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Bogotá, D.C.,

SeñorGUSTAVO ROQUE TORRES CORAZOVocal de Control Servicios PúblicosManzana 9 Casa 7 barrio ProtechoCelular [email protected]íbano - Tolima

Asunto:Radicado CRA 2014-321-001176-2 del 20 de marzo de 2014Radicado CREG E- 2014 - 003160

Respetado señor Roque:

Hemos recibido su comunicación por intermedio de la Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento Básico, radicada con el número de la referencia, en la que nos manifiesta:

“Comedidamente solicito a ustedes se me informe el tema del alza de las tarifas que la empresa ALCANOS DE COLOMBIA aumento a partir del mes de enero de este año con más del 80% en el costo del metro cubico(M3), como vocal de control de este municipio tuvimos una reunión con dos directivos de la empresa donde nos informan que ellos no tienen nada que ver con el aumento de la tarifas ya que la CRA les recuperar una tarifas que se dejaron de cobrar desde el año 2009 y señalaron el artículo 138 ordeno del 2013 expedido por ustedes. Ante esto el pueblo se alzó en protesta creando un mal ambiente entre los usuarios.

En este orden de ideas quiero manifestarles que se cometieron varias fallas en cuanto a la recuperación de estos cobros tarifarios:

1. Se violaron varios Artículos de La leyl42/94 como son: Artículo 125.Actualización de las tarifas. Durante el período de vigencia de cada fórmula, las empresas podrán actualizar las tarifas que cobran a sus usuarios aplicando las variaciones en los indicies de precios que las fórmulas contienen. Las nuevas tarifas se aplicarán a partir del día quince del mes que corresponda, cada vez que se acumule una variación de, por lo menos, un tres por ciento |3%| en alguno de los índices de precios que considera la fórmula.

Cada vez que las empresas de servicios públicos reajusten las tarifas, deberán comunicarlos nuevos valores a la Superintendencia de servicios públicos, y a la comisión respectiva. Deberán, además, publicarlos, por una vez, en un periódico que circule en los municipios en donde se presta el servicio, o en uno de circulación nacional.

2. Artículo 126. Reglamentado por el Decreto Nacional 3860 de 2005. Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes baya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la

Señor GUSTAVO ROQUE TORRES CORAZO Vocal de Control Servicios Públicos Pág. 2 / 21

empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.

3. Artículo 150. De los cobros inoportunos. Al cabo de cinco meses de haber entregado las facturas, las empresas no podrán cobrar bienes o servicios que no facturaron por error, omisión, o investigación de desviaciones significativas frente a consumos anteriores. 5e exceptúan los casos en que se compruebe dolo del suscriptor o usuario.

4. Y por último entre otros el de la posición dominante. Articulol33.13. Las que confieren al a empresa la facultad de modificar sus obligaciones cuando los motivos para ello sólo tienen en cuenta los intereses de la empresa.

Teniendo en cuenta lo anterior queremos saber por qué se tomó una decisión del alza de las tarifas por parte de ALCANOS S.A. E.S.P. como se demuestra en los recibos de los usuarios el año pasado 2013 el metro cubico tenía un costo de $992.06 y a partir enero del 2014 subió a $ 1.396.63 o sea que tuvo un alza de $404.57 esto es un aumento exagerado, según los directivos de alcanos que estuvimos reunidos aquí en el Líbano esto no es culpa de ello sino de ustedes que son los que les están obligando de acuerdo a la resolución 138/13”.

En atención a sus solicitudes en primera instancia 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 Libano 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:

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 4O. 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 1996 y definía que el cargo promedio máximo por unidad de consumo, expresado en $/m3, 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:

Gt Costo para compras de gas natural en campo de producción, aplicable en el año t, expresado en $/m3.

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 $/m3.

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.

Dt Cargo permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el año t, expresado en $/m3. 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.

St Cargo o margen máximo unitario de comercialización aplicable en el año t, expresado en $/m3.

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.

Kst Factor de corrección en el año t, expresado en $/m3 (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.

Un cargo por unidad de consumo ($/m3), 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 las empresas que atienden demanda esencial1 (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.

