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INFORME DE GESTIÓN Y DE RESULTADOS
2015
Enero de 2016
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PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA Juan Manuel Santos Calderón
MIEMBROS DE LA COMISIÓN
Tomás González Estrada Ministro de Minas y Energía Carlos Fernando Eraso Calero
Viceministro de energía Mauricio Cárdenas Santamaría
Ministro de Hacienda y Crédito Público Andrés Escobar Arango
Viceministro Técnico de Hacienda Simón Gaviria Muñoz
Director General - Departamento Nacional de Planeación Luis Fernando Mejía
Subdirector Sectorial - Departamento Nacional de Planeación Patricia Duque Cruz
Superintendente – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
COMITÉ DE EXPERTOS Jorge Pinto Nolla, Director Ejecutivo
Germán Castro Ferreira, Experto Comisionado Javier Díaz Velasco, Experto Comisionado
Hernán Molina Valencia, Experto Comisionado Mauricio Gómez Machado, Experto Comisionado
Oscar Muñoz Correa, Experto Comisionado Christian Jaramillo Herrera, Experto Comisionado
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Edición Comisión de Regulación de Energía y Gas
CREG
Coordinación editorial Ricardo Santamaría Daza Ricardo Alonso Jaramillo
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PRESENTACIÓN
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 la vigencia 2015, año que estuvo caracterizado por grandes retos ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño en el segundo semestre.
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.
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. 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.
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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 la vigencia 2015.
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Tabla de Contenido 1. ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................................................................................. 7
1.1 Mercado de Energía Mayorista (MEM) ............................................................................................. 7
1.2 Transmisión de energía eléctrica .................................................................................................... 13
Avances en metodología de remuneración para el nuevo período ............................. 13
Convocatorias en el STN .............................................................................................................. 14
Actualización de cargos de transmisión ................................................................................ 14
1.3 Distribución de energía eléctrica ..................................................................................................... 14
Avances en metodología de remuneración para el nuevo período ............................. 14
Actualización de cargos de distribución ................................................................................ 15
Remuneración del operador del mercado y sistema de energía eléctrica ............... 15
Actualización del código de medida ........................................................................................ 15
1.4 Comercialización de Energía Eléctrica .......................................................................................... 15
1.5 Zonas No Interconectadas (ZNI) ...................................................................................................... 16
2. GAS NATURAL............................................................................................................................................... 17
2.1 Mercado Mayorista de Gas Natural en Colombia ...................................................................... 17
2.2 Transporte de gas natural................................................................................................................... 19
Metodología de remuneración ........................................................................................................................ 20
Nuevos cargos de transporte ........................................................................................................................... 20
2.3 Revisión y ajuste de cargos de transporte ................................................................................... 20
Desbalances y compensaciones ...................................................................................................................... 21
2.4 Distribución y comercialización de gas natural ......................................................................... 22
3. Gas Licuado de Petróleo (GLP) .................................................................................................................. 24
3.1 Comercialización mayorista de GLP ............................................................................................... 24
Estudio para el desarrollo del nuevo marco de comercialización mayorista de GLP ............... 26
3.2 Transporte de GLP ................................................................................................................................. 26
Metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de transporte de GLP por ductos
...................................................................................................................................................................................... 26
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3.3 Reglamento único de transporte...................................................................................................... 28
3.4 Código de medida de GLP.................................................................................................................... 28
3.5 Distribución y comercialización minorista de GLP .................................................................. 29
Parámetros de conducta y la participación de los agentes dentro de las actividades de
comercialización mayorista y distribución de GLP ................................................................................. 29
Prestación del servicio público domiciliario de GLP en San Andrés, Providencia y Santa
Catalina...................................................................................................................................................................... 29
4. TEMAS TRANSVERSALES A TODOS LOS SECTORES ........................................................................ 31
5. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS .................................................................................................................. 32
5.1 Bases para la metodología tarifaria de transporte por ducto .............................................. 32
5.2 Reglamento de transporte de combustibles líquidos y Gas Licuado del Petróleo (GLP)
por ducto, en consulta ......................................................................................................................................... 32
5.3 Implementación del margen QA/QC .............................................................................................. 33
5.4 Análisis de precios biocombustibles .............................................................................................. 33
5.5 Código de Medida de Combustibles Líquidos ............................................................................. 34
5.6 Estudio diagnóstico regulatorio del sector .................................................................................. 34
5.7 Metodología tarifa de transporte terrestre CL ........................................................................... 35
5.8 Bases para la metodología de remuneración de la actividad de almacenamiento...... 35
5.9 Resolución de flete marítimo a San Andrés ................................................................................. 35
5.10 Resolución índice Platts para la fórmula IP ................................................................................. 36
6. GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA ............................................................................................................ 36
6.1 Comunicaciones y Participación Ciudadana ............................................................................... 36
6.2 Peticiones, Quejas, Reclamos y Sugerencias (PQRS) ............................................................... 43
6.3 Procesos judiciales ................................................................................................................................. 45
6.4 Sistema de Gestión de Calidad .......................................................................................................... 47
6.5 Control Interno ........................................................................................................................................ 48
7. GESTIÓN ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA .............................................................................. 51
7.1 Gestión Humana ...................................................................................................................................... 51
7.2 Gestión de Informática y Tecnología .............................................................................................. 52
7.3 Gestión Financiera ................................................................................................................................. 54
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7.4 Bienes y servicios ................................................................................................................................... 56
7.5 Gestión Documental .................................................................. ¡Error! Marcador no definido.
8. Glosario de siglas ............................................................................................................................................. 58
1. ENERGÍA ELÉCTRICA
1.1 Mercado de Energía Mayorista (MEM)
A continuación se relacionan las medidas implementadas para garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica ante el fenómeno de El Niño.
Nivelación de riesgo para las plantas térmicas
El 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, lo que significó un aumento inesperado y no gestionable en el riesgo que asumen los generadores térmicos.
Para afrontar dicho desbalance y garantizar el cumplimiento de las OEF de los generadores térmicos, y por ende la prestación del servicio público de energía eléctrica, la CREG diseñó un mecanismo para que el riesgo que asumen los 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 un precio de venta en el mercado mayorista que es superior al precio de escasez, y que es el precio
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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 embalses
Dado 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, las restricciones y el costo de los servicios complementarios (AGC).
Flexibilización de la participación de plantas menores en el mercado mayorista
Para maximizar la oferta de generación en el mercado mayorista se flexibilizaron las reglas para la venta de energía excedentaria de plantas menores, autogeneradores y cogeneradores.
Ajuste a las causales de redespacho para las plantas térmicas
Las 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 decidió flexibilizar 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.
Criterios de confiabilidad para la operación del sistema
Durante la planeación de la operación se identifican las situaciones en las que las contingencias en el sistema pueden causar energía no suministrada. Para prevenir esta situación, el operador del sistema debe recurrir a medidas como limitaciones de generación o desconexión preventiva de demanda, aun cuando la probabilidad de ocurrencia del evento sea muy baja.
Con el fin de minimizar el impacto que estas medidas generan 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. Este tema se encuentra en consulta, con el fin de recibir los comentarios y aportes de todos los interesados.
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Garantías y reducción del umbral para importación
Con el fin de 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 dura el fenómeno de El Niño.
