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INFORME DE GESTIÓN Y DE RESULTADOS DE
2015 - 2016
Septiembre de 2016
PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA
Juan Manuel Santos Calderón
MIEMBROS DE LA COMISIÓN
Germán Arce Zapata
Ministro de Minas y Energía
Rutty Paola Ortiz
Viceministra 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 José Miguel Mendoza
Superintendente – Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
COMITÉ DE EXPERTOS
Germán Castro Ferreira, Director Ejecutivo Jorge Pinto Nolla, Experto Comisionado
Javier Díaz Velasco, Experto Comisionado Hernán Molina Valencia, Experto Comisionado
Oscar Muñoz Correa, Experto Comisionado Christian Jaramillo Herrera, Experto Comisionado
Jorge Alberto Valencia Marín, Experto Comisionado encargado __________________________________________
Coordinación editorial
Ricardo Santamaría Daza
Diana María Velandia Cañón
Ricardo Alonso Jaramillo
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 las vigencias 2015 y 2016, periodo que estuvo caracterizado por grandes retos
ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño en el segundo semestre de 2015 y primer
trimestre de 2016.
En lo misional, la hoja de ruta de la Comisión se determinó a través de la agenda
regulatoria indicativa, construida de manera participativa con sus públicos de interés.
La CREG respondió a las necesidades de los sectores que regula, y al país en general,
frente a situaciones de riesgo de desabastecimiento como consecuencia del fenómeno
de El Niño, e implementó medidas para garantizar la continuidad en la prestación del
servicio público de energía eléctrica.
En ese sentido, se avanzó en temas como el cargo por confiabilidad; balances de oferta
y demanda de energía, y metodologías de remuneración de transmisión y distribución de
energía eléctrica para el nuevo período tarifario. También se trabajó, de forma conjunta
con los organismos reguladores de Ecuador, Perú, Chile y Bolivia, en la determinación
de un nuevo marco regulatorio para la conformación de un mercado regional de energía
de corto plazo, rentas de congestión y remuneración de país en tránsito.
Así mismo, se ajustaron los mecanismos para la comercialización de gas natural y la
actualización de precios de contratos de suministro de gas, se hicieron ajustes a la
metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas por redes de tubería
y se determinó la tasa de descuento para esta actividad.
Por otra parte, con el fin de incentivar al productor de Gas Licuado de Petróleo (GLP), a
ofrecer este combustible en el mercado nacional para el servicio público domiciliario, la
CREG redefinió el costo de oportunidad para el productor y modificó la fórmula que define
el precio máximo regulado. Con esta redefinición, el productor ha aumentado su oferta
con respecto a lo registrado en períodos anteriores.
La CREG, en función de las nuevas tareas asignadas por el Gobierno Nacional, también
hizo un análisis de las condiciones de la actividad de transporte por ducto de los
combustibles líquidos. Así mismo, se presentaron las bases para la expedición de la
metodología tarifaria de transporte por ducto, sobre las cuales los agentes y demás
interesados han expuesto sus comentarios. Estos servirán de insumo para el desarrollo
de la metodología.
Por otro lado y como reconocimiento al esfuerzo que la Comisión ha desarrollado para
mantener la acciones de mejora en todos sus procesos, en 2015 la entidad recibió la
recertificación en calidad por parte de Icontec Internacional en las normas NTCGP 1000
e ISO 9001 de 2008.
Adicionalmente, la CREG obtuvo las mejores calificaciones del sector minero-energético
en el informe ejecutivo de Control Interno, el Índice de Transparencia por Colombia, el
fortalecimiento del Modelo Estándar de Control Interno y el informe de Gobierno en
Línea.
A continuación se expone en detalle las principales actividades realizadas por la entidad
en a lo largo de la vigencia 2015 y lo corrido de 2016.
Tabla de Contenido 1. ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................................................................... 1
1.1 Mercado de Energía Mayorista (MEM) ............................................................................... 6
1.2 Transmisión de energía eléctrica ...................................................................................... 12
Avances en metodología de remuneración para el nuevo período ......................................... 12
Convocatorias en el STN ........................................................................................................... 12
Actualización de cargos de transmisión ................................................................................... 12
1.3 Distribución de energía eléctrica ...................................................................................... 13
Avances en metodología de remuneración para el nuevo período ......................................... 13
Actualización de cargos de distribución ................................................................................... 13
Remuneración del operador del mercado y sistema de energía eléctrica ............................... 14
Actualización del código de medida ......................................................................................... 14
1.4 Comercialización de Energía Eléctrica ............................................................................... 14
1.5 Zonas No Interconectadas (ZNI) ........................................................................................ 14
2. GAS NATURAL ........................................................................................................................... 16
2.1 Mercado Mayorista de Gas Natural en Colombia ............................................................. 16
2.2 Transporte de gas natural ................................................................................................. 18
Metodología de remuneración ..................................................................................................... 19
Nuevos cargos de transporte ........................................................................................................ 21
2.3 Revisión y ajuste de cargos de transporte ........................................................................ 21
Desbalances y compensaciones .................................................................................................... 22
2.4 Distribución y comercialización de gas natural .................... ¡Error! Marcador no definido.
3. Gas Licuado de Petróleo (GLP) ................................................................................................. 26
3.1 Comercialización mayorista de GLP .................................................................................. 26
Estudio para el desarrollo del nuevo marco de comercialización mayorista de GLP ................... 29
3.2 Transporte de GLP ............................................................................................................. 30
Metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de transporte de GLP por ductos ... 30
3.3 Reglamento único de transporte ...................................................................................... 31
3.4 Código de medida de GLP ................................................................................................. 31
3.5 Distribución y comercialización minorista de GLP ............................................................ 32
Parámetros de conducta y la participación de los agentes dentro de las actividades de
comercialización mayorista y distribución de GLP ........................................................................ 32
Prestación del servicio público domiciliario de GLP en San Andrés, Providencia y Santa Catalina32
4. TEMAS TRANSVERSALES A TODOS LOS SECTORES ................................................................... 35
5. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ........................................................................................................ 35
5.1 Bases para la metodología tarifaria de transporte por ducto ........................................... 35
5.2 Reglamento de transporte de combustibles líquidos y Gas Licuado del Petróleo (GLP) por
ducto, en consulta ......................................................................................................................... 35
5.3 Implementación del margen de aseguramiento y control de la calidad" (Quality Assurance/
Quality Control QA/QC) ................................................................................................................. 36
5.4 Análisis de precios biocombustibles .................................... ¡Error! Marcador no definido.
5.5 Código de Medida de Combustibles Líquidos ................................................................... 36
5.6 Estudio diagnóstico regulatorio del sector ....................................................................... 37
5.7 Metodología tarifa de transporte terrestre CL ................................................................. 37
5.8 Bases para la metodología de remuneración de la actividad de almacenamiento .......... 37
5.9 Resolución de flete marítimo a San Andrés ......................... ¡Error! Marcador no definido.
5.10 Resolución índice Platts para la fórmula IP ....................................................................... 39
6. GESTIÓN SOCIAL Y JURÍDICA .................................................................................................... 40
6.1 Comunicaciones y Participación Ciudadana ......................... ¡Error! Marcador no definido.
6.2 Peticiones, Quejas, Reclamos y Sugerencias (PQRS) ............ ¡Error! Marcador no definido.
6.3 Procesos judiciales ............................................................................................................ 52
6.4 Sistema de Gestión de Calidad .......................................................................................... 53
6.5 Control Interno .................................................................................................................. 55
7. GESTIÓN ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA ............................................................................... 58
7.1 Gestión Humana ................................................................................................................ 58
7.2 Gestión de Informática y Tecnología ................................................................................ 59
7.3 Gestión Financiera ............................................................................................................. 60
7.4 Bienes y servicios............................................................................................................... 63
7.5 Gestión Documental ..............................................................................................................
8. Glosario de siglas ...................................................................................................................... 65
ENERGÍA ELÉCTRICA
Mercado de Energía Mayorista (MEM)
A continuación se relacionan las medidas implementadas para garantizar la prestación
del servicio público de energía eléctrica ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño en
el país.
