I n f o r m eG e s t I ó n 2 0 1 5 / 2 0 1 6

Contenido

PROSPERIDADPARA TODOS

MinMinasMinisterio de Minas y Energía

REPÚBLICA

D E C OL O M BIA

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PRESENTACIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA

GAS NATURAL GAS LICUADO DE PETRÓLEO GLP

COMBUSTIBLES LÍQUIDOS TEMAS TRANSVERSALES

GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA

GESTIÓN ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA

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Juan Manuel Santos CalderónPresidente de la República

MIEMBROS DE LA COMISIÓN Germán Arce Zapata

Ministro de Minas y Energía

Rutty Paola OrtizViceministra de Energía

Mauricio Cárdenas SantamaríaMinistro de Hacienda y Crédito Público

Andrés Escobar ArangoViceministro Técnico de Hacienda

Simón Gaviria Muñoz Director General- Departamento Nacional de Planeación

Luis Fernando Mejía Subdirector Sectorial - Departamento Nacional de Plane-

ación

José Miguel MendozaSuperintendente - Superintendencia de Servicios

Públicos Domiciliarios

COMITÉ DE EXPERTOS Germán Castro Ferreira

Director Ejecutivo

EXPERTOS COMISIONADOSGermán Castro Ferreira, Director EjecutivoJorge Pinto Nolla, Experto Comisionado

Javier Díaz Velasco, Experto Comisionado Hernán Molina Valencia, Experto ComisionadoOscar Muñoz Correa, Experto Comisionado

Christian Jaramillo Herrera, Experto ComisionadoJorge Alberto Valencia Marín, Experto Comisionado

encargado

EdiciónComisión de Regulación de Energía y Gas

CREG

Comité EditorialRicardo Santamaría Daza

Diana María Velandia CañónRicardo Alonso Jaramillo

Fotografía CREG - José Roberto Arango

www.freeimages.com - www.morguefile.comfotos cortesía: sectores regulados

DiseñoJosé Roberto Arango Romero

Hecho en Bogotá D.C.- Colombia

SC-CER177419 GP-CER177418

Por otra parte, con el fin de incentivar al productor de Gas Licuado de Petróleo (GLP), a ofrecer este combustible en el mercado nacional para el servicio público domiciliario, la CREG redefinió el costo de oportunidad para el productor y modificó la fórmula que define el precio máximo regulado. Con esta redefinición, el productor ha aumentado su oferta con respecto a lo registrado en períodos anteriores.

La CREG, en función de las nuevas tareas asignadas por el Gobierno Nacional, también hizo un análisis de las condiciones de la actividad de transporte por ducto de los combustibles líquidos. Así mismo, se presentaron las bases para la expedición de la metodología tarifaria de transporte por ducto, sobre las cuales los agentes y demás interesados han expuesto sus comentarios. Estos servirán de insumo para el desarrollo de la metodología.

Por otro lado y como reconocimiento al esfuerzo que la Comisión ha desarrollado para mantener la acciones de mejora en todos sus procesos, en 2015 la entidad recibió la recertificación en calidad por parte de Icontec Internacional en las normas NTCGP 1000 e ISO 9001 de 2008.

Adicionalmente, la CREG obtuvo las mejores calificaciones del sector minero-energético en el informe ejecutivo de Control Interno, el Índice de Transparencia por Colombia, el fortalecimiento del Modelo Estándar de Control Interno y el informe de Gobierno en Línea.

A continuación se expone en detalle las principales actividades realizadas por la entidad en a lo largo de la vigencia 2015 y lo corrido de 2016.

En el marco de la Estrategia de Rendición de Cuentas, la Comisión de Regulación de Energía y GAS (CREG), presenta a la ciudadanía el informe de gestión de la entidad durante las vigencias 2015 y 2016, periodo que estuvo caracterizado por grandes retos ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño en el segundo semestre de 2015 y primer trimestre de 2016.

En lo misional, la hoja de ruta de la Comisión se determinó a través de la agenda regulatoria indicativa, construida de manera participativa con sus públicos de interés.

La CREG respondió a las necesidades de los sectores que regula, y al país en general, frente a situaciones de riesgo de desabastecimiento como consecuencia del fenómeno de El Niño, e implementó medidas para garantizar la continuidad en la prestación del servicio público de energía eléctrica.

En ese sentido, se avanzó en temas como el cargo por confiabilidad; balances de oferta y demanda de energía, y metodologías de remuneración de transmisión y distribución de energía eléctrica para el nuevo período tarifario. También se trabajó, de forma conjunta con los organismos reguladores de Ecuador, Perú, Chile y Bolivia, en la determinación de un nuevo marco regulatorio para la conformación de un mercado regional de energía de corto plazo, rentas de congestión y remuneración de país en tránsito.

Así mismo, se ajustaron los mecanismos para la comercialización de gas natural y la actualización de precios de contratos de suministro de gas, se hicieron ajustes a la metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas por redes de tubería y se determinó la tasa de descuento para esta actividad.

Presentación

Germán Castro FerreiraDirector de la CREG

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nPRESENTACIÓN

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CARTA DEL DIRECTOR

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ENERGÍA ELÉCTRICA

Mercado de Energía Mayorista (MEM)A continuación se relacionan las medidas implementadas para garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño en el país.

Nivelación de riesgo para las plantas térmicasEl mecanismo del Cargo por Confiabilidad contempla que ante una condición crítica, es decir cuando el precio de bolsa supera el de escasez, los generadores que tienen Obligaciones de Energía Firme (OEF) deben entregar dicha obligación a un precio igual al precio de escasez, y como contraprestación, los generadores reciben una prima fija durante el periodo de vigencia de su obligación.

El riesgo que asume un generador cuyos costos variables superan el precio de escasez depende de la probabilidad de que se presente una situación crítica, puesto que los generadores deben honrar sus OEF y la diferencia entre sus costos variables con el precio de escasez.

A partir de octubre de 2014, la caída abrupta del precio de petróleo, junto con una serie de situaciones tales como el cierre de la frontera con Venezuela y el advenimiento del fenómeno de El Niño, llevaron a que los generadores térmicos experimentaran un incremento significativo de la diferencia entre sus costos variables y el precio de escasez. Esto significó un aumento en el riesgo que asumen los generadores térmicos.

Para afrontar dicho desbalance y garantizar el cumplimiento de las OEF de los generadores térmicos que utilizan combustibles líquidos, y por ende la prestación del servicio público de energía

eléctrica, la CREG diseñó un mecanismo para que el riesgo que asumen estos generadores térmicos con altos costos variables fuera igual al que asumieron cuando recibieron sus Obligaciones de Energía Firme, en diciembre de 2011. El mecanismo reconoce, a los generadores térmicos que utilizan combustibles líquidos, un precio de venta en el mercado mayorista superior al precio de escasez, y que es el precio mínimo que equilibra la diferencia con sus costos variables con respecto al diferencial que tenían cuando recibieron sus OEF.

Determinación de un precio máximo de ofertas y mecanismo para el manejo de embalsesDado que las ofertas de precio de los recursos estaban por encima de los costos de la generación térmica y el costo de racionamiento, (sin que se tuvieran problemas de abastecimiento, según los análisis de Consejo Nacional de Operación-CNO), se hizo necesario acotar las ofertas. De esta manera, se buscó controlar las distorsiones en el precio de bolsa que afectaban a los agentes expuestos a este mercado, así como las restricciones y el costo de los servicios complementarios de Control Automático de Generación (AGC por sus siglas en inglés).

Flexibilización de la participación de plantas menores en el mercado mayoristaPara maximizar la oferta de generación en el mercado mayorista, la CREG expidió en el 2016 la regulación mediante la cual se flexibilizaron las reglas de registro y medición, de tal manera que se permitiera aumentar la entrada para

la venta de energía excedentaria de plantas menores, autogeneradores y cogeneradores. Así mismo en el 2016, se definieron reglas para las plantas menores en el Cargo por Confiabilidad.

Ajuste a las causales de redespacho para las plantas térmicasLas condiciones del fenómeno de El Niño llevaron a que el país requiriera todos los recursos disponibles para la generación de energía eléctrica. En ese sentido, la CREG flexibilizó la modificación de despacho de las plantas de generación térmica durante la operación real cuando estas prevén que es posible aumentar su generación, y así contar con todos los recursos suficientes para mitigar el impacto del fenómeno climático.

Flexibilización de programas de participación de la demandaLa CREG expidió la regulación mediante la cual se flexibilizaron los requisitos de medición para incentivar la participación de la demanda para respaldar las obligaciones de energía firme del generador y realizar ofertas de desconexión de energía en el mercado diario.

Operación del mercado mayorista: Revisión del mercado de AGCDada la situación de precios altos por la presencia del fenómeno de El Niño, se identificó que la remuneración del servicio complementario de AGC en el mercado de generación requería ajustes para reflejar el costo de prestación de dicho servicio. Por esta razón, a inicios del 2016 se expidió una regulación para que las plantas y/o unidades de generación a

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CAPÍTULO 1

Energía Eléctrica

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nCAPÍTULO 1 ENERGÍA ELÉCTRICA

Cargo por Confiabilidad: Propuesta para la realización de subastas adicionales y cambios en los criterios de la asignación administradaCon el doble propósito de garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano e incentivar la entrada de plantas de generación de bajos costos variables, la CREG propuso la realización de subastas adicionales del Cargo por Confiabilidad, así como dos alternativas para modificar el criterio con el que se asignan las OEF entre los generadores existentes.

La propuesta de las subastas adicionales busca incentivar la entrada de nuevos generadores con costos variables bajos, de tal manera que permitan un reemplazo progresivo de las plantas con altos costos variables. Estas subastas serían de sobre cerrado y precio máximo, y estarían orientadas a plantas nuevas con licencia ambiental aprobada y un costo variable inferior al 80% del precio de escasez.

las que se les haya asignado el Servicio de AGC fueran objeto de reconciliación, con independencia de que su precio de oferta resulte o no en mérito.

Restricciones y redefinición del precio de reconciliaciones negativasComo consecuencia del fenómeno de El Niño y la escasez relativa de lluvias, el mercado mayorista de energía experimentó, desde el 21 de septiembre de 2015 el continuo sobrepaso del precio de bolsa con respecto al precio de escasez, lo que se denomina “situación crítica”. La persistencia de la situación crítica permitió identificar una diferencia en el precio de las reconciliaciones negativas, que corresponde al precio que deben pagar los generadores cuando su generación real es inferior a lo programado en el despacho.

La CREG ajustó dicha diferencia defi-niendo un nuevo precio de reconciliación negativa, cuyo valor tiene en cuenta las situaciones en las que el precio de bolsa supera al de escasez, en la medida en que la definición original fue contempla-da sólo para condiciones normales, es decir, cuando el precio de bolsa es me-nor al precio de escasez.

Garantías y reducción del umbral para importaciónPara facilitar la importación de energía proveniente de Ecuador, a través del mecanismo de Transacciones Internacionales de Energía (TIE), la Comisión realizó ajustes para flexibilizar las condiciones con las que se activan las importaciones de energía.

Como primera medida se ajustó el monto de las garantías de importación hasta el precio de bolsa, con el fin de recaudar el dinero suficiente para pre-

pagar estas transacciones, puesto que antes se recaudaba dinero por parte de los generadores hasta el precio de escasez. En segundo lugar, se disminuyó el diferencial porcentual entre los precios del país importador y el exportador, pasando del 8% al 1%, el cual se utiliza para tomar la decisión de activación del mecanismo de TIE. Por lo anterior, la Comisión publicó el ajuste anterior por un término transitorio mientras duró el fenómeno de El Niño.

Programa de ahorro de energía eléctrica En el primer trimestre de 2016, se diseñó un esquema de tarifas diferenciales para incentivar el ahorro de energía por parte de los usuarios regulados. Con la entrada en operación de las primeras unidades de la central hidroeléctrica de Guatapé, más el ahorro logrado por los colombianos en marzo y abril de 2016, y el debilitamiento del fenómeno de El Niño, el Gobierno Nacional dio por terminado el esquema con el que se incentivó el ahorro de energía.

por Confiabilidad no garantizaba la confiabilidad requerida, en el momento en que los contratos suscritos son, en su mayoría, “pague lo generado”. Por lo anterior, la Comisión propuso un nuevo mecanismo en el que, por un lado, se remunera a cada planta menor por la energía firme que representa en el sistema, y por el otro, se reconoce los beneficios en competencia que tienen este tipo de plantas en el mercado mayorista.

Asignación administrada para plantas existentesCon fin de asegurar el suministro de energía para el mediano plazo, se adelantó la asignación de las Obligaciones de Energía Firme para los siguientes períodos: Diciembre 2016 a noviembre 2017; diciembre 2017 a noviembre 2018, y diciembre 2018 a noviembre 2019.

Reglamentación de la Ley 1715: Autogeneración a gran escalaLa CREG reglamentó la actividad de autogeneración a gran escala (mayor a 1 MW) siguiendo lo estipulado en la Ley 1715 de 2014, así como el Decreto 2469 de 2014 que contiene los lineamientos en esta materia.

En el reglamento expedido se determinan las condiciones de conexión y medida para estos agentes, los mecanismos de respaldo y suministro de energía proveniente del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y finalmente las reglas para la entrega de excedentes a la red.

Respuesta de la demanda De acuerdo con los lineamientos esta-blecidos en el Decreto 2492 de 2014, “Por el cual se adoptan disposiciones en ma-

Criterios de confiabilidad para la operación del sistemaDurante la planeación de la operación se identificaron las situaciones en las que las contingencias en el sistema pueden causar energía no suministra-da. Para prevenir esta situación, el ope-rador del sistema debe recurrir a medi-das como limitaciones de generación o desconexión preventiva de demanda, aun cuando la probabilidad de ocurren-cia del evento sea muy baja.

Con el fin de minimizar el impacto de estas medidas en el sistema, la CREG propuso la modificación de los criterios utilizados para la planeación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN), de tal forma que se considere la probabilidad de ocurrencia de las contingencias y la severidad del impacto que generarían. Hasta la fecha de elaboración de este informe, este tema se encontraba en consulta con el fin de recibir los comentarios y aportes de todos los interesados.

En cuanto a las alternativas de modifi-cación en la forma como se asignan las OEF entre los generadores existentes, la Comisión planteó una primera propues-ta en la que la asignación sería el resulta-do de una subasta anual, y una segunda alternativa en que la repartición se haría priorizando a los generadores con meno-res costos variables.

Mecanismo para la participación de las Plantas no Despachadas Centralmente (PNDC)Las Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC), o plantas menores son aquellas plantas de generación que por su capacidad (menos de 20 MW) no están obligadas a presentar ofertas de precio y disponibilidad ante el operador de mercado. Este tipo de plantas puede participar en el mecanismo del Cargo por Confiabilidad siempre que tengan contratos de suministro suscritos.

