Cadena del Gas Natural en Colombia - Unidad de Planeación ...

PRECIOSAun cuando la metodología de cálculo utilizada por la CREG responde a los costos medios de expansióndel sistema de transporte, el recobro de las inversiones se ha visto afectado por las discrepancias habidasentre el factor de demanda previsto y el real, de modo tal que el sistema de transporte de Ecogas hapresentado en muchos de sus tramos factores de utilización muy bajos. Así mismo, las expansionesrealizadas para atender la mayor demanda eléctrica han tenido problemas financieros.En la actualidad la tarifa media internalizada en tarifas de distribución es de 1.76 US$/MBTU para las áreasexclusivas y de 1.08 US$/MBTU para las áreas no exclusivas. Es decir, considerando que la mayor demandase halla concentrada en éstas últimas, la tarifa media ha rondado los 1.2 US$/MBTU.Si se consideran parámetros estándar de costos de inversión en gasoductos del orden de los 60 millonesde dólares por m 3 /día de capacidad adicional (el valor es aproximadamente similar al que surge de dividirla inversión en gasoductos reconocida por la CREG al 31 de diciembre de 2004 por la demanda diariamedia) y que las proyecciones de incremento de la demanda entre 2006 y 2025 se sitúan en un orden de39 millones de m 3 /día, se infiere que se requerirán inversiones en transporte de gas del orden de los2,330 millones de dólares. Considerando el cociente entre en VNA 23 al 16% de los flujos transportadosvalorados a una tarifa promedio de 1,2 US$/MBTU y las inversiones requeridas, se tiene que la tarifacubriría adecuadamente los costos de expansión.De otra parte, puede pensarse también que en un mercado de gas natural en vías de maduración comoel colombiano con dos grandes campos de producción, un sistema de transporte con dos ramales principaleshasta Vasconia y de ahí en adelante un solo gran gasoducto al interior del país, podría lograr una mayorpenetración del gas natural mediante una tarifa estampilla antes que un esquema basado en señales dedistancia, abriendo las puertas a una mayor competencia entre los campos de gas para atender losmercados del interior y de la Costa Atlántica.Además, el modelo tarifario que se defina para ser aplicado con posterioridad a 2007, debe ser tal quepermita el intercambio de gas entre los Sistemas del Norte y del Sur de tal manera que sea posible apoyarnuevos negocios en ambos sistemas, en particular teniendo en cuenta que los nuevos desarrollos del sectorde gas pueden estar orientados a los negocios de exportación o de GTL.4.3 Regulación de distribución y comercializaciónLa política regulatoria que entró en vigencia con la Resolución 057 de 1996, estableció un cargo máximopor distribuidor, el cual reflejaba todos los costos en que éste incurre en la prestación del servicio,incluyendo los costos de comercialización. Por tratarse de tarifas máximas, el Distribuidor podía modificarla tarifa de distribución hacia abajo en el momento que algún otro comercializador quisiera atender unusuario no regulado, aún por debajo de los costos económicos de prestación del servicio.La nueva regulación que entró en vigencia mediante la Resolución 011 de 2003, estableció una metodologíaque permite al distribuidor estructurar tarifas diferenciales por rangos de consumo de tal manera que losingresos totales no superen los que corresponden al cargo promedio de distribución y se basa en laaplicación de los llamados cargos por uso de los sistemas de distribución con fundamento en los siguientesprincipios generales: i) los usuarios pagarán un único cargo por el uso de cada sistema, ii) se remunerarála infraestructura necesaria para llevar el suministro desde el punto de salida del Sistema Nacional deTransporte hasta el punto de entrega al usuario y iii) el cargo por uso deberá ser el mismo23VNA: Valor Presente Neto.79