Nivelación de riesgo para las plantas 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.
Esto significó un aumento en el riesgo que asumen los generadores térmicos.
Para afrontar dicho desbalance y garantizar el cumplimiento de las OEF de los
generadores térmicos que utilizan combustibles líquidos, y por ende la prestación del
servicio público de energía eléctrica, la CREG diseñó un mecanismo para que el riesgo
que asumen estos generadores térmicos con altos costos variables fuera igual al que
asumieron cuando recibieron sus Obligaciones de Energía Firme, en diciembre de 2011.
El mecanismo reconoce, a los generadores térmicos que utilizan combustibles líquidos,
un precio de venta en el mercado mayorista superior al precio de escasez, y que es el
precio mínimo que equilibra la diferencia con sus costos variables con respecto al
diferencial que tenían cuando recibieron sus OEF.
Determinación de un precio máximo de ofertas y mecanismo para el manejo de
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, así como las
restricciones y el costo de los servicios complementarios de Control Automático de
Generación (AGC por sus siglas en inglés).
Flexibilización de la participación de plantas menores en el mercado mayorista
Para maximizar la oferta de generación en el mercado mayorista, la CREG expidió en el
2016 la regulación mediante la cual se flexibilizaron las reglas de registro y medición, de
tal manera que se permitiera aumentar la entrada para la venta de energía excedentaria
de plantas menores, autogeneradores y cogeneradores. Así mismo en el 2016, se
definieron reglas para las plantas menores en el Cargo por Confiabilidad.
Ajuste a las causales de redespacho para las plantas 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
flexibilizó la modificación de despacho de las plantas de generación térmica durante la
operación real cuando estas prevén que es posible aumentar su generación, y así contar
con todos los recursos suficientes para mitigar el impacto del fenómeno climático.
Flexibilización de programas de participación de la demanda
La CREG expidió la regulación mediante la cual se flexibilizaron los requisitos de
medición para incentivar la participación de la demanda para respaldar las obligaciones
de energía firme del generador y realizar ofertas de desconexión de energía en el
mercado diario.
Operación del mercado mayorista: Revisión del mercado de 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. Por esta razón, a
inicios del 2016 se expidió una regulación para que las plantas y/o unidades de
generación a las que se les haya asignado el Servicio de AGC fueran objeto de
reconciliación, con independencia de que su precio de oferta resulte o no en mérito.
Restricciones y redefinición del precio de reconciliaciones 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 el continuo
sobrepaso del precio de bolsa con respecto al precio de escasez, lo que se denomina
“situación crítica”. La persistencia de la situación crítica permitió identificar una diferencia
en el precio de las reconciliaciones negativas, que corresponde al precio que deben
pagar los generadores cuando su generación real es inferior a lo programado en el
despacho.
La CREG ajustó dicha diferencia 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.
Garantías y reducción del umbral para importación
Para facilitar la importación de energía proveniente de Ecuador, a través del mecanismo
de Transacciones Internacionales de Energía (TIE), la Comisión realizó ajustes para
flexibilizar las condiciones con las que se activan las importaciones de energía.
Como primera medida se ajustó el monto de las garantías de importación hasta el precio
de bolsa, con el fin de recaudar el dinero suficiente para pre-pagar estas transacciones,
puesto que antes se recaudaba dinero por parte de los generadores hasta el precio de
escasez. En segundo lugar, se disminuyó el diferencial porcentual entre los precios del
país importador y el exportador, pasando del 8% al 1%, el cual se utiliza para tomar la
decisión de activación del mecanismo de TIE. Por lo anterior, la Comisión publicó el
ajuste anterior por un término transitorio mientras duró el fenómeno de El Niño.
Programa de ahorro de energía eléctrica
En el primer trimestre de 2016, se diseñó un esquema de tarifas diferenciales para
incentivar el ahorro de energía por parte de los usuarios regulados. Con la entrada en
operación de las primeras unidades de la central hidroeléctrica de Guatapé, más el
ahorro logrado por los colombianos en marzo y abril de 2016, y el debilitamiento del
fenómeno de El Niño, el Gobierno Nacional dio por terminado el esquema con el que se
incentivó el ahorro de energía.
Criterios de confiabilidad para la operación del sistema
Durante la planeación de la operación se identificaron 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 de estas medidas en el sistema, la CREG propuso la
modificación de los criterios utilizados para la planeación de la operación del Sistema
Interconectado Nacional (SIN), de tal forma que se considere la probabilidad de
ocurrencia de las contingencias y la severidad del impacto que generarían. Hasta la fecha
de elaboración de este informe, este tema se encontraba en consulta con el fin de recibir
los comentarios y aportes de todos los interesados.
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 con costos variables bajos, de tal manera que permitan un reemplazo
progresivo de las plantas con altos costos variables. Estas subastas serían de sobre
cerrado y precio máximo, y estarían orientadas a plantas nuevas con licencia ambiental
aprobada y un costo variable inferior al 80% del precio de escasez.
En cuanto a las alternativas de modificación en la forma como se asignan las OEF entre
los generadores existentes, la Comisión 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 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.
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 del
Sistema Interconectado Nacional (SIN) y finalmente las reglas para la entrega de
excedentes a la red.
Respuesta de la demanda
De acuerdo con los lineamientos 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 diseñara mecanismos de participación
voluntaria de la demanda, en la que pueden ofertar reducciones de energía en el
mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado
Nacional, respaldar obligaciones de energía firme, así como 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. Lo anterior cumplió
los objetivos del diseño de mecanismos de participación de la demanda para dar
confiabilidad al SIN y respaldar las OEF del Cargo por Confiabilidad.
El diseño de mecanismos de participación de la demanda para reducir los precios en
bolsa y el costo de restricciones se encuentra en análisis. Sin embargo, cabe resaltar
que análisis previos determinaron que con el fin de reducir los precios en bolsa, en el
caso de la participación de la demanda era necesario implementar un despacho
vinculante. Al respecto, mediante circular la CREG presentó los siguientes documentos:
propuesta para la implementación de un despacho vinculante; mercado organizado para
contratos de energía, y propuestas para el Cargo por Confiabilidad. Estos documentos
fueron analizados por expertos internacionales con el objeto de que presentaran
recomendaciones independientes, las cuales fueron discutidas en un panel público
realizado en Bogotá los días 5, 6 y 7 de octubre de 2016 en el marco de un trabajo
coordinado con el Ministerio de Minas y Energía y el Departamento Nacional de
Planeación.
Transacciones internacionales de energía
Mercado regional de corto plazo, rentas de congestión y remuneración de país en
tránsito:
Durante 2015 y lo transcurrido de 2016, la CREG trabajó de forma conjunta con los
organismos reguladores de Ecuador, Perú, Chile y Bolivia en la determinación de un
nuevo marco regulatorio para la conformación de un mercado regional de energía. Los
tres temas en que se trabajó fueron las reglas para el 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 Comunidad Andina de
Naciones (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 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.
1.1 Transmisión de energía eléctrica
Durante 2015 y en lo corrido de 2016 se continuó con los análisis para la expedición de
la metodología de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica.
Adicionalmente, se aprobaron los ingresos relacionados con los proyectos de expansión
aprobados mediante convocatorias públicas y por ampliaciones del Sistema de
Transmisión Nacional (STN).
1.2 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. Con base en lo anterior,
en el primer trimestre de 2016, la CREG publicó una nueva propuesta de remuneración
de la actividad.
1.3 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 STN.
En 2015 se expidieron ocho resoluciones que hicieron oficiales los ingresos de
convocatorias relacionadas con diferentes planes de expansión en el STN, los cuales
tienen que ver con la construcción de nuevas líneas y nuevas subestaciones. En lo
corrido de 2016, hasta la fecha de elaboración de este informe se han expedido seis
resoluciones oficializando los ingresos de las convocatorias en el STN.
1.4 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. Se aprobó en 2016 la resolución para Intercolombia por cambio en la representación de activos.
1.5 Distribución de energía eléctrica
En 2015 y en lo corrido de 2016, la CREG 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.
1.6 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, el cual tuvo lugar en Bogotá.
