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Comisión de Regulación de Energía y Gas

METODOLOGÍA PARA LA COMPARACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE PRESTACIÓN

DE LOS SERVICIOS DE GAS NATURAL Y GAS LICUADO DE PETRÓLEO

DOCUMENTO CREG-00817 de febrero de 2011

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y

Sesión No. 479

METODOLOGÍA PARA LA COMPARACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS DE GAS NATURAL Y GAS LICUADO DE

PETRÓLEO

1. ANTECEDENTES

Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 se establecieron los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictaron otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.

En el artículo 22 de esta resolución se definieron las redes tipo II de transporte, así:

“La red tipo II de transporte corresponderá a aquellos gasoductos del SNT que no estén incluidos en el Anexo 7 de la presente resolución y a aquellos que la Comisión no incorpore a la red tipo I de transporte de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 21 de la presente Resolución. También harán parte de la red tipo II de transporte:

a) Los gasoductos que se deriven de gasoductos de la red tipo I o tipo II del SNT.b) Los gasoductos que conecten un nuevo punto de producción o importación con un sistema de distribución no conectado al SNTc) Los gasoductos que se construyan desde un sistema de distribución existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente, para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos, que no tengan vinculación económica entre

En los artículos 23, 24 y 25 de la citada resolución se establecieron los mecanismos para: i) hacer las extensiones de la redes tipo I y II; y ii) aprobar los respectivos cargos por uso, cuando aplica.

En el parágrafo 4 del artículo 25 se estableció lo siguiente:

"La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados cuando el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, sea inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado del petróleo, estimado para la misma demanda.

En todo caso, la CREG no aplicará el criterio establecido en este parágrafo si la inclusión de las inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte compromete la neutralidad entre los agentes que prestan el servicio en el área geográfica de influencia del proyecto.

Para efectos de estas estimaciones, la CREG utilizará la mejor información disponible, la cual incluirá, entre otros, información histórica de las diferentes componentes de la tarifa, información estadística por áreas geográficas, etc. Las

sí .

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estimaciones de costo unitario de prestación del servicio se harán teniendo en cuenta costos eficientes de tal forma que no se descontarán aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte.

Las tarifas de transporte se modificarán cada vez que se incluyan inversiones de red tipo II de transporte en el cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

Mediante resolución de carácter general posterior, la CREG establecerá los mecanismos que permitan realizar el balance de cuentas y giro de recursos entre empresas transportadoras y distribuidoras de gas natura! aplicable cuando la CREG incluya inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte, realizadas por distribuidores, dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes”.

De acuerdo con lo anterior, en el presente documento se describe la metodología que seguirá la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, para hacer las comparaciones de los costos unitarios de prestación de los servicios de gas natural y de gas licuado de petróleo para los efectos de la aplicación de lo establecido en el parágrafo 4 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010. Es conveniente precisar que la regulación sometida a consulta a través de la resolución soportada en este documento no contempla modificaciones a la Resolución CREG 126 de 2010, en particular al parágrafo 4 del artículo 25 de dicha resolución.

También es preciso señalar que, de acuerdo con lo establecido en el parágrafo mencionado, la inclusión parcial o total de inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes es una facultad de la CREG aun cuando se cumplan las condiciones dispuestas en dicho parágrafo.

2. METODOLOGÍA DE COMPARACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS DE GAS NATURAL Y GLP

Para establecer si el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, es inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado de petróleo, estimado para la misma demanda, se propone seguir el procedimiento que se indica en los siguientes numerales:

2.1 Estimación del costo de prestación del servicio del gas natural

La estimación del costo de prestación del servicio a un usuario de gas natural en los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II, CUgnt , se realizará de conformidad con la siguiente fórmula:

CUg7lt(sUper i0r) ^^((superior) T77l( + Drílf + CTTlf

CUgntQnf erior-) CTrit(jnf erior-) + Ttrit + Dm^ + Ctrit


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Donde:

CUgnt(Superiory. Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite superior), expresado en $/MBTU.

CUgnt(inf eriory Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite inferior), expresado en $/MBTU.

Costo de las compras de gas natural (límite superior), expresado en $/MBTU.

Costo de las compras de gas natural (límite inferior), expresado en $/MBTU.

Costo del transporte del gas natural, expresado en $/MBTU.

Costo de la distribución del gas natural, expresado en $/MBTU.

Costo de la comercialización del gas natural, expresado en $/MBTU.

Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

Los costos a considerar en cada variable serán los que resulten de hacer las estimaciones que se definen a continuación. Estos no contemplarán disminuciones por aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte o de redes de distribución, como aquellos correspondientes a recursos del Fondo Nacional de Regalías y del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, entre otros.