Cargo por Confiabilidad: Propuesta para la realización de subastas adicionales y cambios en los criterios de la asignación administrada
Con 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 de 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.
En cuanto a las alternativas de modificación en la forma cómo se asignan las OEF entre los generadores existentes, la CREG planteó una primera propuesta en la que la asignación sería el resultado de una subasta anual, y una segunda alternativa en que la repartición se haría priorizando a los generadores con menores 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
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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 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 existentes
Con 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.
Metodologías para la determinación de energía firme para energía solar
Se adelantó el estudio con el consultor internacional Fonroche Renewable Energies S.L., sobre la metodología para determinar la energía firme de la energía solar fotovoltaica. Adicionalmente se hizo taller en el que se presentaron los resultados del estudio a los agentes y terceros interesados.
Reglamentación de la Ley 1715: Autogeneración a gran escala
La 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 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 establecidos en el Decreto 2492 de 2014, “Por el cual se adoptan disposiciones en materia de implementación de mecanismos de respuesta de la demanda”, se definió que la CREG diseñará mecanismos de participación voluntaria de la demanda, en la que podrán ofertar reducciones de energía en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema
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Interconectado Nacional, respaldar obligaciones de energía firme, OEF, reducir los precios en la Bolsa de Energía y los costos de restricciones.
Para ello, la CREG estableció la respuesta de la demanda en el mercado diario en condición crítica y trabajó en la implementación de la participación de la demanda en la subasta y en la asignación administrada del Cargo por Confiabilidad. La implementación fue presentada ante el Comité de Expertos y está pendiente la presentación de la misma al cuerpo colegiado de la CREG.
Lo anterior cumple 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 participación de la demanda para reducir los precios en bolsa y el costo de restricciones se encuentra en análisis. Cabe resaltar que dicho análisis determinó que para la participación de la demanda, con el fin de reducir los precios en bolsa, era necesario implementar un despacho vinculante.
Operación del mercado mayorista: Revisión del mercado de AGC
Dada 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, razón por la cual se publicó el proyecto de resolución para comentarios de los agentes y terceros interesados.
Restricciones y redefinición del precio de reconciliaciones negativas
Como 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 y hasta la fecha de publicación de este informe, 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 inconsistencia 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 corrigió dicha inconsistencia definiendo 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 contemplada sólo para condiciones normales, es decir, cuando el precio de bolsa es menor al precio de escasez.
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Despacho vinculante
El despacho de las centrales de generación corresponde al procedimiento que realiza el operador del mercado para determinar cuánta energía, y en qué momento del día, las plantas de generación deben entrar en operación.
Durante el año 2015, se llevó a cabo un diagnóstico de los incentivos y las asignaciones de precios y cantidades que se alcanzan en el mercado mayorista de corto plazo (Bolsa de Energía), como resultado de la forma en que se realiza el despacho de las plantas de generación. A partir del diagnóstico realizado y la experiencia en los mercados internacionales, se identificó la necesidad de migrar de un mercado con un despacho indicativo hacia un modelo de mercado con un despacho vinculante y mercados intradiarios.
El análisis que se ha realizado apunta hacia la adopción de un despacho vinculante, el cual consiste en que el despacho de generación que se realiza un día antes de la operación debería propiciar compromisos financieros para los generadores y permitir cambios en las posiciones durante periodos más cercanos a la operación real con la implementación de mercados intradiarios.
Actualmente se está trabajando en el diseño de un mecanismo como el descrito con el fin de dar señales eficientes de precios, puesto que las partes que asumen riesgos son aquellas que mejor lo pueden gestionar. Lo anterior permitiría una mayor participación de fuentes intermitentes de generación, la participación de la demanda y una mejor coordinación con el sector de gas natural, al tiempo que se armonizaría con la propuesta para la conformación del mercado de energía regional con los países de la Comunidad Andrina de Naciones (CAN).
Transacciones internacionales de energía
Mercado regional de corto plazo, rentas de congestión y remuneración de país en tránsito:
Durante 2015, 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 mercado de corto plazo, el criterio para la repartición de las rentas de congestión y la metodología de remuneración del país en tránsito.
Se está trabajando en modificar las reglas de corto plazo en la CAN, en la dirección de un modelo de transacciones de energía de corto plazo, en el que las partes se comprometen a vender o comprar una cantidad de energía al precio que
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resulte 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 pactados a través de un mercado intradiario.
Así mismo, la CREG propuso la utilización del valor de “Shapley”, que corresponde a la solución de un juego cooperativo entre varias partes, como criterio de repartición de las rentas de congestión, que son aquellas que surgen del diferencial 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 entrada de otros países revisar si esa regla se debe mantener.
Finalmente, la CREG comentó la propuesta de Ecuador y Perú con respecto a la metodología de remuneración de país en tránsito. Dicha remuneración busca reflejar el costo de transmisión de energía en que incurre un país intermedio, entre otros dos países que realizan un intercambio de energía.
1.2 Transmisión de energía eléctrica
Durante 2015 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 STN.
Avances en metodología de remuneración para el nuevo período
Durante 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 transmisión de energía eléctrica. Para tal fin, se elaboraron y entregaron cartillas que explican en lenguaje sencillo el contenido de la propuesta, se llevaron a cabo audiencias públicas en las ciudades de Bogotá, Cali y Barranquilla y un taller dedicado 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 estudios sobre temas de calidad del servicio, gastos de administración, operación y mantenimiento y la guía de presentación de los planes de inversión. La CREG 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.
Finalizando 2015 se elaboró una nueva propuesta de remuneración de la actividad, la cual pretende ser publicada en el primer trimestre de 2016.
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Convocatorias en el STN
La 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 Sistema de Transmisión Nacional (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.
Actualización de cargos de transmisión
En 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.
1.3 Distribución de energía eléctrica
En 2015 continuó con los análisis para la expedición 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 período
Durante 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 distribución 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 Barranquilla y un taller dedicado a la explicación de la propuesta que 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.
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Finalizando 2015, se elaboró una nueva propuesta de remuneración de la actividad, la cual pretende ser publicada en el primer trimestre de 2016.
Actualización de cargos de distribución
Durante 2015 se actualizaron los cargos de los operadores de red de Pereira, Caquetá, Cauca, Boyacá, Huila, Meta, Caldas, Antioquia, Valle, Tolima y la Costa Atlántica, 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 eléctrica
Se actualizaron los ingresos para el año 2016 del prestador de los servicios del Centro Nacional de Despacho (CND), del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), y del Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC). Para la actualización se consideran las actividades adicionales resultantes de la aplicación de la regulación expedida durante el año 2015, así como la eficiencia alcanzada por el prestador de estos servicios en la ejecución de los ingresos aprobados para este año.
Actualización del código de medida
Teniendo en cuenta que en el primer trimestre de 2014 se aprobó el nuevo código de medida, actualmente se están adelantando las tareas que quedaron pendientes por parte del Comité Asesor de Comercialización (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.
1.4 Comercialización de Energía Eléctrica
Durante 2014 se publicó la nueva metodología para la remuneración de la comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, con el reconocimiento de todos los costos en los que se incurre en la actividad de comercialización. De igual forma, la misma resolución prevé que los comercializadores integrados con el operador de red soliciten a la Comisión el reconocimiento del costo base de comercialización, el riesgo 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 hay 19 con resoluciones aprobadas, de las cuales hay cuatro recursos de reposición en curso, cinco cargos que se
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presentarán a consideración en sesión CREG y cinco que, conforme lo establece la metodología, se resolverán cuando quede en firme la totalidad de los actos administrativos.