En el segundo y tercer trimestre del año se publicaron los resultados de los estudios
sobre temas de calidad del servicio, gastos de administración, operación y
mantenimiento y la guía de presentación de los planes de inversión. La Comisión trabajó
en el análisis de los comentarios enviados por los interesados con respecto a los
resultados de estos estudios, con el fin de revisar la propuesta planteada.
Con el objetivo de contar con información precisa de los activos eléctricos utilizados en
la prestación del servicio de distribución, la Comisión adelantó la verificación del
inventario de activos reportado por los operadores de red.
En el primer trimestre de 2016, la CREG publicó una nueva propuesta de remuneración
de la actividad de distribución de energía eléctrica para comentarios de todos los
interesados.
Convocatorias del Sistema de Transmisión Regional (STR)
En lo corrido del 2016 hasta la fecha de elaboración de este informe, se expidieron las
resoluciones que oficializan los ingresos anuales esperados para las empresas Exxon,
Epsa, EEB y energía eléctrica de la región Caribe.
1.7 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 región Caribe, así como
el Distrito Capital. Esta actividad es permanente y se desarrolla en la medida en que se
reciben solicitudes de actualización de los operadores de red.
1.8 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.
1.9 Actualización del código de medida
Teniendo en cuenta que en el primer trimestre de 2014 se aprobó el nuevo código de
medida, a la fecha se adelantan 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.
1.10 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 19 contaban con resoluciones aprobadas, de
las cuales se evidenciaban cuatro con recursos de reposición en curso, cinco con cargos
que se 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.
1.11 Metodología fórmula tarifaría para usuarios regulados
A finales de 2015, se expidió la resolución a consulta de la fórmula tarifaria general que
permite a los comercializadores minoristas de electricidad establecer los costos de
prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.
1.12 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).
Se espera que durante el cuarto trimestre de 2016 sea publicada la metodología definitiva
para dar inicio a un nuevo periodo tarifario.
Áreas de servicio 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, con el fin de difundir ampliamente el contenido el proyecto de resolución,
mediante el cual se definen los lineamientos generales y las condiciones a las cuales
deben someterse los prestadores del servicio público domiciliario de energía eléctrica de
un área de servicio exclusivo en las ZNI, la Comisión realizó una serie de audiencias
públicas en las ciudades de Leticia y Bogotá, con transmisión remota en Manizales,
Cumbal, Cumaribo y Medellín.
Así mismo, la CREG trabajó para fortalecer la propuesta regulatoria con los comentarios
y aportes recibidos de los agentes interesados durante el periodo de consulta.
La metodología definitiva fue aprobada en sesión CREG y se espera que la misma sea
publicada durante el tercer trimestre del año 2016 para dar inicio a un nuevo periodo
tarifario.
2. GAS NATURAL
2.1 Mercado Mayorista de Gas Natural en Colombia
Luego de la reglamentación que en 20131 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.
En julio de 2016 la Comisión sometió a consulta una propuesta tendiente a modificar los
tipos de contratos de suministro de gas que se transan en el mercado mayorista de gas.
Esta propuesta es el resultado de las evaluaciones internas realizadas a la regulación
adoptada en la Resolución CREG 089 de 2013, aplicable al mercado mayorista de gas
natural. En esta propuesta también se plantea compilar la Resolución CREG 089 de
2013, pues ha sido modificada con otras resoluciones.
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 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.
1 Resolución CREG 089 de 2013
2 Estas disposiciones están contendidas en la Resolución CREG 170 de 2015 y sus modificaciones
Ahora la Comisión deberá hacer un análisis de los resultados obtenidos y estudiará la
pertinencia de realizar ajustes regulatorios al esquema de subasta.
En lo que resta del segundo semestre de 2016 se analizarán los comentarios que se
reciba la Comisión para proceder a elaborar la versión definitiva, que se espera sea
aprobada en el primer semestre de 2017.
2.2 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 natural3, con base en las disposiciones contenidas en la
Resolución CREG 124 de 2013 y aquellas que la han modificado.
En concordancia, la Bolsa Mercantil de Colombia inició la prestación de sus servicios el
5 de enero de 2015, dándose así inicio a una nueva etapa con el objetivo buscar la
estandarización, liquidez y transparencia del mercado mayorista de gas natural en el
país.
Durante el primer semestre de operación del gestor del mercado, éste recopiló
información transaccional y operativa producto del ejercicio diario de cada una de las
empresas del sector a través del Boletín Electrónico Central (BEC), el cual fue diseñado
y puesto en funcionamiento desde el momento de inicio de la prestación del servicio y se
puede consultar en la página www.bmcbec.com.co.
Actualmente, el gestor del mercado cuenta con 123 agentes registrados4, los cuales
ejecutan y reportan la totalidad de los negocios en producción, transporte y
comercialización de gas en el país.
Asimismo, el gestor ha venido llevando a cabo las subastas de “úselo o véndalo” de corto
plazo para suministro y 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
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
de Colombia publica los informes de las correspondientes auditorías al cálculo de los
indicadores de gestión.
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 el fortalecimiento de su operación y un impacto en favor de la
transparencia del mercado con la información que está generando.
2.3 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. 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, en 2016 se continúa con el seguimiento del mercado, y en particular la
formación de precios. En ese orden de ideas el propósito es ajustar la regulación vigente
del mercado mayorista conforme se requiera.
2.4 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.
En el mes de julio de 2016 la CREG presentó el proyecto de resolución para consulta
relacionado con la metodología general que regirá la actividad de transporte de gas
natural en el siguiente período tarifario.
En 2015 y 2016 también se tomaron varias decisiones, unas particulares y otras de
consulta, que tienen relación con la actividad de transporte, como se muestra a
continuación:
2.5 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.
En julio de 2016, la Comisión aprobó la resolución mediante la cual sometió a consulta
la propuesta de la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte de
gas natural. De acuerdo con los requerimientos legales, esta propuesta fue presentada
al público en general en audiencias públicas realizadas en el tercer trimestre de 2016.
En el diseño de la metodología, la CREG continuó con su misión de lograr cargos
eficientes, tanto para los transportadores como para los usuarios. Para este fin, la CREG
ha seguido los criterios de ley de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad,
redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.
Los siguientes ajustes en la metodología, en opinión de la Comisión, contribuyen al logro
de la misión señalada:
En cuanto a Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC), éstas solo se reconocen
en tarifa cuando su ejecutor las ponga en operación. ¿Cuál es el reto? Que los
transportadores tengan el incentivo de poner en operación los proyectos de
infraestructura de manera oportuna y, en este sentido, para los usuarios resulte
transparente el cobro de las inversiones.
Frente a la incertidumbre del valor a reconocer en las inversiones, la Comisión diseñó
un modelo de valoración de gasoductos y de compresores, el cual es conocido por
los agentes. ¿Cuál es el reto? Eliminar la incertidumbre sobre los valores que el
regulador considera eficientes.
Con referencia a la precisión de los valores de las inversiones que reconoce la
CREG, y al considerar que las empresas pueden tener mayores costos o ahorros al
momento de ejecutar un proyecto, se diseñó un menú de contratos en donde se
comparten mayores costos o ahorros entre la empresa y los usuarios. ¿Cuál es el
reto? Obtener el valor eficiente de las inversiones a partir de los valores de referencia
de la CREG y los reales presentados por el transportador cuando ejecute el proyecto.
En los costos de los combustibles de los compresores, en la metodología se adopta
una disposición para que los usuarios solo paguen lo que efectivamente consumen
los compresores cuando se prenden. ¿Cuál es el reto? Que efectivamente esa
disposición genere señales de eficiencia y transparencia.
2.6 Expansión oportuna
En materia de expansiones el reto con los ajustes en la metodología, y con las otras
disposiciones que se están desarrollando, es generar los incentivos para que se ejecuten
las inversiones requeridas de manera oportuna.
En lo que atañe a la metodología de transporte de gas los incentivos para que las
empresas ejecuten las inversiones cuando las necesita la demanda son los siguientes:
La posibilidad de remunerar nuevas inversiones de IAC en 10 años.