2.1.1.Para la estimación de las variables Gmt^uperior y Gmt inf erior se tendrán en cuenta los precios máximo y mínimo del gas natural, en el mercado primario, de las fuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda de los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II.

Para estos efectos se emplearán las siguientes fórmulas:

UTUf-(superior) — G g d s t superior X T R M

G Tdt{in feriar) ~~ GQ C ÍS f( jn f e r i o r ^ X T R M

G'di-tisuperior) ■

GfTltiin fe r ia r )-

Tmt:

Dmt:

Cray

t:

Donde:

Gm t(superior)-

Grai(j.nyerior'y.

Costo de las compras de gas natural (límite superior), expresado en $/MBTU.

Costo de las compras de gas natural (limite inferior), expresado en $/MBTU.

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286

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G gets {(superior)- Precio máximo del gas natural, en el mercado primario, de lasfuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda de los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II. La CREG considerará los precios del gas natural observados durante los dos años calendario anteriores a la fecha de la solicitud: i) precios resultantes de las subastas de gas natural que se hayan realizado; ii) precios regulados; y ¡ii) precios resultantes de la aplicación de otros mecanismo de comercialización que establezca la CREG. Las posibles fuentes de producción se identificarán, entre otros, teniendo en cuenta las utilizadas en el mercado de comercialización más cercano a laspoblaciones objeto de análisis.

Ggast(inferi0r): Precio mínimo del gas natural, en el mercado primario, de lasfuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda de los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II. La CREG considerará los precios del gas natural observados durante los dos años calendario anteriores a la fecha de la solicitud: i) precios resultantes de las subastas de gas natural que se hayan realizado; ii) precios regulados; y iii) precios resultantes de la aplicación de otros mecanismo de comercialización que establezca la CREG. Las posibles fuentes de producción se identificarán, entre otros, teniendo en cuenta las utilizadas en el mercado de comercialización más cercano a laspoblaciones objeto de análisis.

TRM-. Tasa Representativa del Mercado en la fecha t, certificada porla Superintendencia Financiera, expresada en pesoscolombianos por dólar de los Estados Unidos de América.

t: Fecha de referencia para realizar las comparaciones quecorresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

Los precios del gas se actualizarán a la fecha de referencia t utilizando el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo.

2.1.2. Para la estimación de la variable Tmt se considerará el promedio de las sumas de los cargos de transporte desde las fuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar hasta el punto de salida de la red de tipo II que se planea construir. Los cargos que se utilizarán son los que estén vigentes al momento del análisis, para las parejas 80 fijo, 20 variable.

287 vyD-008-11 METODOLOGÍA PARA COMPARAR COSTOS DE PRESTACIÓN V TDEL SERVICIO DE GAS NATURAL Y GLP ^

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El cargo de transporte correspondiente a la extensión de la red tipo II de transporte, objeto de análisis, será el cargo correspondiente a la pareja 80 fijo, 20 variable que resulte de aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Para los anteriores efectos, se aplicarán las siguientes fórmulas:

Tm t = Tgast X TRM

/= i '

2

Tgasf = ^ Cargosh¡th=l

Costo del transporte del gas natural, expresado en $/MBTU.

Costo promedio del transporte del gas natural, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por kpc.

Tasa Representativa del Mercado en la fecha t certificada por la Superintendencia Financiera, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.

Número de fuentes de producción / que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda asociada a la extensión de red tipo II que es objeto de análisis.

Fuente de producción de gas natural que la CREG considera que se podría utilizar.

Costo del transporte del gas natural desde la fuente de producción / , expresado en dólares de los Estados Unidos de América por kpc.

Valor del poder calorífico del gas natural según la fuente de producción / , expresado en MBTU/kpc. Se utilizará el valor del poder calorífico reportado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

Pareja de cargos 80 fijo, 20 variable, para el tramo o grupo de gasoductos rt, que esté vigente al momento del análisis, expresada en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha t por kpc.

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Donde:

Tmt:

Tgast;

TRM:

w:

/•

Tgasf :

PCFf :

Cargoshft\

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Para los cargos de la red tipo II de transporte que es objeto de análisis la CREG utilizará los correspondientes a la pareja 80 fijo, 20 variable que resulte de aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, expresados en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha t por kpc.

z: Número de tramos o grupos de gasoductos con cargosaprobados por la CREG, desde la fuente de producción / y hasta el punto de salida de la red de tipo II que se planea construir.

h-. Tramo o grupo de gasoductos con cargos aprobados por laCREG.

t: Fecha de referencia para realizar las comparaciones quecorresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en elcual se realice la comparación.

