Hallazgo

• Pueden mejorarse los incentivos regulatorios para que los C-D disminuyan los errores de proyección para su contratación, y para que utilicen portafolios de modalidades contractuales si bien contraten con respaldo físico, cuenten con libertad de definir la modalidad de contrato por suscribir, su duración y el volumen por contratar que les permita acercase a los consumos reales de sus mercados.

Causa

• La interpretación de la CREG de lo establecido en el Decreto 2100 de 2011 para asegurar la atención de suministro y transporte de la demanda esencial, extrapolado al total del mercado regulado y sujeto a la utilización de modalidades de compra de suministro con respaldo físico establecidas en la R. CREG 114/2017 (que ahora se recoge en la R. CREG 186/2020), no facilitan la modulación de compras de suministro acorde con las variaciones estacionales de las distribuidoras –comercializadoras.

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Hallazgo

• Si bien la R. CREG 137 de 2013 permite la distribución de los ingresos adicionales por la venta de excedentes del gas combustible contratado para el sector regulado, la SSPD identificó que no se puede realizar trazabilidad completa sobre esta información. Una de las causas que pueden explicar esta situación es la de que los mercados de corto plazo no son líquidos, y una de las causas es que los distribuidores-comercializadores al estar contratados por encima de su requerimientos reales, no encuentran la necesidad de acudir a ellos para contratar faltantes para el mercado regulado. .

Causa

• Por lo anterior, así se lleven los excedentes para venta, no es fácil transar estos suministros para la venta cuando se tienen grandes cantidades disponibles por parte de todos los agentes que atienden las mayores demandas. Si se permite más modalidades para que los agentes adquieran el suministro, este mercado secundario posiblemente se dinamice para que los agentes adquieran los faltantes para atender la demanda esencial.

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Hallazgo

• La información establecida para el reporte al SUI y para los informes del Gestor del Mercado, no permite la trazabilidad de todos los detalles de estas transacciones, específicamente de los excedentes comprados por encima de la demanda real (con detalles diarios, mensualizados y anuales), sus costos y la parte de la cadena que de acuerdo con la regulación y el funcionamiento del mercado se está quedando con dichos excedentes.

Consecuencia

• Lo que no se puede validar y verificar, resulta un riesgo para la demanda y definitivamente amerita que el Regulador CREG, junto con la SSPD y el Gestor del Mercado, evalúen cuáles datos y conceptos son necesarios para poder realizar la trazabilidad adecuada de esta información que permita validar la componente Gm que está siendo aplicada o será aplicada a los usuarios finales en cada mercado, incluso en tiempo real.

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your date here


Límites a transacciones entre

vinculados económicamente

Establecer un procedimiento

estándar para el cálculo del

componente Vm-1,i,j,l

Ajuste variaciones de la TRM

Contemplar lo relacionado con

importaciones de gas en el

componente de suministro

Traslado

del G

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Diagnóstico de la componente Transporte

Exceso de

Cantidade

s

Traslado

de AOM

en la tarifa

Doble

reconocim

iento de

pérdidas

Compensa

cionesTRM

➢ Requerimiento e

interpretación del

Decreto 2100/11

➢ Los comercializadores

están en condición de

trasladarle el costo de la

capacidad de transporte

contratada

independientemente del

uso que se haga de la

capacidad a los usuarios

regulados.

➢ Obtener ingresos

adicionales por las

ventas de excedentes en

el mercado secundario

➢ En la actual

fórmula tarifaria

no es claro

cómo se

transfiere el

costo de AOM a

los usuarios

finales

➢ RUT: “El costo del

transporte de las

pérdidas de gas hasta

el 1% está incorporado

en la tarifa de transporte

y por lo tanto el

Transportador no puede

cobrar un cargo adicional

por este concepto”

➢ Los cargos de transporte

se calculan con las

demandas sin pérdidas,

esto es en el punto de

salida

➢ Reconocimiento en la

fórmula tarifaria (variable

CPm-1,i,j)

➢ No se observa en la

fórmula tarifaria

como el usuario

percibe un menor

costo de transporte,

al ser compensado

como resultado de

incumplimiento o

interrupciones del

servicio

➢ Cargos de inversión se

remuneran en USD

➢ Los pagos contemplados

en los contratos de

capacidad de transporte

se deben efectuar en

$COL

➢ Inestabilidad tarifaria para

la demanda ante

variaciones en la TRM

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Diagnóstico de la componente Distribución

Poder Calorífico

Establecer un protocolo para el

distribuidor responsable de la medición

del poder calorífico en cada punto de

entrada del gas de su sistema de

distribución.