Un modelo de valoración de gasoductos y compresores conocido.
Un menú de contratos para compartir entre transportador y remitentes parte de los
posibles mayores costos o ahorros en la ejecución de los proyectos.
El reconocimiento en tarifa de las inversiones solo cuando éstas entren en operación.
La posibilidad de que los productores comercializadores, a través de la figura de los
gasoductos de conexión, puedan entregar el gas en cualquier punto de la red,
cuando el transportador no esté interesado en hacer esas inversiones.
Se espera adoptar la metodología definitiva a finales de 2016 o comienzos de 2017.
A través de las siguientes disposiciones, la CREG sometió a consulta los siguientes
proyectos que apuntan a que en la red de transporte se hagan los proyectos de
expansión de manera oportuna:
La CREG sometió a consulta un proyecto para implementar esquemas de ‘open
seasons’ en la red de transporte de gas.
Así mismo sometió a consulta un proyecto para implementar los procedimientos a
seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas mediante procesos
de selección.
2.7 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.
2.8 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.
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 empresas en cuanto a si reponen o no los gasoductos.
En el caso de Promigas, los gasoductos objeto de la determinación de los valores de
reposición fueron: Manaure – Uribia, Dibulla, Aracata y Fundación, Polonuevo, Guepajé
– Magangué, Magangué, Sincé, Ponedera, Cicuco Mompox, Juan Arias, Camilo Torres,
Planeta Rica, Buenavista y Atunes Corelca.
En el caso de TGI Morichal – Yopal, Galán, Yarigüies - Puente Sogamoso, Yarigüies -
Puerto Wilches, Z. Industrial Cantagallo - Cantagallo, Ramal Cantagallo - San Pablo,
Ramal Galán - Casabe – Yondó, Cusiana – Apiay, Apiay - Usme, Apiay - Villavicencio -
Ocoa, y Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar. En el caso de Promioriente el gasoducto
Payoa – Bucaramanga de 6”.
En 2016 la CREG, en aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG
126 de 2010, tomó las siguientes decisiones:
Se resolvió recurso de 10 gasoductos de la empresa TGI S.A. E.S.P. que cumplieron
con el periodo de vida útil normativa.
Se decidió el valor de reposición a nuevo de 8 gasoductos de la empresa TGI S.A.
E.S.P. que cumplieron con el periodo de vida útil normativa.
2.9 Desbalances y compensaciones
La CREG identificó la necesidad de regular la operación del Sistema Nacional de
Transporte de Gas (SNT) para corregir los desequilibrios que se estaban generando
entre la entrada y salida de gas. Estos desequilibrios, conocidos como desbalances y
variaciones de salida, alteran toda la cadena de transporte y, por tanto, pueden conducir
a situaciones significativas de riesgo. En consecuencia, la CREG adoptó una regulación
que incentiva a los remitentes del SNT a corregir y controlar sus flujos de gas, a la vez
que establece roles adicionales para los transportadores. Esta regulación se puso en
marcha en el segundo semestre de 2015. Durante 2016 la Comisión debe revisar su
evolución.
2.10 Ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural
En marzo de 2016, la Comisión sometió a consulta una propuesta tendiente a establecer
los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de
abastecimiento de gas natural a través de procesos de selección. Esta propuesta se
desarrolló en virtud de lo establecido en el Decreto 2345 de 2015 y en la Resolución
40052 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía. Cabe aclarar que el plan de
abastecimiento de gas debe ser aprobado por el Ministerio de Minas y Energía a partir
de estudios técnicos que realice la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Se
espera adoptar la versión definitiva de esta regulación antes de finalizar 2016.
2.11 Distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería
En el año 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 resolución aclaró los costos de las unidades
constructivas para valorar los activos que, construidos con posterioridad al 31 de
diciembre de 2013 y en ésta misma resolución, se incluyó la actualización mensual de
los cargos por poder calorífico real y se modificó la fecha de corte del 30 de junio de 2014
al 31 de diciembre del mismo año. En la tercera resolución se estableció el cronograma
para que las empresas presentaran sus solicitudes a través del aplicativo “Apligas”, una
herramienta que es utilizada por las empresas y la CREG para elaborar solicitudes
tarifarias y la fijación de cargos.
En 2015 también se publicó el documento que contenía la definición de las funciones
para determinar la remuneración eficiente de los gastos de AOM para las actividades de
distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería, y de otros
activos para la actividad de distribución. También se perfeccionó el aplicativo “Apligas”.
Finalmente, en octubre del 2015 se recibieron las solicitudes tarifarias de los mercados
existentes que cumplían periodo tarifario.
En los meses de noviembre y diciembre de 2015 y durante el primer semestre del año
2016, se analizaron las solicitudes tarifarias recibidas por los agentes para la aprobación
de cargos. Sin embargo, en este proceso se encontraron inconsistencias en la
información que incidían en el cálculo de los cargos de distribución y que implicaban un
traslado de costos ineficientes e innecesarios a los usuarios. De acuerdo con lo anterior
se expidió una resolución que revocó parcialmente apartes de la metodología de
distribución definida en la Resolución CREG 202 de 2013, específicamente en los temas
relacionados con (i) gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM), (ii)
Otros Activos, (iii) mercados financiados con recursos públicos, y (iv) demanda.
Así mismo, teniendo en cuenta que la metodología de distribución quedaba sin algunos
criterios para la determinación de los cargos, se expidió una nueva propuesta para
consulta con el fin de establecer los aspectos relacionados con gastos de Administración,
Operación y Mantenimiento – AOM, otros activos, demanda y la definición de los cargos
en mercados financiados con recursos públicos para la aplicación de la metodología de
remuneración de distribución de gas, consignada en la Resolución CREG 202 de 2013.
2.12 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 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.
Así mismo, al conducir gas por redes de tubería en las ciudades, se pierden pequeñas
cantidades de gas por fugas o mantenimientos. A estas cantidades se les da el nombre
de pérdidas de gas en el sistema de distribución. Las pérdidas de gas se calculan como
la diferencia entre el gas que entra a las redes de tubería o sistema de distribución y el
gas que sale de este.
La regulación vigente establece que el usuario debe pagar por pérdidas de gas hasta
un máximo establecido de 3.7% del gas que entró al sistema. Cuando las pérdidas
superan este porcentaje, la empresa es la que debe asumir este costo. Este porcentaje
se fijó como un incentivo para que las empresas distribuidoras gestionaran las pérdidas
de sus sistemas. Existen algunos casos en los que las pérdidas de gas de un sistema
pueden ser negativas, lo que significa que sale más gas del que entra al sistema de
distribución. Esta inconsistencia se presenta principalmente debido a problemas de
medición. La regulación vigente establece que, en estos casos, el usuario no debe asumir
ningún costo por pérdidas y su tarifa debe disminuir. La reducción de la tarifa se calcula
teniendo en cuenta el porcentaje de pérdidas negativas, hasta un límite de -3.7%.
En el 2016 se expidió la Resolución mediante la cual se hizo público el proyecto de
resolución para eliminar el límite mínimo establecido de -3.7%, de tal forma que cuando
los sistemas de distribución presenten pérdidas menores a este valor, se tome el valor
real de las pérdidas, lo que puede reflejarse en una reducción mayor de la tarifa al
usuario.
2.13 Aprobación 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.
Ahora bien, de acuerdo con el cronograma definido mediante Circular CREG 111 de
2015, y conforme a lo definido en la Resolución CREG 141 de 2015, la cual modifica la
Resolución CREG 202 de 2013, entre el periodo del 7 al 30 de octubre de 2015 las
empresas que prestan servicio de gas combustible por redes en mercados relevantes de
distribución que cumplieron periodo tarifario, realizarán el proceso de reporte de
información correspondiente a las solicitudes de cargos de distribución de gas
combustible por redes de tubería para los mercados existentes que hubieren concluido
su periodo tarifario, o que no lo hubieren concluido pero que decidieron acogerse a lo
establecido en el numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Dado ese cronograma, las empresas distribuidoras de gas combustible presentaron 107
solicitudes tarifarias formales de aprobación de cargos para los diferentes mercados
relevantes de distribución, para el siguiente periodo tarifario que consideran mercados
existentes y nuevos.