2.1.3. Para la determinación de la variable Dmt se utilizará la siguiente ecuación:

Dgast mt 0,0353 x PCF

Donde:

Dmt: Costo de la distribución del gas natural, expresado en $/MBTU.

Dgast: Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado enpesos por metro cúbico.

PCF: Promedio aritmético de los poderes caloríficos del gas naturalsegún las fuentes de suministro posibles, expresado en MBTU/kpc. Se utilizarán los valores de poder calorífico reportados en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

a. Si la demanda a atender corresponde a un mercado relevante de distribución con cargo vigente, la variable Dgast se estimará así:

Dgast = Dpromediot

Donde:

Dgast: Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en


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pesos por metro cúbico.

Dpromediot: Costo promedio de distribución en el mercado relevante queserá beneficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

t: Fecha de referencia para realizar las comparaciones quecorresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la compasión.

b. Si la demanda a atender corresponde a varios mercados relevantes de distribución de gas natural con cargos vigentes, Dpromedioiit, la variable Dgast se estimará así:

Donde:

1Dgast = — / Dpromdio, t

g ¿-i

Dgast\ Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado enpesos por metro cúbico.

Dpromediolx: Cargo promedio de distribución en el mercado relevante que será atendido por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.


g: Número de mercados relevantes de distribución atendidos conla red tipo II de transporte.

i. Mercado relevante de distribución atendido por la red tipo II detransporte.

c. Si la demanda a beneficiarse con la red de tipo II pertenece a un municipio o grupo de municipios que no cuentan con cargos aprobados para la prestación del servicio de gas natural, se hará una estimación del cargo promedio de distribución considerando el municipio o todos los municipios a beneficiarse con el proyecto como un nuevo mercado relevante.

Para la estimación de la posible variable Dgast en el nuevo mercado relevante se considerará un promedio aritmético de los cargos de distribución aprobados en mercados relevantes de distribución existentes y con características similares:


290

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1 feDgast = -¿ y ' DpromediOrt

r=l

Donde:

Dgast : Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado enpesos por metro cúbico.

Dpromedior t : Cargo promedio de distribución del mercado relevante r,vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.


k: Número de mercados relevantes de distribución concaracterísticas similares a la del mercado en análisis o que se beneficiará con la red tipo II.

r: Mercado relevante de distribución con características similaresa las del mercado en análisis o que se beneficiará con la redtipo II.

La estimación del cargo de distribución de un nuevo mercado se hará utilizando el cargo o los cargos aprobados de mercados con características similares.

Las variables para determinar la similitud de mercados serán: demanda utilizada para la aprobación de cargos, número de predios en la cabecera urbana y área de la cabecera urbana.

Para el posible mercado o mercados a ser beneficiados con la red de tipo II, se tendrá en cuenta la información de demanda total proyectada a atender, el número de predios urbanos y el área de la cabecera urbana de los municipios beneficiados con el proyecto de red de tipo II según se indique en la solicitud de aprobación de cargos.

Luego se introducirá esta información en la base de datos de comparación que se construirá con la siguiente información:

Demanda: Información proyectada por las empresas en sus solicitudes tarifarias para el quinto año, expresada en metros cúbicos.

Predios decabeceraurbana:

Información de la Subdirección de Catastro del Instituto Geográfico “Agustín Codazzi” (IGAC) o de los organismos municipales que cuenten con esta información.

Áreacabecera

Información Cartográfica del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) o de los organismos


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urbana: municipales que cuenten con esta información.

La metodología para establecer la similitud del nuevo mercado con los ya existentes será la de Análisis de Clasificación Jerárquica, la cual busca reunir la información de los mercados en grupos con características semejantes. El método de agrupamíento utilizado será el de Ward, el cual para la formación de los grupos se basa en la variación dentro y entre los grupos formados.

En el análisis de clasificación jerárquico se comienza con un número n de grupos, uno por cada mercado, y en cada paso un grupo es absorbido dentro de otro, hasta finalizar con uno único que contiene todos los mercados.

Una vez se construyan los grupos se verificará a cuáles se unió el mercado en análisis y de los dos últimos se tomará el cargo promedio de distribución vigente, al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

2.1.4. Para la determinación de la variable Cmt se utilizará la siguiente ecuación:

r CgaStmc 0,0353 x PCF

Donde:

Cmt Costo de la comercialización del gas natural, expresado en$/MBTU.

Cgast Costo estimado de comercialización del gas natural, expresadoen pesos por metro cúbico.