La CREG evidenció que el mecanismo de participación de las PNDC en el Cargo

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nCAPÍTULO 1 ENERGÍA ELÉCTRICA

Transacciones internacionales de energíaMercado regional de corto plazo, rentas de congestión y remuneración de país en tránsito:

Durante 2015 y lo transcurrido de 2016, la CREG trabajó de forma conjunta con los organismos reguladores de Ecuador, Perú, Chile y Bolivia en la determinación de un nuevo marco regulatorio para la conformación de un mercado regional de energía. Los tres temas en que se trabajó fueron las reglas para el merca-do de corto plazo, el criterio para la re-partición de las rentas de congestión y la metodología de remuneración del país en tránsito.

Se está trabajando en modificar las re-glas de corto plazo en la Comunidad An-dina de Naciones (CAN), en la dirección de un modelo de transacciones de ener-gía de corto plazo, en el que las partes se comprometen a vender o comprar una cantidad de energía al precio que resul-te del despacho coordinado, el cual se realiza un día antes de la transacción. De igual forma se planteó la posibilidad de ajustar las cantidades y los precios pac-tados a través de un mercado intradiario.

Así mismo, la CREG propuso la utiliza-ción del valor de “Shapley”, que corres-ponde a la solución de un juego coopera-tivo entre varias partes, como criterio de repartición de las rentas de congestión, que son aquellas que surgen del diferen-cial de precios entre los mercados. La propuesta aceptada por todas las partes fue la de implementar, en una fase inicial del mercado, el criterio 50/50 en el que las rentas se reparten por partes iguales, y en una fase más avanzada, con la en-trada de otros países, revisar si esa regla se debe mantener.

Finalmente, la CREG comentó la pro-puesta de Ecuador y Perú con respecto a

la metodología de remuneración de país en tránsito. Dicha remuneración busca reflejar el costo de transmisión de ener-gía en que incurre un país intermedio, entre otros dos países que realizan un intercambio de energía.

Transmisión de energía eléctricaDurante 2015 y en lo corrido de 2016 se continuó con los análisis para la expedición de la metodología de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica. Adicionalmente, se aprobaron los ingresos relacionados con los proyectos de expansión aprobados mediante convocatorias públicas y por ampliaciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Avances en metodología de remuneración para el nuevo períodoDurante el primer trimestre de 2015 se llevó a cabo el proceso de divulgación de la propuesta elaborada por la CREG para la remuneración de la actividad de trans-misión de energía eléctrica. Para tal fin, se elaboraron y entregaron cartillas que explican en lenguaje sencillo el conteni-do de la propuesta, se llevaron a cabo audiencias públicas en las ciudades de Bogotá, Cali y Barranquilla y un taller de-dicado a la explicación de la propuesta, realizado en la ciudad de Medellín.

En el segundo y tercer trimestre del año se publicaron los resultados de los estu-dios sobre temas de calidad del servicio, gastos de administración, operación y mantenimiento y la guía de presentación de los planes de inversión. La CREG tra-bajó en el análisis de los comentarios en-

teria de implementación de mecanismos de respuesta de la demanda”, se definió que la CREG diseñara mecanismos de participación voluntaria de la demanda, en la que pueden ofertar reducciones de energía en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar obli-gaciones de energía firme, así como re-ducir los precios en la Bolsa de Energía y los costos de restricciones.

Para ello, la CREG estableció la respues-ta de la demanda en el mercado diario en condición crítica y trabajó en la imple-mentación de la participación de la de-manda en la subasta y en la asignación administrada del Cargo por Confiabili-dad. Lo anterior cumplió los objetivos del diseño de mecanismos de participación de la demanda para dar confiabilidad al SIN y respaldar las OEF del Cargo por Confiabilidad.

El diseño de mecanismos de participa-ción de la demanda para reducir los pre-cios en bolsa y el costo de restricciones se encuentra en análisis. Sin embargo, cabe resaltar que análisis previos de-terminaron que con el fin de reducir los precios en bolsa, en el caso de la par-ticipación de la demanda era necesario implementar un despacho vinculante. Al respecto, mediante circular la CREG presentó los siguientes documentos: propuesta para la implementación de un despacho vinculante; mercado orga-nizado para contratos de energía, y pro-puestas para el Cargo por Confiabilidad. Estos documentos fueron analizados por expertos internacionales con el ob-jeto de que presentaran recomendacio-nes independientes, las cuales fueron discutidas en un panel público realiza-do en Bogotá los días 5, 6 y 7 de octu-bre de 2016 en el marco de un trabajo coordinado con el Ministerio de Minas y Energía y el Departamento Nacional de Planeación.

viados por los interesados con respecto a los resultados de estos estudios, con el fin de revisar la propuesta planteada. Con base en lo anterior, en el primer tri-mestre de 2016, la CREG publicó una nueva propuesta de remuneración de la actividad.

Convocatorias en el STNLa CREG estuvo pendiente del desarrollo de los procesos de libre concurrencia adelantados por la UPME para seleccionar inversionistas que ejecuten los proyectos de expansión del STN.

En 2015 se expidieron ocho resoluciones que hicieron oficiales los ingresos de convocatorias relacionadas con diferentes planes de expansión en el STN, los cuales tienen que ver con la construcción de nuevas líneas y nuevas subestaciones. En lo corrido de 2016, hasta la fecha de elaboración de este informe se han expedido seis resoluciones oficializando los ingresos de las convocatorias en el STN.

Actualización de cargos de transmisiónEn 2015 se actualizaron los ingresos de la Empresa de Energía de Bogotá, Transelca, Intercolombia y CENS por la puesta en operación de varios activos mediante el mecanismo de ampliaciones, el cual está previsto en la regulación. Se aprobó en 2016 la resolución para Intercolombia por cambio en la representación de activos.

Distribución de energía eléctricaEn 2015 y en lo corrido de 2016, la CREG continuó con los análisis para la expedi-

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nCAPÍTULO 1 ENERGÍA ELÉCTRICA

ción de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica. Adicionalmente, se actualizaron los cargos por uso de las empresas por la entrada en operación de los proyectos en el sistema de transmisión regional.

Avances en metodología de remuneración para el nuevo períodoDurante el primer trimestre se llevó a cabo el proceso de divulgación de la propuesta elaborada por la CREG para la remuneración de la actividad de dis-tribución de energía eléctrica. Para tal fin se elaboraron y entregaron cartillas que explican en lenguaje sencillo el contenido de la propuesta, también se realizaron audiencias públicas en las ciudades de Bogotá, Cali y Barranqui-lla y un taller dedicado a la explicación de la propuesta, el cual tuvo lugar en Bogotá.

En el segundo y tercer trimestre del año se publicaron los resultados de los estudios sobre temas de calidad del servicio, gastos de administración, operación y mantenimiento y la guía de presentación de los planes de inversión. La Comisión trabajó en el análisis de los comentarios enviados por los interesados con respecto a los resultados de estos estudios, con el fin de revisar la propuesta planteada.

Con el objetivo de contar con información precisa de los activos eléctricos utilizados en la prestación del servicio de distribución, la Comisión adelantó la verificación del inventario de activos reportado por los operadores de red.

En el primer trimestre de 2016, la CREG publicó una nueva propuesta de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para comentarios de todos los interesados.

Convocatorias del Sistema de Transmisión Regional (STR)En lo corrido del 2016 hasta la fecha de elaboración de este informe, se expidie-ron las resoluciones que oficializan los ingresos anuales esperados para las empresas Exxon, Epsa, EEB y energía eléctrica de la región Caribe.

Actualización de cargos de distribuciónDurante 2015 se actualizaron los cargos de los operadores de red de Pereira, Caquetá, Cauca, Boyacá, Huila, Meta, Caldas, Antioquia, Valle, Tolima y la región Caribe, así como el Distrito Capital. Esta actividad es permanente y se desarrolla en la medida en que se reciben solicitudes de actualización de los operadores de red.

Remuneración del operador del mercado y sistema de energía eléctricaSe actualizaron los ingresos para el año 2016 del prestador de los servicios del Centro Nacional de Despacho (CND), del Administrador del Sistema de Intercam-bios Comerciales (ASIC), y del Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC). Para la actualización se consideran las activi-dades adicionales resultantes de la apli-cación de la regulación expedida durante el año 2015, así como la eficiencia alcan-zada por el prestador de estos servicios en la ejecución de los ingresos aproba-dos para este año.

Actualización del código de medidaTeniendo en cuenta que en el primer tri-mestre de 2014 se aprobó el nuevo có-digo de medida, a la fecha se adelantan

las tareas que quedaron pendientes por parte del Comité Asesor de Comercia-lización (CAC), el Consejo Nacional de Operación, y de los comercializadores del sistema interconectado. Se tiene programado la entrada en firme de todo el esquema de medida y reporte de las fronteras comerciales en 2016.

Comercialización de Energía EléctricaDurante 2014, se publicó la nueva me-todología para la remuneración de la comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, con el reconoci-miento de todos los costos en los que se incurre en la actividad de comercia-lización. De igual forma, la misma reso-lución prevé que los comercializadores integrados con el operador de red solici-ten a la Comisión el reconocimiento del costo base de comercialización, el ries-go de cartera para usuarios ubicados en áreas especiales y el riesgo de cartera para usuarios tradicionales en cada uno de los mercados de comercialización.

En cumplimiento de la metodología y a la fecha de publicación de este informe, de las 29 empresas integradas con el distribuidor 19 contaban con resolucio-nes aprobadas, de las cuales se eviden-ciaban cuatro con recursos de reposi-ción en curso, cinco con cargos que se presentarán a consideración en sesión CREG y cinco que, conforme lo estable-ce la metodología, se resolverán cuando quede en firme la totalidad de los actos administrativos.

Metodología fórmula tarifaría para usuarios reguladosA finales de 2015, se expidió la resolución a consulta de la fórmula tarifaria general

que permite a los comercializadores minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

Zonas No Interconectadas (ZNI)

Metodología generalLas Zonas No Interconectadas (ZNI) corresponden a los municipios, corregi-mientos, localidades y caseríos no co-nectados al Sistema Interconectado Na-cional (SIN). Estas zonas representan el 66% del territorio nacional, con una capa-cidad instalada de alrededor de 165 MW.

La Comisión trabajó en la elaboración del nuevo marco regulatorio para las ZNI, definiendo una metodología de remuneración para las actividades de generación (G), distribución (D) y comercialización (C) de energía eléctrica

en dichas zonas, orientada a incentivar la prestación eficiente del servicio, incluyendo una regionalización del país que considera, para la estimación de costos, las características propias de cada zona tales como: transporte de combustible, horas de prestación del servicio y potenciales energéticos, entre otros.

En este contexto, en 2015 la CREG desarrolló talleres de socialización de la propuesta regulatoria con las entidades interesadas (MME, UPME, IPSE y SENA).

Se espera que durante el cuarto trimestre de 2016 sea publicada la metodología definitiva para dar inicio a un nuevo periodo tarifario.

Áreas de servicio exclusivoUn área de servicio exclusivo es el área geográfica correspondiente a los municipios, cabeceras municipales o centros poblados sobre las cuales el Ministerio de Minas y Energía otorga exclusividad mediante contratos a una

empresa para la prestación del servicio de energía eléctrica.

En el año 2015, con el fin de difundir ampliamente el contenido el proyecto de resolución, mediante el cual se definen los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse los prestadores del servicio público domiciliario de energía eléctrica de un área de servicio exclusivo en las ZNI, la Comisión realizó una serie de audiencias públicas en las ciudades de Leticia y Bogotá, con transmisión remota en Manizales, Cumbal, Cumaribo y Medellín.

Así mismo, la CREG trabajó para fortalecer la propuesta regulatoria con los comentarios y aportes recibidos de los agentes interesados durante el periodo de consulta.

La metodología definitiva fue aprobada en sesión CREG y se espera que la misma sea publicada durante el tercer trimestre del año 2016 para dar inicio a un nuevo periodo tarifario.

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GAS NATURAL

Mercado Mayorista de Gas Natural en ColombiaLuego de la reglamentación que en 20131 hizo la CREG sobre los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del regla-mento de operación de gas natural, se han llevado a cabo tres procesos de co-mercialización bajo estas reglas, y con el soporte del gestor del mercado desde el último año.

En 2015, los vendedores y los compra-dores del mercado mayorista de gas natural dieron aplicación al mecanismo de negociación directa durante las dos primeras semanas del mes de octubre.

Por otra parte, debido a las perspecti-vas energéticas para finales de 2015 e inicios de 2016, se establecieron reglas adicionales de carácter particular para la comercialización de gas natural que permitiera maximizar las cantidades en el mercado.2 En ese orden de ideas, los productores y comercializadores pudie-ron ofrecer y negociar excedentes de gas durante el mes de octubre, poste-rior a las negociaciones directas.

En julio de 2016 la Comisión sometió a consulta una propuesta tendiente a modificar los tipos de contratos de su-ministro de gas que se transan en el mercado mayorista de gas. Esta pro-puesta es el resultado de las evaluacio-nes internas realizadas a la regulación adoptada en la Resolución CREG 089 de

2013, aplicable al mercado mayorista de gas natural. En esta propuesta tam-bién se plantea compilar la Resolución CREG 089 de 2013, pues ha sido modifi-cada con otras resoluciones.

Las anteriores disposiciones permi-tieron celebrar contratos que corres-ponden al 25% del gas contratado ac-tualmente con naturaleza firme en el mercado, del cual un poco más de la tercera parte son contratos que han resultado de la comercialización de ex-cedentes cuya vigencia es inferior a un año.

Adicionalmente, el 12 de noviembre de 2015 se llevó a cabo la primera subasta de capacidad de transporte del merca-do secundario, la cual fue adelantada por el gestor del mercado de gas natu-ral, en donde se puso a disposición de los participantes del mercado la capa-cidad de transporte excedentaria de los agentes que no utilizarían la misma en la vigencia 2015-2016. Hubo oferta para 15 rutas del sistema nacional de trans-porte, y como resultado se adjudicaron 300 KPCD en la ruta Cusiana – Usme a un precio de 1.49 USD/KPC.

Ahora la Comisión deberá hacer un aná-lisis de los resultados obtenidos y estu-diará la pertinencia de realizar ajustes regulatorios al esquema de subasta.

En lo que resta del segundo semestre de 2016 se analizarán los comentarios que se reciba la Comisión para proceder a elaborar la versión definitiva, que se espera sea aprobada en el primer se-mestre de 2017.

Gestor del Mercado de Gas NaturalEn el mes de julio de 2014 se seleccionó a la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) como gestor del mercado de gas natural3, con base en las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 124 de 2013 y aquellas que la han modificado.

