COMPLEMENTO DE LA RESOLUCIÓN CREG 202 DE 2013 DOCUMENTO...

COMPLEMENTO DE LA RESOLUCIÓN CREG 202 DE 2013

DOCUMENTO CREG-046 11 de julio de 2016

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No. 724

319 COMPLEMENTO A LA RESOLUCIÓN CREG 202 DE 2013

TABLA DE CONTENIDO

1. ANTECEDENTES .................................................................................................. 320

2. GASTOS DE AOM ................................................................................................. 321

2.1 ........................................................................................................ 325

2.2 ........................................................................................................ 328

2.3 ...................................................................................... 329

2.4 Base Regulatoria de Activos - BRA ................................................................ 329

2.5 Impactos preliminares estimados de la propuesta para los mercados existentes ....................................................................................................... 329

2.6 Periodo de transición para llegar al % AOM eficiente ..................................... 330

2.7 AOM en Mercados Nuevos............................................................................. 331

2.8 Valor de los gastos de AOM ........................................................................... 333

2.9 AOM en mercados que agregan mercados existentes con municipios nuevos333

3. OTROS ACTIVOS .................................................................................................. 333

3.1 Porcentaje de Otros Activos reportado y depurado ( ) ....................... 335

3.2 Porcentaje de Otros Activos remunerado ( ) ..................................... 337

3.3 Porcentaje de Otros Activos máximo a reconocer ( ) ...... 337

3.4 Impactos preliminares de la propuesta sobre los mercados existentes .......... 338

3.5 Otros Activos en Mercados Nuevos ................................................................ 339

3.6 Valor de los Otros Activos .............................................................................. 339

4. DEMANDA ............................................................................................................. 340

4.1 Impactos preliminares de la propuesta ........................................................... 343

5. RECURSOS PUBLICOS ........................................................................................ 344

5.1 Impactos preliminares de la propuesta ........................................................... 345

6. IMPACTOS TARIFARIOS DE LA PROPUESTA .................................................... 347

7. GRADUALIDAD EN LA APLICACIÓN DE LOS NUEVOS CARGOS DE DISTRIBUION A USUARIOS DE USO RESIDENCIAL .................................................. 349

7.1 Impactos de la propuesta ............................................................................... 352

ANEXO 1. DEPURACIÓN DE GASTOS DE AOM POR EMPRESA HECHA POR LA CREG PARA LA VIGENCIA 2013 .................................................................................. 355

ANEXO 2. CARGOS DE AOM VIGENTES E INGRESOS ACTUALES POR CONCEPTO DE GASTOS DE AOM ................................................................................................... 358

ANEXO 3. MERCADOS EXCLUIDOS ........................................................................... 362

ANEXO 4. BASE DE DATOS DE LOS MERCADOS UTILIZADOS PARA LA OBTENCIÓN DE LA MEDIANA DE GASTOS DE AOM ....................................................................... 364

ANEXO 5. DEPURACIÓN DE OTROS ACTIVOS POR EMPRESA ............................... 365

ANEXO 6. INFORMACION UTILIZADA PARA DETERMINAR EL FACTOR DE USO EFICIENTE .................................................................................................................... 365

Sesión No. 724


COMPLEMENTO A LA RESOLUCIÓN CREG 202 DE 2013

1. ANTECEDENTES

La Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones realizadas a través de las resoluciones CREG 052 de 2014, CREG 138 de 2014, CREG 112 de 2015, CREG 125 de 2015 y CREG 141 de 2015, definió los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería. Las Empresas Distribuidoras de gas, con base en lo establecido en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, solicitaron a la CREG la aprobación de los cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería, para los diferentes mercados relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario. En el proceso de análisis de las solicitudes de aprobación de cargos, la Comisión encontró problemas que incidían directamente en el cálculo de los cargos de distribución y que implicarían un traslado de costos ineficientes e innecesarios a los usuarios. Entre los problemas detectados están (i) hallazgos en la calidad de la información utilizada como insumo para determinar los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento – AOM y en la información requerida para establecer el porcentaje a remunerar por Otros Activos; (ii) inconsistencias en las solicitudes de revisión de cargos de distribución en mercados que cuentan con recursos públicos con respecto a los proyectos que fueron considerados originalmente para obtener dichos recursos; y (iii) la falta de coincidencia entre la infraestructura construida y su grado de utilización lo que no es acorde con el criterio de madurez de mercado requerido para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013. Por lo anterior, y teniendo en cuenta que por disposición de la Ley 142 de 1994 es deber de la Comisión garantizar que la remuneración de las actividades que hacen parte de la cadena del servicio público de gas combustible por redes de tubería, incluidos la inversión en activos por parte de las empresas y los costos en que incurran a efectos de mantener dichos activos y para llevar a cabo la prestación del servicio se haga de manera eficiente, mediante la Resolución CREG 093 de 2016 se revocaron apartes de la metodología definida en la Resolución CREG 202 de 2013, específicamente relacionados con (i) gastos de administración, operación

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y mantenimiento (AOM), (ii) Otros Activos, (iii) mercados financiados con recursos públicos, y (iv) demanda, entre otros. Considerando que conforme a lo expuesto la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013 ha quedado sin los criterios para la determinación de cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería a usuarios residenciales y de uso diferente al residencial, en los aspectos que fueron revocados, se hace necesario establecer las disposiciones para estimar de manera eficiente los parámetros relacionados con gastos de AOM, Otros Activos, cargos en mercados que cuentan con recursos públicos, y demanda para la aplicación correcta de la metodología. En este documento se presentan para comentarios de los agentes y demás interesados, las propuestas para la definición de los aspectos ya mencionados. 2. GASTOS DE AOM

Según lo descrito en los considerandos de la Resolución CREG 093 de 2016, en los reportes de gastos de AOM se evidenciaron problemas de asimetrías de información en los datos contables de las empresas, lo cual limita al regulador para conocer los costos reales en que incurren los agentes en la actividad de distribución.