Teniendo en cuenta lo definido en la resolución que revoca apartes de la metodología de
distribución, se procedió a archivar las actuaciones administrativas para los mercados
existentes. No obstante, para los mercados nuevos y en aras de garantizar la prestación
del servicio en los municipios y centros poblados que conforman dichos mercados, se
establecerán unos cargos de distribución transitorios hasta tanto se expida la
metodología que complemente la Resolución CREG 202 de 2013 en sus temas
revocados.
De esta manera, hasta la elaboración de este informe, en 2016 se han atendido 11
solicitudes tarifarias para mercados nuevos, de las cuales se expidieron veintidós 22
resoluciones que aprobaron cargos de distribución y comercialización de gas
combustible por redes de tubería para 21 municipios y 18 centros poblados, beneficiando
a 62.981 usuarios.
Actualmente están en trámite 18 solicitudes tarifarias de aprobación de cargos de
distribución y comercialización para mercados nuevos.
2.14 Metodología de comercialización de gas combustible por redes de tubería
En el 2015 y primer semestre del 2016 se trabajó en la metodología para la remuneración
de la actividad de comercialización. Para esto se ha considerado los gastos de
Administración Operación y Mantenimiento (AOM) para la actividad de comercialización
y se consideraron aspectos para determinar el margen de comercialización, el riesgo de
cartera y la posibilidad de incluir dentro de la metodología la remuneración del costo del
ciclo efectivo y la variación en los componentes de precio y transporte de gas.
2.15 Confiabilidad de gas natural
Durante el 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.
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, así como se realizó una capacitación a la UPME para el uso
del mismo.
2.16 Prestación del servicio público domiciliario de gas combustible con biogás
En 2012 la CREG adoptó las normas aplicables al servicio público domiciliario de gas
combustible con biogás, sin embargo en 2015 se identificaron limitantes en dicha
regulación teniendo en cuenta los grandes avances que ha tenido esta tecnología como
fuente local de energía y solución ambiental en el mundo.
Durante 2016, la Comisión analizó el estado actual del mercado del biogás a nivel
mundial y nacional, identificó a los actores interesados en la generación con biogás y
concluyó que es necesario avanzar hacia una regulación que permita el desarrollo de
este servicio y defina las condiciones del mercado en el territorio nacional, las tarifas, y
las condiciones de calidad y seguridad del biogás para garantizar una óptima prestación
del servicio.
En este sentido, la CREG trabajó en un proyecto de resolución donde se establecen las
reglas generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible
con biogás para industriales, zonas aisladas y zonas interconectadas al SIN y se espera
la participación activa de los agentes en la consulta, para ser tenidos en cuenta en la
expedición de la resolución definitiva.
2.17 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, para la actividad de distribución de gas
combustible. En esta resolución se definió, desde 2015 en adelante, el WACC
correspondiente para cada uno de los años.
3. GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)
3.1 Comercialización mayorista de GLP
3.1.1 Redefinición del costo de oportunidad para el productor
El precio máximo que puede recibir el productor del Gas Licuado de Petróleo (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 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 dejó de ser la segunda mejor alternativa de uso de GLP y pasó a ser más
atractivo para el productor utilizarlo como combustible en la 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 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.
3.1.2 Actualización del balance oferta demanda para las fuentes con precio
regulado
A efectos de dar cumplimiento a los fines y objetivos perseguidos por la regulación en
materia de comercialización mayorista de GLP5, y teniendo en cuenta el seguimiento del
mercado y el comportamiento de los agentes participantes del mismo, en el primer
trimestre del año 2016 la Comisión expidió una resolución con medidas regulatorias de
carácter general donde se actualiza el balance oferta demanda para las fuentes de GLP
con precio regulado.
Las disposiciones contenidas en la mencionada resolución permiten la adecuada
estimación que se debe hacer del balance entre oferta y demanda, sujetándose a la señal
de precio que se ha dado con respecto al costo de oportunidad de GLP, de acuerdo con
la metodología definida para la remuneración de este producto.
5 Resolución CREG 053 de 2011 y sus modificaciones: Reglamento de Comercialización Mayorista de GLP
Finalmente, la Comisión ajustó el mecanismo de OPC adicional, pasando de una
situación en la que se restringe la cantidad de producto adicional que pueda ser ofrecido
por fuera de una OPC, a una situación en la que, durante el período de ejecución de los
contratos resultantes de la OPC, sea posible ofrecer producto mediante el mecanismo
de OPC adicional sin restricción a las cantidades. Lo anterior se acompañó de
disposiciones que preserven el mecanismo de asignación de producto establecido en la
regulación vigente.
3.1.3 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 a los agentes interesados, durante el primer
trimestre del año 2016, la Comisión llevó a cabo una serie de talleres en Bogotá y
Medellín con el fin de familiarizar a los diferentes agentes de la cadena de GLP con el
mecanismo de subastas simultáneas de reloj ascendente, las cuales hacen parte de los
ámbitos de comercialización propuestos para el nuevo marco de comercialización
mayorista de GLP.
3.2 Transporte de GLP
3.2.1 Metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de transporte de
GLP por ductos
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:
Fuente: CREG
Figura 2: Temas a estudiar
3.2.2 Reglamento único de transporte
Durante 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.
3.2.3 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, 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
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.
Finalmente, en el ámbito de la competencia, la Comisión recibió concepto por parte de
la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), para el Código de Medida de Gas
Licuado de Petróleo. Así mismo, en el ámbito metrológico se adelantaron comentarios
de la SIC y aclaraciones por parte de la CREG que serán incluidos en la resolución
definitiva.
3.3 Distribución y comercialización minorista de GLP
3.3.1 Parámetros de conducta y la participación de los agentes dentro de las
actividades de comercialización mayorista y distribución de GLP
El esquema de marcas dentro de la prestación del servicio público domiciliario de GLP
se implementó con el fin de formalizar la prestación de servicio domiciliario mediante la
identificación del distribuidor a través de los cilindros así como la responsabilidad sobre
la calidad y seguridad de combustible.
En este sentido y atendiendo lo dispuesto en la regulación, los distribuidores han
realizado inversiones en un nuevo parque de cilindros que cumpliera con las normas de
calidad y seguridad propuestas por la regulación y la política sectorial. Sin embargo y a
pesar de que el acervo de cilindros presenta un incremento desde el 2008 hasta la fecha,
se tiene conocimiento de algunas prácticas irregulares en el mercado que afectan a
distribuidores, en particular aquellos que han realizado grandes inversiones en cilindros.
Así mismo se ha evidenciado por parte de la CREG, de acuerdo con la información
reportada al Sistema Único de Información – SUI de la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios, la existencia de una situación anómala relacionada con el nivel
de coherencia entre las ventas que se realizan a usuarios finales y las inversiones en
activos (cilindros y tanques estacionarios), con las que se deberían contar para llevar a
cabo dichas ventas.
Estas circunstancias vienen afectado de manera importante el esquema de prestación
del servicio público domiciliario de GLP, al mercado de dicho servicio, así como a los
agentes que en debida forma dan cumplimiento a la regulación, razón por la cual, la
CREG identificó la necesidad de establecer una medida a través de la regulación que
busca disminuir y evitar prácticas ilegales e irregulares de envasado de producto.
En este sentido, la Comisión expidió la Resolución CREG 063 de 2016 mediante la cual
se establecen parámetros de conducta y la participación de los agentes dentro de las
actividades de comercialización mayorista y distribución de GLP, y se establece la
metodología mediante la cual se determina la capacidad de compra de GLP.
Esta nueva medida tiene como objetivo disminuir la informalidad del sector e incentivar
la inversión en tanques estacionarios y cilindros por parte del distribuidor, mediante la
incorporación de parámetros de conducta para los comercializadores mayoristas y
distribuidores al momento de realizar la compra de producto en el mercado mayorista,
atendiendo elementos tales como la capacidad de envasado e inversiones que han
realizado los operadores.
3.4 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.
