Estudio que sirva para establecer la frmula tarifaria

Estudio que sirva para establecer la fórmula tarifaria del Costo Unitario de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados para el siguiente periodo tarifario Taller de presentación de resultados Viernes, 11 de diciembre de 2020

1 Alcance de la consultoría 2 Fórmula Tarifaria Gas Combustible actual 3 Análisis de la normatividad 4 Alternativas para remunerar el costo unitario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados 5 Fórmula Tarifaria Propuesta 6 Propuesta de modificaciones que se requieren en la regulación vigente ECONOMETRÍA Contenido

CONSULTORÍA ECONOMETRÍA Alcance y equipo de trabajo

o Análisis de la normatividad vigente que impacta en la comercialización de gas combustible a usuarios finales regulados o Propuesta regulatoria para remunerar el costo unitario de prestación del servicio de gas por redes de tubería a usuarios regulados. o Propuesta de modificaciones que se requieren en la regulación vigente para que todos los aspectos que influyen en el costo unitario sean concordante entre ellos ECONOMETRÍA Insumo para establecer la fórmula tarifaria del costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados para el siguiente periodo tarifario Alcance de la consultoría

Equipo de Trabajo Equipo de Profesionales: • Juan Manuel García Foto • Magda Lorena Triviño Camilo Quintero M. Luz Ensueño Hurtado Beatriz E. Guevara Director Proyecto Especialista Regulación ECONOMETRÍA • Cristian David Orjuela

Fórmula Tarifaria General Transporte por gasoducto y otras logísticas Distribución Comercialización Confiabilidad El costo de prestación del servicio se calcula con la fórmula tarifaria, conforme a las condiciones de cada mercado relevante de comercialización ECONOMETRÍA Valor del gas utilizado para la prestación del servicio

FÓRMULA TARIFARIA DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA A USUARIOS REGULADOS (actual) ECONOMETRÍA Resolución CREG 137 de 2013

Traslado del componente de Compras en el CU Compras Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón Costo de las Compras del gas con respaldo físico (USD) Volumen de gas combustible your date here Diferenciación conforme al consumo del mercado relevante de comercialización < a 7 millones m 3 mensuales ≥ a 7 millones m 3 mensuales Se traslada el total de las cantidades compradas Se aplica un rango de cantidades de compras de gas, determinado anualmente para cada comercializador y para cada mercado relevante 8 ECONOMETRÍA Expresión para traslado en el CU

Traslado del componente de Compras en el CU Compras Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón Cada comercializador de usuarios regulados define las cantidades de gas que compra, conforme a sus estimaciones Se podrá trasladar el costo de la cantidad correspondiente a este límite y las compras adicionales realizadas y declaradas por el distribuidor-comercializador Se podrá trasladar el costo total de las compras de gas correspondiente al límite superior, restándole los ingresos por ventas de los excedentes de gas en el mercado secundario Fuente: R. CREG 071/2019 your date here Sólo podrá trasladar el costo del gas de la cantidad que fue realmente demandada. ECONOMETRÍA ≥ a 7 millones m 3 mensuales

Traslado del componente de Compras en el CU Compras Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón Gas excedentario vendido por el comercializador Venta de Excedentes Gas excedentario vendido por el Gestor del Mercado Costo total de las compras de gas en el mes m-1, en el Mercado Relevante de Comercialización i y por el comercializador j. Ingresos por venta de excedentes de gas en el mes m-1, en el Mercado Relevante de Comercialización i y por el comercializador j. ECONOMETRÍA �

Traslado del componente de Compras en el CU Compras Determinación del Costo del Gas cuando la Prestación del servicio se hace con diferentes gases combustibles: Gas Licuado de Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP): Costo total de compras de gas R. CREG 180/2009 Costo promedio del gas e your date here Volumen total corregido de los n gases Ge inyectados al sistema de distribución Volumen del gas e inyectado al sistema de distribución ECONOMETRÍA Cantidad de GLP inyectada a la red de distribución