En concordancia, la Bolsa Mercantil de Colombia inició la prestación de sus servicios el 5 de enero de 2015, dándose así inicio a una nueva etapa con el objetivo buscar la estandarización, liquidez y transparencia del mercado mayorista de gas natural en el país.

Durante el primer semestre de operación del gestor del mercado, éste recopiló información transaccional y operativa producto del ejercicio diario de cada una de las empresas del sector a través del Boletín Electrónico Central (BEC), el cual fue diseñado y puesto en funcionamiento desde el momento de inicio de la prestación del servicio y se puede consultar en la página www.bmcbec.com.co.

Actualmente, el gestor del mercado cuenta con 123 agentes registrados4, los cuales ejecutan y reportan la totalidad de los negocios en producción, transporte y comercialización de gas en el país.

Asimismo, el gestor ha venido llevando a cabo las subastas de “úselo o véndalo” de corto plazo para suministro y trans-porte desarrolladas diariamente, subas-tas de contratos con interrupciones y su-

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CAPÍTULO 2

Gas Natural

1 Resolución CREG 089 de 20132 Estas disposiciones están contendidas en la Resolución CREG 170 de 2015 y sus modificaciones3 Resolución CREG 094 de 20144 Informe del Gestor del Mercado de Gas Natural en Colombia, primer semestre de 2015. http://www.bmcbec.com.co/wp-content/uploads/2015/07/

Informe-Mercado-de-Gas-Final-Julio-17-de-2015.pdf

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nCAPÍTULO 2 GAS NATURAL

de consulta, que tienen relación con la actividad de transporte, como se mues-tra a continuación:

Metodología de remuneración Frente a la metodología de remunera-ción, en 2015 la CREG realizó análisis tendientes a establecer la nueva meto-dología que será sometida a consulta de la industria y terceros interesados. Para estos análisis se tuvieron en cuen-ta (i) estudios realizados en 2014 sobre valoración de activos de transporte, (ii) información reportada en 2015 por los transportadores y (iii) planteamientos y observaciones entregadas por parti-cipantes del mercado de gas en reunio-nes de trabajo realizadas en 2015 en la CREG.

En julio de 2016, la Comisión aprobó la resolución mediante la cual sometió a consulta la propuesta de la nueva meto-dología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural. De acuer-do con los requerimientos legales, esta propuesta fue presentada al público en

bastas de contratos firmes bimestrales, estas últimas realizadas con una periodi-cidad mensual.

En la página web citada anteriormente se pueden consultar los informes emiti-dos por el gestor del mercado, relaciona-dos con los indicadores de gestión y la operatividad del mercado de gas natural, de acuerdo con sus servicios. Adicional-mente, la Bolsa Mercantil de Colombia publica los informes de las correspon-dientes auditorías al cálculo de los indi-cadores de gestión.

Vale la pena destacar que los servicios que presta el gestor del mercado permi-ten el acceso a información que le brinda transparencia al mercado y asimismo, permite una evolución hacia mercados transaccionales y en competencia, con estandarización y concentración de la información como lo establece la regu-lación.

Para el segundo año de prestación de servicios del gestor del mercado de gas natural en Colombia, se espera el forta-lecimiento de su operación y un impacto en favor de la transparencia del mercado con la información que está generando.

Revisión del mecanismo de actualización de precios de contratos de suministro de gasLos incrementos en precios en el mer-cado mayorista de gas ocurridos en di-ciembre de 2014 llevaron a la Comisión a revisar el mecanismo vigente de ac-tualización de precios en contratos de más de un año de suministro de gas.

Esta revisión, concebida con el fin de analizar las posibles imperfecciones existentes de la regulación vigente, identificó y evalúo distintas alternati-vas que permitirían mejorar los proce-sos de formación de precios del mer-

general en audiencias públicas realiza-das en el tercer trimestre de 2016. En el diseño de la metodología, la CREG conti-nuó con su misión de lograr cargos efi-cientes, tanto para los transportadores como para los usuarios. Para este fin, la CREG ha seguido los criterios de ley de eficiencia económica, neutralidad, soli-daridad, redistribución, suficiencia finan-ciera, simplicidad y transparencia.

Los siguientes ajustes en la metodolo-gía, en opinión de la Comisión, contribu-yen al logro de la misión señalada:

En cuanto a Inversiones en Aumen-to de Capacidad (IAC), éstas solo se reconocen en tarifa cuando su ejecutor las ponga en operación. ¿Cuál es el reto? Que los transpor-tadores tengan el incentivo de po-ner en operación los proyectos de infraestructura de manera oportu-na y, en este sentido, para los usua-rios resulte transparente el cobro de las inversiones.

Frente a la incertidumbre del va-lor a reconocer en las inversiones, la Comisión diseñó un modelo de

cado mayorista en el corto, mediano y largo plazo.

Los resultados de la misma condujeron a que la CREG profiriera resoluciones a lo largo del año 2015 en donde se fija-ron nuevas reglas de actualización de precios que afectan la contratación ma-yorista de gas, bajo los mecanismos de comercialización dispuestos por regu-lación. También se brindaron opciones a los participantes del mercado con contratos vigentes para que alcanzasen acuerdos enmarcados dentro del prin-cipio de la voluntad de las partes y que permitiesen ajustes de acuerdo con los riesgos intrínsecos a sus negocios.

Finalmente, en 2016 se continúa con el seguimiento del mercado, y en particular la formación de precios. En ese orden de ideas el propósito es ajustar la regula-ción vigente del mercado mayorista con-forme se requiera.

Transporte de gas naturalPara 2015 la CREG planteó desarrollar la nueva metodología para remunerar la actividad de transporte de gas natural y aprobar cargos regulados para sistemas de transporte cuyos cargos cumplieron su período tarifario. También se planteó ajustar los cargos regulados de aque-llos sistemas de transporte que tienen gasoductos que cumplieron la vida útil regulatoria de 20 años.

En el mes de julio de 2016 la CREG pre-sentó el proyecto de resolución para consulta relacionado con la metodología general que regirá la actividad de trans-porte de gas natural en el siguiente pe-ríodo tarifario.

En 2015 y 2016 también se tomaron va-rias decisiones, unas particulares y otras

valoración de gasoductos y de compresores, el cual es conocido por los agentes. ¿Cuál es el reto? Eliminar la incertidumbre sobre los valores que el regulador considera eficientes.

Con referencia a la precisión de los valores de las inversiones que reconoce la CREG, y al considerar que las empresas pueden tener mayores costos o ahorros al mo-mento de ejecutar un proyecto, se diseñó un menú de contratos en donde se comparten mayores costos o ahorros entre la empre-sa y los usuarios. ¿Cuál es el reto? Obtener el valor eficiente de las in-versiones a partir de los valores de referencia de la CREG y los reales presentados por el transportador cuando ejecute el proyecto.

En los costos de los combustibles de los compresores, en la meto-dología se adopta una disposición para que los usuarios solo paguen lo que efectivamente consumen los compresores cuando se pren-den. ¿Cuál es el reto? Que efectiva-mente esa disposición genere se-ñales de eficiencia y transparencia.

Expansión oportunaEn materia de expansiones el reto con los ajustes en la metodología, y con las otras disposiciones que se están desa-rrollando, es generar los incentivos para que se ejecuten las inversiones requeri-das de manera oportuna.

En lo que atañe a la metodología de transporte de gas los incentivos para que las empresas ejecuten las inversio-nes cuando las necesita la demanda son los siguientes:

La posibilidad de remunerar nue-vas inversiones de IAC en 10 años.

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Un modelo de valoración de ga-soductos y compresores conoci-do.

Un menú de contratos para com-partir entre transportador y re-mitentes parte de los posibles mayores costos o ahorros en la ejecución de los proyectos.

El reconocimiento en tarifa de las inversiones solo cuando éstas en-tren en operación.

La posibilidad de que los produc-tores comercializadores, a través de la figura de los gasoductos de conexión, puedan entregar el gas en cualquier punto de la red, cuan-do el transportador no esté intere-sado en hacer esas inversiones.

Se espera adoptar la metodología definitiva a finales de 2016 o comienzos de 2017.

A través de las siguientes disposiciones, la CREG sometió a consulta los siguientes proyectos que apuntan a que en la red de transporte se hagan los proyectos de expansión de manera oportuna:

La CREG sometió a consulta un proyecto para implementar es-quemas de ‘open seasons’ en la red de transporte de gas.

Así mismo sometió a consulta un proyecto para implementar los procedimientos a seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas mediante procesos de selección.

Nuevos cargos de transporte En 2015, la Comisión adoptó cargos para un nuevo período tarifario para los gasoductos del Ariari y de Sardinata - Cúcuta. En el primer caso, los nuevos cargos presentan una variación mínima

En general, los cargos de transporte representan para el usuario regulado el 20% de la tarifa final y para el usuario no regulado 30%.

Por otra parte, por el efecto del cumplimiento de los periodos de vida útil normativa, en 2015 la CREG decidió sobre los valores de reposición a nuevo, para cuando se repongan los gasoductos, y sobre los valores de reposición, para cuando no se repongan los gasoductos, de un conjunto de gasoductos de las empresas Promigas S.A. E.S.P., TGI S.A. E.S.P. y Promioriente S.A. E.S.P.

En 2016, de acuerdo con la metodología, le corresponde a la CREG hacer los ajustes tarifarios en los cargos para reflejar los nuevos valores de reposición, teniendo en cuenta la declaración de las empresas en cuanto a si reponen o no los gasoductos.

En el caso de Promigas, los gasoductos objeto de la determinación de los valores de reposición fueron: Manaure – Uribia, Dibulla, Aracata y Fundación, Polonuevo, Guepajé – Magangué, Magangué, Sincé, Ponedera, Cicuco Mompox, Juan Arias, Camilo Torres, Planeta Rica, Buenavista y Atunes Corelca.

En el caso de TGI Morichal – Yopal, Galán, Yarigüies - Puente Sogamoso, Yarigüies - Puerto Wilches, Z. Industrial Cantagallo - Cantagallo, Ramal Cantagallo - San Pablo, Ramal Galán - Casabe – Yondó, Cusiana – Apiay, Apiay - Usme, Apiay - Villavicencio - Ocoa, y Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar. En el caso de Promioriente el gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6”.

En 2016 la CREG, en aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010, tomó las siguientes decisiones:

Se resolvió recurso de 10 ga-

soductos de la empresa TGI S.A. E.S.P. que cumplieron con el pe-riodo de vida útil normativa.

Se decidió el valor de reposición a nuevo de 8 gasoductos de la empresa TGI S.A. E.S.P. que cum-plieron con el periodo de vida útil normativa.

Desbalances y compensaciones La CREG identificó la necesidad de regular la operación del Sistema Nacional de Transporte de Gas (SNT) para corregir los desequilibrios que se estaban generando entre la entrada y salida de gas. Estos desequilibrios, conocidos como desbalances y variaciones de salida, alteran toda la cadena de transporte y, por tanto, pueden conducir a situaciones significativas de riesgo. En consecuencia, la CREG adoptó una regulación que incentiva a los remitentes del SNT a corregir y controlar sus flujos de gas, a la vez que establece roles adicionales para los transportadores. Esta regulación se puso en marcha en el segundo semestre

de 2015. Durante 2016 la Comisión debe revisar su evolución.

Ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural En marzo de 2016, la Comisión sometió a consulta una propuesta tendiente a establecer los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural a través de procesos de selección. Esta propuesta se desarrolló en virtud de lo establecido en el Decreto 2345 de 2015 y en la Resolución 40052 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía. Cabe aclarar que el plan de abastecimiento de gas debe ser aprobado por el Ministerio de Minas y Energía a partir de estudios técnicos que realice la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Se espera adoptar la versión definitiva de esta regulación antes de finalizar 2016.

frente a los cargos del período tarifario anterior. Con este gasoducto se atiende la demanda de gas residencial y vehicular en los municipios de Guamal, San Martín y Granada, en el Meta.

En el segundo caso, la revisión tarifaria para el nuevo periodo concluyó en un incremento tarifario en los cargos de transporte, aproximadamente del 12% en la pareja de negociación más frecuente.

También se adoptaron cargos para el gasoducto proyectado entre Aguazul y Yopal, en Casanare, cuya inversión se estima en 13 millones de dólares. Con la construcción de este gasoducto la ciudad de Yopal quedaría conectada con el sistema nacional de transporte de gas natural que comunica a la Costa Atlántica con el interior del país.

Revisión y ajuste de cargos de transporteEn 2015 se revisaron los cargos de dos empresas de transporte, Transmetano E.S.P. y Promioriente S.A. E.S.P. con el fin de incluir inversiones en estaciones de compresión necesarias para garantizar la prestación del servicio de transporte de gas en Antioquia y para permitir el ingreso del gas del campo de Gibraltar al sistema nacional de transporte de gas.

En el caso del compresor en el sistema de Transmetano, la inclusión del valor del compresor y del ajuste de las demandas significó un incremento tarifario en los cargos de transporte, aproximadamente del 0,8% en la pareja de negociación más frecuente.

En el caso de Promioriente, el efecto de incluir el valor de la inversión del compresor significó un incremento tarifario en los cargos de transporte, aproximadamente del 23% en la pareja de negociación más frecuente.

Distribución y comercialización de gas combustible por redes de tuberíaEn el año 2015, surgió la necesidad de ajustar la metodología de distribución y para ello se expidieron tres resolucio-nes: La primera modificó el plazo para la presentación de solicitudes tarifarias, la segunda resolución aclaró los costos de las unidades constructivas para valorar los activos que, construidos con pos-terioridad al 31 de diciembre de 2013 y en ésta misma resolución, se incluyó la actualización mensual de los cargos por poder calorífico real y se modificó la fecha de corte del 30 de junio de 2014 al 31 de diciembre del mismo año. En la tercera resolución se estableció el cronograma para que las empresas presentaran sus solicitudes a través del aplicativo “Apligas”, una herramienta que es utilizada por las empresas y la CREG para elaborar solicitudes tarifarias y la fijación de cargos.

En 2015 también se publicó el documen-to que contenía la definición de las fun-ciones para determinar la remuneración eficiente de los gastos de AOM para las actividades de distribución y comerciali-zación de gas combustible por redes de tubería, y de otros activos para la activi-dad de distribución. También se perfec-cionó el aplicativo “Apligas”. Finalmente, en octubre del 2015 se recibieron las so-licitudes tarifarias de los mercados exis-tentes que cumplían periodo tarifario.