Como objetivos para este año, la CREG estudia la resolución definitiva que actualiza las condiciones para que usuario acceda al mercado mayorista de energía y de esta manera obtenga los beneficios de participar en él.
1.5 Zonas No Interconectadas (ZNI)
Metodología general
Las Zonas No Interconectadas (ZNI) corresponden a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Estas zonas representan el 66% del territorio nacional, con una capacidad 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). Lo anterior, con la finalidad de nutrir la propuesta para su implementación.
Se espera que durante el transcurso del siguiente año sea publicada la metodología definitiva para dar inicio a un nuevo periodo tarifario.
Áreas de servicio exclusivo
Un 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, la Comisión, 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,
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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. Se espera que durante el transcurso del siguiente año sea publicada la metodología definitiva para dar inicio a un nuevo periodo tarifario.
2. GAS NATURAL
2.1 Mercado Mayorista de Gas Natural en Colombia
Luego de la reglamentación que en 2013 1 hizo la CREG sobre los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural, se han llevado a cabo tres procesos de comercialización bajo estas reglas, y con el soporte del gestor del mercado desde el último año.
En 2015, los vendedores y los compradores 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 perspectivas 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 pudieron ofrecer y negociar excedentes de gas durante el mes de octubre, posterior a las negociaciones directas.
Las anteriores disposiciones permitieron celebrar contratos que corresponden al 25% del gas contratado actualmente con naturaleza firme en el mercado, del cual un poco más de la tercera parte son contratos que han resultado de la comercialización de excedentes 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 mercado secundario, la cual fue adelantada por el gestor del mercado de gas natural, en donde se puso a disposición de los participantes del mercado la capacidad de transporte excedentaria de los agentes que no utilizarían la misma en la vigencia 2015-2016. Hubo oferta para 15 rutas
1 Resolución CREG 089 de 2013
2 Estas disposiciones están contendidas en la Resolución CREG 170 de 2015 y sus modificaciones
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del sistema nacional de transporte, 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 análisis de los resultados obtenidos y estudiará la pertinencia de realizar ajustes regulatorios al esquema de subasta.
Gestor del Mercado de Gas Natural
En el mes de julio de 2014 se seleccionó a la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) como gestor del mercado de gas natural 3 , 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 registrados 4 , 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 transporte desarrolladas diariamente, subastas de contratos con interrupciones y subastas de contratos firmes bimestrales, estas últimas realizadas con una periodicidad mensual.
En la página web citada anteriormente se pueden consultar los informes emitidos por el gestor del mercado, relacionados con los indicadores de gestión y la operatividad del mercado de gas natural, de acuerdo con sus servicios. Adicionalmente, la Bolsa Mercantil de Colombia publica los informes de las correspondientes auditorías al cálculo de los indicadores de gestión.
3 Resolución CREG 094 de 2014
4 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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Vale la pena destacar que los servicios que presta el gestor del mercado permiten 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 regulación.
Para el segundo año de prestación de servicios del gestor del mercado de gas natural en Colombia, se espera que fortalezca su operación y la información que está generando permita mejorar la transparencia del mercado.
Revisión del mecanismo de actualización de precios de contratos de suministro de gas
Los incrementos en precios en el mercado mayorista de gas ocurridos en diciembre de 2014 llevaron a la Comisión a revisar el mecanismo vigente de actualización 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 alternativas que permitirían mejorar los procesos de formación de precios del mercado 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 fijaron nuevas reglas de actualización de precios que afectan la contratación mayorista de gas, bajo los mecanismos de comercialización dispuestos por regulación, pero también se brindaron opciones a los participantes del mercado con contratos vigentes para que alcanzasen acuerdos, enmarcados dentro del principio de la voluntad de las partes y que permitiesen ajustes de acuerdo con los riesgos intrínsecos a sus negocios.
Finalmente, se continuará con el seguimiento del mercado y en particular la formación de precios y en ese orden de ideas ajustar la regulación vigente del mercado mayorista en el año 2016 según se requiera.
2.2 Transporte de gas natural
Para 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 aquellos sistemas de transporte que tienen gasoductos que cumplieron la vida útil regulatoria de 20 años.
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Metodología de remuneración
Frente a la metodología de remuneración, en 2015 la CREG realizó análisis tendientes a establecer la nueva metodología que será sometida a consulta de la industria y terceros interesados. Para estos análisis se tuvieron en cuenta (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 participantes del mercado de gas en reuniones de trabajo realizadas en 2015 en la CREG. Para el primer semestre de 2016 se espera adoptar la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural.
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 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.
2.3 Revisión y ajuste de cargos de transporte
En 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.
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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.
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 empresa en materia de 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 otro grupo de gasoductos concluye su periodo de vida útil normativa. Le corresponde a la CREG iniciar las respectivas actuaciones administrativas con el fin de determinar los respectivos valores de reposición.
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
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transportadores. Esta regulación se puso en marcha en el segundo semestre de 2015. Durante 2016 la Comisión revisará su evolución.
2.4 Distribución y comercialización de gas natural
Distribución de gas combustible por redes de tubería
En 2015 surgió la necesidad de ajustar la metodología de distribución y para ello se expidieron tres resoluciones: La primera modificó el plazo para la presentación de solicitudes tarifarias, la segunda aclaró los costos de las unidades constructivas con las cuales se valorarán los activos que fueron construidos en fecha posterior al 31 de diciembre de 2013, en esta misma se incluyó una actualización mensual de los cargos de distribución por poder calorífico real con respecto al presentado en la fecha de corte y se modificó la fecha de corte del 30 de junio de 2014 al 31 de diciembre del mismo año. Finalmente, en la tercera resolución se estableció un cronograma para que las empresas pudieran acceder al aplicativo “Apligas” para efectos de realizar las solicitudes tarifarias en debida forma y con un plazo suficiente.
Durante 2015 se perfeccionó el aplicativo “Apligas”, herramienta utilizada por las empresas y la CREG para elaborar solicitudes tarifarias y la fijación de cargos. En el mes de octubre se recibieron las solicitudes tarifarias de los mercados existentes que cumplían el periodo tarifario mediante este aplicativo.
Remuneración de los gastos de AOM, y otros activos
La Comisión publicó el documento que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración eficiente de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de otros activos para la actividad de distribución.
Modificaciones a la facturación en sistemas de distribución de gas combustible por redes de tubería
Debido a que el volumen del gas combustible cambia con la presión atmosférica y la temperatura ambiente, para la facturación en sistemas de gas combustible por redes de tubería se hace necesario 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 estos factores de corrección, con el fin de que el volumen facturado a cada usuario
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refleje el volumen real consumido. Adicionalmente, mediante esta resolución también se modifican las fórmulas para el cálculo de pérdidas en los sistemas de distribución de gas combustible.
Aprobación de cargos de distribución y comercialización
Los cargos de distribución y comercialización de gas remuneran a las empresas la prestación del servicio en dichas actividades. El cargo que se define establece una señal económica para que los prestadores del servicio tomen sus decisiones de inversión y atención de usuarios en los municipios de interés.