Estos problemas se reflejaron en los gastos obtenidos a través de la aplicación de la metodología de frontera estocástica que conducen a incrementos tarifarios importantes y no corresponden en a la salud financiera de las empresas distribuidoras1. El análisis de los gastos de AOM, que involucró ejercicios de depuración contable hechos por esta Comisión, hasta donde fue posible, muestra que estos son elevados una vez se tiene en consideración las inversiones realizadas por las empresas y la evidencia nacional e internacional disponible. En el Gráfico 1 se observan las relaciones de gastos de AOM (reportados y depurados) sobre inversión, se encuentran entre el 1% y 35% y, en promedio, en un 11%. Actividades similares como transmisión y distribución de energía del país, se caracterizan por mantener estas relaciones entre el 5.33% y 4.03% en promedio, respectivamente. Una comparación realizada entre empresas distribuidoras de gas en Australia indica que los costos operacionales, incluidos los de administración y mantenimiento, como porcentaje de la base de activos regulatorios (Regulatory

1 Ver para un informe más detallado, la Resolución CREG 093 de 2016.

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asset base – RAB) estuvo entre 2.5% y 7.04% durante el período 2005-2013 (ver Tabla 1).

Gráfico 1. Relación gastos de AOM sobre inversión de mercados existentes - 2013

Fuente: Empresas Distribuidoras. Elaboración CREG.

Tabla 1. Porcentajes de gastos operacionales en relación con la Base de Activos Regulatoria de las empresas de distribución en Australia

Fuente: Gas Distribution Benchmarking Acil Allen Consulting – 2014 -report to Atco Gas.

En vista de este análisis, la CREG estableció la necesidad de implementar un criterio de eficiencia que permita la comparabilidad de los gastos de AOM a lo

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largo de los mercados y la comparabilidad con indicadores de actividades similares a nivel nacional e internacional. La relación gastos de AOM sobre activos es un buen indicador que cumple con los dos objetivos mencionados.

Por lo tanto, se propone para determinar los gastos eficientes de AOM llevar a cabo, con la información reportada en los expedientes tarifarios para los mercados solicitados a la CREG, un ejercicio en donde se promedie el AOM reportado, depurado y calculado conforme a la información reportada en cumplimiento de la Resolución CREG 202 de 2013, con el valor de AOM obtenido del ingreso recibido actualmente por los agentes por concepto de AOM. De igual manera se establecerá un porcentaje máximo a reconocer por concepto de AOM de la actividad de distribución a partir de la mediana de todos los datos obtenidos conforme a lo anteriormente indicado, para todos los mercados de cada una de las empresas consideradas en la Circular CREG 105 de 2015, , exceptuando los que presentan: (i) información incompleta, (ii) información inconsistente, (iii) mercados relevantes de empresas cuyo negocio predominante no sea el servicio de gas natural por redes de tubería, (iv) mercados especiales y (v) mercados donde presta el servicio conjuntamente un transportador y un distribuidor de gas. Una vez determinado lo anterior, se establecerá como porcentaje eficiente de AOM del mercado, el que resulte del mínimo entre la comparación: (i) de la semisuma de gastos de AOM reportados y con la depuración que pudo hacer la CREG y los gastos de AOM remunerados actualmente; (ii) de los gastos de AOM máximos a reconocer; y (iii) de los gastos de AOM reportados y con la depuración que pudo hacer la CREG, todos relacionados con la base de activos regulatoria, de acuerdo con la siguiente fórmula:

{(

, ( ) (

*}

donde: Gastos de AOM anuales reportados por las empresas y con

la depuración que pudo realizar la Comisión, asignados para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario. Estos gastos incluyen los conceptos de terrenos, servidumbres e inmuebles. Expresados en pesos de la fecha base.

Gastos de AOM anuales remunerados actualmente. Estos se calculan conforme a la siguiente fórmula y se expresan en pesos de la fecha base.

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∑

donde: Cargo promedio de distribución

correspondiente a remuneración de la componente AOM y para el mercado existente z aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003. Expresado en pesos por metro cúbico de la fecha base. Para las zonas que dejaron de ser áreas de servicio exclusivo, se tomará como componente del cargo que remunera gastos de AOM el cargo de distribución actual que se viene cobrando en dicha zona multiplicado por el porcentaje del componente AOM del cargo residencial para el mercado existente z. Porcentaje resultante de la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013 con la información reportada en la primera solicitud tarifaria que incluya el mercado existente z.

Demanda total reportada en la fecha de corte para el mercado existente z aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003.

Z Mercado relevante de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003.

N Número de mercados existentes aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 y que conformaran el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario.

Base Regulatoria de Activos es el monto total de la Inversión Base correspondiente a activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio, a reconocer para

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el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, expresada en pesos de la fecha base.