En los meses de noviembre y diciembre de 2015 y durante el primer semestre del año 2016, se analizaron las solicitu-des tarifarias recibidas por los agentes para la aprobación de cargos. Sin em-bargo, en este proceso se encontraron inconsistencias en la información que

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incidían en el cálculo de los cargos de distribución y que implicaban un trasla-do de costos ineficientes e innecesarios a los usuarios. De acuerdo con lo ante-rior se expidió una resolución que revocó parcialmente apartes de la metodología de distribución definida en la Resolución CREG 202 de 2013, específicamente en los temas relacionados con (i) gastos de administración, operación y mante-nimiento (AOM), (ii) Otros Activos, (iii) mercados financiados con recursos pú-blicos, y (iv) demanda.

Así mismo, teniendo en cuenta que la metodología de distribución quedaba sin algunos criterios para la determina-ción de los cargos, se expidió una nueva propuesta para consulta con el fin de es-tablecer los aspectos relacionados con gastos de Administración, Operación y Mantenimiento – AOM, otros activos, demanda y la definición de los cargos en mercados financiados con recursos públicos para la aplicación de la metodo-logía de remuneración de distribución de gas, consignada en la Resolución CREG 202 de 2013.

Modificaciones a la facturación en sistemas de distribución de gas combustible por redes de tuberíaDebido a que el volumen del gas com-bustible cambia con la presión atmos-férica y la temperatura ambiente, para la facturación en sistemas de gas combus-tible por redes de tubería se hace nece-sario el uso de factores de corrección de volumen, los cuales permiten cuantificar la cantidad de gas consumido por cada usuario teniendo en cuenta los efectos de la presión y de la temperatura del sitio donde este reside.

En 2015 se expidió la Resolución CREG 033 mediante la cual se modificaron es-tos factores de corrección, con el fin de

que el volumen facturado a cada usuario refleje el volumen real consumido. Adi-cionalmente, mediante esta resolución también se modifican las fórmulas para el cálculo de pérdidas en los sistemas de distribución de gas combustible.

Así mismo, al conducir gas por redes de tubería en las ciudades, se pierden pe-queñas cantidades de gas por fugas o mantenimientos. A estas cantidades se les da el nombre de pérdidas de gas en el sistema de distribución. Las pérdidas de gas se calculan como la diferencia entre el gas que entra a las redes de tubería o sistema de distribución y el gas que sale de este.

La regulación vigente establece que el usuario debe pagar por pérdidas de gas hasta un máximo establecido de 3.7% del gas que entró al sistema. Cuando las pérdidas superan este porcentaje, la empresa es la que debe asumir este costo. Este porcentaje se fijó como un in-centivo para que las empresas distribui-doras gestionaran las pérdidas de sus sistemas. Existen algunos casos en los que las pérdidas de gas de un sistema pueden ser negativas, lo que significa que sale más gas del que entra al siste-ma de distribución. Esta inconsistencia se presenta principalmente debido a problemas de medición. La regulación vigente establece que, en estos casos, el usuario no debe asumir ningún costo por pérdidas y su tarifa debe disminuir. La re-ducción de la tarifa se calcula teniendo en cuenta el porcentaje de pérdidas ne-gativas, hasta un límite de -3.7%.

En el 2016 se expidió la Resolución me-diante la cual se hizo público el proyecto de resolución para eliminar el límite mí-nimo establecido de -3.7%, de tal forma que cuando los sistemas de distribución presenten pérdidas menores a este valor, se tome el valor real de las pérdidas, lo que puede reflejarse en una reducción mayor de la tarifa del usuario.

todología de distribución, se procedió a archivar las actuaciones administrativas para los mercados existentes. No obs-tante, para los mercados nuevos y en aras de garantizar la prestación del ser-vicio en los municipios y centros pobla-dos que conforman dichos mercados, se establecerán unos cargos de distribu-ción transitorios hasta tanto se expida la metodología que complemente la Reso-lución CREG 202 de 2013 en sus temas revocados.

De esta manera, hasta la elaboración de este informe, en 2016 se han atendido 11 solicitudes tarifarias para mercados nuevos, de las cuales se expidieron vein-tidós 22 resoluciones que aprobaron car-gos de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería para 21 municipios y 18 centros pobla-dos, beneficiando a 62.981 usuarios.

Actualmente están en trámite 18 solici-tudes tarifarias de aprobación de cargos de distribución y comercialización para mercados nuevos.

Metodología de comercialización de gas combustible por redes de tuberíaEn el 2015 y primer semestre del 2016 se trabajó en la metodología para la remuneración de la actividad de co-mercialización. Para esto se ha consi-derado los gastos de Administración Operación y Mantenimiento (AOM) para la actividad de comercialización y se consideraron aspectos para determinar el margen de comercialización, el riesgo de cartera y la posibilidad de incluir den-tro de la metodología la remuneración del costo del ciclo efectivo y la variación en los componentes de precio y trans-porte de gas.

Confiabilidad de gas naturalDurante el 2015 se desarrollaron, en conjunto con la Universidad Tecnológica de Pereira, mantenimientos del aplica-tivo de confiabilidad a fin de tener una descripción más detallada del sistema nacional de transporte, modelación por capas a fin de valorar proyectos por re-giones e interactuar con el aplicativo de pérdidas a fin de caracterizar la deman-da por cada punto de salida de la red de transporte.

Por decisión de política, el Ministerio de Minas y Energía le asigno la función de determinar los proyectos por confiabli-dad a la UPME. Por esta razón, se entre-gó el aplicativo a dicha entidad, así como se realizó una capacitación a la UPME para el uso del mismo.

Prestación del servicio público domiciliario de gas combustible con biogásEn 2012 la CREG adoptó las normas apli-cables al servicio público domiciliario de gas combustible con biogás, sin embar-go en 2015 se identificaron limitantes en dicha regulación teniendo en cuenta los grandes avances que ha tenido esta tec-nología como fuente local de energía y solución ambiental en el mundo.

Durante 2016, la Comisión analizó el estado actual del mercado del biogás a nivel mundial y nacional, identificó a los actores interesados en la generación con biogás y concluyó que es necesario avanzar hacia una regulación que permi-ta el desarrollo de este servicio y defina las condiciones del mercado en el terri-

Aprobación cargos de distribución y comercializaciónLos cargos de distribución y comercia-lización de gas remuneran a las empre-sas la prestación del servicio en dichas actividades. El cargo que se define esta-blece una señal económica para que los prestadores del servicio tomen sus deci-siones de inversión y atención de usua-rios en los municipios de interés.

Durante 2015, se atendieron 17 solicitu-des tarifarias de las cuales se expidieron 30 resoluciones que aprobaron cargos de gas combustible por redes de tubería para 58 municipios y 13 centros pobla-dos, beneficiando a 51.253 usuarios.

Ahora bien, de acuerdo con el cronogra-ma definido mediante Circular CREG 111 de 2015, y conforme a lo definido en la Resolución CREG 141 de 2015, la cual modifica la Resolución CREG 202 de 2013, entre el periodo del 7 al 30 de oc-tubre de 2015 las empresas que prestan servicio de gas combustible por redes en mercados relevantes de distribución que cumplieron periodo tarifario, realiza-rán el proceso de reporte de información correspondiente a las solicitudes de car-gos de distribución de gas combustible por redes de tubería para los mercados existentes que hubieren concluido su periodo tarifario, o que no lo hubieren concluido pero que decidieron acogerse a lo establecido en el numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Dado ese cronograma, las empresas distribuidoras de gas combustible pre-sentaron 107 solicitudes tarifarias for-males de aprobación de cargos para los diferentes mercados relevantes de distri-bución, para el siguiente periodo tarifario que consideran mercados existentes y nuevos.

Teniendo en cuenta lo definido en la re-solución que revoca apartes de la me-

torio nacional, las tarifas, y las condicio-nes de calidad y seguridad del biogás para garantizar una óptima prestación del servicio.

En este sentido, la CREG trabajó en un proyecto de resolución donde se estable-cen las reglas generales para la presta-ción del servicio público domiciliario de gas combustible con biogás para indus-triales, zonas aisladas y zonas interco-nectadas al SIN y se espera la participa-ción activa de los agentes en la consulta, para ser tenidos en cuenta en la expedi-ción de la resolución definitiva.

Metodología para el cálculo de la tasa de descuentoEn 2015, se expidió la resolución que establece los valores de la prima por diferencias entre el esquema de remu-neración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia y la tasa de descuento WACC, para la actividad de distribución de gas combustible. En esta resolución se definió, desde 2015 en adelante, el WACC correspondiente para cada uno de los años.

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GAS LICUADO DE PETRÓLEO GLP

Comercialización mayorista de GLP

Redefinición del costo de oportunidad para el productorEl precio máximo que puede recibir el pro-ductor del Gas Licuado de Petróleo (GLP) por cada unidad vendida (kilogramo) es determinado por la CREG mediante una fórmula. De acuerdo con el marco regu-latorio actual, el precio máximo regulado debe reflejar el costo de oportunidad del productor, el cual indica el valor que reci-biría el productor por vender el GLP en su segunda mejor alternativa.

Ante la caída de los precios internaciona-les de butano y propano (componentes principales del GLP) y el aumento de los precios del gas natural en el mercado in-terno, el principal productor de GLP del país (Ecopetrol) redujo sustancialmente su oferta para el servicio público domi-ciliario, en la medida en que le resultaba más rentable utilizar GLP como combus-tible en la refinería en lugar de gas natu-ral, que ofrecerlo en la Oferta Pública de Cantidades (OPC), que corresponde al mecanismo mediante el cual se vende GLP para el servicio público domiciliario.

La reducción en la oferta de GLP resul-ta de un cambio en el costo de oportu-nidad del productor. En el momento de determinar el precio máximo regulado, la CREG identificó que el costo de opor-tunidad del productor era venderlo en el mercado exterior (Resolución CREG 066 de 2003). En consecuencia, la fórmula del precio máximo se fijó como un pro-medio ponderado de los precios diarios

del butano y el propano en el mercado internacional, lo que reflejaría un precio de paridad exportación, es decir lo que recibiría el productor si exportara el GLP.

Teniendo en cuenta lo anterior, con la caída en los precios internacionales, el mercado exterior dejó de ser la segunda mejor alternativa de uso de GLP y pasó a ser más atractivo para el productor utilizarlo como combustible en la refine-ría. Con el fin de incentivar al productor a ofrecer el GLP en el mercado nacional para el servicio público domiciliario, la CREG redefinió el costo de oportunidad para el productor de GLP y por ende se modificó la fórmula que define el precio máximo regulado.

El nuevo costo de oportunidad reconoce que el productor tiene la posibilidad de sustituir gas natural por GLP en la refi-nería, por lo que la fórmula reconoce en el precio del GPL el costo del gas natural puesto en refinería. Gracias a esta re-definición, la oferta de Ecopetrol para la

OPC de mayo de 2015 a junio de 2016 aumentó con respecto a lo ofrecido an-teriormente.

En la figura 1 se presenta el impacto de la redefinición del costo de oportunidad en el mercado de GLP. La línea roja pun-teada muestra la oferta realizada por Ecopetrol para la OPC que debería cubrir el periodo de marzo de 2014 a marzo de 2015, mientras que en la línea verde pun-teada se muestra lo que se ofertó final-mente para el periodo de junio de 2015 a junio de 2016.

Actualización del balance oferta demanda para las fuentes con precio reguladoA efectos de dar cumplimiento a los fi-nes y objetivos perseguidos por la regu-lación en materia de comercialización mayorista de GLP5, y teniendo en cuenta el seguimiento del mercado y el compor-tamiento de los agentes participantes

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CAPÍTULO 3

Gas Licuado de Petróleo GLP

Figura 1: Evolución de la oferta y la demanda de GLP en la oferta pública de cantidades (OPC)

Fuente: CREG

5 Resolución CREG 053 de 2011 y sus modificaciones: Reglamento de Comercialización Mayorista de GLP

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nCAPÍTULO 3 GAS LICUADO DE PETRÓLEO GLP

En el 2015 se presentó la propuesta inicial a los agentes interesados, durante el pri-mer trimestre del año 2016, la Comisión llevó a cabo una serie de talleres en Bo-gotá y Medellín con el fin de familiarizar a los diferentes agentes de la cadena de GLP con el mecanismo de subastas si-multáneas de reloj ascendente, las cuales hacen parte de los ámbitos de comercia-lización propuestos para el nuevo marco de comercialización mayorista de GLP.

Transporte de GLP

Metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de transporte de GLP por ductosDurante el año 2015, la CREG expidió las bases sobre las cuales realizará los estudios para determinar la metodología tarifaria para la remuneración del trans-

del mismo, en el primer trimestre del año 2016 la Comisión expidió una resolución con medidas regulatorias de carácter ge-neral donde se actualiza el balance ofer-ta demanda para las fuentes de GLP con precio regulado.

Las disposiciones contenidas en la men-cionada resolución permiten la adecuada estimación que se debe hacer del balan-ce entre oferta y demanda, sujetándose a la señal de precio que se ha dado con respecto al costo de oportunidad de GLP, de acuerdo con la metodología definida para la remuneración de este producto.

Finalmente, la Comisión ajustó el meca-nismo de OPC adicional, pasando de una situación en la que se restringe la can-tidad de producto adicional que pueda ser ofrecido por fuera de una OPC, a una situación en la que, durante el período de ejecución de los contratos resultantes de la OPC, sea posible ofrecer producto mediante el mecanismo de OPC adicio-nal sin restricción a las cantidades. Lo anterior se acompañó de disposiciones que preserven el mecanismo de asigna-ción de producto establecido en la regu-lación vigente.

porte de combustibles líquidos y GLP por ductos.

El desarrollo de la nueva metodología de remuneración contempla una revi-sión general de los principios económi-cos a la luz de la información técnica, que permita definir el modelo tarifario a aplicar en el próximo período tarifa-rio. El análisis incluye las componen-tes generales que afectan la remune-ración, incluida la inversión, los gastos de AOM y la demanda.

Las principales variables a estudiar en el cálculo tarifario son: i) los valores efi-cientes de las inversiones; ii) los valores eficientes de los gastos de administra-ción, operación y mantenimiento; iii) la caracterización de la demanda; iv) la tasa de descuento y v) la estructuración de cargos fijos y/o variables.

Así mismo se contempla un análisis que permita generar señales de expansión y finalmente una revisión y compatibiliza-

Estudio para el desarrollo del nuevo marco de comercialización mayorista de GLPEl marco de comercialización mayoris-ta se conforma con todas las normas que definen las reglas bajo las que los compradores y vendedores de GLP en grandes cantidades deben llevar a cabo transacciones. Desde el año 2013, la CREG trabaja en la definición del nuevo marco de comercialización mayorista de GLP, puesto que el periodo de 5 años de vigencia del actual régimen ha finalizado y se pueden llevar a cabo los ajustes y cambios necesarios.