1 Tal y como se define en el Decreto del Ministerio de Minas y Energía 2100 de 2011


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:

CUvm, i , j=Gm, i , j+Tm, i , j

1− ρ+(Dm, i , j×f pcm ,i , j )+Cvm, i , j+Ccm,i , j

Cargo fijo:Cuf m,i , j=Cf m, i , j+Kcdm,i , j

Donde:

CUvm, i , j 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 Área de Servicio Exclusivo i y atendidos por el comercializador j.

Cuf m,i , 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

Gm, i , j 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 Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

Tm,i , j Costo unitario en ($/m3) 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 (Tm,i,j), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm,i,j) y/o compresión (Pm,i,j) de Gas Natural Comprimido (GNC).

Dm, i , j Costo expresado en ($/m3) 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.

f PCm,i, j 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.

Cvm,i , j 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 Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

Ccm ,i , 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.

Cf m,i , j 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.

ρ 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.


Kcdm,i , j 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 aplicación al mecanismo de negociación directa2.

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 USD690 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. 2 Mediante la Resolución CREG 122 de 2013 la CREG


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 Pedro - Monserrate, Dina, Espino – Chaparro, Tenay – Santa Clara y Río Ceibas3. 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.

Mapa1. Detalle de los Campos Región Tolima y Huila

3 En enero de 2009 el operador del campo de Montañuelo anunció el cierre de este campo debido a que su explotación ya no era eficiente (radicado CREG E-2009-000452).


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 fpc que se determina así:

f pcm, i , j=PC pondm, i , j

1000


Donde:

f pcm, i , j Factor multiplicador de poder caloríficoPC pondm,i , j 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 f pcm, i , j 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 transporte de gas a facturar no se corregirá con el poder calorífico de referencia de 1000 BTU/pie3, 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 sea establecida por la CREG para la remuneración de la actividad de comercialización en las Áreas de Servicio Exclusivo. En caso de que no se haya expedido una nueva metodología y una vez entre en vigencia la presente resolución, se continuará aplicando el cargo de comercialización que se encuentra definido en la Resolución CREG 057 de 1996, el cual la empresa de comercialización podrá llevarlo a la fórmula tarifaria como cargo variable o como cargo fijo.

1.6. PÉRDIDAS

Las pérdidas a trasladar en la fórmula tarifaria para las áreas de servicio exclusivo son como máximo del 4%. Estas se reconocen por las precisiones de los medidores de los usuarios y al venteo de gas.


1.7. Kcd

Teniendo en cuenta que la fórmula tarifaria anterior era anual y que utilizaba un factor de corrección para que las empresas recuperaran o devolvieran los dineros dejados de cobrar, se incluyó para la nueva fórmula y por un periodo de máximo 12 meses la variable Kcd que permite que la empresa recupere o devuelva los valores correspondientes al año 2013 por el factor de corrección que era denominado Kst.

Esta componente en la nueva fórmula forma parte del componente fijo considerando que si se incluía en el variable no se aseguraba la recuperación o devolución total de los dineros causados en el año 2013.

De acuerdo con todo lo explicado anteriormente, en resumen los cambios regulatorios que se han presentado en el último año son:

(i) La determinación del precio de gas dado que se estableció un nuevo procedimiento de comercialización y se liberó el gas proveniente del campo de La Guajira.

(ii) Hubo variaciones en los costos de transporte considerando que se aprobaron cargos con la nueva metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 y los cargos fueron determinados en diciembre del año 2012.

(iii) Se modificó la fórmula tarifaria que le aplicaba a las Áreas dado que se pasó de una fórmula con variación anual a una con variación mensual y restringió la libertad de las empresas de definir sus componentes variables y fijos.

Con respecto a los cambios en cada uno de los componentes de la tarifa, estos dependen de diversos factores, entre ellos:

(i) El precio del gas, teniendo en cuenta que éste depende de las condiciones de los contratos en que los distribuidores compraron el gas.

(ii) La tasa representativa del mercado.

(iii) Las condiciones económicas de los contratos de compra y transporte de gas suscritos entre el transportador y el comercializador.

(iv) El origen y la trayectoria que debe recorrer el gas comprado puede darse que el distribuidor comercializador haya cambiado su fuente de suministro y que la trayectoria de recorrido del gas sea más larga y por lo tanto más costosa.

(v) Para las actividades de distribución y comercialización la variación depende de los cambios en los indicadores económicos del IPP e IPC.

(vi) El factor de corrección, el cual rectifica los mayores o menores valores cobrados en la tarifa del año anterior por concepto de las variables G y T.