Traslado del componente de Transporte en el CU Transporte Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón Expresión para traslado en el CU Costo de transporte de gas combustible adquirida a través de contratos firmes (USD) Aplica el mismo procedimiento descrito anteriormente para las compras de gas Costo total de las pérdidas del sistema de transporte declaradas por el transportador Ingresos por ventas de excedentes Volumen de gas combustible destinado a UR medido en las estaciones de puerta de ciudad your date here R. CREG 126 de 2010: • Menú de cargos fijos y variable (USD) • Cargo fijo por AOM (COP) ECONOMETRÍA

Traslado del componente de Transporte en el CU Transporte Gas Licuado de Petróleo (GLP) • Costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el Art. 5 R. CREG 180/2009 • Costo de transporte terrestre definido en el Art. 8 R. CREG 137/2013 Gas Natural Comprimido (GNC) • Costos TVm y Pm establecidos en la R. CREG 008/2005 • Costos incluidos en el Tm conforme al Art. 4 de la R. CREG 008/2005 Prestación del servicio con diferentes gases ECONOMETRÍA •

Traslado del componente de Distribución en el CU Distribución R. CREG 011 - 2003 R. CREG 202 -2013 § Cargos aprobados con la nueva metodología remuneración por mercado relevante DUR en $/m 3 DUNR en $/m 3 § Factor multiplicador del poder calorífico = 1 ECONOMETRÍA Expresión para traslado en el CU

Traslado del componente de Distribución en el CU Distribución Características R. CREG 202 -2013 Metodología Mercados relevante (5) Inversión AOM Demanda Tasa de Retorno DESCRIPCIÓN Corte transversal para mercados existentes a fecha de corte. Costo medio de mediano plazo para nuevos mercados – Proyecciones. Mercados existentes ASNE y ASE, agregación de mercados existentes, anexar a mercados existentes municipios nuevos, creación de nuevos mercados relevantes y mercados relevantes especiales. Activos construidos hasta dic de 2014 con valoración de inversión en UC Otros activos % mínimo de 3 opciones % semisuma AOM reportado y AOM remunerado; % AOM máximo a reconocer y % AOM reportado y depurado. Real a la fecha de corte para mercados existentes Proyección 20 años mercados nuevos R. CREG 096 de 2015 – WACC 12, 47% para 2019 y R. CREG 025 de 2020 12, 14% para 2020 y 11, 98% para el 2021. ECONOMETRÍA ASPECTOS

ECONOMETRÍA ANÁLISIS DE LA NORMATIVIDAD VIGENTE

El análisis de la normatividad se enfocó a responder las siguientes preguntas ¿Cuáles son las obligaciones dispuestas a los comercializadores que atienden a usuarios regulados? ¿Esas obligaciones son congruentes y coherentes entre ellas? 02 03 ECONOMETRÍA ¿Qué aspectos se identifican para recomendar a la CREG susceptibles de revisión 01

Normatividad analizada Ley 142 de 1994 Fórmula Tarifaria Régimen de Servicio Públicos domiciliarios 08 01 Estructura del Mercado R. CREG 057/1996 R. CREG 112/2007 Derechos de los usuarios 02 07 03 06 Mercado Mayorista Transporte R. CREG 108/1997. 05 Comercialización R. CREG 011/2003 R. CREG 123/2013 04 Decreto 2100/2011 R. CREG 089/13 R. CREG 114/2017 – 021/2019 R. CREG 107/2017 R. CREG 185/2020 R. CREG 186/2020 R. CREG 071/1999 R. CREG 008/2005 R. CREG 126/2010 R. CREG 107/2017 R. CREG 152/2017 R. CREG 155/2017 R. CREG 033/2018 Distribución R. CREG 067/1995 - 127/2013 R. CREG 011/2003 R. CREG 202/2013 y modificaciones R. CREG 100/2003 ECONOMETRÍA R. CREG 137/2013 R. CREG 184/2014 C. CREG 005/2018 R. CREG 071/2019