Fuente: CREG
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
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 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. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
4.1 Bases para la metodología tarifaria de transporte por ducto
En Colombia, el transporte de combustibles líquidos entre el refinador o importador y los
distribuidores mayoristas se realiza principalmente a través de la red de poliductos. La
actividad de transporte por poliducto se remunera actualmente por medio de una tarifa,
cuyo cálculo se definirá en la metodología que establezca la CREG.
Las bases para la elaboración de esta metodología se pusieron a disposición del público
en enero de 2016, con el fin de obtener la retroalimentación de los agentes y demás
interesados con respecto a los temas considerados por la Comisión.
En este contexto, se recibieron comentarios por parte de los agentes, relacionados con
las consideraciones generales de carácter técnico y económico de las alternativas de
remuneración.
Adicionalmente, se contrataron dos (2) estudios que servirán como insumo para el
desarrollo de la metodología. El primer estudio realizó el inventario y la valoración de los
activos que hacen parte del sistema de transporte por poliducto. El segundo estudio hizo
una propuesta de los aspectos técnicos que deben ser tenidos en cuenta para la
valoración de nuevos activos y la actualización de los existentes.
Una vez culminada la etapa de análisis de los comentarios y de los resultados de los
estudios, la CREG publicará la resolución de consulta con la propuesta metodológica de
remuneración de la actividad.
4.2 Reglamento único de transporte de combustibles líquidos y gas licuado del
petróleo (GLP) por ducto
Con el “Reglamento único de transporte de combustibles líquidos y gas licuado del
petróleo (GLP) por ducto” se busca establecer los procedimientos operativos que deben
cumplir los agentes que participan en la actividad.
El reglamento pretende organizar la operación del sistema de transporte por ducto y dar
transparencia sobre las obligaciones y derechos de los participantes, disminuyendo los
riesgos operativos asociados a la actividad y que impactan el sector.
La propuesta del Reglamento estuvo en consulta durante los meses de diciembre de
2015 y enero de 2016. Se obtuvieron comentarios por parte de los agentes, que
actualmente se encuentran análisis por parte de la Comisión.
4.3 Estudio de costos de la implementación del programa de aseguramiento y
control de la calidad (Quality Assurance/ Quality Control QA/QC)
El Aseguramiento y control de la calidad (QA/QC por sus iniciales en inglés), es un
programa que busca garantizar el cumplimiento de especificaciones técnicas a lo largo
de la cadena de combustibles líquidos. Los costos en los que incurre la cadena para la
implementación del programa son objeto de estudio por parte de la Comisión.
Del estudio se obtuvo información actualizada de costos y variables para la
implementación del programa, así como distintos escenarios de aplicación en relación
con el nivel de aseguramiento de la calidad.
Los resultados del estudio se socializaron con los agentes de la cadena y con el
Ministerio de Minas y Energía. El estudio será utilizado como insumo por parte de la
CREG para el cálculo de la remuneración de los costos asociados al programa, una vez
el Ministerio adopte el programa.
4.4 Propuesta metodológica de los parámetros de referencia para el Ingreso al
Productor de Biodiesel y Etanol
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 aceite de palma. A los productores de biocombustibles
se les reconoce un ingreso por galón vendido.
Durante 2015, la Comisión contrató un estudio de consultoría con el objeto de analizar
los elementos de juicio necesarios para la toma de decisiones sobre los precios de los
biocombustibles. En el marco de este estudio, el consultor investigó los principales
mercados internacionales de etanol y biodiesel y examinó diferentes indicadores y
variables para el cálculo de la remuneración al productor.
Los resultados del estudio se socializaron con los agentes de la cadena y con el
Ministerio de Minas y Energía. Con los resultados del estudio y el análisis de los
comentarios recibidos, la CREG publicará una propuesta de metodología de referencia
para el cálculo del ingreso al productor de biodiesel y etanol.
4.5 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, sobre el cual se recibieron comentarios por parte de
los interesados. A partir del análisis de los comentarios, se elaboró un documento soporte
que será puesto a disposición de los agentes, junto con la resolución de consulta del
Código de Medida.
4.6 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 recibidos sobre el
documento deberán ser analizados y a partir de la consulta se generará una planeación
de los productos de regulación.
4.7 Metodología tarifa de transporte terrestre de combustibles líquidos
Se contrató un estudio para la elaboración de un modelo de costos de transporte
terrestre. Los resultados del estudio, particularmente el modelo desarrollado, están
siendo utilizados por la Comisión para el cálculo de costos de transporte en rutas de GLP
y combustibles líquidos.
Adicionalmente, es un insumo para el desarrollo de la metodología de remuneración de
la actividad de transporte terrestre de combustibles líquidos. Para 2016, se presentarán
las bases de esta metodología.
4.8 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 del análisis realizado por la CREG, se determinó la
necesidad de estudiar 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.
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.
En 2016 se adelanta un estudio para el desarrollo de una metodología de definición de
mercados relevantes de la distribución mayorista y la distribución minorista. Los
mercados relevantes de la distribución mayorista servirán como insumo para el análisis
de la remuneración de la actividad de almacenamiento. Adicionalmente, se hará un
estudio que determine aspectos que permitan definir el almacenamiento operativo del
sistema.
Se presentarán las bases para la metodología de remuneración del almacenamiento, con
la problemática identificada por la Comisión con el propósito de recibir la
retroalimentación de los actores interesados.
4.9 Bases para la metodología de remuneración de los márgenes de
distribución mayorista y minorista de gasolina motor corriente y diésel
Las actividades de distribución mayorista y minorista se remuneran dentro de la
estructura tarifaria a partir de unos márgenes que ha venido estableciendo el Ministerio
de Minas y Energía. De acuerdo con las competencias asignadas a la CREG para el
sector de combustibles líquidos, la Comisión viene trabajando en la elaboración de las
bases metodológicas para la remuneración de los márgenes.
Para 2016, se pondrán a consideración de los agentes y demás interesados, las
diferentes alternativas de regulación identificadas por la Comisión, así como la relación
de los estudios pertinentes para el análisis del tema y el contexto histórico de los
márgenes en Colombia.
4.10 Propuesta de formalización de relaciones comerciales en la cadena de
distribución de combustibles líquidos
Las relaciones comerciales entre los agentes de la cadena de distribución se encuentran
formalizadas en algunas de las etapas por medio de contratos, mientras que en otras
etapas operan a partir de prácticas comerciales.
La Comisión ha solicitado información pertinente para el análisis de estas relaciones y
ha llevado a cabo rondas de trabajo con agentes, con el fin de conocer en detalle cómo
se estructuran las relaciones comerciales.
El análisis de la información tendrá como producto una propuesta de formalización en
las diferentes etapas de la cadena, con miras a una posible estandarización en funciones
de las necesidades del mercado.
4.11 Bases para la metodología de remuneración del transporte marítimo y fluvial
El transporte marítimo y fluvial de combustibles líquidos se analiza con el propósito de
determinar la necesidad de regulación de las tarifas y de las rutas. En este contexto, se
contrató un estudio por parte de la CREG que permita obtener información acerca de las
características físicas y operativas de la actividad de transporte marítimo y fluvial. Una
vez se obtenga una caracterización completa de la actividad, incluyendo las estructuras
de costos, la Comisión pondrá a consideración de los agentes y el público en general,
las alternativas de regulación consideradas.
4.12 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.
5. TEMAS TRANSVERSALES A TODOS LOS SECTORES
5.1 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 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 este sentido, 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.
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 último año, 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.
6.1.1 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 y a través del portal de la Comisión (www.creg.gov.co).
Este mecanismo permitió que más ciudadanos se involucraran en el proceso normativo, además de conocer de primera mano las propuestas de la CREG para establecer las fórmulas tarifarias de prestación de los servicios públicos que regula.