Adicionalmente y en relación con los incrementos de las tarifas de usuarios de estrato 1 y 2 y que son beneficiarios de subsidio, se aclara lo siguiente:

En particular se han revisado para el Área de Servicio Exclusivo denominada Centro y Tolima las publicaciones de tarifas realizadas por la empresa en un diario de amplia circulación que contienen el valor de cada una de las componentes, y éstas fueron.

Variables 2013Enero2014 Diferencia

G 346.45 391.96 13%

T 217.60 427.31 96%

D 321.68 375.14 17%

St 10.75 10.96 2%

kst 6.12

Mst 902.60 1,205.37* 34%

Cargo variable 662.00 1,239.50 87%

Cargo Fijo 4,766 2,309 -52%

*Este valor corresponde a lo que sería el cálculo del costo de prestación del servicio con la fórmula anterior, lo que indica que si la fórmula no se hubiese modificado éste se habría igualmente afectado. Aunado a las demás circunstancias ya explicadas en cada una de las variables.

De acuerdo con esto se tiene que existieron variaciones en el componente variable por la nueva estructura de la fórmula que deben ser analizadas con el contexto antes expuesto, especialmente el costo que implica tener contratos en firme, es decir, que siempre se garantice el transporte y el suministro del gas para atender la demanda residencial como es el caso objeto de análisis.

De todas maneras, es de reiterar que es el distribuidor – comercializador que atiende en la zona el que debe explicar las razones por las cuales se presentan las variaciones en las tarifas y las circunstancias particulares que dieron los incrementos que observa el usuario en su factura. Así mismo, le corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios verificar que los valores de la tarifa están correctamente aplicados por la empresa.

Adicionalmente y en relación con los incrementos de las tarifas de usuarios de estrato 1 y 2 y que son beneficiarios de subsidio, se aclara lo siguiente:

2. SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES


Las tarifas de los usuarios incluyen los porcentajes de subsidio para el estrato 1 y 2 y de contribución para los estratos 5 y 6, comerciales e industriales.

La normatividad sobre el tema de subsidios y contribuciones para los servicios públicos se puede consultar en la reglamentación que se señala a continuación:

El régimen de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994).

La Ley 286 de 1996, por la cual se modifican parcialmente la Ley 142

La Resolución CREG 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.

La Resolución CREG 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

La Ley 1117 de 2006, Por la cual se Expiden Normas sobre Normalización de Redes Eléctricas y Subsidios para Estratos 1 y 2.

Las Resoluciones CREG 001 de 2007 y CREG 006 de 2007, “Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el Artículo 3° de la Ley 1117 de 2006 en relación con los subsidios de usuarios a estratos1 y 2 de los servicios de Energía Eléctrica y de Gas Combustible por Redes de Tubería”.

La Ley 1428 de 2010, Por la cual se modifica el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006.

Resolución CREG 186 de 2010 Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el Artículo 1º de la Ley 1428 de 2010 por la cual se modifica el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006 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.

Ley 1450 de 2011 en donde se establece que, a partir del año 2012, los usuarios industriales de gas natural domiciliario no serán objeto del cobro de la contribución de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994;

Decreto Número 4956 de 201, por el cual se reglamenta el artículo 102 de la Ley 1450 de 2011 – En este se establece que la exención de la contribución especial de que trata el numeral 89.5 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, aplica a los usuarios industriales de gas natural domiciliario cuya actividad económica principal se encuentre registrada en el Registro Único Tributario –RUT– a 31 de diciembre de 2011.

En resumen, de esta normatividad se tiene que los porcentajes de subsidio para los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de gas combustible en relación con sus consumos básicos o de subsistencia deberán ser como máximo del sesenta por ciento (60%) del Costo de prestación del servicio para el estrato 1 y como máximo del cincuenta por ciento (50%) para el estrato 24. Ahora bien, los usuarios de gas combustible pertenecientes a los estratos 3 y 4 4 De acuerdo con la Ley 1428 de 2010 y la Resolución 186 de 2010


del gas combustible, no son sujetos de subsidio, a la vez que quedan exentos por Ley del pago de contribución.

De otro lado, el factor de contribución que deben sufragar los usuarios residenciales de estratos 5 y 6, es del veinte por ciento (20%) sobre el valor del servicio y 8.9% para los usuarios comerciales.