Diagnóstico de la componente Suministro G GCU Error de proyección Decreto 2100 de 2011: Contractual • Definición de Demanda Esencial • Producto con Respaldo Físico Cada comercializador de usuarios regulados define las cantidades de gas que compra, conforme a sus estimaciones Q (MBTU D) Cantidades contratadas no consumidas MBTU QMáx D Año Error proyección ECONOMETRÍA Modalidad de compra en

Diagnóstico de la componente Suministro SSPD en Informe presentado a la CREG el 1/jun/2018 encuentra que: Ø (…) No pudo realizar una trazabilidad perfecta entre los costos de suministro reportados por los agentes y el traslado a los usuarios finales; Ø (…) Varias empresas presentan excedentes entre su demanda real y los contratos por lo que se esperaría se tengan excedentes en ventas de este gas, pero no se pudo realizar trazabilidad de los traslados de estos excedentes a los usuarios Ø (…) No se puede realizar trazabilidad completa sobre esta información para determinar si las ventas de excedentes se están dando o no ECONOMETRÍA Trazabilid ad

Diagnóstico de la componente Suministro Costo promedio unitario de compras de gas y TRM Ø Volatilidad TRM 1, 200 Ø Rezago 4500 1, 100 4000 Costo Financiero Comercializador 900 3500 800 3000 700 600 2500 Pesos por USD Cálculo y publicación CU (Art 35 R. 108/97 Parágrafo 1 Art 2 R. 058/00 Pesos/metro cúbico 1, 000 500 2000 400 Mes m-1 Mes Consumo m Pago del Comercializad or al proveedor del suministro Qm. TRMm G – Costo Promedio Unitario Gas_$/M 3 TRM promedio mensual ECONOMETRÍA TRMm-1 Volm-1 1500 ene / 2014 abr / 2014 jul / 2014 oct / 2014 ene / 2015 abr / 2015 jul / 2015 oct / 2015 ene / 2016 abr / 2016 jul / 2016 oct / 2016 ene / 2017 abr / 2017 jul / 2017 oct / 2017 ene / 2018 abr / 2018 jul / 2018 oct / 2018 ene / 2019 abr / 2019 jul / 2019 oct / 2019 ene / 2020 abr / 2020 jul / 2020 300

Diagnóstico de la componente Suministro Análisis de relación de precios de los contratos de suministro y del componente G para el año 2019 Resultados Identificación de contratos vigentes Info. Gestor del Mercado 07 Cálculo de precios prom. ponderados (SUI) 06 01 Metodología 02 Cálculo de energía total contratada al mes 05 Info. formato SUI 6024 para el año 2019 USD/MBTU 04 03 Pesos/m 3 Cálculo de precios promedio ponderados (contratación) ECONOMETRÍA Consulta SUI

Diagnóstico de la componente Suministro Análisis de relación de precios de los contratos de suministro y del componente G para el año 2019 Resultados • Existe una diferencia significativa entre los $/m 3 con que se suscriben los contratos de suministro y el valor del componente G que es cobrado al usuario final regulado. ECONOMETRÍA • Existe un margen de diferencia promedio entre los precios del mercado secundario de suministro de un +9, 34% frente a los del mercado primario para el año 2019

Diagnóstico de la componente Suministro Del análisis de la información CREG- Gestor del Mercado y del boletín de la SSPD para el seguimiento y monitoreo del Mercado Mayorista de energía y gas, se tiene que: La demanda regulada oscila entre 200 y 230 GBTUD en el trimestre junio-agosto 2020 Compras en el MP con destino al MR adquiridas en contratos en firme representó el 72%81% para los años 2017 -2019. En el MS este fue superior al 97% your date here större - a multipurpose Power. Point template 24 ECONOMETRÍA Entre 70 y 80% de las compras para el mercado regulado se realizan en el mercado primario y el restante en el secundario