La CREG llevó a cabo un diagnóstico del marco regulatorio actual, el cual fue el punto de partida para la propuesta inicial de modificación del marco de comerciali-zación mayorista de GLP. Esta propuesta se validó y complementó con un estudio contratado a una firma de consultores internacionales (Estudios Energéticos Consultores) expertos en el tema.

Como parte del estudio, la CREG con-vocó dos talleres con los agentes inte-resados para socializar los resultados encontrados por los consultores y recibir las inquietudes y comentarios corres-pondientes, con el fin de que el estudio incorporara la visión de la industria, tan-to de los compradores como de los ven-dedores de GLP al por mayor.

A partir de los resultados encontrados con el estudio contratado, la CREG ela-boró una nueva propuesta de marco de comercialización mayorista que tiene como objetivos fundamentales permitir la contratación a largo plazo, reducir la volatilidad del precio del GLP, incentivar la entrada de nuevos jugadores en el lado de la oferta y diseñar un mecanis-mo eficiente de formación de precios y asignación de cantidades.

ción de las estructuras de remuneración de propanoductos y poliductos. En la Fi-gura 2 se presenta de manera esquemá-tica los temas a estudiar:

Reglamento único de transporte Durante 2015, la Comisión expidió un proyecto de resolución donde se presen-ta la propuesta de reglamento único de transporte de combustibles líquidos y gas licuado de petróleo por ductos.

Código de medida de GLPEn 2015, la Comisión publicó un pro-yecto de resolución donde se define el Código de Medida de Gas Licuado de Petróleo, el cual permitirá garantizar la determinación de cantidad y calidad del GLP dentro de los límites técnicos acep-tables, para asegurar la transferencia de custodia y entrega final del GLP dentro de la prestación eficiente del servicio público domiciliario esencial de la distri-bución de gas combustible, de conformi-dad con la Ley 142 de 1994.

En este contexto, quienes estarán suje-tos a las disposiciones del mencionado código son los agentes que compran y venden GLP bajo alguna de las siguien-tes figuras: el comercializador mayoris-ta, el transportador de GLP, los distribui-dores y los usuarios no regulados. Dicho código aplicará únicamente a las mez-clas comerciales de GLP establecidas en la NTC 2303 de 2007.

Finalmente, en el ámbito de la compe-tencia, la Comisión recibió concepto por parte de la Superintendencia de Indus-tria y Comercio (SIC), para el Código de Medida de Gas Licuado de Petróleo. Así mismo, en el ámbito metrológico se ade-lantaron comentarios de la SIC y aclara-ciones por parte de la CREG que serán incluidos en la resolución definitiva.

Fuente: CREG

Temas a estudiar

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nCAPÍTULO 3 GAS LICUADO DE PETRÓLEO GLP

Distribución y comercialización minorista de GLP

Parámetros de conducta y la participación de los agentes dentro de las actividades de comercialización mayorista y distribución de GLPEl esquema de marcas dentro de la prestación del servicio público domiciliario de GLP se implementó con el fin de formalizar la prestación de servicio

inversiones en cilindros.

Así mismo se ha evidenciado por parte de la CREG, de acuerdo con la información reportada al Sistema Único de Información – SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la existencia de una situación anómala relacionada con el nivel de coherencia entre las ventas que se realizan a usuarios finales y las inversiones en activos (cilindros y tanques estacionarios), con las que se deberían contar para llevar a cabo dichas ventas.

Estas circunstancias vienen afectado de manera importante el esquema de prestación del servicio público domiciliario de GLP, al mercado de dicho servicio, así como a los agentes que en debida forma dan cumplimiento a la regulación, razón por la cual, la CREG identificó la necesidad de establecer una medida a través de la regulación que busca disminuir y evitar prácticas ilegales e irregulares de envasado de producto.

En este sentido, la Comisión expidió la Resolución CREG 063 de 2016 mediante la cual se establecen parámetros de conducta y la participación de los agentes dentro de las actividades de comercialización mayorista y distribución de GLP, y se establece la metodología mediante la cual se determina la capacidad de compra de GLP.

Esta nueva medida tiene como objetivo disminuir la informalidad del sector e incentivar la inversión en tanques estacionarios y cilindros por parte del distribuidor, mediante la incorporación de parámetros de conducta para los comercializadores mayoristas y distribuidores al momento de realizar la compra de producto en el mercado mayorista, atendiendo elementos

domiciliario mediante la identificación del distribuidor a través de los cilindros así como la responsabilidad sobre la calidad y seguridad de combustible.

En este sentido y atendiendo lo dispuesto en la regulación, los distribuidores han realizado inversiones en un nuevo parque de cilindros que cumpliera con las normas de calidad y seguridad propuestas por la regulación y la política sectorial. Sin embargo y a pesar de que el acervo de cilindros presenta un incremento desde el 2008 hasta la fecha, se tiene conocimiento de algunas prácticas irregulares en el mercado que afectan a distribuidores, en particular aquellos que han realizado grandes

tales como la capacidad de envasado e inversiones que han realizado los operadores.

Prestación del servicio público domiciliario de GLP en San Andrés, Providencia y Santa CatalinaComo parte de los análisis realizados por la Comisión durante el año 2015, se presentaron las bases sobre las cuales se realizarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas licuado de petróleo (GLP) hacia el archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. De manera gráfica se presentan a continuación los temas a estudiar para estructurar la nueva metodología.

Así mismo, la Comisión dio a conocer a todos los interesados las bases sobre las cuales se realizarán los estudios

para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización minorista de GLP en el archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, para el periodo tarifario comprendido entre 2016 y 2020.

En este sentido, con el fin de revisar las condiciones del mercado en términos de desafío y competencia, que permitan definir una metodología de libertad regulada para la remuneración de las actividades de distribución y comercialización minorista en el archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, es preciso analizar el crecimiento de la demanda y las condiciones que existían para la prestación del servicio en el momento de la definición de la metodología vigente, así como los resultados obtenidos con la prestación del servicio por parte de una sola empresa, vistos desde el punto de vista de calidad y confiabilidad en la

Temas a estudiar para estructurar la nueva metodología

prestación del servicio, revisando que no se presenten situación de abuso de posición dominante por el hecho de ser un monopolio en la prestación del servicio.

En concordancia con lo anterior, teniendo en cuenta el impacto para el usuario y para la posible entrada de competidores en la comercialización minorista, se buscará analizar la posibilidad de desagregar el cargo aplicado para las actividades en la parte correspondiente a distribución y comercialización minorista por separado.

Así, se realizará una revisión de la definición de los costos de prestación del servicio en las islas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, con el fin de analizar la viabilidad de unificar estas tarifas y así evitar diferencias en precios del orden de 30% entre las islas. Para ello también se revisará cuál es la forma más segura y eficiente de transportar el GLP entre San Andrés y Providencia y la forma más eficiente de ejercer las actividades de comercialización en Providencia y Santa Catalina y, la viabilidad de aplicar un factor de productividad a la actividad de comercialización, considerando los estudios realizados por esta Comisión sobre los factores de productividad de las actividades de la cadena.

En la definición del cargo, según la metodología tarifaria que se pretenda adoptar se harán los respectivos análisis en las eficiencias de las inversiones para el modelo de los costos de la planta de envasado y de los costos de traslado al usuario final, revisando como mínimo los siguientes elementos:

Economías de escala en modelo de planta.

Nivel de inversión en cilindros.

Continuidad del plan de introducción tanques.Fuente: CREG

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COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

Bases para la metodología tarifaria de transporte por ductoEn Colombia, el transporte de combus-tibles líquidos entre el refinador o im-portador y los distribuidores mayoris-tas se realiza principalmente a través de la red de poliductos. La actividad de transporte por poliducto se remunera actualmente por medio de una tarifa, cuyo cálculo se definirá en la metodo-logía que establezca la CREG.

Las bases para la elaboración de esta metodología se pusieron a disposición del público en enero de 2016, con el fin de obtener la retroalimentación de los agentes y demás interesados con res-pecto a los temas considerados por la Comisión.

En este contexto, se recibieron comen-tarios por parte de los agentes, relacio-nados con las consideraciones genera-les de carácter técnico y económico de las alternativas de remuneración.

Adicionalmente, se contrataron dos (2) estudios que servirán como insumo para el desarrollo de la metodología. El primer estudio realizó el inventario y la valoración de los activos que ha-cen parte del sistema de transporte por poliducto. El segundo estudio hizo una propuesta de los aspectos técnicos que deben ser tenidos en cuenta para la valoración de nuevos activos y la ac-tualización de los existentes.

Una vez culminada la etapa de análisis de los comentarios y de los resultados de los estudios, la CREG publicará la re-solución de consulta con la propuesta metodológica de remuneración de la actividad.

Reglamento único de transporte de combustibles líquidos y gas licuado del petróleo (GLP) por ductoCon el “Reglamento único de transporte de combustibles líquidos y gas licuado del petróleo (GLP) por ducto” se busca establecer los procedimientos operati-vos que deben cumplir los agentes que participan en la actividad.

El reglamento pretende organizar la operación del sistema de transporte por ducto y dar transparencia sobre las obli-gaciones y derechos de los participan-tes, disminuyendo los riesgos operativos asociados a la actividad y que impactan el sector.

La propuesta del Reglamento estuvo en consulta durante los meses de di-ciembre de 2015 y enero de 2016. Se obtuvieron comentarios por parte de los agentes, que actualmente se encuentran análisis por parte de la Comisión.

Estudio de costos de la implementación del programa de aseguramiento y control de la calidad (Quality Assurance/ Quality Control QA/QC)El Aseguramiento y control de la calidad (QA/QC por sus iniciales en inglés), es un programa que busca garantizar el cum-plimiento de especificaciones técnicas a lo largo de la cadena de combustibles líquidos. Los costos en los que incurre la

cadena para la implementación del pro-grama son objeto de estudio por parte de la Comisión.

Del estudio se obtuvo información ac-tualizada de costos y variables para la implementación del programa, así como distintos escenarios de aplicación en re-lación con el nivel de aseguramiento de la calidad.

Los resultados del estudio se socializa-ron con los agentes de la cadena y con el Ministerio de Minas y Energía. El estudio será utilizado como insumo por parte de la CREG para el cálculo de la remunera-ción de los costos asociados al programa, una vez el Ministerio adopte el programa.

Propuesta metodológica de los parámetros de referencia para el Ingreso al Productor de Biodiesel y EtanolLos biocombustibles son combustibles de origen vegetal o animal utilizados para la mezcla con combustibles fósiles. En Colombia, los más utilizados son el etanol de la caña de azúcar y el biodiesel de aceite de palma. A los productores de biocombustibles se les reconoce un in-greso por galón vendido.

Durante 2015, la Comisión contrató un estudio de consultoría con el objeto de analizar los elementos de juicio necesa-rios para la toma de decisiones sobre los precios de los biocombustibles. En el marco de este estudio, el consultor investigó los principales mercados in-ternacionales de etanol y biodiesel y examinó diferentes indicadores y varia-bles para el cálculo de la remuneración al productor.

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CAPÍTULO 4

Combustibles Líquidos

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nCAPÍTULO 4 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

Bases para la metodología de remuneración de los márgenes de distribución mayorista y minorista de gasolina motor corriente y diéselLas actividades de distribución mayoris-ta y minorista se remuneran dentro de la estructura tarifaria a partir de unos már-genes que ha venido estableciendo el Ministerio de Minas y Energía. De acuer-do con las competencias asignadas a la CREG para el sector de combustibles líquidos, la Comisión viene trabajando en la elaboración de las bases metodológi-cas para la remuneración de los márge-nes.

Para 2016, se pondrán a consideración de los agentes y demás interesados, las diferentes alternativas de regulación identificadas por la Comisión, así como la relación de los estudios pertinentes para el análisis del tema y el contexto histórico de los márgenes en Colombia.

Los resultados del estudio se socializa-ron con los agentes de la cadena y con el Ministerio de Minas y Energía. Con los resultados del estudio y el análisis de los comentarios recibidos, la CREG publi-cará una propuesta de metodología de referencia para el cálculo del ingreso al productor de biodiesel y etanol.

Código de Medida de Combustibles LíquidosContiene las normas sobre medida de calidad y cantidad de los combustibles a lo largo de la cadena, las obligaciones de quién realiza la medición y dónde la hace. Con el Código de Medida de Com-bustibles Líquidos, se busca formalizar la verificación de los parámetros que aseguran la calidad y cantidad de los combustibles a lo largo de la cadena.

Se presentó un documento CREG, so-bre el cual se recibieron comentarios por parte de los interesados. A partir del análisis de los comentarios, se elaboró un documento soporte que será puesto a disposición de los agentes, junto con la resolución de consulta del Código de Medida.

Estudio diagnóstico regulatorio del sectorEl marco legal y conceptual empleado por la Comisión para la regulación de combustibles líquidos está planteado en el Diagnóstico Regulatorio del Sector.

El estudio consiste en un acercamiento al nuevo sector regulado por parte de la CREG, que incluye la identificación de temas de análisis y de relaciones entre estos temas, y plantea una serie de pro-ductos a mediano y largo plazo. El docu-

mento presenta de forma consolidada el marco legal, el marco conceptual y un plan de trabajo inicial planteado por la Comisión.

Para la Comisión, la retroalimentación que se reciba por parte del público ten-drá un impacto directo sobre el diseño del plan de trabajo del sector y cómo se lleve a cabo ese plan. Por su parte, los agentes del sector y demás interesados podrán conocer de antemano las carac-terísticas de la labor que desarrolla la CREG.

De esta manera se busca establecer una comunicación clara con los agentes del sector y una permanente retroalimenta-ción con el público. Los comentarios re-cibidos sobre el documento deberán ser analizados y a partir de la consulta se ge-nerará una planeación de los productos de regulación.

Metodología tarifa de transporte terrestre de combustibles líquidosSe contrató un estudio para la elabora-ción de un modelo de costos de transpor-te terrestre. Los resultados del estudio, particularmente el modelo desarrollado, están siendo utilizados por la Comisión para el cálculo de costos de transporte en rutas de GLP y combustibles líquidos.

Adicionalmente, es un insumo para el desarrollo de la metodología de remu-neración de la actividad de transporte terrestre de combustibles líquidos. Para 2016, se presentarán las bases de esta metodología.

Propuesta de formalización de relaciones comerciales en la cadena de distribución de combustibles líquidosLas relaciones comerciales entre los agentes de la cadena de distribución se encuentran formalizadas en algunas de las etapas por medio de contratos, mien-tras que en otras etapas operan a partir de prácticas comerciales.

La Comisión ha solicitado información pertinente para el análisis de estas re-laciones y ha llevado a cabo rondas de trabajo con agentes, con el fin de cono-cer en detalle cómo se estructuran las relaciones comerciales.