Durante 2015 se atendieron 17 solicitudes tarifarias, de las cuales se expidieron 30 resoluciones que aprobaron cargos de gas combustible por redes de tubería para 58 municipios y 13 centros poblados, beneficiando a 51.253 usuarios.
Actualmente están en trámite 97 solicitudes de aprobación de cargos de distribución para mercados existentes, 15 solicitudes de aprobación de cargos de distribución y comercialización para mercados nuevos y 9 solicitudes de aprobación de cargos de distribución y comercialización para mercados especiales.
Metodología de comercialización de gas combustible por redes de tubería
En 2015 se trabajó en la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización. Para esto inicialmente se avanzó en la función que determina los gastos de Administración Operación y Mantenimiento eficientes para la actividad de comercialización, los cuales se analizaron junto con los de distribución.
Así mismo, se consideraron aspectos para determinar el margen de comercialización, el riesgo de cartera y la posibilidad de incluir dentro de la metodología la remuneración el costo del ciclo efectivo y la variación de la tasa representativa del mercado en los componentes de precio y transporte de gas. La Comisión contempla expedir la metodología definitiva en el año 2016.
Confiabilidad de gas natural
Durante 2015 se desarrollaron, en conjunto con la Universidad Tecnológica de Pereira, mantenimientos del aplicativo de confiabilidad a fin de tener una descripción más detallada del sistema nacional de transporte, modelación por capas a fin de valorar proyectos por regiones e interactuar con el aplicativo de pérdidas a fin de caracterizar la demanda por cada punto de salida de la red de transporte.
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Por decisión de política el Ministerio de Minas y Energía le asigno la función de determinar los proyectos por confiablidad a la UPME, por esta razón, se entregó el aplicativo a dicha entidad, y se realizó una capacitación a la UPME para el uso del mismo.
Metodología para el cálculo de la tasa de descuento
En 2015 se expidió la resolución que establece los valores de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia y la tasa de descuento WACC (Weighted Average Cost of Capital por sus siglas en inglés), para la actividad de distribución de gas combustible.
Con esta tasa se terminaron de dar todas las condiciones para que los distribuidores presentaran solicitud tarifaria conforme a la nueva metodología de distribución.
3. GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)
3.1 Comercialización mayorista de GLP
Redefinición del costo de oportunidad para el productor
El precio máximo que puede recibir el productor de GLP por cada unidad vendida (kilogramo) es determinado por la CREG mediante una fórmula. De acuerdo con el marco regulatorio actual, el precio máximo regulado debe reflejar el costo de oportunidad del productor, el cual indica el valor que recibiría el productor por vender el GLP en su segunda mejor alternativa.
Ante la caída de los precios internacionales de butano y propano (componentes principales del GLP) y el aumento de los precios del gas natural en el mercado interno, el principal productor de GLP del país (Ecopetrol) redujo sustancialmente su oferta para el servicio público domiciliario, en la medida en que le resultaba más rentable utilizar GLP como combustible en la refinería en lugar de gas natural, 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 resulta de un cambio en el costo de oportunidad del productor. En el momento de determinar el precio máximo regulado, la CREG identificó que el costo de oportunidad del productor era venderlo en el mercado exterior (Resolución CREG 066 de 2003). En consecuencia, la fórmula del precio
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máximo se fijó como un promedio 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 deja de ser la segunda mejor alternativa de uso de GLP y pasa a ser más atractivo para el productor utilizarlo como combustible en la refinería. 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 refinería, por lo que la fórmula reconoce en el precio del GPL el costo del gas natural puesto en refinería. Gracias a esta redefinición, la oferta de Ecopetrol para la OPC de mayo de 2015 a junio de 2016 aumentó con respecto a lo ofrecido anteriormente.
Fuente: CREG
Figura 1: Evolución de la oferta y la demanda de GLP en la oferta pública de cantidades (OPC)
En la Figura 1 se presenta el impacto de la redefinición del costo de oportunidad en el mercado de GLP. La línea roja punteada muestra la oferta realizada por Ecopetrol para la OPC que debería cubrir el periodo de marzo de 2014 a marzo de
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2015, mientras que en la línea verde punteada se muestra lo que se ofertó finalmente para el periodo de junio de 2015 a junio de 2016.
Estudio para el desarrollo del nuevo marco de comercialización mayorista de GLP
El marco de comercialización mayorista 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 comercialización 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 convocó dos talleres con los agentes interesados para socializar los resultados encontrados por los consultores y recibir las inquietudes y comentarios correspondientes, con el fin de que el estudio incorporara la visión de la industria, tanto de los compradores como de los vendedores de GLP al por mayor.
A partir de los resultados encontrados con el estudio contratado, la CREG elaboró 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 mecanismo eficiente de formación de precios y asignación de cantidades.
En el 2015 se presentó la propuesta inicial, la que se desarrollará y presentará a los agentes interesados durante el 2016.
3.2 Transporte de GLP
Metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de transporte de GLP por ductos
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Durante el año 2015, la CREG expidió las bases sobre las cuales realizará los estudios para determinar la metodología tarifaria para la remuneración del transporte de combustibles líquidos y GLP por ductos.
El desarrollo de la nueva metodología de remuneración contempla una revisión general de los principios económicos a la luz de la información técnica, que permita definir el modelo tarifario a aplicar en el próximo período tarifario. El análisis incluye las componentes generales que afectan la remuneración, incluida la inversión, los gastos de AOM y la demanda.
Las principales variables a estudiar en el cálculo tarifario son: i) los valores eficientes de las inversiones; ii) los valores eficientes de los gastos de administración, 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 compatibilización de las estructuras de remuneración de propanoductos y poliductos. En la Figura 2 se presenta de manera esquemática los temas a estudiar:
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Fuente: CREG
Figura 2: Temas a estudiar
3.3 Reglamento único de transporte
Durante el año 2015, la Comisión expidió un proyecto de resolución donde se presenta la propuesta de reglamento único de transporte de combustibles líquidos y gas licuado de petróleo por ductos.
3.4 Código de medida de GLP
En 2015, la Comisión publicó un proyecto de resolución donde se define el Código de Medida de Gas Licuado de Petróleo, GLP, el cual permitirá garantizar la determinación de cantidad y calidad del GLP dentro de los límites técnicos aceptables, para asegurar la transferencia de custodia y entrega final del GLP dentro de la prestación eficiente del servicio público domiciliario esencial de la distribución de gas combustible, de conformidad con la Ley 142 de 1994.
Temas a estudiar Metodología
Metodologías tarifarias
•Costo medio mediano plazo
•Corte transversal
Modelo tarifario •Distancia •Estampilla •Cargos • Inv:
fijos/variables •AOM
Señal Expansiones •Planeación UPME •Proyectos confiabilidad
•Plan de Agentes •Mecanismos
competitivos
Valoración inversión
•Estudio definición Vida útil •Modelo valoración nueva
infraestructura •Valoración infraestructura
actual
Remuneración facilidades
•Almacenamiento •Conexiones •Libre/regulado
AOM •% de inversión •Proyección
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En este contexto, quienes estarán sujetos a las disposiciones del mencionado código son los agentes que compran y venden GLP bajo alguna de las siguientes figuras: el comercializador mayorista, el transportador de GLP, los distribuidores y los usuarios no regulados. Dicho código aplicará únicamente a las mezclas comerciales de GLP establecidas en la NTC 2303 de 2007.