Pérdidas

Revisar supuesto que el error de

medida tiene un sesgo que

siempre perjudica a la empresa.

Los errores de medida en

general no tienen sesgo, son

errores con media cero (ruido

blanco), si los aparatos de

medida cumplen con las

especificaciones requeridas en

la R. CREG 127 de 2013

Liquidación de cargos

No requiere procesos

intermedios por parte del

distribuidor comercializador,

puesto que los mismos han

sido aprobados por la CREG

mediante Resolución

específica para cada

mercado

𝑓𝑝𝑐𝑚,𝑖,𝑗 𝜌𝑈𝑁𝑅 = 𝑒𝑚𝑎𝑥𝑈𝑛𝑅 + 0,5

𝑒𝑚á𝑥𝑈𝑁𝑅 =2𝑒𝐶𝐺2 + 𝑒𝑈𝑁𝑅𝑢

2

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Diagnóstico de la componente Comercialización

➢La metodología de cálculo del cargo de comercialización permite reconocer todos los costos de

comercialización. (Art. 23 de la R. CREG 011/03. “Los gastos anuales de AOM y … demás activos atribuibles a la

actividad de Comercialización …”)

➢Tras 17 años de emitida esta norma se considera oportuno actualizarla en dos sentidos:

Evidenciar

algunos

conceptos

de costo

Modificar la

forma de

cálculo del

cargo de

comercializ

ación.

➢ Costos financieros derivados

del tiempo para transferencia

de subsidios

➢ Riesgo de cartera

(compartido)

➢ Contribuciones a entidades

de regulación, vigilancia y

control.

➢ Es un factor fijo (1,67%) que

multiplica el valor facturado

por todos los componentes de

la tarifa.

➢ Se propone aplicar un monto

por m3, calculado con el mismo

factor y la información del

último año.

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ALTERNATIVAS PARA REMUNERAR EL CU

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Propuestas componente Gm

Minimizar las compras por encima de los requerimientos reales

Establecer otras

modalidades de

contratación

Incentivos regulatorios para que los D-C realicen estimaciones cercanas a la demanda real

Flexibilización contractual

p.e. CFX%

Remunerar compras Spot

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Implicaría modificaciones

a la R. CREG 114/2017

(R. CREG 186/2020)


Otras modalidades de contratación: permitir a las

empresas una mejor modulación de las compras de

suministro garantizando el cubrimiento de la demanda

esencial incluidos los días de consumo máximo

Que la CREG estandarice otras modalidades de contrataciónAlt. 1

Que se deje en libertad a las empresas para comprar las cantidades

de energía en firme que se acerquen a la demanda real de sus usuarios

Alt. 2

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Alt. 1 Alt. 2

Requiere un estudio exhaustivo bien por parte de la CREG

apoyado en la información de los agentes o individualizado por

parte de cada agente, que permita determinar entre otros:

Los percentiles de días al año que presentan X porcentaje igual o superior a la demanda diaria

máxima del año.

1

2

3

Los percentiles de días al mes que presentan X porcentaje igual o superior a la demanda diaria

máxima del mes

Los percentiles de días por estaciones del año que presentan X porcentaje igual o superior a la

demanda diaria máxima de la estación del año.

EC

ON

OM

ET

RÍA


➢ Los contratos para la demanda regulada pueden discriminar las cantidades diarias según el mes y el

tipo de día:

Año XXXX

Enero Febrero … Diciembre

Ordinario Sábado Domingo y

feriado

➢ Gestión periódica de los comercializadores a sus proyecciones anuales, mensuales, semanales y

diarias, para identificar posibles excedentes y ponerlos en el mercado oportunamente, con la

posibilidad de contratación de un porcentaje X de su demanda no esencial que es regulada a través

de contratos que no necesariamente deber ser en firme, porcentaje este que podría determinarse

para todo el mercado colombiano o incluso por agente

EC

ON

OM

ET

RÍA


ProyeccionesSe sugiere a la CREG determinar un rango límite mensual de desfase, entre la demanda

real y las compra realizadas, podría ser del [-5%, 5%], rango que corresponde en su

definición a lo permitido en errores de proyección, de tal forma que:

DReal

DCont

DCont

Dreal + 5%

Dreal - 5%

Facilitar venta de excedentes y distribuir los beneficios como lo establece la R. CREG 137/2013Se les reconocen

absolutamente

todos los costos de

suministro Adquirir con el procedimiento úselo o véndalo

Que no se traslade al usuario estos costos por los excedentes comprados por encima del error

permitido.