El análisis de la información tendrá como producto una propuesta de forma-lización en las diferentes etapas de la ca-dena, con miras a una posible estandari-zación en funciones de las necesidades del mercado.

Bases para la metodología de remuneración de la actividad de almacenamientoLa actividad de almacenamiento en la cadena de combustibles líquidos está li-gada con la operación del transportador por poliducto, de los importadores, del refinador y de los distribuidores mayoris-tas. A partir del análisis realizado por la CREG, se determinó la necesidad de es-tudiar la remuneración de la actividad de almacenamiento, que en la actualidad se encuentra libre.

La regulación que emita la Comisión so-bre la remuneración del almacenamiento dará señales al mercado sobre las posi-bles necesidades de infraestructura para el almacenamiento operativo, comercial y estratégico.

Durante 2015 se realizó un taller por me-dio del cual se recogió información de los agentes del sector para el avance de la regulación del almacenamiento y se hi-cieron solicitudes de información sobre capacidad de los tanques.

En 2016 se adelanta un estudio para el desarrollo de una metodología de de-finición de mercados relevantes de la distribución mayorista y la distribución minorista. Los mercados relevantes de la distribución mayorista servirán como insumo para el análisis de la remunera-ción de la actividad de almacenamiento. Adicionalmente, se hará un estudio que determine aspectos que permitan definir el almacenamiento operativo del sistema.

Se presentarán las bases para la metodolo-gía de remuneración del almacenamiento, con la problemática identificada por la Co-misión con el propósito de recibir la retroali-mentación de los actores interesados.

Bases para la metodología de remuneración del transporte marítimo y fluvialEl transporte marítimo y fluvial de com-bustibles líquidos se analiza con el pro-pósito de determinar la necesidad de re-gulación de las tarifas y de las rutas. En este contexto, se contrató un estudio por parte de la CREG que permita obtener in-formación acerca de las características físicas y operativas de la actividad de transporte marítimo y fluvial. Una vez se obtenga una caracterización completa de la actividad, incluyendo las estructu-ras de costos, la Comisión pondrá a con-sideración de los agentes y el público en general, las alternativas de regulación consideradas.

Resolución índice Platts para la fórmula IPEl portal Platts informó en marzo de 2015 que a partir de abril del mismo año dejaría de publicar un código de un índice que venía siendo utilizado por el Ministerio de Minas y Energía para fijar el ingreso al productor, el cual es uno de los aspectos necesarios para determinar el precio de la gasolina motor corriente.

En abril de 2015, la Comisión expidió una regulación por medio de la cual actualizó el código del índice que utilizaría el Mi-nisterio para continuar fijando el precio final de venta al público de la gasolina motor corriente.

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TEMAS TRANSVERSALES A TODOS LOS SECTORES

Sistema de Información de Costos para Regulación (ICR)El ejercicio de la función regulatoria re-quiere que la CREG reduzca al máximo las asimetrías de información para de-terminar el régimen tarifario más ade-cuado para cada una de las actividades sujetas a su regulación y para estable-cer metodologías tarifarias que se refle-jen en precios eficientes a pagar por los usuarios.

Históricamente, la CREG ha obtenido esta información de los reportes finan-cieros de las empresas reguladas y de la información contable que entregan las mismas al Sistema Único de Infor-mación SUI. Sin embargo, la experien-cia en el uso de esta información ha demostrado la necesidad de contar con información estructurada, estandariza-da y normalizada que permita hacerla comparable entre las distintas empre-sas y/o actividades, a lo largo del tiem-po, capturándola además correctamen-te, separados los ingresos y egresos correspondientes a las diferentes acti-vidades reguladas, así como separados de las actividades no reguladas.

Con este fin, internacionalmente es co-mún el uso de lo que denominan con-tabilidad regulatoria que a diferencia de la contabilidad tradicional, organiza la información de manera confiable para cumplir con los propósitos regulatorios de identificar fácilmente los costos rea-les de las empresas reguladas.

En este sentido, la CREG contrató una consultoría que estructuró un modelo de información de costos para regula-ción, acorde con las necesidades regu-latorias y las características de las ac-tividades que componen la cadena de prestación de los diferentes servicios

públicos regulados por la CREG. Este modelo fue socializado en diferentes oportunidades con los agentes de los sectores regulados, las agremiaciones y demás terceros interesados con el objeto de recibir observaciones y su-gerencias.

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CAPÍTULO 5

Temas transversalesCon base en la propuesta del consultor y las modificaciones que la Comisión consi-dere convenientes, durante 2106 la CREG espera someter a consulta y adoptar el modelo ICR definitivo para el sector eléctri-co que será la base de reporte de informa-ción por parte de las empresas reguladas.

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GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA

Comunicaciones y Participación CiudadanaLa Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, llevó a cabo durante el últi-mo año, acciones que permitieron am-pliar y mejorar los canales de participa-ción ciudadana, dar a conocer la gestión de la Entidad y divulgar los derechos y deberes de los usuarios.

Entre las acciones realizadas, están las audiencias públicas temáticas con transmisión en directo por televisión, las audiencias públicas de rendición de cuentas, los talleres de capacitación e información de los diferentes aspectos regulatorios, las cartillas didácticas, las campañas de responsabilidad social y la participación en las ferias de servicio al ciudadano organizadas por el Departa-mento Nacional de Planeación.

Audiencias públicas Para que el mayor número de personas posibles conocieran la regulación expedi-da por la Entidad, y con el fin de generar un mecanismo de participación, la CREG realizó audiencias públicas temáticas con transmisión por televisión y a través del portal de la Comisión (www.creg.gov.co).

Este mecanismo permitió que más ciu-dadanos se involucraran en el proceso normativo, además de conocer de pri-mera mano las propuestas de la CREG para establecer las fórmulas tarifarias de prestación de los servicios públicos que regula.

En el año 2015 y lo corrido de 2016 se llevaron a cabo 11 jornadas de audien-cias públicas en el país mediante las cuales se presentaron propuestas regu-latorias en el sector energía eléctrica y gas natural

Audiencias año 2015Audiencia Pública para presentar las propuestas para remunerar el servicio de energía eléctrica en las áreas de servicio exclusivo de las Zonas No Interconectadas

Ciudad FechaBogotá 9 de febrero de 2015Leticia 23 de febrero de 2015Cumbal, Bogotá, Cumaribo, Laureles, Manizales y Pasto

(Audiencia realizada de manera simultánea en varias ciudades a través de Telecharlas)

12 de marzo de 2015

Audiencia Pública para presentar las propuestas para remunerar la transmisión y distribución de energía eléctrica en el SIN

Ciudad FechaBogotá

(transmisión por Señal Institucional y la página web de la Comisión)

16 de marzo de 2015

Cali

(transmisión por Tele pacífico y la página web de la Comisión)

18 de marzo de 2015

Barranquilla

(transmisión por Telecaribe y la página web de la Comisión)

20 de marzo de 2015

Audiencias año 2016Audiencia Pública para presentar la propuesta para complementar la metodología de remuneración de distribución de gas por redes de tubería

Ciudad FechaBogotá 6 de septiembre de 2016Cali 9 de septiembre de 2016

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CAPÍTULO 6

Gestión Social y Jurídica

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nCAPÍTULO 6 GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA

Audiencia Pública para presentar la propuesta para modificar el costo unitario de energía eléctrica

Ciudad FechaMedellín (Transmisión en directo por Telemedellín y la página web de la Comisión)

23 de septiembre de 2016

Bogotá, Santa Marta, Bucaramanga, Villavicencio, Pereira y Pasto(Audiencia realizada de manera simultánea en varias ciudades a través de Telecharlas)

27 de marzo de 2015

Cali (Transmisión en directo a través de Telepacífico y la página Web de la Comisión)

30 de septiembre de 2016

Audiencias públicas de rendición de cuentasPara la CREG, la rendición de cuentas no es un simple acto sino un proceso de participación ciudadana y por tal motivo, además de las audiencias públicas temáticas y los talleres informativos, se llevaron a cabo en el año 2015 y en lo corrido de 2016 cinco (5) audiencias de rendición de cuentas en Cali, Bogotá, Santa Marta y Valledupar.

Uno de los aspectos fundamentales en estos eventos fue la participación ciudadana. En tal sentido la CREG dispuso de espacios para preguntas de los ciudadanos y habilitó varios canales de comunicación: línea telefónica, preguntas de viva voz de los asistentes, formato de preguntas y preguntas por correo electrónico.

Audiencias Públicas de Rendición de Cuentas CREG 2015

Ciudad Fecha ObservaciónCali 8 de julio Rendición de cuentas a vocales de control en el

desarrollo del V Congreso de Confevocoltics. El evento fue transmitido a través del canal regional Telepacífico y de la página web de la CREG (www.creg.gov.co)

Bogotá, D.C. 3 de septiembre de 2016

Rendición de cuentas general de la CREG

Transmisión en directo por Señal Institucional y la página web de la CREG (www.creg.gov.co)

Santa Marta 1 de diciembre

Rendición de cuentas durante el desarrollo del XV congreso nacional de vocales de control. El evento fue transmitido a través del canal regional Telecaribe y la página web de la CREG (www.creg.gov.co)

Bogotá, D.C. 17 de diciembre

Rendición de cuentas del sector minero energético. El evento fue transmitido por Señal Institucional y la página web de la CREG.

Audiencias Públicas de Rendición de Cuentas CREG 2016

Ciudad Fecha ObservaciónValledupar 14 de

julioRendición de cuentas a vocales de control en el desarrollo del VI Congreso de Confevocoltics. El evento fue trans-mitido a través del canal regional Telecaribe y de la página web de la CREG (www.creg.gov.co)

Relación de talleres realizados 2015Tema Fecha

Taller comercialización de energía 17 de febrero Taller transmisión 25 de marzoTaller distribución 24 de marzoTaller metodología de cálculo del precio de suministro de GLP (taller realizado en dos jornadas con diferentes asistentes.)

14 de abril

Taller calidad de energía 18 de junioTaller comercialización de GLP 12 de junioTaller subasta cargo por confiabilidad 03 de junioTalleres variaciones de salida en el sistema nacional de transporte

30 de julio

Taller metodología de energía firme plantas solares 29 de julioTaller almacenamiento de combustibles líquidos 29 de julioTaller tasa de descuento "Medellín" 29 de julioTaller tasa de descuento "Bogotá" 24 de julioCapacitación Apligas (durante tres días en dos jornadas con diferentes asistentes)

8,9,10- julio

Socialización reporte de información al SUI 13 de agostoCostos de transporte de combustibles 12 de agostoTaller QA/QC 30 de agostoSocialización factores alfa y beta 30 de septiembre Taller márgenes de distribución gasolina y diésel 16 de septiembre Taller Apligas (Taller realizado durante dos días en doble jornada con diferentes asistentes)

28-29 de septiembre

Taller Res. 109 09 de septiembre Metodología de transporte de gas 23 y 28 de octubre Aplicativo cargo por confiabilidad 29 de octubre Taller Biocombustibles 13 de noviembreTaller Edupol derechos de los usuarios 17 de noviembreTaller costos para la regulación 02 de diciembreTaller transporte Combustibles Líquidos 02 de diciembreTaller Edupol (CXC) 10 de diciembreTaller valoración de activos 17 de diciembreTaller inventario de activos 18 de diciembre

Talleres La Comisión no sólo tiene como herramienta de participación ciudadana la realización de audiencias, además lleva a cabo constantemente talleres para que la industria, los agentes y cualquier persona interesada puedan conocer las propuestas de regulación antes de que éstas queden en firme.

La idea es conocer de primera mano las opiniones de las propuestas regulatorias. Luego de la exposición del tema se abre un espacio para recibir comentarios y dar respuesta a las inquietudes planteadas.

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nCAPÍTULO 6 GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA

Propuesta para remunerar la transmisión de energía eléctrica en el SIN

Propuesta para remunerar la co-mercialización de energía eléctri-ca en el SIN

Divulgación de cartillas y folletos en 2016

Guía del usuario para la revisión periódica de las instalaciones in-ternas de gas.

Folleto - Cómo se determina el valor de la factura del servicio de energía eléctrica.

Relación de talleres realizados 2016Tema Fecha

taller para presentar la resolución CREG 239 de 2015 ( participación de las plantas no despachadas centralmente en el cargo por confiabilidad)

14 de enero

Parámetros de GLP 10 de febreroParámetros de GLP 12 de febreroTaller Subasta de reloj 23 de febreroTaller Subasta de reloj 2 de marzoTaller práctico sobre las tarifas diferenciales para incentivar de ahorro de energía

10 de marzo

Taller participación de demanda y autogeneración en el MEM

10 de marzo

Taller lineamientos metodología transporte de gas 18 de marzoMetodología de distribución de energía 5 de abrilTaller subasta de reloj GLP (Taller realizado en doble jornada con diferentes asistentes)

6 de abril

Presentación código de medida de GLP 13 de mayoTaller parámetros de conducta y participación de GLP

20 de junio

Taller de socialización de la propuesta de subastas de compra de energía media

22 de junio

Taller resolución 13 de agostomercado mayorista de gas (Taller realizado en tres jornadas con diferentes asistentes)

9 de agosto

Capacitación a través de teleconferencia 30 de agostoderechos de los usuarios 22 de agostoPanel del Mercado de Energía Eléctrica: “En la evolución del esquema regulatorio en Colombia”

5,6 y 7 de octubre

Talleres y audiencia a través de TelecharlasCon el fin de capacitar de manera simultánea al mayor número de usuarios posi-bles en temas relacionados con la regulación de los servicios de energía eléctrica, gas natural, gas licuado de petróleo y combustibles líquidos, la Comisión de Regu-lación de Energía y Gas, realiza desde 2015 telecharlas.

Para llevar a cabo estos espacios de participación, la CREG pone a disposición de los usuarios salas donde pueden seguir de manera remota las presentaciones de comisionados y asesores de la Entidad y enviar a través de un foro virtual sus

preguntas para ser contestada en vivo.

La mayoría de temas que se tratan en estas charlas son solicitados por los mismos usuarios, de acuerdo con sus necesidades e inquietudes.

En 2015 y lo corrido de 2016 se han rea-lizado cinco telecharlas que llegaron a más de 300 personas en 33 puntos del país, donde se abordaron temas como la propuesta tarifaria de energía eléctri-ca en las zonas no interconectadas, los derechos y deberes de los usuarios, los principales aspectos del cargo por con-fiabilidad y la propuesta para modificar el costo unitario de energía eléctrica.

Los videos de estos eventos los pueden encontrar en el canal de YouTube de la entidad CREG Colombia o solicitarlos a través del correo electrónico creg@creg.gov.co.

