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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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
Foto Foto
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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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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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
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
𝑉𝑡𝑚−1,𝑖,𝑗∗
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
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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
07
08
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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Diagnóstico de la componente Suministro
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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Diagnóstico de la componente Suministro
➢ Volatilidad
➢ Rezago TRM
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
1.200
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/ 2
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abr
/ 2
014
jul / 2
014
oct
/ 20
14
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/ 2
01
5
abr
/ 2
015
jul / 2
015
oct
/ 20
15
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/ 2
01
6
abr
/ 2
016
jul / 2
016
oct
/ 20
16
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/ 2
01
7
abr
/ 2
017
jul / 2
017
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/ 20
17
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/ 2
018
jul / 2
018
oct
/ 20
18
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/ 2
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abr
/ 2
019
jul / 2
019
oct
/ 20
19
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/ 2
02
0
abr
/ 2
020
jul / 2
020
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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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:
Diagnóstico de la componente Suministro
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:
Diagnóstico de la componente Suministro
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
Diagnóstico de la componente Suministro
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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.
1
Diagnóstico de la componente Suministro
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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.
2
Diagnóstico de la componente Suministro
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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.
3
Diagnóstico de la componente Suministro
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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.
4
Diagnóstico de la componente Suministro
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Diagnóstico de la componente Suministro
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
EC
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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
EC
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Implicaría modificaciones
a la R. CREG 114/2017
(R. CREG 186/2020)
Propuestas componente Gm
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
EC
ON
OM
ET
RÍA
Propuestas componente Gm
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
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Propuestas componente Gm
➢ 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
Propuestas componente Gm
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
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OM
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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
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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
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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
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/ 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
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/ 2
01
7
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/ 2
01
7
jul /
20
17
oct
/ 20
17
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/ 2
01
8
abr
/ 2
01
8
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20
18
oct
/ 20
18
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/ 2
01
9
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/ 2
01
9
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/ 20
19
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/ 2
02
0
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/ 2
02
0
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20
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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
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/ 2
01
4
jul /
20
14
oct
/ 20
14
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/ 2
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5
abr
/ 2
01
5
jul /
20
15
oct
/ 20
15
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/ 2
01
6
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/ 2
01
6
jul /
20
16
oct
/ 20
16
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/ 2
01
7
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/ 2
01
7
jul /
20
17
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/ 20
17
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/ 2
01
8
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/ 2
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8
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20
18
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/ 20
18
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/ 2
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9
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/ 2
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20
19
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/ 20
19
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/ 2
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/ 2
02
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20
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T – Costo Unitario Transporte de Gas_$/M3 TRM promedio mensual