3.5 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 GLP
Atendiendo las particularidades del servicio público domiciliario de GLP, la Comisión estudió una serie medidas regulatorias en relación con los parámetros de conducta y la participación de los agentes dentro de las actividades de comercialización mayorista y distribución de GLP, a efectos de evitar que se presenten conductas que afecten la regulación y la prestación de este servicio público. Así, la Comisión presentó para consulta los criterios que deben ser considerados para la compra y venta de GLP dentro de la comercialización mayorista, sea con precio regulado o con precio libre. Para esto la adquisición del producto por parte de los distribuidores se dará en relación con el nivel de activos (plantas de envasado, cilindros y tanques estacionarios), y su capacidad de envase; así como medidas con respecto al reporte de información en el Sistema Único de Información – SUI.
Prestación del servicio público domiciliario de GLP en San Andrés, Providencia y Santa Catalina
Como 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.
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Fuente: CREG
Figura 3: 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 desafiabilidad 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 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
Temas a estudiar
Metodología
Mercados Origen
•Cartagena •Centroamérica
•Otros
Revisión estampilla a
transporte por ductos
Remuneración inversión
(Flete) AOM
•Información para cálculo
Flete a Providencia
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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.
4. TEMAS TRANSVERSALES A TODOS LOS SECTORES
Sistema de Información de Costos para Regulación (ICR)
El ejercicio de la función regulatoria requiere que la CREG reduzca al máximo las asimetrías de información para determinar el régimen tarifario más adecuado para cada una de las actividades sujetas a su regulación y para establecer metodologías tarifarias que se reflejen en precios eficientes a pagar por los usuarios.
Históricamente, la CREG ha obtenido esta información de los reportes financieros de las empresas reguladas y de la información contable que entregan las mismas al Sistema Único de Información SUI. Sin embargo, la experiencia en el uso de esta información ha demostrado la necesidad de contar con información estructurada, estandarizada y normalizada que permita hacerla comparable entre las distintas empresas y/o actividades, a lo largo del tiempo, capturándola además correctamente, separados los ingresos y egresos correspondientes a las diferentes actividades reguladas, así como separados de las actividades no reguladas. Con este fin, internacionalmente es común el uso de lo que denominan
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contabilidad 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 reales de las empresas reguladas.
En esta medida, la CREG contrató una consultoría que estructuró un modelo de información de costos para regulación, acorde con las necesidades regulatorias y las características de las actividades 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 sugerencias.
Con base en la propuesta del consultor y las modificaciones que la Comisión considere convenientes, durante 2106 la CREG espera someter a consulta y adoptar el modelo ICR definitivo para el sector eléctrico que será la base de reporte de información por parte de las empresas reguladas.
5. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
5.1 Bases para la metodología tarifaria de transporte por ducto
Los combustibles líquidos se transportan por ductos entre el importador o refinador y el distribuidor mayorista. Esta actividad se remunera a través de una tarifa y en ese sentido, la CREG hizo un análisis de las condiciones de la actividad de transporte por ducto con el fin de establecer la forma de calcular esta tarifa. Las bases para la metodología tarifaria de transporte por ducto servirán para que agentes y demás interesados conozcan los temas considerados por la Comisión como insumo para el desarrollo de esta metodología.
Esta publicación busca la participación y retroalimentación del público para el enriquecimiento del análisis durante la construcción de la metodología. Hasta la fecha de publicación de este informe de gestión, la consulta había permitido recoger información por parte de los agentes del sector.
Una vez finalizado el término de consulta, se realizará el análisis de los comentarios recibidos con el fin de dar paso a la siguiente etapa, es decir, la elaboración de la resolución de consulta.
5.2 Reglamento de transporte de combustibles líquidos y Gas Licuado del Petróleo (GLP) por ducto, en consulta
Con el “Reglamento de transporte de combustibles líquidos y Gas Licuado del Petróleo (GLP) por ducto” se busca establecer los procedimientos operativos de
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calidad, seguridad, acceso y cantidad para los agentes que participan en la actividad.
El reglamento pretende organizar la operación del sistema de transporte por ducto y dar transparencia sobre las obligaciones y derechos de los participantes, de tal manera que con la organización se formalicen las relaciones entre los agentes, disminuyendo los riesgos asociados a la actividad y que impactan el sector.
La consulta busca la participación de los interesados en el tema, con el fin de complementar el análisis desarrollado por la Comisión. En desarrollo de esta etapa, se identificó la necesidad de ampliar el término de consulta para lograr un mayor aporte del público.
5.3 Implementación del margen QA/QC
QA/QC (Calidad Ambiental y Control de Calidad, por su definición en inglés), es un programa que busca garantizar el cumplimiento de especificaciones técnicas a lo largo de la cadena de combustibles líquidos. Esto incluye las normas ambientales, de salud pública y de operaciones técnicas de los vehículos. Los costos de implementación del programa de QA/QC pueden remunerarse a través de un margen.
El estudio de la consultoría contratada por la CREG mejora la información disponible, tanto para el Ministerio de Minas y Energía como para los demás actores del sector, en aras de tomar decisiones con respecto al aseguramiento y control de la calidad.
El propósito de la consultoría fue actualizar los costos y las variables determinantes del margen de QA/QC, teniendo como referencia un estudio previo contratado por el Ministerio. Se dispone de distintos escenarios actualizados de costos que contemplan visitas de aseguramiento de calidad, toma de muestras y pruebas de laboratorio a lo largo de la cadena.
Una vez socializados los resultados del estudio, queda pendiente la implementación del programa QA/QC por parte del Ministerio, conforme a sus funciones.
5.4 Análisis de precios biocombustibles
Los 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 la palma africana. A los productores de biocombustibles se les reconoce un ingreso por galón vendido.
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El estudio de la consultoría contratada por la CREG busca identificar las variables para el cálculo del ingreso al productor de biocombustibles, aportando elementos de juicio para la toma de decisiones en los precios de los biocombustibles.
A partir del análisis de las variables, se cuenta con propuestas metodológicas de ingreso al productor para dos biocombustibles (etanol y biodiesel).
La Comisión desarrollará una propuesta metodológica de cálculo del ingreso del productor de biocombustibles, que incluya los resultados de la consultoría y los aportes de los actores del sector.
5.5 Código de Medida de Combustibles Líquidos
Contiene 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 Combustibles 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 para comentarios por parte de los interesados y el análisis interno de la información entregada por los agentes permitió construir un mapa de las condiciones de medición actuales. La Comisión continuará con el seguimiento de los comentarios y la elaboración de la resolución de consulta.
5.6 Estudio diagnóstico regulatorio del sector
El 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 productos a mediano y largo plazo. El documento 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 tendrá 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 características de la labor que desarrolla la CREG.
De esta manera se busca establecer una comunicación clara con los agentes del sector y una permanente retroalimentación con el público. Los comentarios
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recibidos sobre el documento deberán ser analizados y a partir de la consulta se generará una planeación de los productos de regulación.