Publicaciones Para que el mayor número de personas pueda entender de forma clara y sencilla las propuestas regulatorias en materia tarifaria, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) elaboró y divulgó cartillas informativas en lenguaje colo-quial y con ilustraciones que permitan la fácil comprensión.

El propósito de esta difusión es facili-tar la comprensión de las propuestas de manera que los interesados tengan argumentos con los cuales puedan rea-lizar comentarios y sugerencias con el fin de analizarlos en la elaboración de la regulación definitiva.

Divulgación de cartillas en 2015 Propuesta para remunerar la ge-

neración, distribución y comer-cialización de energía eléctrica en áreas de servicio exclusivo de las Zonas No Interconectadas

Folleto - Cómo se determina el valor de la factura del servicio de gas por redes de tubería.

Folleto - Cómo se determina el valor de la factura del servicio de GLP en cilindros.

Cartilla explicativa del esquema de tarifas diferenciales.

Cartilla explicativa de la propues-ta para modificar el costo unitario de energía eléctrica.

Cartilla explicativa de la propues-ta para complementar la metodo-logía de remuneración de distribu-ción de gas por redes de tubería.

Programas de televisión Desde el 2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas realiza el programa de televisión “Cregciendo con Energía”, a través del cual se explica de manera didáctica los deberes y derechos de los usuarios de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible.

El formato es un microprograma de dos (2) minutos, tiempo en el que desarrolla un tema particular (por ejemplo, cómo llega la luz a los diferentes lugares donde nos encontramos).

Durante el 2015 se emitieron 75 mensajes a través del canal con cobertura nacional, Cable Noticias.

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nCAPÍTULO 6 GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA

Campaña de divulgación La Comisión desarrolló una campaña para informar a los usuarios de gas natu-ral sus derechos y deberes con respecto a las revisiones periódicas de gas natu-ral. Esta campaña se divulgó a través de las emisoras radiales con cobertura na-cional Caracol Radio y RCN Radio.

Durante el último semestre de 2015 se realizó una campaña por Blu Radio don-de a través de anuncio de 30 segundos se resolvieron dudas frecuentes de los usuarios con respecto a los servicios que regula la Entidad.

Ferias del servicio al ciudadanoLa CREG, participó en 2015 y lo corri-do de 2016 en la Ferias Nacionales de Servicio al Ciudadano organizadas por Planeación Nacional realizadas en Turbo (Antioquia), Pitalito (Huila), Buenaventu-

Peticiones quejas y reclamos 2015 Durante el año 2015, la CREG recibió y atendió 1.345 peticiones, quejas, reclamos y sugerencias (PQRS), clasificadas así:

Total de peticiones quejas y reclamos 2015

PQRS NÚMEROConsultas 535Interés General y Particular 396Quejas y Reclamos 294Entrega de Documentos 20Conceptos de Legalidad 5

Solicitud de información 95Total 1.345

Quejas reclamos o sugerencias 2015 De las quejas y reclamos radicados en la CREG en 2015, el 86% que corresponde a 253 quejas, no fueron competencia de la entidad y fueron trasladadas; el 14% que corresponde a 41 quejas fue res-pondido por la entidad, brindando orien-tación al ciudadano, no obstante que no contenía una queja o reclamo por los servicios prestados por la entidad.

Los resultados en oportunidad de respuesta han sido óptimos y se han implemen-tado acciones de mejora para seguir optimizando los tiempos de respuesta a los usuarios.

En la siguiente grafica podemos observar el tiempo promedio de respuesta utilizado para cada tipo de petición en el primer trimestre de 2016.

Igualmente se muestran los tiempos de respuesta promedio para el segundo trimes-tre de 2016.

Peticiones Quejas y Reclamos 2016 Durante el primer semestre de 2016, la CREG recibió y atendió 1.824 peticiones, quejas, reclamos y sugerencias, PQRS, clasificadas así:

Total de peticiones quejas y reclamos 2016

PQRS NÚMEROConsultas 406Interés General y Particular

1.145

Quejas y Reclamos 168Entrega de Documentos 7Conceptos de Legalidad 2Solicitud de información 95Total 1.824

Quejas reclamos o sugerencias 2016 De las quejas y reclamos radicados en la CREG en el primer semestre de 2016, el 33% que corresponde a 56 quejas no fueron competencia de la entidad y fue-ron trasladadas, el 67% que corresponde a 112 quejas fueron respondidas por la entidad, brindando orientación al ciuda-dano.

ra (Valle del Cauca), La Virginia, (Risaral-da) y Arjona (Bolívar), Quibdó (Chocó), Villa del Rosario (Norte de Santander), Florencia (Caquetá), Puerto Asís (Putu-mayo) y Santander de Quilichao (Cau-ca). En ellas entregó material didáctico y dio charlas informativas a los usuarios con respecto a los servicios públicos de energía eléctrica, gas natural, GLP y combustibles líquidos.

Las Ferias de Servicio al Ciudadano tienen como propósito acercar las enti-dades públicas a los ciudadanos y brin-darles la oportunidad de resolver sus inquietudes con respecto a diferentes servicios.

Allí se resolvieron inquietudes de los usuarios con respecto a la regulación de los servicios públicos de energía eléctri-ca, gas natural, gas licuado de petróleo o gas en cilindros y combustibles líquidos.

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nCAPÍTULO 6 GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA

Procesos judicialesA 30 de diciembre de 2015 cursaban 243 procesos judiciales en contra de la Comisión distribuidos por tipo de acción, así:

Procesos en contra de la entidad 2015

Medios de control CantidadNulidad 12Nulidad y Restablecimiento del derecho

205

Reparación Directa 8Contractual 2Popular 11Grupo 4Tutela 1Total 243

Los principales avances en materia judi-cial a lo largo de 2015 son los siguientes:

Fallos favorables:

Tres en ejercicio de la acción de nulidad en el Consejo de Estado. Dos en ejerci-cio de la acción de reparación directa, uno fallado en segunda instancia por la Sección Tercera del Consejo de Estado y otro en el cual prosperaron las excep-ciones previas propuestas por la CREG, fallado por el Juzgado 3 Administrativo de Santa Marta.

Así mismo se reporta un proceso de nulidad y restablecimiento del derecho, fallado en segunda instancia por el Con-sejo de Estado, y una acción popular fallada por el Juzgado 4 administrativo Oral de Valledupar, César.

Procesos pendientes pago por pérdida

Una acción de Nulidad y Restablecimiento del Derecho en favor de Empresas Públicas de Medellín, por concepto de contribución especial de regulación.

Procesos suspendidos

190 procesos de nulidad y restablecimiento del derecho en los cuales se decretó la suspensión temporal prorrogable hasta diciembre de 2015, hasta tanto se decida la acción de nulidad simple instaurada en contra de las resoluciones CREG 077 y 111 de 2000, hecho que representa un ahorro significativo en honorarios de abogado, vigilan-cia judicial y viáticos de los funcionarios.

Sistema de Gestión de CalidadEl Sistema de Gestión de Calidad permite a la organización planear, ejecutar, verificar y controlar las actividades necesarias para el cumplimiento de los objetivos institucio-nales, brindándoles a los clientes oportunidad, confianza, credibilidad y satisfacción de sus necesidades.

La Comisión se propuso generar mayor compromiso con el mantenimiento del Sistema de Gestión de Calidad, aseguran-do la conformidad del sistema mediante la eficacia, eficiencia y efectividad, en procura de buen desempeño de las activi-dades y la satisfacción de los clientes en cuanto al servicio que presta la entidad.

Para ello, el Sistema de Gestión de Cali-dad ha permitido mantener actualizados los procedimientos, caracterizaciones, manuales, controles y documentos de acuerdo a las actividades que desarrolla cada proceso, generar acciones de me-jora, capacitaciones, trabajos grupales, seguimientos continuos del comporta-miento de los procesos y revisiones por la dirección donde se evaluó la confor-midad del sistema.

Se realizó una auditoría interna y una externa, y a partir de sus resultados, se generaron las acciones encaminadas a la eliminación de causa raíz de las no conformidades, y se implementaron las acciones de mejora pertinentes que ayu-dan al fortalecimiento del sistema, evi-denciando el compromiso de la alta di-rección y los funcionarios en cuanto a la importancia y uso de esta herramienta.

El propósito fue el compromiso, man-tenimiento y mejora del Sistema de Gestión de Calidad permitiendo generar estrategias internas que llevan a satisfa-cer las necesidades y poder entregar al cliente un producto de alta calidad.

En el año se trabajó permanentemente en el mejoramiento continuo y el desa-rrollo de las actividades planificadas, las cuales se evidencian en las evalua-ciones de cumplimiento realizadas al sistema, de tal manera que la entidad mantuvo la certificación otorgada por el ente certificador ICONTEC.

Para 2016 la CREG debe establecer un plan de fortalecimiento en cuanto a la actualización de la nueva norma ISO

9001:2015 y así mismo realizar la inte-gración de los sistemas de gestión adop-tados por la entidad. En ese sentido, en lo trascurrido de 2016 se ha trabajado en la armonización de los sistemas de ges-tión, se cuenta con un acompañamiento para el fortalecimiento de los sistemas de gestión y aspectos relevantes para la actualización de la nueva versión de la norma ISO 9001. Es importante resaltar el compromiso de la Dirección Ejecutiva y los líderes de proceso, lo cual permitió evidenciar el mejoramiento continuo de la Entidad.

Se realizó auditoria interna, la cual reflejo en el resultado de la evaluación la confor-midad del Sistema de Gestión de Calidad en cuanto a su eficacia, eficiencia y efec-tividad. En lo que resta del año se cuenta con un plan del sistema donde se traba-jará en fortalecer la eficiencia, efectividad, oportunidad y satisfacción de los clientes.

Control InternoDurante 2015 el proceso de Gestión de Control y Evaluación llevó a cabo las funciones de evaluador independiente a través de Control Interno atendiendo la Ley 87 de 1993, Decreto 1537 de 2001, Decreto 943 de 2014 y demás normas relacionadas. Se desarrollaron las si-guientes actividades:

Valoración de riesgosSe efectuó seguimientos a los riesgos de corrupción, procesos e institucional, con una periodicidad de 4 meses. Hubo revisión de los siguientes elementos: la clasificación, el seguimiento a la efecti-vidad de los controles y las acciones, el cumplimiento de los riesgos con la po-lítica, y con base en lo evidenciado se establecieron recomendaciones en los respectivos informes.

Acompañar y asesorarControl Interno, dentro del rol establecido de acompañar y asesorar, realizó las siguientes actividades:

Se efectuó acompañamiento a los comités que fue invitado con voz pero sin voto así: compras, calidad y desarrollo administrativo. Di-chos comités están debidamente conformados mediante acto ad-ministrativo y se suscribieron las respectivas actas de reunión.

Se efectuó acompañamiento fren-te al tema de cumplimiento de la Ley 1712/14, participando en las mesas de trabajo interinstitucio-nales (Secretaría de Transparencia de la Presidencia de la República, Instituto Nacional de Ciegos, Ins-tituto Nacional de Sordos), espe-cíficamente en lo relacionado con accesibilidad a la información a personas con algún tipo de disca-pacidad física, otros idiomas, etc.

Se acompañó en los temas rela-cionados con la evaluación y me-joramiento del Formulario Único de Registro de Avance de la Ges-tión (FURAG), así como lo relacio-nado con Gobierno en Línea (GEL).

Se actuó como interlocutor entre la Corporación Transparencia por Colombia y la entidad, frente a la medición del índice transparencia por Colombia 2014.

Se acompañó en la construcción del plan de mejoramiento suscrito con la CGR, producto de los hallaz-gos evidenciados por dicho ente de control.

Se hizo acompañamiento a las au-diencias con los vocales de control y las audiencias públicas de rendi-ción de cuentas de la entidad y del sector.

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nCAPÍTULO 6 GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA

Evaluación y seguimientoDe acuerdo con el programa de auditorías, se desarrollaron las correspondientes au-ditorías a los procesos de Planeación Estratégica; Proyección Corporativa y Relacio-nes con el Entorno; Gestión Financiera, Atención de Peticiones y Consultas; Gestión Humana y Gestión Documental. El siguiente fue el número de hallazgos evidenciados y las acciones correspondientes:

Auditorias de procesos

Auditoría Proceso

Cantidad de Hallazgos Observaciones

Planeación Estratégica

6 Se realizó plan de mejoramiento y al cierre de la

vigencia 2015 quedó pendiente por cerrar un hallazgo.

Proyección Corporativa y Relaciones con el Entorno

8 Se realizó plan de mejoramiento y al cierre de la vigencia se cumplieron en su

totalidad.

Gestión Financiera

6 No se realizó plan de mejoramiento por parte de los

responsables.

Atención de Peticiones y Consultas

3 Se realizó plan de mejoramiento y al cierre de la

vigencia no se cumplieron, las cuales quedan para efectuar

seguimiento en 2016.

Gestión Humana 5 Se levantó plan de mejoramiento y el

cumplimiento de metas se efectuará en 2016.

Gestión Documental

3 Se realizó plan de mejoramiento y al cierre de la vigencia se cumplieron en su

totalidad.

Respecto a los planes de mejoramiento suscritos con la Contraloría General de la República (CGR), producto de la auditoría a los estados financieros con corte al 2013, los 11 hallazgos establecidos fueron cumplidos al 100% al cierre de la vigencia 2015.

La CGR efectuó auditoría a los estados financieros con corte a diciembre de 2014, estableciendo 7 hallazgos de carácter administrativo, cuyo plan de mejoramiento fue suscrito a través del Sistema de Rendición Electrónica de la Cuenta e Informes (Si-

reci), en diciembre de 2015. El resultado de dicha auditoría arrojó una calificación final de la gestión y resultado ponderada de 93.082, conceptuando que la gestión y resultados es “Favorable y Fenece la cuenta”.

Fomento de cultura de control Con el apoyo de Proyección Corporativa y Relaciones con el entorno, se formu-ló y desarrolló una campaña de auto-control denominada “Tu eres el control”, buscando sensibilizar a los funcionarios de la entidad de la importancia del au-tocontrol para el cumplimiento de los objetivos institucionales. Con base en la medición del impacto de las actividades realizadas, se planteó y desarrolló una nueva campaña para 2016.

Relación con entes externosSe solicitó y consolidó la información a las diferentes áreas para la elaboraron y presentación, dentro de los términos establecidos, los informes a los diferen-tes entes de control como: informe eje-cutivo anual; pormenorizado de control interno; posibles actos de corrupción a la Presidencia de la República; austeridad; control interno contable; quejas, suge-rencias y reclamos; certificación de pro-cesos judiciales activos Ekogui; cuenta consolidada, plan de mejoramiento Si-reci (consolidación y seguimiento), dere-chos de autor, plan anticorrupción, e in-forme para el fenecimiento de la cuenta general (Cámara de Representantes). Al cierre de la vigencia 2015 no se conoció requerimiento alguno por parte de los entes de control por incumplimiento o no entrega de informes.