Valor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los AOM reportados y depurados (AOMryd) y el porcentaje de AOM remunerados actualmente (AOMrem), ordenados de menor a mayor y de cada uno de los mercados existentes:

[

]

Esta mediana se estima con la mejor información disponible de todos los mercados relevantes de distribución existentes de cada una de las empresas consideradas en la Circular CREG 105 de 2015, exceptuando los que presentan: (i) información incompleta, (ii) información inconsistente, (iii) mercados relevantes de empresas cuyo negocio predominante no sea el servicio de gas natural por redes de tubería, (iv) mercados especiales y (v) mercados donde presta el servicio conjuntamente un transportador y un distribuidor de gas.

A continuación se describe el procedimiento para estimar cada uno de los componentes de la fórmula, así como la aplicación del porcentaje eficiente de AOM para obtener el valor en pesos de los gastos de AOM:

2.1

El dato de AOM reportado por la empresa y con la depuración que pudo hacer la CREG, será el obtenido a partir de la información que fue reportada a la CREG por cada una de las empresas distribuidoras y comercializadoras de gas combustible por redes de tubería, que se encuentren activamente prestando el servicio, esto de acuerdo con lo siguiente: La información reportada por las empresas corresponde a los costos y gastos de AOM del año 2013 de las actividades reguladas de distribución y comercialización de todos los mercados existentes en donde la empresa presta el servicio y conforme a las cuentas:

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CUENTAS DE AOM

Cuentas que Suman

Cuenta Nombre

51 ADMINISTRACIÓN

7505 Servicios Personales

7510 Generales

7535 Licencias, Contribuciones y Regalías

7537 Consumo de insumos directos

7540 Órdenes y contratos de mantenimiento y reparaciones

7542 Honorarios

7545 Servicios públicos

7550 Materiales y otros costos de operación

7560 Seguros

7565 Impuestos y tasas

7570 Órdenes y contratos por otros servicios

Cuentas que restan

510206 Pensiones de jubilación

510207 Cuotas partes de pensiones de jubilación

510208 Indemnizaciones sustitutivas

510209 Amortización cálculo actuarial pensiones actuales

510210 Amortización cálculo actuarial de futuras pensiones

510211 Amortización cálculo actuarial de cuotas partes de pensiones

510212 Amortización de la liquidación provisional de cuotas partes de bonos pensionales

510213 Amortización de cuotas partes de bonos pensionales emitidos

510214 Cuotas partes de bonos pensionales emitidos

511118 Arrendamiento

512007 Multas

512008 Sanciones

512017 Intereses de mora

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COSTOS Y GASTOS DE ADMINISTRACION, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO QUE NO DEBEN ESTAR INCLUIDOS EN LAS

CUENTAS ANTERIORES DE GASTOS DE AOM

1 Construcción de acometidas

2 Construcción de instalaciones internas

3 Reconexiones del servicio

4 Corte del servicio

5 Calibración de medidores

6 Gastos de atención a usuarios no regulados

7 Revisiones periódicas de instalaciones internas de gas

La CREG depuró la información de las cuentas arriba indicadas, en lo que le fue posible, de acuerdo con el análisis de diferentes variables y considerando que no se remuneran como gastos de AOM, los asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio que no forman parte de la actividad regulada de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería, tales como: (i) conexión de usuarios (construcción de acometidas, venta, calibración e instalación de medidores y revisión previa), (ii) construcción y/o instalación de redes internas, (iii) corte y reconexión, suspensión y reinstalación del servicio, (iv) revisiones periódicas de las instalaciones internas de los usuarios, (v) calibración de medidores, (vi) servicios de laboratorios de metrología, (vii) transporte y almacenamiento de gas natural comprimido (GNC), (viii) servicio de gas natural vehicular (GNV), (ix) servicios a los equipos requeridos para la conexión y/u operación de estaciones de GNV, (x) transporte a granel de GLP, (xi) transporte de GLP por cilindros, (xii) programas de financiación de gasodomésticos, (xiii) construcción de redes internas, (xiv) comercialización de gas a usuarios no regularos; y otros que la Comisión considere que no forman parte de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería. El valor del gasto de AOM reportado por la empresa y con la depuración que pudo realizar la CREG, se le adicionó el valor de arrendamientos correspondientes a los rubros 751701 (terrenos) y 751702 (construcciones y edificaciones), igualmente reportado por la empresa. Con el valor de los gastos de AOM ajustado por las cuentas arriba mencionadas, la Comisión repartirá entre las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería, conforme a los porcentajes que reporten las empresas en su solicitud tarifaria. En caso de no reportar estos porcentajes, o corresponda a gas licuado de petróleo (GLP), la Comisión asignará en partes iguales, los gastos de AOM entre las dos actividades mencionadas.

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El valor anterior que corresponda a la actividad de distribución, se asignará para cada uno de los mercados relevantes de distribución atendidos por la empresa en forma proporcional al número de usuarios y/o kilómetros de red. Dado que los gastos de AOM de cada uno de los mercados relevantes de distribución fueron tomados con datos a diciembre de 2013, los mismos se ajustan a la fecha base utilizando la relación de los kilómetros reportados a la fecha de corte respecto a los kilómetros reportados a diciembre de 2013. A los gastos de AOM de la actividad de distribución asignados al mercado relevante de distribución se les sumará los valores correspondientes a los gastos por concepto de los terrenos, servidumbres e inmuebles conforme a los establecido en el literal d) del numeral 9.4 del Artículo 9 de la resolución CREG 202 de 2013. Este valor será el que se tome como el gasto de AOM reportado por la empresa y depurado por la CREG ( ) para el respectivo mercado relevante para el

siguiente periodo tarifario. En el anexo 1 de este documento se presentan los valores de AOM reportados por las empresas y sus respectivas depuraciones.