PCF-. Promedio aritmético de los poderes caloríficos del gas naturalsegún las fuentes de suministro posibles, expresado en MBTU/kpc. Se utilizarán los valores de poder calorífico reportados en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

a. Si la demanda a atender corresponde a un mercado relevante de comercialización de gas natural con cargo vigente, Ct, la variable Cgast se estimará así:

CtCgast =

QpR

Donde:

Cgast Costo estimado de la comercialización del gas natural, expresado

292 >v. . . ^


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en pesos por metro cúbico.

Ct Cargo de comercialización de gas natural en el mercadorelevante que será beneficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por factura.

t Fecha de referencia para realizar las comparaciones quecorresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

Q p R Consumo medio mensual nacional para un usuario residencial,expresado en metros cúbicos.

b. Si la demanda a atender corresponde a varios mercados relevantes de comercialización con cargos vigentes, C/s t , la variable Cgast se estimará así:

Cgast = m „ „-----* QpR

Donde:

Cgast Costo estimado de la comercialización del gas natural,expresado en pesos por metro cúbico.

Cis.t Cargo de comercialización de gas natural en el mercadorelevante s que será beneficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por factura


m Número de mercados relevantes de comercialización atendidospor la red tipo II de transporte objeto de análisis.

s Mercado relevante de comercialización atendido por la red tipoII de transporte objeto de análisis.

QpR Consumo medio mensual nacional para un usuario residencial,expresado en metros cúbicos.

c. Si la demanda a beneficiarse con la red de tipo II pertenece a un municipio o grupo de municipios que no cuentan con cargos aprobados para la actividad de comercialización de gas natural, se hará una estimación del cargo de comercialización considerando el municipio o todos los municipios a beneficiarse con el proyecto como un nuevo mercado relevante.

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Para la estimación de la posible variable Cgast en el nuevo mercado relevante se considerará un promedio aritmético de los cargos de comercialización aprobados en mercados relevantes de distribución existentes y con características similares:

r iq ¿ jr = i L‘ l r , t

CgttS' = QpR

Donde:

Cgast: Costo estimado de la comercialización del gas natural,expresado en pesos por metro cúbico.

CIr t Cargo de comercialización de gas natural en el mercadorelevante r, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t.por metro cúbico.


g Número de mercados relevantes de comercialización concaracterísticas similares a las del mercado atendido con la red tipo II, que son considerados en el análisis.

r Mercado relevante con características similares a las delmercado relevante que se beneficiará con la red tipo II de transporte objeto de análisis.

QpR Consumo medio mensual nacional para un usuario residencialexpresado en metros cúbicos.

La estimación del cargo de comercialización de un nuevo mercado se hará utilizando el cargo o los cargos aprobados de mercados con características similares.

Las variables para determinar la similitud de mercados serán: demanda utilizada para la aprobación de cargos, número de predios en la cabecera urbana y área de la cabecera urbana.

Para el posible mercado o mercados a ser beneficiados con la red de tipo II, se tendrá en cuenta la información de demanda total proyectada a atender, el número de predios urbanos y el área de la cabecera urbana de los municipios beneficiados con el proyecto de red de tipo II según se indique en la solicitud de aprobación de cargos.

Luego se introducirá esta información en la base de datos de comparación que se construirá con la siguiente información:


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Demanda: Información proyectada por las empresas en sus solicitudes tarifarias para el quinto año, expresada en metros cúbicos.

Predios decabeceraurbana:

Información de la Subdirección de Catastro del Instituto Geográfico “Agustín Codazzi” (IGAC) o de los organismos municipales que cuenten con esta información.

Areacabeceraurbana:

Información Cartográfica del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) o de los organismos municipales que cuenten con esta información.

La metodología para establecer la similitud del nuevo mercado con los ya existentes será la de Análisis de Clasificación Jerárquica, la cual busca reunir la información de los mercados en grupos con características semejantes. El método de agrupamíento utilizado será el de Ward, el cual para la formación de los grupos se basa en la variación dentro y entre los grupos formados.

En el análisis de clasificación jerárquico se comienza con un número n de grupos, uno por cada mercado, y en cada paso un grupo es absorbido dentro de otro, hasta finalizar con un único que contiene todos los mercados.

Una vez se construyan los grupos se verificará a cuáles se unió el mercado en análisis y de los dos últimos se tomará el cargo promedio de comercialización vigente, al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

2.2 Estimación del costo de prestación del servicio del Gas Licuado de Petróleo en cilindros - GLP.

Para la estimación del costo de prestación del servicio de un usuario de gas licuado delpetróleo, CUglpt, expresado en pesos/MBTU, se realizará el siguiente procedimiento:

2.2.1. Utilizando la información del Sistema Único de Información, SUI, de los dos (2) años calendario anteriores a la fecha de la solicitud, se seleccionará el tipo de cilindro de GLP (20, 33, 40, 77 y 100 Ib) que más se vende en el municipio o en el grupo de municipios beneficiados con el proyecto en evaluación.