Diagnóstico de la componente Suministro Del análisis de la información CREG- Gestor del Mercado y del boletín de la SSPD para el seguimiento y monitoreo del Mercado Mayorista de energía y gas, se tiene que: En el agregado, más del 85% de las compras de suministro es pactado en contratos (firme y firme 95) con destino al MR Ecopetrol es el productor-comercializador, con mayores ventas destinadas al mercado regulado your date here större - a multipurpose Power. Point template 25 ECONOMETRÍA Ecopetrol sigue manteniendo la participación más importante, con 42%, seguido por Canacol, con 34%, Hocol, con 15%, Geoproduction, con 4%, y los demás campos con 5%. (Agregado MR y MNR)

Diagnóstico de la componente Suministro 2 3 La información reportada al SUI y al Gestor del Mercado no permite la trazabilidad para el cálculo de los excedentes your date here Si bien se permite la venta de excedentes, no son líquidos los mercados de corto plazo Se pueden establecer incentivos para proyección acertada de la demanda, y complementar las modalidades adecuadas para la contratación större - a multipurpose Power. Point template 26 ECONOMETRÍA Se ha garantizado la atención de la demanda. Sin embargo, se tienen diferencias significativas entre las compras y la demanda real. Se tienen costos asumidos por la demanda por este efecto estimados en USD 74 millones anuales.

Diagnóstico de la componente Suministro Costo Punto relevante your date here • Con la aplicación de la R. CREG 137/2013, se ha garantizado la atención completa de la demanda esencial, sin riesgos de racionamiento. • Se tienen costos que ha asumido la demanda regulada, dado los niveles de contratación realizados por encima del consumo real de los mercados, • De las cifras presentadas por Ecopetrol, extrapoladas para el período de la R. CREG 137/2013, el costo adicional es cercano a USD 74 millones anuales* que están siendo asumidos por la demanda regulada y en total para el período pueden representar algo más de USD 523 millones. • Aprox. $1, 5 billones pesos COL remunerados por los UR por una “confiabilidad de corto plazo del suministro” (con contratos en su mayoría con duración máxima de dos años para el periodo 2014 - 2020). *estimaciones propias de esta consultoría. större - a multipurpose Power. Point template 27 ECONOMETRÍA Hallazgo 1

Diagnóstico de la componente Suministro Causa your date here • Pueden mejorarse los incentivos regulatorios para que los C-D disminuyan los errores de proyección para su contratación, y para que utilicen portafolios de modalidades contractuales si bien contraten con respaldo físico, cuenten con libertad de definir la modalidad de contrato por suscribir, su duración y el volumen por contratar que les permita acercase a los consumos reales de sus mercados. • La interpretación de la CREG de lo establecido en el Decreto 2100 de 2011 para asegurar la atención de suministro y transporte de la demanda esencial, extrapolado al total del mercado regulado y sujeto a la utilización de modalidades de compra de suministro con respaldo físico establecidas en la R. CREG 114/2017 (que ahora se recoge en la R. CREG 186/2020), no facilitan la modulación de compras de suministro acorde con las variaciones estacionales de las distribuidoras –comercializadoras. större - a multipurpose Power. Point template 28 ECONOMETRÍA Hallazgo 2

Diagnóstico de la componente Suministro Causa your date here • Si bien la R. CREG 137 de 2013 permite la distribución de los ingresos adicionales por la venta de excedentes del gas combustible contratado para el sector regulado, la SSPD identificó que no se puede realizar trazabilidad completa sobre esta información. Una de las causas que pueden explicar esta situación es la de que los mercados de corto plazo no son líquidos, y una de las causas es que los distribuidores-comercializadores al estar contratados por encima de su requerimientos reales, no encuentran la necesidad de acudir a ellos para contratar faltantes para el mercado regulado. . • Por lo anterior, así se lleven los excedentes para venta, no es fácil transar estos suministros para la venta cuando se tienen grandes cantidades disponibles por parte de todos los agentes que atienden las mayores demandas. Si se permite más modalidades para que los agentes adquieran el suministro, este mercado secundario posiblemente se dinamice para que los agentes adquieran los faltantes para atender la demanda esencial. större - a multipurpose Power. Point template 29 ECONOMETRÍA Hallazgo 3