2.2

Los gastos de AOM anuales remunerados actualmente se definen como la sumatoria de los ingresos obtenidos en cada uno de los mercados existentes y que conformarán el mercado relevante para el próximo periodo tarifario. Estos ingresos se determinan con el cargo promedio de distribución vigente a diciembre de 2014 y correspondiente solo a la parte de AOM multiplicado por la demanda declarada por el distribuidor para cada uno de los municipios que forman parte del mercado, en la solicitud tarifaria original realizada conforme a la Resolución CREG 202 de 2013. Para las zonas que dejaron de ser áreas de servicio exclusivo donde no se cuenta con el cargo de distribución discriminado por componente de inversión y componente de AOM, se estima como cargo de AOM el cargo de distribución actual que se viene cobrando en dicha zona y multiplicado por un porcentaje igual al que resultó para el cargo de distribución de usuarios residenciales de la componente AOM en la solicitud original de aprobación de cargos realizada por la empresa conforme a la Resolución CREG 202 de 2013. En el anexo 2 de este documento se presentan los cargos de AOM vigentes e ingresos actuales por concepto de gastos de AOM.

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2.3

El porcentaje máximo de gastos de AOM a reconocer se determina con la información de AOM reportada y depurada y los gastos de AOM reconocidos actualmente de todos los mercados relevantes de distribución solicitados en Apligas2, de cada una de las empresas consideradas en la Circular CREG 105 de 2015, exceptuando los que presentan: (i) información incompleta, (ii) información inconsistente, (iii) mercados relevantes de empresas cuyo negocio predominante no sea el servicio de gas natural por redes de tubería, (iv) mercados especiales y (v) mercados donde presta el servicio conjuntamente un transportador y un distribuidor de gas. Con esta base de datos se determina la mediana que corresponde al valor de posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los gastos de AOM reportados y depurados con los gastos de AOM remunerados sobre la base de activos regulatoria ordenados de menor a mayor. De acuerdo con lo anterior, se obtiene como porcentaje máximo de AOM a

reconocer ( ), 6.3%. En el anexo 3 de este documento se presentan los mercados excluidos de este ejercicio. En el anexo 4 se consigna la base de datos de los mercados utilizados para la obtención de la mediana de gastos de AOM. 2.4 Base Regulatoria de Activos - BRA

La Base Regulatoria de Activos (BRA) corresponde al mismo monto en pesos del total de la Inversión Base de activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio, a reconocer para el mercado relevante de distribución en el siguiente periodo tarifario. 2.5 Impactos preliminares estimados de la propuesta para los mercados

existentes

La introducción de este criterio de eficiencia tiene efectos en la determinación de gastos de AOM a remunerar en los cargos de distribución de mercados existentes para el siguiente periodo tarifario. Del total de solicitudes de cargos para mercados existentes establecidos en los períodos tarifarios anteriores (104), 49.3% tienen sus gastos de AOM solicitados acotados por la semisuma y 45.5% por el

2 Aplicativo habilitado para el reporte de información de las solicitudes tarifarias que deberán presentarse conforme a lo

definido en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificatorias. Circular 111 de 2015

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componente . Para el porcentaje restante de mercados, los gastos de AOM eficientes corresponden a los solicitados por las empresas activas en ellos. En el Gráfico 2 se muestra los porcentajes para algunos mercados existentes, representativos de esta actividad.

Gráfico 2. Simulación de impactos del criterio de eficiencia para los gastos de AOM

Fuente: CREG.

2.6 Periodo de transición para llegar al % AOM eficiente

Cuando los porcentajes eficientes de AOM determinados con lo descrito anteriormente, impliquen una disminución en los ingresos del distribuidor con respecto a los ingresos que venía recibiendo conforme a lo establecido en la anterior metodología tarifaria, el distribuidor deberá alcanzar los gastos eficientes en un período de transición de cinco años, contados a partir de la aprobación del respectivo cargo de distribución. Para esto, el distribuidor deberá:

1. Determinar la diferencia entre los gastos de AOM eficientes y los gastos de

AOM vigentes conforme a la Resolución CREG 011 de 2003. Esa diferencia

la dividirá en dos.

2. Descontar durante el primer año, la diferencia calculada en el numeral

anterior, dividida por dos, de los gastos de AOM reconocidos en el cargo de

distribución vigente.

3. Determinar la diferencia entre el valor de los gastos de AOM reconocidos

durante el primer año y gastos de AOM eficientes, dividirla por dos y

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descontarla de los gastos de AOM reconocidos en el cargo de distribución

vigente durante el segundo año.


durante el segundo año y gastos de AOM eficientes, dividirla por dos y


vigente durante el tercer año.


durante el tercer año y gastos de AOM eficientes, dividirla por dos y


vigente durante el cuarto año.


durante el primer año y gastos de AOM eficientes, y descontarla de los

gastos de AOM reconocidos en el cargo de distribución vigente durante el

quinto año.