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GESTIÓN ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA

Gestión HumanaLa Subdirección Administrativa y Finan-ciera lideró durante el año 2015 los temas relativos al proceso de Gestión Humana. Para ello se elaboraron los planes de ca-pacitación, bienestar y salud ocupacional e incentivos, los cuales fueron socializa-dos mediante la publicación en la página web de la entidad y a través de correo electrónico a todos los funcionarios.

Los planes se ejecutaron dentro de la vigencia con cortes semestrales para la presentación de los indicadores de ges-tión, obteniendo como resultado una eje-cución del 100% en ambos semestres, tanto para el plan de bienestar como de capacitación.

Para la vigencia 2015, el plan de bienes-tar, salud ocupacional e incentivos de la CREG estuvo orientado a fortalecer el desempeño de los funcionarios como aporte al desarrollo integral de los mis-mos. En este sentido, se desarrollaron actividades deportivas, de integración y culturales, destacándose entre otras, la caminata ecológica, el campeonato de bolos, las vacaciones recreativas para los hijos de los funcionarios, entrega de

bonos, entrenamiento deportivo (gimna-sio), así como la semana de la salud y chequeos ejecutivos.

De otra parte, se realizó la calificación del personal de carrera administrativa y los asesores. Los mejores resultados se premiaron entre funcionarios de los niveles asistencial, técnico y asesor, y paralelamente se hizo un reconocimien-to al mejor equipo de trabajo.

Respecto del plan de capacitación, se desarrollaron actividades tendientes a generar en los funcionarios capacida-des, destrezas, habilidades, valores y competencias, con el objeto de propiciar su desarrollo profesional y de competen-cias laborales para el mejoramiento con-tinuo de la gestión institucional.

Sobresalieron las actividades de entre-namiento en el idioma inglés, taller sobre teoría de juegos, seminarios, Código de Procedimiento y Contencioso Adminis-trativo, así como Código Disciplinario, capacitación en gestión por competen-cias, presentaciones efectivas, control interno, seminario de auditorías, conta-duría, entrenamiento en normatividad NTCGP 1000-2009, auditorías internas, Modelo Estándar de Control Interno

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CAPÍTULO 7

Gestión Administrativa y Financiera(Meci), charlas de Gobierno en Línea y Transparencia, así como atención al usuario, entre otras.

Frente a la evaluación de las actividades de capacitación impartidas en el año 2015, en relación con el conocimiento adquirido y la metodología usada, se puede concluir que el 86% de los funcio-narios que se capacitaron se sintió satis-fecho con la capacitación impartida.

Por último, con el fin de determinar cri-terios de análisis para el mejoramiento continuo, así como para la elaboración de los planes de bienestar y capacitación para el año 2016, se realizó una encues-ta de evaluación de los planes ejecuta-dos en la vigencia 2015. Como resultado de la misma, se evidenció la necesidad de incluir los siguientes temas: Activida-des deportivas, culturales, recreativas y de integración, regulación económica, idiomas, herramientas de sistemas, ma-temáticas financieras aplicadas a NIC-NIIF, Normas ISO, oralidad, redacción, presentaciones efectivas, actualización normativa y regulatoria, y charlas sobre clima organizacional, entre otros.

Gestión de Informática y TecnologíaEl proceso de Informática y Tecnología adelantó en la vigencia 2015 proyectos para apalancar con tecnología la gestión de los procesos estratégicos, misionales y de apoyo de la entidad.

Enmarcados en los lineamientos de las mejores prácticas de tecnología, la gestión financiera se soportó con un proyecto de inversión por un valor total de $1.500.000.000 y una ejecución del 100%.

Durante la vigencia se trabajó en la ac-tualización y optimización de la estruc-

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nCAPÍTULO 7 GESTIÓN ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA

Ejecución presupuestal 2015En millones de pesos

Concepto Apropiación vigente Compromisos 2015

% Ejecución

Presupuesto vigencia 2015

$30.285 $26.629 88%

Fuente: SIIF Nación II. Módulo Presupuesto de Gastos.

Balance General a diciembre 31 de 2015En millones de pesos

Descripción dic-15 dic-14 %VariaciónActivo 28.026 31.789 -12%Pasivo 1.698 4.236 -60%Patrimonio 26.329 27.553 -4%

tura de los contenidos del portal de la entidad, con lo cual se mejoró la experiencia por parte de los usuarios. Se creó en el portal de la CREG la sección “Transparencia y acceso a la información pública”, dando cumplimiento a la Ley 1712 de 2014.

Sección de Transparencia y acceso a la información

(http://www.creg.gov.co/index.php/es/transparencia-y-acceso-a-la-informacion)

La gestión técnica ejecutó proyectos que mejoraron la disponibilidad de los servicios tecnológicos como la adquisición de una solución de almacenamiento, la actuali-zación de la plataforma virtual y la repotenciación del hardware que lo soporta. Se continuó con los simulacros de contingencia con el Data Center Alterno de la entidad y se dio cumplimiento al 100% en la ejecución del programa de mantenimientos pre-ventivos y correctivos sobre la infraestructura.

En el proceso de adecuación tecnológica de la sede Combustibles Líquidos de la CREG, se contrató a través de Colombia Compra Eficiente el canal de conexión con la sede principal y el servicio de internet.

En cuanto a los sistemas de información se realizaron los mantenimientos evolutivos y correctivos que garantizaron su disponibilidad y se ejecutó la renovación de los licenciamientos para obtener su actualización y mantener en el tiempo el valor de la inversión inicial. Así mismo, se adelantó el desarrollo del aplicativo que soporta el cálculo de remuneración de los cargos de distribución de energía eléctrica, corres-pondiente a la metodología de la Resolución CREG 179 de 2014.

En la gestión de seguridad, dando cumplimiento a las directrices establecidas por Gobierno en Línea, la CREG implementó el Sistema de Gestión de Seguridad de la In-formación (SGSI), definió los controles requeridos para la protección de los activos de

información e identificó y formuló el plan de tratamiento de riesgos de seguridad.

La gestión de incidentes continuó con la mejora del catálogo de servicios de tec-nología y se fortaleció la atención remo-ta en la mesa de ayuda con la herramien-ta Aranda, con lo cual se optimizaron los tiempos de atención.

Gestión FinancieraMediante la Ley 1737 del 2 de diciembre de 2014, se decretó el Presupuesto de Rentas y Recursos de Capital y Ley de Apropiaciones para la vigencia fiscal del 1° de enero al 31 de diciembre de 2015.

Con el Decreto 2710 del 26 de diciembre de 2014, se liquidó el Presupuesto Gene-ral de la Nación para la vigencia fiscal, asignándosele los recursos a la Comi-sión de Regulación de Energía y Gas, con una apropiación vigente de $30.285 millones.

La ejecución presupuestal para la vi-gencia 2015 ascendió a $26.629 millo-nes, con un porcentaje de ejecución del 87,93%. (Ver gráfica de ejecución presu-puestal 2015).

Con respecto a los estados financieros de la Comisión, se presenta el Balance General con corte a diciembre 31 de 2015. Siguiendo los parámetros y manuales establecidos por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en conjunto con la Contaduría General de la Nación, el área contable aplicó toda la normatividad referente al sector público. El respectivo balance es un balance de prueba ya que el cierre definitivo establecido por el Ministerio de Hacienda y la Contaduría General de la Nación es el 14 de febrero de 2016.

A continuación se presenta el comparativo del Balance General, con corte a 31 de diciembre del 2015 frente a 2014.

El balance general con corte a diciembre 31 de 2015, refleja algunas variaciones significativas con respecto al año inmediatamente anterior. Con referencia a los activos de la entidad, estos presentaron una disminución del 12% que se refleja especialmente en la disminución de los saldos de cartera y al mayor incremento de pagos de las obligaciones contraídas por la CREG, contrapartida que impacta en los saldos de las cuentas bancarias en la Fiduciaria.

Con relación al pasivo, se presenta una disminución importante en las cuentas por pagar a diciembre 31, producto de los pagos efectivamente realizados derivados de las obligaciones en la adquisición de bienes y servicios, en cumplimiento de la gestión en la CREG.

La variación en el patrimonio, equivalente al 4%, se refleja en los saldos que corresponden al capital fiscal que está compuesto por el capital más los resultados de ejercicios anteriores y el resultado del presente ejercicio, mostrando para la vigencia 2015 un déficit que es producto de la devolución de excedentes al fondo empresarial, el cual ascendió a $5.320 millones.

Bienes y serviciosEn ejercicio de las atribuciones cons-titucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, la CREG ha venido cumpliendo con los principios y procedi-mientos establecidos en la normatividad

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nCAPÍTULO 7 GESTIÓN ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA

vigente.

A través del proceso de bienes y servicios, se desarrollaron todos los procesos de adquisiciones de bienes y servicios necesarios para el cumplimiento de la CREG asig-nadas por la constitución política y la Ley, como de todas aquellas decisiones que surgieron de la agenda regulatoria.

El régimen aplicable a la contratación de la CREG es de carácter especial, el cual debe cumplir todos los protocolos pre-contractuales, contractuales y de ejecución hasta la finalización o liquidación de contratos que se suscriben, de acuerdo con lo estableci-do en el manual de contratación de la CREG y en la ley.

Los procesos contractuales que se adelantaron en la Comisión cumplieron esencial-mente con los principios constitucionales de igualdad, transparencia, economía, im-parcialidad y selección objetiva. Los contratos de la CREG se desarrollaron a través de términos de referencia, estudio y aprobación de cotizaciones avaladas por el Co-mité de Compras y Contratos, directa y Comité de Expertos.

De igual manera, la CREG actualizó el manual de contratación conforme a las nuevas directrices en materia normativa, manteniendo actualizado su marco legislativo acor-de con los nuevos requerimientos que en materia contractual surgen diariamente.

Así mismo, la CREG ha efectuado adquisiciones de bienes y servicios dentro de los acuerdos marco de precios suscritos por “Colombia Compra Eficiente” con los di-ferentes proveedores, siendo partícipe activo de la tienda virtual del Estado colom-biano. En este orden de ideas, se celebraron órdenes de compra sobre del portal de Colombia Compra Eficiente en aspectos como dotaciones, suministro de papelería, vehículos, conectividad, servicios de aseo y cafetería, y suministros de combustible, obteniendo importantes beneficios económicos para la entidad.

Para la vigencia 2015 se suscribieron 156 contratos por un valor de $7.778.269.711, distribuidos de la siguiente manera:

Valores de contratos por rubro presupuestalRubro Valor ($)

Funcionamiento 1.282.273.735Inversión 6.496.715.641Patrimonio 26.329

Es importante resaltar que la contratación suscrita por los rubros de inversión respon-dió oportunamente a la necesidad de conocer información a través de las consulto-rías de orden nacional como internacional, en temas relacionados con esquemas de regulación. Se destacan entre otros: i) El estudio de biocombustibles y sus mezclas con combustibles fósiles, los costos de implementación y propuesta de inclusión de estos en la estructura de precios de la gasolina y diésel; ii) análisis y actualización del estudio de márgenes de la gasolina y el diésel contratado por el Ministerio de Minas y Energía en 2011 y iii) implementación del sistema de seguridad de la información y

de marzo de 2014, por la cual se creó la Ley de Transparencia y del Derecho de Acceso a la Informa-ción Pública Nacional.

Intervención archivística a los expedientes físicos del archivo central (organización cronológi-ca, cambio de carpeta, registro en base de datos, rotulación, folia-ción y eliminación de elementos abrasivos).

Intervención archivística y reali-zación de cotejo de expedientes físicos frente al expediente virtual del área de contratación, para las vigencias 2013, 2014 y 2015.

Apoyo de transferencia del archi-vo de contratación de la vigencia 2014 al archivo de gestión, (revi-sión y terminación de foliación, eliminación elementos abrasivos, diligenciamiento del Formato Úni-co de Inventario Documental

FUID, reubicación en cajas y rotu-lación).

la verificación de activos de distribución de energía eléctrica.

La contratación de funcionamiento cumplió con el apoyo a la gestión de la entidad en todos los aspectos, moder-nizando la plataforma tecnológica de la entidad mediante la adquisición de equipos de cómputo, mantenimiento preventivo del sistema contra incendios y extinción y sistema de control de acce-so, entre otros.

Gestión Documental

La CREG continúa con las gestiones propias de la administración documen-tal, en cuanto a custodia, conserva-ción, almacenamiento, organización y retención documental, establecidas en la Ley General de Archivos (Lay 594 de 2000), y demás normatividad archivís-tica vigente, para lo cual se llevó a cabo seguimiento y actualización de los pro-cedimientos propios de esta área y las tareas a continuación descritas:

Realización de la actualización de las tablas de retención docu-mental de acuerdo con la nueva estructura organizacional de la CREG y presentación de las mis-mas ante el Archivo General de la Nación (AGN), previa aprobación por parte del comité de desarrollo administrativo.

Aprobación de los instrumentos archivísticos del Plan Institucio-nal de Archivo (PINAR) y actuali-zación de la versión del Programa de Gestión Documental (PGD), por parte del comité de desarrollo administrativo.

Publicación y actualización, en el portal web de la entidad, de la documentación de acceso públi-co del proceso de gestión docu-mental, dando cumplimiento de esta manera a la Ley 1712 del 6

GlosarioMercado de Energía Mayorista (MEM)Obligaciones de Energía Firme (OEF)Consejo Nacional de Operación (CNO)Consejo Nacional de Operación de Gas (CNOG)Sistema Interconectado Nacional (SIN)Transacciones Internacionales de Energía (TIE)Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC)Comunidad Andrina de Naciones (CAN).Sistema de Transmisión Nacional (STN)Sistema de Transmisión Regional (STR)Centro Nacional de Despacho (CND)Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC)Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC)Comité Asesor de Comercialización (CAC)Bolsa Mercantil de Colombia (BMC)Boletín Electrónico Central (BEC)Sistema Nacional de Transporte de Gas (SNT)Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM)Información de Costos para Regulación (ICR)Zonas No Interconectadas (ZNI)Peticiones, Quejas, Reclamos y Sugerencias (PQRS)Contraloría General de la República (CGR)Sistema de Gestión de Seguridad de la Información (SGSI)Oferta Pública de Cantidades (OPC)Modelo Estándar de Control Interno (MECI)Archivo General de la Nación (AGN)Plan Institucional de Archivo (PINAR)Programa de Gestión Documental (PGD)Formato Único de Inventario Documental (FUID)Implementación del margen de aseguramiento y control de la calidad”

(Quality Assurance/ Quality Control QA/QC)Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC)Control Automático de Generación (AGC por sus siglas en inglés).

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