En el año 2015 y lo corrido de 2016 se llevaron a cabo 11 jornadas de audiencias públicas en el país mediante las cuales se presentaron propuestas regulatorias en el sector energía eléctrica y gas natural
Audiencias año 2015
Audiencia Pública para presentar las propuestas para remunerar el servicio de energía eléctrica en las áreas de servicio exclusivo de las Zonas No Interconectadas
Ciudad Fecha
Bogotá 9 de febrero de 2015
Leticia 23 de febrero de 2015
Cumbal, Bogotá, Cumaribo, Laureles,
Manizales y Pasto
(Audiencia realizada de manera
simultánea en varias ciudades a
través de Telecharlas)
12 de marzo de 2015
Audiencia Pública para presentar las propuestas para remunerar la transmisión y distribución de energía eléctrica en el SIN
Ciudad Fecha
Bogotá
(transmisión por Señal Institucional y
la página web de la Comisión)
16 de marzo de 2015
Cali
(transmisión por Tele pacífico y la
página web de la Comisión)
18 de marzo de 2015
Barranquilla
(transmisión por Telecaribe y la
página web de la Comisión)
20 de marzo de 2015
Audiencias año 2016
Tabla 3. Audiencia Pública para presentar la propuesta para complementar la metodología de remuneración de distribución de gas por redes de tubería
Ciudad Fecha
Bogotá 6 de septiembre de 2016
Cali 9 de septiembre de 2016
Audiencia Pública para presentar la propuesta para modificar el costo unitario de energía eléctrica
Ciudad Fecha
Medellín
(Transmisión en directo por
Telemedellín y la página web de la
Comisión)
23 de septiembre de 2016
Bogotá, Santa Marta, Bucaramanga,
Villavicencio, Pereira y Pasto
(Audiencia realizada de manera
simultánea en varias ciudades a
través de Telecharlas)
27 de septiembre de 2016
Cali
(Transmisión en directo a través de
Telepacífico y la página Web de la
Comisión)
30 de septiembre de 2016
Audiencias públicas de rendición de 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, se llevaron a cabo en el año 2015 y en lo corrido de 2016 cinco (5) audiencias de rendición de cuentas en Cali, Bogotá, Santa Marta y Valledupar.
Uno de los aspectos fundamentales en estos eventos fue la participación ciudadana. En tal sentido la CREG dispuso de espacios para preguntas de los ciudadanos y habilitó varios canales de comunicación: línea telefónica, preguntas de viva voz de los asistentes, formato de preguntas y preguntas por correo electrónico.
Audiencias Públicas de Rendición de Cuentas CREG 2015
Ciudad Fecha 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)
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.
Tabla 6. Audiencias Públicas de Rendición de Cuentas CREG 2016
Ciudad Fecha Observación
Valledupar 14 de julio Rendición de cuentas a vocales de control en el
desarrollo del VI Congreso de Confevocoltics. El evento
fue transmitido a través del canal regional Telecaribe y
de la página web de la CREG (www.creg.gov.co)
6.2 Talleres
La Comisión no sólo tiene como herramienta de participación ciudadana la realización
de audiencias, además lleva a cabo constantemente talleres para que la industria, los
agentes y cualquier persona interesada puedan conocer las propuestas de regulación
antes de que éstas queden en firme.
La idea es conocer de primera mano las opiniones de las propuestas regulatorias.
Luego de la exposición del tema se abre un espacio para recibir comentarios y dar
respuesta a las inquietudes planteadas.
Relación de talleres realizados 2015
Tema Fecha
Taller comercialización de energía 17 de febrero
Taller transmisión 25 de marzo
Taller distribución 24 de marzo
Taller metodología de cálculo del precio de
suministro de GLP (taller realizado en dos jornadas
con diferentes asistentes.)
14 de abril
Taller calidad de energía 18 de junio
Taller comercialización de GLP 12 de junio
Taller subasta cargo por confiabilidad 03 de junio
Talleres variaciones de salida en el sistema nacional
de transporte 30 de julio
Taller metodología de energía firme plantas solares 29 de julio
Taller almacenamiento de combustibles líquidos 29 de julio
Taller tasa de descuento "Medellín" 29 de julio
Taller tasa de descuento "Bogotá" 24 de julio
Capacitación Apligas (durante tres días en dos
jornadas con diferentes asistentes) 8,9,10- julio
Socialización reporte de información al SUI 13 de agosto
Costos de transporte de combustibles 12 de agosto
Taller QA/QC 30 de agosto
Socialización factores alfa y beta 30 de septiembre
Taller márgenes de distribución gasolina y diésel 16 de septiembre
Taller Apligas (Taller realizado durante dos días en
doble jornada con diferentes asistentes) 28-29 de septiembre
Taller Res. 109 09 de septiembre
Metodología de transporte de gas 23 y 28 de octubre
Aplicativo cargo por confiabilidad 29 de octubre
Taller Biocombustibles 13 de noviembre
Taller Edupol derechos de los usuarios 17 de noviembre
Taller costos para la regulación 02 de diciembre
Taller transporte Combustibles Líquidos 02 de diciembre
Taller Edupol (CXC) 10 de diciembre
Taller valoración de activos 17 de diciembre
Taller inventario de activos 18 de diciembre
Relación de talleres realizados 2016
Tema Fecha
taller para presentar la resolución CREG 239 de
2015 ( participación de las plantas no despachadas
centralmente en el cargo por confiabilidad)
14 de enero
Parámetros de GLP 10 de febrero
Parámetros de GLP 12 de febrero
Taller Subasta de reloj 23 de febrero
Taller Subasta de reloj 2 de marzo
Taller práctico sobre las tarifas diferenciales para
incentivar de ahorro de energía 10 de marzo
Taller participación de demanda y autogeneración en
el MEM 10 de marzo
Taller lineamientos metodología transporte de gas 18 de marzo
Metodología de distribución de energía 5 de abril
Taller subasta de reloj GLP (Taller realizado en doble
jornada con diferentes asistentes) 6 de abril
Presentación código de medida de GLP 13 de mayo
Taller parámetros de conducta y participación de
GLP 20 de junio
Taller de socialización de la propuesta de subastas
de compra de energía media 22 de junio
Taller resolución 9 de agosto
mercado mayorista de gas (Taller realizado en tres
jornadas con diferentes asistentes)
Capacitación a través de teleconferencia
derechos de los usuarios
22 de agosto
Panel del Mercado de Energía Eléctrica: “En la
evolución del esquema regulatorio en Colombia” 5,6 y 7 de octubre
Talleres y audiencia a través de Telecharlas
Con el fin de capacitar de manera simultánea al mayor número de usuarios posibles en
temas relacionados con la regulación de los servicios de energía eléctrica, gas natural,
gas licuado de petróleo y combustibles líquidos, la Comisión de Regulación de Energía
y Gas, realiza desde 2015 telecharlas.
Para llevar a cabo estos espacios de participación, la CREG pone a disposición de los
usuarios salas donde pueden seguir de manera remota las presentaciones de
comisionados y asesores de la Entidad y enviar a través de un foro virtual sus
preguntas para ser contestada en vivo.
La mayoría de temas que se tratan en estas charlas son solicitados por los mismos
usuarios, de acuerdo con sus necesidades e inquietudes.
En 2015 y lo corrido de 2016 se han realizado cinco telecharlas que llegaron a más de
300 personas en 33 puntos del país, donde se abordaron temas como la propuesta
tarifaria de energía eléctrica en las zonas no interconectadas, los derechos y deberes
de los usuarios, los principales aspectos del cargo por confiabilidad y la propuesta para
modificar el costo unitario de energía eléctrica.
Los videos de estos eventos los pueden encontrar en el canal de YouTube de la
entidad CREG Colombia o solicitarlos a través del correo electrónico
Publicaciones
Para que el mayor número de personas pueda entender de forma clara y sencilla las
propuestas regulatorias en materia tarifaria, la Comisión de Regulación de Energía y
Gas (CREG) elaboró y divulgó cartillas informativas en lenguaje 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.
Divulgación de cartillas en 2015
Propuesta para remunerar la generación, distribución y comercialización de
energía eléctrica en áreas de servicio exclusivo de las Zonas No Interconectadas
Propuesta para remunerar la transmisión de energía eléctrica en el SIN
Propuesta para remunerar la comercialización de energía eléctrica en el SIN
Divulgación de cartillas y folletos en 2016
Guía del usuario para la revisión periódica de las instalaciones internas de gas.