Permitir el traslado en la tarifa de costos por estos suministros comprados por fuera del error a

precio promedio ponderado de los contratos del Agente. (Incluye contratos interrumpibles u

opciones que no cuenten con respaldo físico.

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuestas componente Tm

No pagar exceso de cantidades

Transparentar la forma como se

transfiere a los usuarios

el AOM

Asignar el riesgo

cambiario a quien tiene

mayor capacidad de

gestión

Traslado eficiente de las pérdidas

Ajustes del transportador por periodos adicionales a

m-1 y m-5

(art. 150 Ley 142/94)

EC

ON

OM

ET

RÍA

Expresión: 𝑉𝑅𝑚−1,𝑖,𝑗 = 𝑉𝑚−1,𝑖,𝑗 −1

1 − 𝜌𝑈𝑁𝑅

𝑢=1

𝑁𝑈𝑛𝑅

𝑉𝑁𝑅𝑚−1,𝑖,𝑗,𝑢

VRm−1,i,j: Volumen de gas combustible, en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad para el mercado Regulado, según sea el caso (m3).

Vm−1,i,j: Volumen de gas combustible, medido en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m3). Este volumen será

corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la R. CREG 067 de 1995 o aquellas que la

modifiquen, adicionen o sustituyan.

VNRm−1,i,j,u: Volumen de gas combustible del usuario no regulado u, del comercializador i, en el mercado relevante j, medido en el mes m-1 en el domicilio del

usuario u, según sea el caso (m3).

𝜌𝑈𝑁𝑅 = 𝑒𝑚𝑎𝑥𝑈𝑛𝑅 + 0,5

𝑒𝑚á𝑥𝑈𝑁𝑅 =2𝑒𝐶𝐺2 + 𝑒𝑈𝑁𝑅𝑢

2

Con lo cual emaxUNR es 2,19%.

ρUNR: Representa las pérdidas reconocidas en el sistema de distribución para los

usuarios no regulados. Este valor se determina conforme al proceso

establecido en la R. CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de gas

combustible) o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

Volumen de gas combustible destino al MR

EC

ON

OM

ET

RÍA

Tasa Representativa del Mercado (TRM)

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

ene

/ 2

01

4

abr

/ 2

01

4

jul /

20

14

oct

/ 20

14

ene

/ 2

01

5

abr

/ 2

01

5

jul /

20

15

oct

/ 20

15

ene

/ 2

01

6

abr

/ 2

01

6

jul /

20

16

oct

/ 20

16

ene

/ 2

01

7

abr

/ 2

01

7

jul /

20

17

oct

/ 20

17

ene

/ 2

01

8

abr

/ 2

01

8

jul /

20

18

oct

/ 20

18

ene

/ 2

01

9

abr

/ 2

01

9

jul /

20

19

oct

/ 20

19

ene

/ 2

02

0

abr

/ 2

02

0

jul /

20

20

Pe

so

s p

or

US

D

Pe

so

s/m

etr

o c

úb

ico

G – Costo Promedio Unitario Gas_$/M3 TRM promedio mensual

Costo promedio unitario de compras de gas y TRM Costo promedio unitario de transporte de gas y TRM