2.7 AOM en Mercados Nuevos

Para los Mercados Relevantes de Distribución conformados por municipios nuevos, el distribuidor deberá presentar la proyección de gastos de AOM durante el horizonte de proyección de veinte (20) años y relacionada con los gastos que se remuneran dentro de las actividades de distribución. En esta proyección de gastos de AOM de distribución, el incremento anual de AOM en cada uno de los años, desde el 2 hasta el 20, deberá ser menor o igual al incremento anual de demanda. En caso en que el incremento anual de gastos de AOM en un año de la proyección sea mayor al incremento de la demanda en ese año, el gasto de AOM de ese año se ajustará al menor de los crecimientos entre el de AOM y el de la demanda. Posteriormente se determinará el porcentaje de AOM eficiente de acuerdo con la siguiente fórmula:

{ ( ) (

*}

donde:

Promedio de los Gastos de AOM de los cinco (5) años reportados por las empresas en el horizonte de proyección y ajustados conforme a lo establecido anteriormente en esta

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sección. Expresados en pesos de la fecha base.

Valor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los AOM reportados y depurados (AOMryd) y el porcentaje de AOM remunerados actualmente (AOMrem), ordenados de menor a mayor y de cada uno de los mercados existentes:

[

]

Esta mediana se estima con la mejor información disponible de todos los mercados relevantes de distribución existentes de cada una de las empresas consideradas en la Circular CREG 105 de 2015, exceptuando los que presentan: (i) información incompleta, (ii) información inconsistente, (iii) mercados relevantes de empresas cuyo negocio predominante no sea el servicio de gas natural por redes de tubería, (iv) mercados especiales y (v) mercados donde presta el servicio conjuntamente un transportador y un distribuidor de gas.

Base de activos regulatoria corresponde a la sumatoria de las inversiones reportadas en el programa de inversiones para los cinco (5) años del siguiente periodo tarifario. Esta incluye los activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio, expresada en pesos de la fecha base.

La fórmula antes descrita establece dos posibles resultados. Cuando el porcentaje

eficiente de gastos de AOM corresponda con el porcentaje de la relación

, se

utilizará para la determinación de los cargos de distribución la proyección de gastos de AOM. Si por el contrario, el porcentaje eficiente de gastos de AOM

corresponda con , se multiplicará el gasto proyectado de AOM de cada uno de los años de la proyección por el siguiente factor:

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2.8 Valor de los gastos de AOM

Finalmente, el valor en pesos de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) que se reconocerán en cada mercado relevante de distribución se determinará como la multiplicación del porcentaje eficiente de gastos de AOM y la Inversión Base en activos inherentes a la operación y activos de calidad del respectivo mercado. A este valor se le incluirán los gastos de AOM eficientes involucrados en confiabilidad, en la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas y los requeridos para el cumplimiento de la resoluciones CREG 059 de 2012, 127 de 2013 y sus respectivas modificaciones. 2.9 AOM en mercados que agregan mercados existentes con municipios

nuevos

En los casos en que la conformación de los mercados relevantes resulta de anexar municipios nuevos a mercados existentes, los gastos de AOM anuales eficientes se determinaran con la combinación de los procedimientos descritos anteriormente para mercados existentes y municipios nuevos. 3. OTROS ACTIVOS

El análisis de la información acerca de los Otros Activos de las empresas distribuidoras presentó problemas de asimetrías de información que se evidenciaron de los rubros contables y de los kilómetros de red, todos ellos presentados por las empresas a esta Comisión. Ello sumado al hecho que la metodología definida bajo Resolución CREG 202 de 2013 establecía que la función para estimar el porcentaje de Otros Activos eficiente a reconocer a través de los cargos depende de los gastos de AOM, conllevó a esta Comisión a concluir que no era posible determinar correctamente los porcentajes eficientes mencionados (ver Resolución CREG 093 de 2016). En vista de ello, la Comisión consideró necesario definir e implementar un nuevo criterio de eficiencia que fuera adecuado para el reconocimiento de Otros Activos. En el parágrafo 3, numeral 7.1, del artículo 7 de la Resolución CREG 011 de 2003, la Comisión estableció como criterio para establecer el porcentaje de Otros Activos a reconocer, que el monto de los Otros Activos no podía ser superior al “6% del monto de la inversión en activos inherentes a la Operación e Inversiones en terrenos e inmuebles.” Esta regla, la cual fue adecuada durante el período tarifario bajo la resolución mencionada, indica una razón entre los valores de Otros Activos y la Inversión Base. Es razonable que el nuevo criterio establezca los mismos incentivos a los distribuidores.

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Se propone entonces, que el porcentaje de Otros Activos eficiente a reconocer se establezca como el mínimo entre la comparación del: (i) promedio del porcentaje de Otros Activos resultante de la información reportada y depurada por la empresa durante el proceso tarifario, (ii) el porcentaje de Otros Activos máximo reconocido en los cargos de distribución que actualmente se remunera, y (iii) el porcentaje resultante de la información reportada por la empresa y que resulte de las depuraciones que pueda realizar la CREG. Técnicamente, el porcentaje de Otros Activos eficiente a reconocer se establece de acuerdo a la siguiente fórmula:

{(

* ( ) ( )}

donde:

Porcentaje de otros activos eficiente que se reconocerá en los cargos de distribución de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario. Este porcentaje se aplicará conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Porcentaje de otros activos resultante del reporte de las empresas o de ejercicios de depuración realizados por la Comisión.