Diagnóstico de la componente Suministro Consecuencia your date here • La información establecida para el reporte al SUI y para los informes del Gestor del Mercado, no permite la trazabilidad de todos los detalles de estas transacciones, específicamente de los excedentes comprados por encima de la demanda real (con detalles diarios, mensualizados y anuales), sus costos y la parte de la cadena que de acuerdo con la regulación y el funcionamiento del mercado se está quedando con dichos excedentes. • Lo que no se puede validar y verificar, resulta un riesgo para la demanda y definitivamente amerita que el Regulador CREG, junto con la SSPD y el Gestor del Mercado, evalúen cuáles datos y conceptos son necesarios para poder realizar la trazabilidad adecuada de esta información que permita validar la componente Gm que está siendo aplicada o será aplicada a los usuarios finales en cada mercado, incluso en tiempo real. större - a multipurpose Power. Point template 30 ECONOMETRÍA Hallazgo 4

Diagnóstico de la componente Suministro Establecer un procedimiento estándar para el cálculo del componente Vm-1, i, j, l Límites a transacciones entre vinculados económicamente Traslado del G your date here ECONOMETRÍA Ajuste variaciones de la TRM Contemplar lo relacionado con importaciones de gas en el componente de suministro

Diagnóstico de la componente Transporte Ø Requerimiento e interpretación del Decreto 2100/11 Ø Los comercializadores están en condición de trasladarle el costo de la capacidad de transporte contratada independientemente del uso que se haga de la capacidad a los usuarios regulados. Ø Obtener ingresos adicionales por las ventas de excedentes en el mercado secundario Traslado de AOM en la tarifa Ø En la actual fórmula tarifaria no es claro cómo se transfiere el costo de AOM a los usuarios finales Doble reconocim iento de pérdidas Ø RUT: “El costo del transporte de las pérdidas de gas hasta el 1% está incorporado en la tarifa de transporte y por lo tanto el Transportador no puede cobrar un cargo adicional por este concepto” Ø Los cargos de transporte se calculan con las demandas sin pérdidas, esto es en el punto de salida Ø Reconocimiento en la fórmula tarifaria (variable CPm-1, i, j) Compensa ciones Ø No se observa en la fórmula tarifaria como el usuario percibe un menor costo de transporte, al ser compensado como resultado de incumplimiento o interrupciones del servicio TRM Ø Cargos de inversión se remuneran en USD Ø Los pagos contemplados en los contratos de capacidad de transporte se deben efectuar en $COL Ø Inestabilidad tarifaria para la demanda ante variaciones en la TRM ECONOMETRÍA Exceso de Cantidade s

Diagnóstico de la componente Distribución Liquidación de cargos Pérdidas No requiere procesos intermedios por parte del distribuidor comercializador, puesto que los mismos han sido aprobados por la CREG mediante Resolución específica para cada mercado Poder Calorífico Establecer un protocolo para el distribuidor responsable de la medición del poder calorífico en cada punto de entrada del gas de su sistema de distribución. ECONOMETRÍA Revisar supuesto que el error de medida tiene un sesgo que siempre perjudica a la empresa. Los errores de medida en general no tienen sesgo, son errores con media cero (ruido blanco), si los aparatos de medida cumplen con las especificaciones requeridas en la R. CREG 127 de 2013

Diagnóstico de la componente Comercialización ØLa metodología de cálculo del cargo de comercialización permite reconocer todos los costos de comercialización. (Art. 23 de la R. CREG 011/03. “Los gastos anuales de AOM y … demás activos atribuibles a la actividad de Comercialización …”) ØTras 17 años de emitida esta norma se considera oportuno actualizarla en dos sentidos: Ø Riesgo de cartera (compartido) Ø Contribuciones a entidades de regulación, vigilancia y control. Modificar la forma de cálculo del cargo de comercializ ación. Ø Es un factor fijo (1, 67%) que multiplica el valor facturado por todos los componentes de la tarifa. Ø Se propone aplicar un monto por m 3, calculado con el mismo factor y la información del último año. ECONOMETRÍA Evidenciar algunos conceptos de costo Ø Costos financieros derivados del tiempo para transferencia de subsidios