5.7 Metodología tarifa de transporte terrestre CL
Dando inicio al desarrollo de la metodología tarifaria de transporte terrestre, se contrató un estudio con la firma Itansuca para la producción de un modelo de costos de transporte terrestre.
Para 2016, tomando como insumo el modelo de costos, se presentarán las bases para la metodología tarifaria de transporte terrestre, que permita determinar la remuneración de la actividad dentro de la cadena de combustibles líquidos.
5.8 Bases para la metodología de remuneración de la actividad de almacenamiento
La actividad de almacenamiento en la cadena de combustibles líquidos está ligada con la operación del transportador por poliducto, de los importadores, del refinador y de los distribuidores mayoristas. A partir de los estudios hechos por la CREG, se determinó la necesidad de analizar a profundidad la remuneración de la actividad de almacenamiento, que en la actualidad se encuentra libre.
La regulación que emita la Comisión sobre la remuneración del almacenamiento dará señales al mercado sobre las posibles necesidades de infraestructura para el almacenamiento operativo, comercial y estratégico.
Se pretende contar con una metodología que determine los factores significativos para que remunere de manera eficiente la actividad y promueva la inversión en infraestructura necesaria para dar mayor confiabilidad al sistema.
Durante 2015 se realizó un taller por medio del cual se recogió información de los agentes del sector para el avance de la regulación del almacenamiento y se hicieron solicitudes de información sobre capacidad de los tanques.
Para 2016 se presentarán las bases para la metodología de remuneración del almacenamiento, presentando la problemática identificada por la Comisión con el propósito de recibir la retroalimentación de los actores interesados.
5.9 Resolución de flete marítimo a San Andrés
La actividad de transporte marítimo de combustibles líquidos desde Cartagena hasta San Andrés venía siendo prestada por la compañía Transpetrol Ltda., la cual recibía un cargo por cabotaje establecido por el Ministerio de Minas y Energía.
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Durante 2015, la compañía Transpetrol solicitó al Ministerio una actualización de su cargo por cabotaje, la cual fue trasladada a la CREG con motivo de la reasignación de funciones del 2011 y 2013.
La CREG, con base en la información recibida por Transpetrol, inició los análisis de revisión tarifaria, permitiendo establecer una tarifa para el flete marítimo de transporte entre Cartagena y San Andrés para esta compañía. Se espera expedir en el cuarto trimestre de 2016 las bases para la nueva metodología general de remuneración de transporte marítimo de combustibles líquidos, a la cual tendrán que acogerse Transpetrol y las demás compañías que desarrollen dicha actividad.
5.10 Resolución índice Platts para la fórmula IP
El 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 Ministerio para continuar fijando el precio final de venta al público de la gasolina motor corriente.
6. GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA
6.1 Comunicaciones y Participación Ciudadana
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, llevó a cabo durante el año 2015, acciones que permitieron ampliar y mejorar los canales de participación 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 Departamento Nacional de Planeación.
Audiencias públicas
Para que el mayor número de personas posibles conocieran la regulación expedida por la entidad, y con el fin de generar un mecanismo de participación, la CREG realizó audiencias públicas temáticas con transmisión por televisión a través de canales nacionales y regionales.
37
Este mecanismo permitió que más ciudadanos se involucraran en el proceso normativo, además de conocer de primera mano las propuestas de la CREG para fijar los costos de prestación de los servicios públicos que regula.
En 2015 se llevaron a cabo 6 jornadas de audiencias públicas en el país mediante las cuales se presentaron propuestas regulatorias en el sector energía eléctrica.
Tabla 1: Audiencia pública para presentar las propuestas para remunerar el servicio de energía eléctrica en áreas de servicio exclusivo de las zonas no
interconectadas
Ciudad Fecha
Bogotá 9 de febrero de 2015
Leticia 23 de febrero de 2015
Teleconferencia
Cumbal, Bogotá, Cumaribo, Laureles, Manizales y Pasto
12 de marzo de 2015
Tabla 2: Audiencia pública para presentar las propuestas para remunerar la transmisión y distribución de energía eléctrica en el SIN
Ciudad Fecha
Bogotá
(transmisión por Señal Institucional)
16 de marzo de 2015
Cali
(transmisión por canal Telepacífico)
18 de marzo de 2015
38
Barranquilla
(transmisión por canal Telecaribe)
20 de marzo de 2015
En su mayoría, las audiencias fueron transmitidas en vivo y en directo a través de televisión y de la página web de la CREG (www.creg.gov.co).
Audiencias públicas de rendición de cuentas
Para 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 que se realizaron durante todo el año, se llevaron a cabo cuatro audiencias de rendición de cuentas en Cali, Bogotá, y Santa Marta, dos de estas durante encuentros nacionales de vocales de control en los cuales participaron más de 500 personas.
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, preguntas por internet.
Tabla 3: Audiencias públicas de rendición de cuentas CREG 2015
Ciudad Fecha Observación
Cali 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 Rendición de cuentas general de la CREG
Transmisión en directo por Señal Institucional y la página web de la CREG (www.creg.gov.co)
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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.
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 personas interesadas 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.
En 2015 la CREG innovó en la realización de telecharlas, a través del sistema Edupol, herramienta que permitió capacitar de manera simultánea a usuarios de ocho ciudades del territorio nacional.
Tabla 4: Relación de talleres realizados 2015
Tema Fecha
Taller comercialización de energía 17-feb
Taller transmisión 25-mar
Taller distribución 24-mar
40
Taller metodología de cálculo del precio de suministro de GLP (taller realizado en dos jornadas con diferentes asistentes.)
14-abr
Taller calidad de energía 18-jun
Taller comercialización de GLP 12-jun
Taller subasta cargo por confiabilidad 03-jun
Talleres variaciones de salida en el sistema nacional de transporte
30-jul
Taller metodología de energía firme plantas solares
29-jul
Taller almacenamiento de combustibles líquidos
29-jul
Taller tasa de descuento "Medellín" 29-jul
Taller tasa de descuento "Bogotá" 24-jul
Capacitación Apligas (durante tres días en dos jornadas con diferentes asistentes)
8,9,10- julio
Socialización reporte de información al SUI
13-ago
Costos de transporte de combustibles 12-ago
41
Taller QA/QC 30-ago
Socialización factores alfa y beta 30-sep
Taller márgenes de distribución gasolina y diésel
16-sep
Taller Apligas (Taller realizado durante dos días en doble jornada con diferentes asistentes)
28-29-sep
Taller Res. 109 09-sep
Metodología de transporte de gas 23-oct
Metodología de transporte de gas 28-oct
Aplicativo cargo por confiabilidad 29-oct
Taller Biocombustibles 13-nov
Taller Edupol derechos de los usuarios 17-nov
Taller costos para la regulación 02-dic
Taller transporte C.L 02-dic
Taller Edupol (CXC) 10-dic
Taller Edupol (CXC) 10-dic
42
Taller valoración de activos 17-dic
Taller valoración de activos 17-dic
Taller inventario de activos 18-dic
Publicaciones
Para que el mayor número de personas pueda entender de forma clara y sencilla las propuestas regulatorias en materia tarifaria, la Comisión elaboró y divulgó cartillas informativas en lenguaje coloquial y con ilustraciones que permitan la fácil comprensión.