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

ene

/ 2

01

4

abr

/ 2

01

4

jul /

20

14

oct

/ 20

14

ene

/ 2

01

5

abr

/ 2

01

5

jul /

20

15

oct

/ 20

15

ene

/ 2

01

6

abr

/ 2

01

6

jul /

20

16

oct

/ 20

16

ene

/ 2

01

7

abr

/ 2

01

7

jul /

20

17

oct

/ 20

17

ene

/ 2

01

8

abr

/ 2

01

8

jul /

20

18

oct

/ 20

18

ene

/ 2

01

9

abr

/ 2

01

9

jul /

20

19

oct

/ 20

19

ene

/ 2

02

0

abr

/ 2

02

0

jul /

20

20

Pe

so

s p

or

US

D

Pe

so

s/m

etr

o c

úb

ico

T – Costo Unitario Transporte de Gas_$/M3 TRM promedio mensual

EC

ON

OM

ET

RÍA

1500

2000

2500

3000

3500

4000

ene

/ 2

01

4m

ar

/ 20

14

ma

y / 2

014

jul /

20

14

sep

/ 2

01

4n

ov /

20

14

ene

/ 2

01

5m

ar

/ 20

15

ma

y / 2

015

jul /

20

15

sep

/ 2

01

5n

ov /

20

15

ene

/ 2

01

6m

ar

/ 20

16

ma

y / 2

016

jul /

20

16

sep

/ 2

01

6n

ov /

20

16

ene

/ 2

01

7m

ar

/ 20

17

ma

y / 2

017

jul /

20

17

sep

/ 2

01

7n

ov /

20

17

ene

/ 2

01

8m

ar

/ 20

18

ma

y / 2

018

jul /

20

18

sep

/ 2

01

8n

ov /

20

18

ene

/ 2

01

9m

ar

/ 20

19

ma

y / 2

019

jul /

20

19

sep

/ 2

01

9n

ov /

20

19

ene

/ 2

02

0m

ar

/ 20

20

ma

y / 2

020

jul /

20

20

sep

/ 2

02

0

Pesos p

or

US

D

TRM promedio mensual TRM PM (Media móvil últimos 12 meses)

Promedio mensual y media móvil últimos 12 meses de la TRM

Alternativa 1: media

móvil de los últimos 12

meses anteriores al

cálculo del costo

unitario (𝑻𝑹𝑴𝒎𝒎𝟏𝟐)


EC

ON

OM

ET

RÍA

Metodología de la ventana para la TRM Alternativa 2: ventana

que ancle la volatilidad

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

ene

/ 2

01

4m

ar

/ 20

14

ma

y / 2

014

jul /

20

14

sep

/ 2

01

4n

ov /

20

14

ene

/ 2

01

5m

ar

/ 20

15

ma

y / 2

015

jul /

20

15

sep

/ 2

01

5n

ov /

20

15

ene

/ 2

01

6m

ar

/ 20

16

ma

y / 2

016

jul /

20

16

sep

/ 2

01

6n

ov /

20

16

ene

/ 2

01

7m

ar

/ 20

17

ma

y / 2

017

jul /

20

17

sep

/ 2

01

7n

ov /

20

17

ene

/ 2

01

8m

ar

/ 20

18

ma

y / 2

018

jul /

20

18

sep

/ 2

01

8n

ov /

20

18

ene

/ 2

01

9m

ar

/ 20

19

ma

y / 2

019

jul /

20

19

sep

/ 2

01

9n

ov /

20

19

ene

/ 2

02

0m

ar

/ 20

20

ma

y / 2

020

jul /

20

20

sep

/ 2

02

0

Pesos p

or

US

D

Rango Ventana TRM promedio mensual (m-1) TRM reconocida (ventana)


𝑇𝑅𝑀𝑐 =𝑛𝑑 ∗ 𝑇𝑅𝑀1 + 𝑛𝑑 ∗ 𝑇𝑅𝑀2

𝑛𝑑 𝑚𝑒𝑠

TRM cálculo tarifa

EC

ON

OM

ET

RÍA

Contribución Ley 1955 de 2019 Para el fortalecimiento del Fondo Empresarial de la SSPD

Monto total

$474 mil millones

Aplica a 3.186 ESP

192 de GN y GLP

A Gas aplicarían

$28,5 mil millones

Facturación GN

$4,76 billones

Cargo comercializ.

$79,4 mil millones

Efecto sobre cargo

36%

Efecto sobre tarifa

0,6%

EC

ON

OM

ET

RÍA

Contribución Ley 1955 de 2019 Para financiar los gastos de la CREG, CRA y SSPD

➢ La Ley 1955 de 2019 cambio la base pero mantuvo el monto total a recaudar con las

contribuciones

➢ La contribución especial para la SSPD es el 29,7% de la de fortalecimiento del Fondo

Empresarial

➢ El valor medio del monto de la contribución sería 10,7% del margen de contribución.

➢ Comentarios de algunas empresas señalan que el cambio de base ha tenido un impacto

hasta de 100% en el monto de la contribución de algunas empresas:

o Tomando como base el monto medio, un cambio del 100% significa un incremento

equivalente al de 5,2% del margen de comercialización.

o En todo caso, aunque las contribuciones de algunas empresas subirán, las de otras

bajaran haciendo que el efecto neto sea cero.