ECONOMETRÍA ALTERNATIVAS PARA REMUNERAR EL CU

Propuestas componente Gm Minimizar las compras por encima de los requerimientos reales Flexibilización contractual p. e. CFX% Remunerar compras Spot ECONOMETRÍA Establecer otras modalidades de contratación Incentivos regulatorios para que los DC realicen estimaciones cercanas a la demanda real

Propuestas componente Gm Implicaría modificaciones a la R. CREG 114/2017 (R. CREG 186/2020) Alt. 1 Que la CREG estandarice otras modalidades de contratación Alt. 2 Que se deje en libertad a las empresas para comprar las cantidades de energía en firme que se acerquen a la demanda real de sus usuarios your date here större - a multipurpose Power. Point template 37 ECONOMETRÍA Otras modalidades de contratación: permitir a las empresas una mejor modulación de las compras de suministro garantizando el cubrimiento de la demanda esencial incluidos los días de consumo máximo

Propuestas componente Gm Alt. 2 1 Los percentiles de días al mes que presentan X porcentaje igual o superior a la demanda diaria máxima del mes 2 Los percentiles de días por estaciones del año que presentan X porcentaje igual o superior a la demanda diaria máxima de la estación del año. 3 Los percentiles de días al año que presentan X porcentaje igual o superior a la demanda diaria máxima del año. ECONOMETRÍA Alt. 1 Requiere un estudio exhaustivo bien por parte de la CREG apoyado en la información de los agentes o individualizado por parte de cada agente, que permita determinar entre otros:

Propuestas componente Gm Ø Los contratos para la demanda regulada pueden discriminar las cantidades diarias según el mes y el tipo de día: Ordinario Enero Sábado Domingo y feriado Año XXXX Febrero … Diciembre ECONOMETRÍA Ø Gestión periódica de los comercializadores a sus proyecciones anuales, mensuales, semanales y diarias, para identificar posibles excedentes y ponerlos en el mercado oportunamente, con la posibilidad de contratación de un porcentaje X de su demanda no esencial que es regulada a través de contratos que no necesariamente deber ser en firme, porcentaje este que podría determinarse para todo el mercado colombiano o incluso por agente

Propuestas componente Gm Proyecciones Se sugiere a la CREG determinar un rango límite mensual de desfase, entre la demanda real y las compra realizadas, podría ser del [-5%, 5%], rango que corresponde en su definición a lo permitido en errores de proyección, de tal forma que: DCont Que no se traslade al usuario estos costos por los excedentes comprados por encima del error permitido. Dreal + 5% DReal Dreal - 5% Facilitar venta de excedentes y distribuir los beneficios como lo establece la R. CREG 137/2013 Adquirir con el procedimiento úselo o véndalo Permitir el traslado en la tarifa de costos por estos suministros comprados por fuera del error a precio promedio ponderado de los contratos del Agente. (Incluye contratos interrumpibles u opciones que no cuenten con respaldo físico. DCont ECONOMETRÍA Se les reconocen absolutamente todos los costos de suministro

Propuestas componente Tm Traslado eficiente de las pérdidas Ajustes del transportador periodos adicionales a m-1 y m-5 (art. 150 Ley 142/94) ECONOMETRÍA No pagar exceso de cantidades Transparentar la forma como se transfiere a los usuarios el AOM Asignar el riesgo cambiario a quien tiene mayor capacidad de gestión

Volumen de gas combustible destino al MR Expresión: Con lo cual emax. UNR es 2, 19%. ECONOMETRÍA