El propósito de esta difusión es facilitar la comprensión de las propuestas, de manera que los interesados tengan argumentos con los cuales puedan realizar comentarios y sugerencias con el fin de analizarlos en la elaboración de la regulación definitiva. En 2015 la CREG divulgó entre sus grupos objetivos las siguientes cartillas:
Propuesta para remunerar la generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en áreas de servicio exclusivo de las Zonas No Interconectadas (ZNI).
Propuesta para remunerar la transmisión de energía eléctrica en el SIN.
Propuesta para remunerar la comercialización de energía eléctrica en el SIN.
Adicional a esto, en el último trimestre del año se elaboró el folleto de fórmulas tarifarias de energía eléctrica, gas natural y GLP para su divulgación durante 2016 y la segunda versión de las cartillas de revisiones periódicas.
Programas de televisión
Desde 2010, la Comisión 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
43
nos encontramos). Durante 2015 se emitieron 75 mensajes a través del canal con cobertura nacional, Cable Noticias.
Campaña de divulgación
La Comisión desarrolló una campaña para informar a los usuarios de gas natural sus derechos y deberes con respecto a las revisiones periódicas de gas natural. Esta campaña se divulgó a través de las emisoras radiales con cobertura nacional Caracol Radio y RCN Radio.
Durante el último semestre se realizó una campaña por Blu Radio en la que, 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 ciudadano
La CREG participó en la Ferias Nacionales de Servicio al Ciudadano organizadas por Planeación Nacional realizadas en Turbo (Antioquia), Pitalito (Huila), Buenaventura (Valle del Cauca), La Virginia, (Risaralda) y Arjona (Bolívar). 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 entidades públicas a los ciudadanos y brindarles 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 eléctrica, gas natural, gas licuado de petróleo (o gas en cilindros) y combustibles líquidos.
6.2 Peticiones, Quejas, Reclamos y Sugerencias (PQRS)
En 2015 la CREG recibió y atendió 1.345 peticiones, quejas, reclamos y sugerencias (PQRS), clasificadas así:
Tabla 5: Total de peticiones quejas y reclamos
PQRS NÚMERO
Consultas 535
44
Quejas, reclamos o sugerencias
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 respondido por la entidad, brindando orientación al ciudadano, no obstante que no contenía una queja o reclamo por los servicios prestados por la entidad.
Interés General y Particular 396
Quejas y Reclamos 294
Entrega de Documentos 20
Conceptos de Legalidad 5
Solicitud de información 95
Total 1.345
86%
14%
QUEJAS Y RECLAMOS 2015
TRASLADOS
ORIENTACION ALCIUDADANO
45
Los resultados para el año 2015 fueron satisfactorios y los mecanismos de control establecidos contribuyeron de manera integral a la obtención de los objetivos trazados por parte del grupo de atención al ciudadano.
En la siguiente gráfica se muestra el comportamiento que se ha tenido en la oportunidad de respuesta a las peticiones desde el año 2014, donde se puede observar la efectividad de las acciones de mejora y mecanismos de control que se han implementado.
6.3 Procesos judiciales
A 30 de diciembre de 2015 cursaban 243 procesos judiciales en contra de la Comisión distribuidos por tipo de acción, así:
Tabla 6: Procesos en contra de la entidad
Medios de control Cantidad
Nulidad 12
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
COMPORTAMIENTO OPORTUNIDAD DE RESPUESTA PQR
FUERA DE TERMINOS
EN TERMINOS
46
Nulidad y Restablecimiento del derecho 205
Reparación Directa 8
Contractual 2
Popular 11
Grupo 4
Tutela 1
Total 243
Nuestros principales avances en materia judicial a lo largo del 2015 son los siguientes:
Fallos favorables:
Tres en ejercicio de la acción de nulidad en el Consejo de Estado. Dos en ejercicio 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 excepciones 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 Consejo 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, vigilancia judicial y viáticos de los funcionarios.
47
6.4 Sistema de Gestión de Calidad
El Sistema de Gestión de Calidad permite a la organización planear, ejecutar, verificar y controlar las actividades necesarias para el cumplimiento de los objetivos institucionales, 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, asegurando la conformidad del sistema mediante la eficacia, eficiencia y efectividad, en procura de buen desempeño de las actividades y la satisfacción de los clientes en cuanto al servicio que presta la entidad.
Para ello, el Sistema de Gestión de Calidad ha permitido mantener actualizados los procedimientos, caracterizaciones, manuales, controles y documentos de acuerdo a las actividades que desarrolla cada proceso, generar acciones de mejora, capacitaciones, trabajos grupales, seguimientos continuos del comportamiento de los procesos y revisiones por la dirección donde se evaluó la conformidad 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 ayudan al fortalecimiento del sistema, evidenciando el compromiso de la alta dirección y los funcionarios en cuanto a la importancia y uso de esta herramienta.
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El propósito fue el compromiso, mantenimiento y mejora del Sistema de Gestión de Calidad permitiendo generar estrategias internas que llevan a satisfacer las necesidades y poder entregar al cliente un producto de alta calidad.
En el año se trabajó permanentemente en el mejoramiento continuo y el desarrollo de las actividades planificadas, las cuales se evidencian en las evaluaciones de cumplimiento realizadas al sistema, de tal manera que la entidad mantuvo la certificación otorgada por el ente certificador ICONTEC.
La CREG deberá establecer un plan de fortalecimiento en cuanto a la actualización de la nueva norma ISO 9001:2015 y así mismo realizar la integración de los sistemas de gestión adoptados por la entidad.
6.5 Control Interno
Durante 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 siguientes actividades:
Valoración de riesgos
Se 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 efectividad de los controles y las acciones, el cumplimiento de los riesgos con la política, y con base en lo evidenciado se establecieron recomendaciones en los respectivos informes.
Acompañar y asesorar
Control 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. Dichos comités están debidamente conformados mediante acto administrativo y se suscribieron las respectivas actas de reunión.
Se efectuó acompañamiento frente al tema de cumplimiento de la Ley 1712/14, participando en las mesas de trabajo interinstitucionales (Secretaría de Transparencia de la Presidencia de la República, Instituto Nacional de Ciegos, Instituto Nacional de Sordos), específicamente en lo relacionado con accesibilidad a la información a personas con algún tipo de discapacidad física, otros idiomas, etc.
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Se acompañó en los temas relacionados con la evaluación y mejoramiento del Formulario Único de Registro de Avance de la Gestión (FURAG), así como lo relacionado 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 hallazgos evidenciados por dicho ente de control.
Se hizo acompañamiento a las audiencias con los vocales de control y las audiencias públicas de rendición de cuentas de la entidad y del sector.
Evaluación y seguimiento
De acuerdo con el programa de auditorías, se desarrollaron las correspondientes auditorías a los procesos de Planeación Estratégica; Proyección Corporativa y Relaciones 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:
Tabla 7: 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
50
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 (Sireci), 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 formuló y desarrolló una campaña de autocontrol denominada “Tu eres el control”, buscando sensibilizar a los funcionarios de la entidad de la importancia del autocontrol para el cumplimiento de los objetivos institucionales. Con base en la medición del impacto de las actividades realizadas, se planteará y desarrollará una nueva campaña para 2016.