EC

ON

OM

ET

RÍA

FÓRMULA TARIFARIA PROPUESTA

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuesta: Formulas Tarifarias General

Expresión:Propuestas:

• Aplicable para los diferentes tipos de gas

combustible por redes de tubería de uso

domiciliarlo, en el sentido que la estructura de

los costos es similar

• Especificar en cada componente los costos

considerados, en particular G y T

• 𝜌UR: Pérdidas reconocidas para el mercado

regulado

Cargo variable ($/m3):

𝐶𝑈𝑣𝑚,𝑖,𝑗

=𝐺𝑚,𝑖,𝑗 + 𝑇𝑚,𝑖,𝑗

1 − 𝜌𝑈𝑅+ 𝐷𝑚,𝑖,𝑗 × 𝑓𝑝𝑐𝑚,𝑖,𝑗

+ 𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗

+ 𝐶𝑐𝑚,𝑖,𝑗

Cargo fijo ($/factura):

𝐶𝑢𝑓𝑚,𝑖,𝑗 = 𝐶𝑓𝑚,𝑖,𝑗

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuesta: costos de compras de gas combustible

𝐺𝑚 = 𝑃𝑃𝑈𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜𝑠 ∗ 1,05 + 𝐶𝑃𝑈𝑠𝑝𝑜𝑡 × 𝑇𝑅𝑀

Gas Natural y/o

Gas Metano en

Depósitos de

Carbón

Si la TRM del último día del mes m-1 está en la

banda entonces TRM(m-1) = TRM del último día

del mes m-1.

Si la TRM del último día del mes m-1 está por

fuera de la banda entonces TRMPiso o TRMTecho

según corresponda. Precio Promedio

Unitario de Contratos

Margen de error

Costo Promedio Unitarios de

compras en el Spot

𝐺𝑚,𝑖,𝑗 =𝑃𝑀𝑆 𝑚−1 ,𝑖,𝑗

𝐶𝑔𝑙𝑝 𝑚−1 ,𝑖,𝑗

Gas Licuado de

Petróleo (GLP)

y/o Aire

Propanado (AP)

• Se propone conservar la misma fórmula establecida en la Res.

CREG 137 de 2013 requiriendo que el denominador

corresponda con la demanda, no con lo contratado.

Determinación del

Costo del Gas cuando

la Prestación del

servicio se hace con

diferentes gases

combustibles

𝐺𝑚,𝑖,𝑗=1


𝑖=1

𝑖=𝑛

𝐺𝑒𝑚−1,𝑖,𝑗 ∗ 𝑉𝑒𝑚−1,𝑖,𝑗

• Al respecto no se tiene comentario de la formulación y podría ser

siendo aplicada

• Para una asignación eficiente de costos, se sugiere que al

usuario se le establezca sus costos unitarios con base en el

combustible que está empleando.

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuesta: costos de transporte

𝑇𝑚,𝑖,𝑗

$

𝑚3 = 𝑀𝑖𝑛 𝐶𝐹𝐼𝑡,𝜆𝑓 , 𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑣 𝑎; 𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑣 𝑎

∗ 𝑇𝑅𝑀 +𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑎

12∗

1

𝐷𝐶𝐴𝑃− 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑚−1

𝑇𝑚,𝑖,𝑗 = 𝑇𝑒,𝑥,𝑚 + 𝑇𝑉𝑚 ∗ 𝐹𝐶𝑜𝑛𝑣Gas Licuado de

Petróleo (GLP)

𝜌𝑚,𝑖,𝑗 × 𝐹𝑣𝑚,𝑖,𝑗

𝐹𝑣𝑚,𝑖,𝑗 =𝑄𝑐𝑚−1,𝑖,𝑗 − 𝐼𝑚−1,𝑖,𝑗 − 𝐼𝑚−2,𝑖,𝑗

𝑄𝑓𝑚−1,𝑖,𝑗

Formalización de la expresión para reducir

posible errores de interpretación

Art. 5 R. CREG 180/2009

Gas Natural y/o

Gas Metano en

Depósitos de

Carbón

Pareja de Cargos

Regulados

Cargo variable de

inversión

Cargo Fijo de AOM Compensaciones

Los costos están en $/kg, se deben convertir a $/m3,

empleando la siguiente expresión (Art.10 R. CREG 137/2013)

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuesta: costos de transporte

𝑇𝑚 =𝑇𝑚𝑜 ∗ 𝑄𝑜 + 𝑇𝑉𝑚 + 𝑃𝑚 ∗ 𝑄𝐺𝑁𝐶

𝑄𝑜 + 𝑸𝑮𝑵𝑪

Gas Natural

Comprimido (GNC)

• Costos TVm y Pm establecidos en la R.