3500 800 700 3000 600 2500 2000 400 300 1500 G – Costo Promedio Unitario Gas_$/M 3 TRM promedio mensual 700 1, 100 4000 1, 000 600 550 500 3500 450 3000 400 350 2500 300 200 T – Costo Unitario Transporte de Gas_$/M 3 Pesos por USD 4500 ECONOMETRÍA 900 Pesos/metro cúbico 1, 200 Pesos por USD Costo promedio unitario de compras de gas y TRM ene / 2014 abr / 2014 jul / 2014 oct / 2014 ene / 2015 abr / 2015 jul / 2015 oct / 2015 ene / 2016 abr / 2016 jul / 2016 oct / 2016 ene / 2017 abr / 2017 jul / 2017 oct / 2017 ene / 2018 abr / 2018 jul / 2018 oct / 2018 ene / 2019 abr / 2019 jul / 2019 oct / 2019 ene / 2020 abr / 2020 jul / 2020 Pesos/metro cúbico Tasa Representativa del Mercado (TRM) Costo promedio unitario de transporte de gas y TRM 4500 650 4000 250 2000 1500 TRM promedio mensual

TRM promedio mensual ECONOMETRÍA ene / 2014 mar / 2014 may / 2014 jul / 2014 sep / 2014 nov / 2014 ene / 2015 mar / 2015 may / 2015 jul / 2015 sep / 2015 nov / 2015 ene / 2016 mar / 2016 may / 2016 jul / 2016 sep / 2016 nov / 2016 ene / 2017 mar / 2017 may / 2017 jul / 2017 sep / 2017 nov / 2017 ene / 2018 mar / 2018 may / 2018 jul / 2018 sep / 2018 nov / 2018 ene / 2019 mar / 2019 may / 2019 jul / 2019 sep / 2019 nov / 2019 ene / 2020 mar / 2020 may / 2020 jul / 2020 sep / 2020 Pesos por USD Tasa Representativa del Mercado (TRM) Promedio mensual y media móvil últimos 12 meses de la TRM 4000 3500 3000 2500 2000 1500 TRM PM (Media móvil últimos 12 meses)

TRM cálculo tarifa Rango Ventana TRM promedio mensual (m-1) ECONOMETRÍA Alternativa 2: ventana que ancle la volatilidad ene / 2014 mar / 2014 may / 2014 jul / 2014 sep / 2014 nov / 2014 ene / 2015 mar / 2015 may / 2015 jul / 2015 sep / 2015 nov / 2015 ene / 2016 mar / 2016 may / 2016 jul / 2016 sep / 2016 nov / 2016 ene / 2017 mar / 2017 may / 2017 jul / 2017 sep / 2017 nov / 2017 ene / 2018 mar / 2018 may / 2018 jul / 2018 sep / 2018 nov / 2018 ene / 2019 mar / 2019 may / 2019 jul / 2019 sep / 2019 nov / 2019 ene / 2020 mar / 2020 may / 2020 jul / 2020 sep / 2020 Pesos por USD Tasa Representativa del Mercado (TRM) Metodología de la ventana para la TRM 4, 000 3, 500 3, 000 2, 500 2, 000 1, 500 TRM reconocida (ventana)

Contribución Ley 1955 de 2019 Para el fortalecimiento del Fondo Empresarial de la SSPD Monto total $474 millones A Gas aplicarían Facturación GN Cargo comercializ. $28, 5 millones $4, 76 billones $79, 4 millones 192 de GN y GLP Efecto sobre tarifa Efecto sobre cargo 0, 6% 36% ECONOMETRÍA Aplica a 3. 186 ESP

Contribución Ley 1955 de 2019 Para financiar los gastos de la CREG, CRA y SSPD Ø La Ley 1955 de 2019 cambio la base pero mantuvo el monto total a recaudar con las contribuciones Ø La contribución especial para la SSPD es el 29, 7% de la de fortalecimiento del Fondo Empresarial Ø El valor medio del monto de la contribución sería 10, 7% del margen de contribución. Ø Comentarios de algunas empresas señalan que el cambio de base ha tenido un impacto hasta de 100% en el monto de la contribución de algunas empresas: o Tomando como base el monto medio, un cambio del 100% significa un incremento equivalente al de 5, 2% del margen de comercialización. ECONOMETRÍA o En todo caso, aunque las contribuciones de algunas empresas subirán, las de otras bajaran haciendo que el efecto neto sea cero.