2.2.2. Teniendo en cuenta el tipo de cilindro seleccionado, la CREG determinará un rango de costo máximo y mínimo de GLP en el municipio o grupo de municipios beneficiados, expresados en pesos de la fecha t por cilindro. La CREG considerará los precios observados durante los dos años calendario anteriores a la fecha de la solicitud, expresados en pesos de la fecha t por cilindro.

El costo máximo se establecerá considerando el promedio ponderado de los costos por las ventas de cada comercializador minorista más dos desviaciones estándar. El costo mínimo se calculará teniendo en cuenta el promedio ponderado de los costos por las ventas de cada comercializador minorista menos dos desviaciones estándar: ,

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n _ T t m = l ^ c (ponderado)m , 0 _{'('(superior) k ‘ ®

^ _ 2m =l ^(ponderado)??! n _{ ' c ( in fe r io r ) ~~ T

_ 2jp=l C G L P p m x Q pm {j C (ponderado)m ~ qj!

Donde:

Ge (superior) '■ Costo máximo por cilindro de GLP (límite superior), expresadoen pesos de la fecha t.

Cc inferior)'- Costo mínimo por cilindro de GLP (límite inferior), expresadoen pesos de la fecha t.

Gc(-ponderado)m• Costo promedio ponderado de un cilindro de GLP en el municipio o grupo de municipios beneficiados con el proyecto en evaluación en el mes m, expresado en pesos de la fecha t.

La CREG considerará los precios observados durante los dos años calendario anteriores a la fecha de la solicitud.

a Desviación estándar de Cc(ponderado)m

m Mes

k: Número de meses

iprn,' Ventas de GLP de la empresa p en el municipio o grupo de municipios beneficiados con el proyecto de evaluación, en el mes m, expresadas en kilogramos.

QY Ventas totales de GLP para el municipio o grupo demunicipios beneficiados con el proyecto de evaluación en el mes m, expresadas en kilogramos.

n Número de empresas que comercializan GLP en el municipioo grupo de municipios beneficiados con el proyecto de evaluación.

m Mes

p Empresa comercializadora minoristas que comercializa GLPen el municipio o grupo de municipios beneficiados con el


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proyecto de evaluación.

2.2.3. Una vez determinado el costo por cilindro en el municipio o en el grupo de municipios beneficiados con la red de tipo II, se hará la conversión del valor de pesos por cilindro a pesos por MBTU ($/MBTU), usando las siguientes fórmulas:

CU glpt(superíor)

CUg eTiar) ~

Cc(superior) Kgc x P C

_ CC(inf erior)Kgc x P C

x (1.000.000)

x (1.000.000)

Donde:

C U g lP t(s u p e r io r ) :

CU g lP t ( ín fe r io r ) '•

Ce,(sup e rio r) ■'

CC(in fe r ia r ) •

Kgc-

PC:

Costo unitario del GLP (límite superior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

Costo unitario del GLP (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

Costo máximo por I cilindro de GLP seleccionado (límite superior), expresado en pesos de la fecha t.

Costo mínimo del cilindro de GLP seleccionado (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t.

Kilogramos por tipo de cilindro

kg por tipo de cilindro

Cilindro 10 Ib

Cilindro771b

Cilindro 40 Ib

Cilindro 33 Ib

Cilindro 20 Ib

45,45 35,00 18,18 15,00 9,09Promedio del poder calorífico del GLP ponderado por e volumen vendido de las diferentes fuentes en los dos años anteriores a la fecha t, expresado en BTU/kg.

2.2.4. Para los casos en que no se cuente con información de costos de GLP para los municipios objeto de estudio, se utilizará la información de un municipio cercano.

3. Comparación costo de prestación del servicio del gas natural y gas licuado de petróleo.

Finalmente, la CREG hará la comparación entre el rango de los costos unitarios de prestación del servicio de gas natural, [CUgnt^nf erior)CUgnt(Superior)\, estimado de acuerdo con el procedimiento establecido en el numeral 2.1 de este documento, y el

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rango de los costos unitarios de prestación del servicio de gas licuado del petróleo, [CUglpt(inferior), CUglpt(SUverior) ] , estimado según se establece en el numeral 2.2 de este documento.

La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados, para el correspondiente periodo tarifario, si:

[CUgTlt(inferior)CUgTlt(SUperior')\ < [CUglpt(inf erior'), CUglpi^SUperior'^


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