Porcentaje de otros activos remunerados actualmente en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003.

Valor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los otros activos reportados y depurados (%OAryd) y el porcentaje de otros activos remunerados actualmente en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 (%OArem), ordenados de menor a mayor y de cada una de las empresas consideradas en la circular CREG 105 de 2015:

[

]

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Este valor se establece en 6.9%, de acuerdo a la información reportada y depurada por las empresas (Ver sección 3.3).

A continuación se describen los procedimientos para determinar cada una de estas variables.

3.1 Porcentaje de Otros Activos reportado y depurado ( )

Se tomará la información reportada originalmente por las empresas distribuidoras a la CREG para el ejercicio de la determinación de los porcentajes eficientes de otros activos. Información correspondiente a las cuentas de otros activos, activos y arriendos que se describen a continuación y que fueron solicitados por la CREG a través de circulares, cartas y actuaciones administrativas particulares. Esta información corresponde a la del año 2013.

OTROS ACTIVOS

CUENTAS NOMBRE

1610 SEMOVIENTES

1630 EQUIPOS Y MATERIALES EN DEPÓSITO

1635 BIENES MUEBLES EN BODEGA

1636 PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO EN MANTENIMIENTO

1643 VÍAS DE COMUNICACIÓN Y ACCESO INTERNAS

194103 Maquinaria

194104 Equipo

194105 Muebles y enseres

1655 MAQUINARIA Y EQUIPO

1660 EQUIPO MÉDICO Y CIENTÍFICO

1665 MUEBLES, ENSERES Y EQUIPOS DE OFICINA

1670 EQUIPOS DE COMUNICACIÓN Y COMPUTACIÓN

1675 EQUIPO DE TRANSPORTE, TRACCIÓN Y ELEVACIÓN

1680 EQUIPOS DE COMEDOR, COCINA, DESPENSA Y HOTELERÍA

199953 Semovientes

199958 Equipos y materiales en depósito

199959 Bienes Muebles en bodega

199960 Propiedades, planta y equipo en mantenimiento

199963 Vías de comunicación y acceso internas

199966 Maquinaria y equipo

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199967 Equipo médico y científico

199968 Muebles, enseres y equipo de oficina

199969 Equipo de comunicaciones y computación

199970 Equipo de transporte, tracción y elevación

199971 Equipo de comedor, cocina, despensa y hotelería

197007 Licencias

197008 “Software”

194190 BIENES ADQUIRIDOS EN “LEASING FINANCIERO” - Otros activos - en vehículos

191008 Estudios y proyectos

ACTIVOS

CUENTAS NOMBRE

1645 PLANTAS, DUCTOS Y TÚNELES

1650 REDES, LÍNEAS Y CABLES

199964 Plantas, ductos y túneles

199965 Redes, líneas y cables

ARRIENDOS

CUENTAS NOMBRE

751703 Maquinaria y Equipo

751704 Equipo de Oficina

751705 Equipo de Computación y Comunicación

751707 Flota y Equipo de Transporte

751706 Equipo Científico

751790 Otros

511118 Arrendamiento

Las revisiones y depuraciones de la información de las cuentas de activos y otros activos presentada por las empresas y realizadas durante el proceso tarifario de acuerdo con el análisis de diferentes variables, se tomó como la variable de otros activos reportada y depurada ( ).

Sesión No. 724


3.2 Porcentaje de Otros Activos remunerado ( )

Se refiere al porcentaje de Otros Activos remunerado en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 y vigente actualmente. Este corresponde a un 6%.

3.3 Porcentaje de Otros Activos máximo a reconocer ( )

Este se determina como el valor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los otros activos reportados y depurados y el porcentaje de otros activos remunerados actualmente en el cargo promedio de distribución, ordenados de menor a mayor y de cada una de las empresas consideradas en la circular CREG 105 de 2015. La base de datos de este cálculo se construye a partir de la mejor información disponible de las empresas consideradas en la Circular CREG 105 de 2015 para la obtención de la función de Otros Activos. De acuerdo con la base de datos que a continuación se presenta, el porcentaje de Otros Activos máximo a reconocer se establece en 6.9%. Obsérvese que este porcentaje no difiere en gran medida del establecido en la Resolución CREG 011 de 2003. Por tanto, los incentivos dados bajo ese criterio a los distribuidores que permitieron el desarrollo del sector, se mantienen y son congruentes bajo la nueva regla de eficiencia.

Tabla 2. Datos utilizados para la obtención de la mediana de Otros Activos

Empresa % Otros Activos

depurado %

anterior Semisuma con

depurado

Q 1% 6% 3.7%

I 2% 6% 4.1%

V 3% 6% 4.4%

M 3% 6% 4.5%

P 4% 6% 5.1%

R 5% 6% 5.7%

O 6% 6% 5.9%

F 6% 6% 6.2%

D 8% 6% 6.8%

C 8% 6% 6.9%

L 9% 6% 7.3%

N 9% 6% 7.6%

E 9% 6% 7.7%

Sesión No. 724


Empresa % Otros Activos

depurado %

anterior Semisuma con

depurado T 10% 6% 8.1%

G 12% 6% 9.0%

J 13% 6% 9.5%

B 13% 6% 9.5%

A 13% 6% 9.59%

H 14% 6% 9.93% Fuente: Empresas Distribuidoras, SUI. Elaboración CREG.