ECONOMETRÍA FÓRMULA TARIFARIA PROPUESTA

Propuesta: Formulas Tarifarias General Expresión: ECONOMETRÍA

Propuesta: costos de compras de gas combustible compras Margen de error Precio Promedio Unitario de Contratos Gas Licuado de Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP) Determinación del Costo del Gas cuando la Prestación del servicio se hace con diferentes gases combustibles Costo Promedio Unitarios de compras en el Spot Si la TRM del último día del mes m-1 está por fuera de la banda entonces TRMPiso o TRMTecho según corresponda. • Se propone conservar la misma fórmula establecida en la Res. CREG 137 de 2013 requiriendo que el denominador corresponda con la demanda, no con lo contratado. • Al respecto no se tiene comentario de la formulación y podría ser siendo aplicada • Para una asignación eficiente de costos, se sugiere que al usuario se le establezca sus costos unitarios con base en el combustible que está empleando. ECONOMETRÍA Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón Si la TRM del último día del mes m-1 está en la banda entonces TRM(m-1) = TRM del último día del mes m-1.

Propuesta: costos de transporte Pareja de Cargos Regulados Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón Cargo Fijo de AOM Compensaciones Cargo variable de inversión Art. 5 R. CREG 180/2009 Formalización de la expresión para reducir posible errores de interpretación ECONOMETRÍA Gas Licuado de Petróleo (GLP) Los costos están en $/kg, se deben convertir a $/m 3, empleando la siguiente expresión (Art. 10 R. CREG 137/2013)

Gas Natural Comprimido (GNC) Prestación del servicio con diferentes gases combustibles • Costos TVm y Pm establecidos en la R. CREG 008 de 2005 • Al respecto no se tiene comentario de la formulación y podría ser siendo aplicada • Para una asignación eficiente de costos, se sugiere que al usuario se le establezca sus costos unitarios con base en el combustible que está empleando. ECONOMETRÍA Propuesta: costos de transporte

Propuesta: costos de distribución ECONOMETRÍA

Propuesta: costos de comercialización ECONOMETRÍA

Propuesta: costos de confiabilidad Se recomienda mantener esta componente para: • Traslado en tarifas de los costos correspondientes a la remuneración de Capex y Opex de proyectos de confiabilidad y seguridad del abastecimiento, en lo correspondiente a usuarios regulados. ECONOMETRÍA • Reconocimiento de inversión para almacenamiento de confiabilidad

ECONOMETRÍA PROPUESTA DE MODIFICACIONES QUE SE REQUIERE EN LA REGULACIÓN

Propuestas de modificación regulación vigente Res. CREG 186/2020 Estructura del Mercado § Ampliación de solicitud de información a los agentes y § Modalidades de contratación para que los boletines de seguimiento al Gestor del Mercado distribuidores-comercializadores compren el suministro cercano a las necesidades reales § Lineamientos para las transacciones entre agentes vinculados económicamente § Seguimiento al mercado ante señales de escasez § Actualización de la componente de costo de interrupción del servicio de gas a usuarios (CI). Código de Distribución § Establecer la frontera entre distribuidor y comercializador para una adecuada asignación de costos y gastos ECONOMETRÍA Res. 100 de 2003

Propuestas de modificación regulación vigente Opción de Tarifaria § Se aplique a cada usuario que lo requiera y la diferencia de costos acumulada sea individual § Se incluya en el contrato de condiciones uniformes. Y Comercializador propone un portafolio de opciones. Remuneración Comercialización § Evidenciar costos financieros de los subsidios, del ciclo de efectivo y de las contribuciones. § Establecer riesgo de cartera de forma que se comparta entre los usuarios y el comercializador. § CREG determina tasa con la que se cobrarían las ECONOMETRÍA opciones tarifarias y algún tipo de restricción sobre los § Aplicar el margen de comercialización por m 3, en función de lo observado en el último año, y no como porcentajes a cobrar un factor que aplica a lo facturado en todos los componentes de la tarifa.

ECONOMETRÍA GRACIAS