Es de anotar que con el fin de aplicar lo dispuesto en las leyes de subsidios, en la regulación se establece un cargo equivalente que incluye el cargo fijo y variable del servicio y que se aplica sólo al consumo subsidiado o de subsistencia. Los consumos por encima de este valor de subsistencia deben pagarse al costo del cargo variable.

Así mismo, se determinó que dado que en el cálculo del costo de prestación del servicio se incluye el cargo fijo correspondiente a los consumos superiores al consumo de subsistencia, solo se cobraría el cargo variable de conformidad con los regímenes regulatorios aplicables.

De igual manera, se definió que para consumos superiores al consumo de subsistencia solo se cobrará cargo variable de conformidad con los regímenes regulatorios aplicables.

Es de anotar que de acuerdo con lo definido en la Ley 1428 de 2010, para establecer los subsidios aplicables para los usuarios de estrato 1 y 2, en primera instancia se aplica a la tarifa del mes anterior la variación del Índice de Precios al Consumidor y posteriormente se establece el porcentaje de subsidio, haciendo una verificación de que estos porcentajes no supere los límites definidos por la Ley del 60% del costo de la prestación del servicio para el estrato 1 y 50% de este para el estrato 2.

La Resolución CREG 186 de 2010 define las fórmulas para este procedimiento las cuales se indica en sus artículos 2, 3, 4, 7 y 8 con estas se define la tarifa, el porcentaje de subsidio y se hace la verificación de que el porcentaje de subsidio no supere los límites establecidos en la Ley 1428 de 2010.

3. CONSUMO BÁSICO O DE SUBSISTENCIA.

El consumo básico o de subsistencia se entiende como la cantidad mínima de gas utilizada en un mes por un usuario típico para satisfacer sus necesidades básicas y por eso hasta este valor de consumo es que aplican los subsidios.

Para el servicio público domiciliario de gas natural la Resolución CREG 057 de 1996 estableció consumo básico o de subsistencia el valor de 20 metros cúbicos.

De acuerdo con los consumos de la empresa Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. para el Área de Servicio Exclusivo denominada Centro – Tolima se tiene que el consumo promedio en el año 2013 para todos los estratos residenciales fue de 19 metros cúbicos y específicamente para un usuario residencial de estrato 1 ó 2 como corresponde la clasificación de quienes reciben subsidios es de 19 metros cúbicos, lo que indica que el consumo de subsistencia o vital como podría denominarse está por encima de lo que necesitaría un usuario residencial para sus necesidades.


Fuente: Información SUI

Ahora bien, consumos muy superiores a este valor de subsistencia definido en 20 m3, indicaría que pueden corresponder a un usuario con actividades de negocio comercial o pequeño industrial.

4. EL GAS NATURAL FRENTE A SUS SUSTITUTOS

De otro lado vale la pena advertir que el gas natural, a diferencia de otros servicios públicos como el agua, tiene sustitutos tales como el gas licuado de petróleo por cilindros o la energía eléctrica, lo que indica que si un usuario considera que su costo es muy superior o que su negocio ya no es rentable por dichos costos, puede optar libremente por cambiar de energético.

En conclusión de todo lo anterior y con los elementos de juicio de que dispone esta Comisión, los incrementos que se han presentado en el Área de Servicio Exclusivo denominado Centro y Tolima pudieron darse por la necesidad que tuvo el comercializador de comprar y transportar el gas firme de otras fuentes diferentes (campos de producción de gas natural) a las localizados cerca de la zona de prestación por la declinación de dichos campos de producción de gas. Esto con el propósito de asegurar la prestación del servicio en esa zona.

Finalmente, le informamos que las normas señaladas en la presente comunicación pueden ser consultadas en nuestra página web, www.creg.gov.co, en el icono de Normas y Jurisprudencia, enlace resoluciones.

En los términos anteriores y de conformidad con el alcance establecido en artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, damos por atendida su consulta.

Cordialmente,


CARLOS FERNANDO ERASO CALERODirector Ejecutivo

Copia: Dr. Julio César Aguilera Wilches – Director Ejecutivo CRADr. Adolfo Navarro Ruíz, Representante Legal, Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.Dr. Rodrigo Ignacio Franco Ashton, Superintendente Delegado Energía y Gas, SSPD

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