3.4 Impactos preliminares de la propuesta sobre los mercados existentes

El criterio de eficiencia propuesto para Otros Activos tiene efectos en la determinación de los porcentajes eficientes a remunerar vía cargos de distribución para el siguiente periodo tarifario. Las simulaciones hechas por la Comisión muestran que del total de solicitudes para mercados existentes, establecidos en los períodos tarifarios anteriores (104), 13% tienen sus porcentajes de Otros Activos a remunerar acotados por la semisuma, y 63.6% por el componente

. Para el resto de mercados, los porcentajes de Otros Activos eficientes corresponden a los solicitados por las empresas activas en ellos. El Gráfico 3 muestra, para algunos mercados existentes representativos de esta actividad, los valores que se comparan para obtener el mínimo que se tomará como Otros Activos eficientes.

Gráfico 3. Simulación de impactos del criterio de eficiencia para los Otros Activos en mercados existentes

Fuente: CREG.

Sesión No. 724


3.5 Otros Activos en Mercados Nuevos

Para los Mercados Relevantes de Distribución conformados por Municipios Nuevos se establecerá el porcentaje eficiente de otros activos así:

*( ) ( )+ donde:

Porcentaje de otros activos eficiente que se reconocerá en los cargos de distribución de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario. Este porcentaje se aplicará conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Porcentaje de Otros Activos resultante del reporte de la empresa en la solicitud tarifaria.

Valor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los otros activos reportados y depurados (%OAryd) y el porcentaje de Otros Activos remunerados actualmente en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 (%OArem), ordenados de menor a mayor y de cada una de las empresas consideradas en la Circular CREG 105 de 2015:

[

]

Este valor se establece en 6.9% conforme al análisis descrito en la sección 3.3.

3.6 Valor de los Otros Activos

El monto correspondiente a Otros Activos se determinará conforme al porcentaje de Otros Activos eficiente para cada mercado y de acuerdo con lo indicado en el literal b) del numeral 9.4 del Artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013.

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4. DEMANDA

La metodología de distribución que se aplica para los mercados existentes en la Resolución CREG 202 de 2013 (i.e., costo medio histórico), establece que los cargos se calculan a partir de la inversión existente y la demanda atendida a una fecha de corte (i.e., costo medio histórico). La metodología se estableció considerando que el sector de gas evidenciaba en su momento, un suficiente grado de madurez, en particular en las principales ciudades del país, los cuales llevaban más de dos periodos tarifarios de operación y cuentan con una importante cobertura efectiva de usuarios. Así mismo, se había observado que la expansión de los sistemas de distribución era más acorde con las necesidades de atención de la demanda en el corto plazo. En relación con las proyecciones de demanda de los 20 años, presentadas por las empresas para la aprobación de cargos de distribución en el periodo tarifario que ahora culmina y conforme a la Resolución CREG 011 de 2003, se podía concluir que los crecimientos previstos eran muy bajos, lo cual hacía suponer que los mercados ya habían alcanzado un alto grado de maduración. También se observó en las solicitudes de mercados nuevos a aprobar bajo la Resolución 011 de 2003, que consideraban y correspondían a pequeños municipios, que las proyecciones de demanda en el quinto año alcanzaban la madurez que caracterizaba a mercados de mayor tamaño, como aquellos de las ciudades capitales. En 2006, las empresas presentaron información para una posible revisión a mitad del periodo tarifario, tal y como lo indicaba la Resolución CREG 011 de 2003. Esas cifras mostraban que las proyecciones de demanda superaban las demandas reales en varios mercados, lo que fortalecía la conclusión de que los mercados habían alcanzado un alto grado de madurez. Considerando lo anterior, se adoptó en la nueva metodología de distribución (de costo medio de mediano plazo) para los mercados existentes o que cumplían un periodo tarifario, utilizar en los cálculos de los cargos la “demanda real total anual” obtenida por el distribuidor en el año de corte. Ahora bien, conforme a las solicitudes tarifarias de los mercados existentes presentadas en el marco establecido por la Resolución CREG 202 de 2013, se encontró que en algunos de los mercados, los activos reportados a la fecha de corte no tienen una relación con las necesidades de la demanda real reportada a la fecha de corte. En varios mercados, las empresas de distribución adelantaron inversiones que causaron crecimientos en infraestructura que son superiores a los usuarios conectados que efectivamente usan el servicio. En otras palabras, la necesidad de primero invertir en infraestructura para luego atender la demanda constituye un problema intertemporal que afecta la determinación de los cargos.

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Ello implica que, bajo la metodología vigente, la “demanda real total anual” actual, que es más reducida, pague por activos que serán utilizados por una demanda futura que será mayor. Por tanto, el nivel de uso de los sistemas de distribución no necesariamente corresponde al de un mercado maduro, criterio necesario para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 202 de 2013. De acuerdo con esto, se propone incluir el concepto de “Factor de Uso de redes de distribución – FU”, el cual determina el nivel de utilización de una red de distribución con relación a su utilización potencial. El factor de utilización “FU” se establece para cada uno de los municipios que conforman el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Periodo Tarifario de la siguiente manera:

U

donde: U Nivel de utilización de la red de distribución del municipio con

relación a su potencial de utilización máxima.