Folleto - Cómo se determina el valor de la factura del servicio de energía
eléctrica.
Folleto - Cómo se determina el valor de la factura del servicio de gas por redes
de tubería.
Folleto - Cómo se determina el valor de la factura del servicio de GLP en
cilindros.
Cartilla explicativa del esquema de tarifas diferenciales.
Cartilla explicativa de la propuesta para modificar el costo unitario de energía
eléctrica.
Cartilla explicativa de la propuesta para complementar la metodología de
remuneración de distribución de gas por redes de tubería.
Programas de televisión
Desde el 2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas realiza el programa de
televisión “Cregciendo con Energía”, a través del cual se explica de manera didáctica
los deberes y derechos de los usuarios de los servicios públicos de energía eléctrica y
gas combustible.
El formato es un microprograma de dos (2) minutos, tiempo en el que desarrolla un
tema particular (por ejemplo, cómo llega la luz a los diferentes lugares donde nos
encontramos).
Durante el 2015 se emitieron 75 mensajes a través del canal con cobertura nacional,
Cable Noticias.
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 de 2015 se realizó una campaña por Blu Radio donde 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 2015 y lo corrido de 2016 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), Quibdó (Chocó), Villa del Rosario (Norte de Santander), Florencia (Caquetá),
Puerto Asís (Putumayo) y Santander de Quilichao (Cauca). 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 y reclamos
Durante el año 2015, la CREG recibió y atendió 1.345 peticiones, quejas, reclamos y
sugerencias (PQRS), clasificadas así:
Total de peticiones quejas y reclamos
PQRS NÚMERO
Consultas 535
Interés General y Particular 396
Quejas y Reclamos 294
Entrega de Documentos 20
Conceptos de Legalidad 5
Solicitud de información 95
Total 1.345
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.
Peticiones Quejas y Reclamos
Durante el primer semestre de 2016, la CREG recibió y atendió 1.824 peticiones, quejas,
reclamos y sugerencias, PQRS, clasificadas así:
Total de peticiones quejas y reclamos
PQRS NÚMERO
Consultas 406
Interés General y Particular 1.145
Quejas y Reclamos 168
Entrega de Documentos 7
Conceptos de Legalidad 2
Solicitud de información 95
Total 1.824
Quejas reclamos o sugerencias
86%
14%
QUEJAS Y RECLAMOS 2015
TRASLADOS
ORIENTACION ALCIUDADANO
De las quejas y reclamos radicados en la CREG en el primer semestre de 2016, el 33%
que corresponde a 56 quejas no fueron competencia de la entidad y fueron trasladadas,
el 67% que corresponde a 112 quejas fueron respondidas por la entidad, brindando
orientación al ciudadano.
Los resultados en oportunidad de respuesta han sido óptimos y se han implementado
acciones de mejora para seguir optimizando los tiempos de respuesta a los usuarios.
En la siguiente grafica podemos observar el tiempo promedio de respuesta utilizado para
cada tipo de petición en el primer trimestre de 2016.
05
1015202530
Consultas Interesgeneral oparticular
Solicitud deinformacio
n
Entrega dedocumento
s
Quejassugerenciasy reclamos
Enero 14 7 5 7 9
Febrero 13 9 7 9
Marzo 15 10 5 4 8
Títu
lo d
el e
je
Tiempo promedio de respuesta
67%
33%
QUEJAS Y RECLAMOS PRIMER SEMESTRE 2016
ORIENTACION ALCIUDADANO
TRASLADOS
Igualmente se muestran los tiempos de respuesta promedio para el segundo trimestre
de 2016.
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:
Procesos en contra de la entidad
Medios de control Cantidad
Nulidad 12
Nulidad y Restablecimiento del
derecho
205
Reparación Directa 8
Contractual 2
Popular 11
Grupo 4
Tutela 1
05
1015202530
Consultas Interesgeneral oparticular
Solicitud deinformacion
Entrega dedocumento
s
Quejassugerenciasy reclamos
Abril 20 11 7 10 10
Mayo 22 14 8 9 12
Junio 23 10 6 9 10
Dia
s Tiempo promedio de respuesta
Total 243
Los principales avances en materia judicial a lo largo de 2015 son los siguientes:
Fallos favorables:
Tres en ejercicio de la acción de nulidad en el Consejo de Estado. Dos en 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.
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.
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.
Para 2016 la CREG debe establecer un plan de fortalecimiento en cuanto a la
actualización de la nueva norma ISO 9001:2015 y así mismo realizar la integración de
los sistemas de gestión adoptados por la entidad. En ese sentido, en lo trascurrido de
2016 se ha trabajado en la armonización de los sistemas de gestión, se cuenta con un
acompañamiento para el fortalecimiento de los sistemas de gestión y aspectos
relevantes para la actualización de la nueva versión de la norma ISO 9001. Es importante
resaltar el compromiso de la Dirección Ejecutiva y los líderes de proceso, lo cual permitió
evidenciar el mejoramiento continuo de la Entidad.
Se realizó auditoria interna, la cual reflejo en el resultado de la evaluación la conformidad del Sistema de Gestión de Calidad en cuanto a su eficacia, eficiencia y efectividad. En lo que resta del año se cuenta con un plan del sistema donde se trabajará en fortalecer la eficiencia, efectividad, oportunidad y satisfacción de los clientes.
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.
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 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 planteó y desarrolló 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 (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 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)
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.
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).
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 referente al sector público. El
respectivo balance es un balance de prueba ya que el cierre definitivo establecido por el
Ministerio de Hacienda y la Contaduría General de la Nación es el 14 de febrero de 2016.
$24.000
$25.000
$26.000
$27.000
$28.000
$29.000
$30.000
$31.000
$30.285
$26.629
APROPIACIÓN VIGENTE COMPROMISOS
Tabla 8: Balance General a diciembre 31 de 2015
En millones de pesos
Descripción dic-15 dic-14 %Variación
Activo 28.026 31.789 -12%
Pasivo 1.698 4.236 -60%
Patrimonio 26.329 27.553 -4%
A continuación se presenta el comparativo del Balance General, con corte a 31 de
diciembre del 2015 frente a 2014.
El balance general con corte a diciembre 31 de 2015, refleja algunas variaciones
significativas con respecto al año inmediatamente anterior. Con referencia a los activos
de la entidad, estos presentaron una disminución del 12% que se refleja especialmente
en la disminución de los saldos de cartera y al mayor incremento de pagos de las
obligaciones contraídas por la CREG, contrapartida que impacta en los saldos de las
cuentas bancarias en la Fiduciaria.
Con relación al pasivo, se presenta una disminución importante en las cuentas por pagar
a diciembre 31, producto de los pagos efectivamente realizados derivados de las
obligaciones en la adquisición de bienes y servicios, en cumplimiento de la gestión en la
CREG.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
ACTIVO PASIVO PATRIMONIO
28.026
1.698
26.329
31.789
4.236
27.553
Balance General Comparativo 2015 Vs. 2014 ($ millones)
dic-15
dic-14
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.
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 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.
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 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).
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)
Centro Nacional de Despacho (CND)
Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC)
Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC)
Comité Asesor de Comercialización (CAC)
Bolsa Mercantil de Colombia (BMC)
Boletín Electrónico Central (BEC)
Sistema Nacional de Transporte de Gas (SNT)
Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM)
Información de Costos para Regulación (ICR)
Zonas No Interconectadas (ZNI)
Peticiones, Quejas, Reclamos y Sugerencias (PQRS)
Contraloría General de la República (CGR)
Sistema de Gestión de Seguridad de la Información (SGSI)
Oferta Pública de Cantidades (OPC)
Modelo Estándar de Control Interno (MECI)
Archivo General de la Nación (AGN)
Plan Institucional de Archivo (PINAR)
Programa de Gestión Documental (PGD)
Formato Único de Inventario Documental (FUID)
Implementación del margen de aseguramiento y control de la calidad" (Quality
Assurance/ Quality Control QA/QC)
Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC)
Control Automático de Generación (AGC por sus siglas en inglés).