CREG 008 de 2005

𝑇𝑚,𝑖,𝑗 =1


𝑖=1

𝑖=𝑛

𝑇𝑖𝑚−1,𝑖,𝑗 ∗ 𝑉𝑖𝑚−1,𝑖,𝑗

• Al respecto no se tiene comentario de la

formulación y podría ser siendo aplicada

• Para una asignación eficiente de costos, se

sugiere que al usuario se le establezca sus

costos unitarios con base en el combustible

que está empleando.

Prestación del

servicio con

diferentes gases

combustibles

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuesta: costos de distribución

El costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al cargo de distribución

que ha sido aprobado para el Mercado Relevante de Distribución de acuerdo con el tipo

de usuario y a la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013 o

aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

D AUR m,i,j X 𝑓𝑝𝑐𝑚,𝑖,𝑗

D AUNR m,i,j x 𝑓𝑝𝑐𝑚,𝑖,𝑗

El 𝑓𝑝𝑐𝑚,𝑖,𝑗= 1 con Resolución 202 de 2013 que la aclare, modifique o sustituya.

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0011_2003.htm#Inicio

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuesta: costos de comercialización

Cargo Fijo:

𝐶𝑚 =𝐴𝑂𝑀 + 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒c𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 + 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑠

Cargo Variable:

𝐶𝑚 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷 × 𝑅𝐶 + 𝐶𝐹𝑆 + 𝐶𝑆𝐸 +𝑀𝑂

RC: Riesgo de cartera, compartido entre el comercializador y los usuarios.

CFS: Costo financiero de los subsidios.

CSE: Costo del ciclo de efectivo.

MO: Margen operativo por m3, calculado con información del año anterior.

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuesta: costos de confiabilidad

Se recomienda mantener esta componente para:

• Traslado en tarifas de los costos correspondientes a la remuneración de Capex y Opex de

proyectos de confiabilidad y seguridad del abastecimiento, en lo correspondiente a usuarios

regulados.

• Reconocimiento de inversión para almacenamiento de confiabilidad

EC

ON

OM

ET

RÍA

PROPUESTA DE MODIFICACIONES QUE SE

REQUIERE EN LA REGULACIÓN

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuestas de modificación regulación vigente

▪ Ampliación de solicitud de información a los agentes y

boletines de seguimiento al Gestor del Mercado

▪ Actualización de la componente de costo de

interrupción del servicio de gas a usuarios (CI) .

▪ Modalidades de contratación para que los

distribuidores-comercializadores compren el

suministro cercano a las necesidades reales

▪ Lineamientos para las transacciones entre agentes

vinculados económicamente

▪ Seguimiento al mercado ante señales de escasez

▪ Establecer la frontera entre distribuidor y

comercializador para una adecuada asignación de

costos y gastos

Res. 100 de 2003 Código de Distribución

Res. CREG 186/2020 Estructura del Mercado

EC

ON

OM

ET

RÍA

Propuestas de modificación regulación vigente

▪ Se aplique a cada usuario que lo requiera y la

diferencia de costos acumulada sea individual

▪ Se incluya en el contrato de condiciones uniformes. Y

Comercializador propone un portafolio de opciones.

▪ CREG determina tasa con la que se cobrarían las

opciones tarifarias y algún tipo de restricción sobre los

porcentajes a cobrar

▪ Evidenciar costos financieros de los subsidios, del

ciclo de efectivo y de las contribuciones.

▪ Establecer riesgo de cartera de forma que se

comparta entre los usuarios y el comercializador.

▪ Aplicar el margen de comercialización por m3, en

función de lo observado en el último año, y no como

un factor que aplica a lo facturado en todos los

componentes de la tarifa.

Opción de Tarifaria Remuneración Comercialización

EC

ON

OM

ET

RÍA

GRACIAS

Estudio que sirva para establecer la fórmula tarifaria del ...

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