Relación con entes externos
Se solicitó y consolidó la información a las diferentes áreas para la elaboraron y presentación, dentro de los términos establecidos, los informes a los diferentes entes de control como: informe ejecutivo anual; pormenorizado de control interno; posibles actos de corrupción a la Presidencia de la República; austeridad; control interno contable; quejas, sugerencias y reclamos; certificación de procesos judiciales activos Ekogui; cuenta consolidada, plan de mejoramiento Sireci
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(consolidación y seguimiento), derechos de autor, plan anticorrupción, e informe 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.
7. GESTIÓN ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA
7.1 Gestión Humana
La Subdirección Administrativa y Financiera lideró durante el año 2015 los temas relativos al proceso de Gestión Humana. Para ello se elaboraron los planes de capacitación, bienestar y salud ocupacional e incentivos, los cuales fueron socializados 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 gestión, obteniendo como resultado una ejecución del 100% en ambos semestres, tanto para el plan de bienestar como de capacitación.
Para la vigencia 2015, el plan de bienestar, salud ocupacional e incentivos de la CREG estuvo orientado a fortalecer el desempeño de los funcionarios como aporte al desarrollo integral de los mismos. 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 (gimnasio), 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 reconocimiento al mejor equipo de trabajo.
Respecto del plan de capacitación, se desarrollaron actividades tendientes a generar en los funcionarios capacidades, destrezas, habilidades, valores y competencias, con el objeto de propiciar su desarrollo profesional y de competencias laborales para el mejoramiento continuo de la gestión institucional.
Sobresalieron las actividades de entrenamiento en el idioma inglés, taller sobre teoría de juegos, seminarios, Código de Procedimiento y Contencioso Administrativo, así como Código Disciplinario, capacitación en gestión por competencias, presentaciones efectivas, control interno, seminario de auditorías, contaduría, entrenamiento en normatividad NTCGP 1000-2009, auditorías
52
internas, Modelo Estándar de Control Interno (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 funcionarios que se capacitaron se sintió satisfecho con la capacitación impartida.
Por último, con el fin de determinar criterios 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 encuesta de evaluación de los planes ejecutados en la vigencia 2015. Como resultado de la misma, se evidenció la necesidad de incluir los siguientes temas: Actividades deportivas, culturales, recreativas y de integración, regulación económica, idiomas, herramientas de sistemas, matemáticas financieras aplicadas a NIC-NIIF, Normas ISO, oralidad, redacción, presentaciones efectivas, actualización normativa y regulatoria, y charlas sobre clima organizacional, entre otros.
7.2 Gestión de Informática y Tecnología
El 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 actualización y optimización de la estructura 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)
53
La gestión técnica ejecutó proyectos que mejoraron la disponibilidad de los servicios tecnológicos como la adquisición de una solución de almacenamiento, la actualización 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 preventivos 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, correspondiente 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 Información (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 tecnología y se fortaleció la atención remota en la mesa de ayuda con la herramienta Aranda, con lo cual se optimizaron los tiempos de atención.
54
7.3 Gestión Financiera
Mediante 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 General de la Nación para la vigencia fiscal, asignándosele los recursos a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con una apropiación vigente de $30.285 millones.
La ejecución presupuestal para la vigencia 2015 ascendió a $26.629 millones, con un porcentaje de ejecución del 87,93%. (Ver gráfica de ejecución presupuestal 2015).
Tabla 8: Ejecución presupuestal 2015 En 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.
Gráfica Ejecución presupuestal 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
$24.000
$25.000
$26.000
$27.000
$28.000
$29.000
$30.000
$31.000
$30.285
$26.629
APROPIACIÓN VIGENTE COMPROMISOS
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referente al sector público. El respectivo balance es un balance de prueba ya que el cierre definitivo establecido por el Ministerio de Hacienda y la Contaduría General de la Nación es el próximo 14 de febrero de 2016.
Tabla 8: Balance General a diciembre 31 de 2015
En millones de pesos
Descripción dic-15 dic-14 %Variación
Activo 28.026 31.789 -12%
Pasivo 1.698 4.236 -60%
Patrimonio 26.329 27.553 -4%
A continuación se presenta el comparativo del Balance General, con corte a 31 de diciembre del 2015 frente a 2014.
El balance general con corte a diciembre 31 de 2015, refleja algunas variaciones significativas con respecto al año inmediatamente anterior. Con referencia a los activos de la entidad, estos presentaron una disminución del 12% que se refleja
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
ACTIVO PASIVO PATRIMONIO
28.026
1.698
26.329
31.789
4.236
27.553
Balance General Comparativo 2015 Vs. 2014 ($ millones)
dic-15
dic-14
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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.
7.4 Bienes y servicios
En ejercicio de las atribuciones constitucionales 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 procedimientos establecidos en la normatividad 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 asignadas 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 establecido en el manual de contratación de la CREG y en la ley.
Los procesos contractuales que se adelantaron en la Comisión cumplieron esencialmente con los principios constitucionales de igualdad, transparencia, economía, imparcialidad y selección objetiva. Los contratos de la CREG se desarrollaron a través de: términos de referencia, estudio y aprobación de cotizaciones avaladas por el Comité 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 acorde con los nuevos requerimientos que en materia contractual surgen diariamente.
57
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 diferentes proveedores, siendo partícipe activo de la tienda virtual del Estado colombiano. 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 $7.778.269.711, distribuidos de la siguiente manera:
Tabla 10: Valores de contratos por rubro presupuestal
Rubro Valor ($)
Funcionamiento 1.282.273.735
Inversión 6.496.715.641
Es importante resaltar que la contratación suscrita por los rubros de inversión respondió oportunamente a la necesidad de conocer valiosa información a través de las consultorías 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 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, modernizando 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 acceso, entre otros.
7.5 Gestión Documental
La CREG continúa con las gestiones propias de la administración documental, en cuanto a custodia, conservación, almacenamiento, organización y retención documental, establecidas en la Ley General de Archivos (Lay 594 de 2000), y demás normatividad archivística vigente, para lo cual se llevó a cabo seguimiento
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y actualización de los procedimientos propios de esta área y las tareas a continuación descritas:
Realización de la actualización de las tablas de retención documental de acuerdo con la nueva estructura organizacional de la CREG y presentación de las mismas ante el Archivo General de la Nación (AGN), previa aprobación por parte del comité de desarrollo administrativo.
Aprobación de los instrumentos archivísticos del Plan Institucional de Archivo (PINAR) y actualización 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 público del proceso de gestión documental, dando cumplimiento de esta manera a la Ley 1712 del 6 de marzo de 2014, por la cual se creó la Ley de Transparencia y del Derecho de Acceso a la Información Pública Nacional.
Intervención archivística a los expedientes físicos del archivo central (organización cronológica, cambio de carpeta, registro en base de datos, rotulación, foliación y eliminación de elementos abrasivos).
Intervención archivística y realización de cotejo de expedientes físicos frente al expediente virtual del área de contratación, para las vigencias 2013, 2014 y 2015.
Apoyo de transferencia del archivo de contratación de la vigencia 2014 al archivo de gestión, (revisión y terminación de foliación, eliminación elementos abrasivos, diligenciamiento del Formato Único de Inventario Documental - FUID, reubicación en cajas y rotulación).
8. GLOSARIO DE SIGLAS
Mercado 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)
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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)