Demanda de los usuarios residenciales del municipio y presentada por el distribuidor en su solicitud tarifaria a la fecha de corte. Expresada en metros cúbicos (m3).

Corresponde a la demanda potencial para todos los usuarios anillados del municipio. Esta se determina como el producto de multiplicar el número de usuarios anillados por estrato reportado por los distribuidores, conforme a la Circular del MME 9 041 del 18 de noviembre de 2014, por el consumo promedio de los usuarios residenciales, reportado en el SUI para el mismo municipio.

Este Factor de Uso Eficiente “FU” se obtiene con la información que es reportada directamente al Ministerio de Minas y Energía (en adelante, MME) por parte de las empresas Distribuidoras y Comercializadoras del servicio público domiciliario de Gas Combustible distribuido por redes, en cumplimiento de la Circular 9 041 del 18 de noviembre de 2014 en relación con coberturas del servicio y la de consumos reportada al SUI. Esta información corresponde a la del año 2014 conforme a lo establecido en la Resolución 202 de 2013. A partir de este factor, se propone establecer el criterio “Factor de Uso Eficiente - FUE”, el cual corresponde al mínimo factor de uso requerido para efectos tarifarios y para la aplicación de la metodología de costo histórico. El Factor de Uso

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Eficiente se determinó así: primero, se determinó cuánto es el consumo total de usuarios del país hasta el percentil 50. Con esta medida establece una medida de madurez de los mercados del país respecto a los usuarios del servicio de gas domiciliario por redes de tubería. Segundo, ordenando de menor a mayor los mercados de acuerdo a su factor de uso “FU”, se acumula el consumo de los usuarios conectados de cada mercado hasta alcanzar el consumo total en el percentil 50. El valor del Factor de Uso “FU” que corresponda al mercado con cuyo consumo se acumule aquel identificado en el percentil 50 se establece como el Factor de Uso Eficiente “FUE”. Este valor es 92%. En el Anexo 5 de este documento se presentan los datos para este cálculo. Si el Factor de Uso “FU” de las redes de distribución es inferior al Factor de Uso Eficiente “FUE”, la Comisión ajustará la demanda residencial reportada en la solicitud tarifaria para cada municipio con el factor de ajuste que se determina con la siguiente formula:

0.9

La demanda total reportada para cada municipio en la solicitud tarifaria se incrementará con el delta de demanda que resulte de la diferencia de la demanda

residencial ajustada por efecto del y la demanda residencial presentada en la solicitud tarifaria. Por lo tanto, el delta total de la demanda de la solicitud tarifaria corresponderá a:

(∑ ( ) ( )

+ (∑ ( )

+

donde n es el número total de municipios, con prestación de servicio de gas combustible por redes de tubería, que conforman el mercado relevante para el siguiente periodo tarifario. En este sentido se propone establecer las definiciones de las variables en donde se incluya los deltas de la demanda resultantes de la aplicación del factor de uso eficiente “FUE” según la conformación de mercados relevantes:

Del numeral 9.1.1.1, de la Resolución CREG 202 de

2013 correspondiente a Mercados Relevantes de

Distribución para el Siguiente Período Tarifario

conformados a partir de Mercados Existentes de

Distribución o Agregación de Mercados Existentes de

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Distribución.

Del numeral 9.1.1.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos. (

)

Del numeral 9.2.1.1 de la Resolución CREG 202 de 2013 correspondiente a Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución.

( )

Del numeral 9.2.1.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos.

Así mismo establecer el numeral 9.8 del Artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013, correspondiente a las “DEMANDAS DE VOLUMEN”, para que también se incluya el delta de demanda obtenido por la aplicación del Factor de uso eficiente “FUE”. 4.1 Impactos preliminares de la propuesta

Los impactos de la propuesta son heterogéneos, lo que indica que los mercados efectivamente se caracterizan por distintos grados de utilización de sus redes. La gran mayoría de las solicitudes recibidas para la aprobación de cargos de distribución del siguiente período tarifario, muestran ajustes en demanda inferiores al diez por ciento (10%). Sin embargo, existe una cantidad importante de ellos cuyos ajustes serían superiores al veinte por (20%). En promedio, el ajuste de la demanda es de 16%, con una mediana de 8%. El Gráfico 4 muestra estos resultados.

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Gráfico 4. Ajuste de las demandas de los mercados existentes

Fuente: CREG.

5. RECURSOS PUBLICOS

Los recursos públicos permiten viabilizar y/o incentivar la construcción de infraestructura para el uso del gas combustible por redes de tubería en las poblaciones que no son atractivas para que las empresas privadas lleven el servicio, por condiciones tales como localización, tamaño y demanda del servicio. Estos aportes, que se hacen con fundamento en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, son descontados de los valores correspondientes a los montos de inversiones que conforman la Inversión Base, permitiendo que el usuario obtenga una tarifa final con un menor impacto a nivel de precios sin perjuicio de efectos tales como hacerla competitiva frente a otros energéticos. Esto hace parte de la política del Gobierno Nacional en materia de recursos públicos y subsidios dentro de la prestación de los servicios públicos domiciliarios. En el análisis de la información requerida a través de las solicitudes de aprobación de cargos con base en la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013, la Comisión encontró que en muchos de los mercados que cuentan con cofinanciación de recursos públicos, los cargos de distribución solicitados por las empresas no son acordes con los que fueron aprobados con la metodología vigente al momento de acometer las inversiones cofinanciadas por el Estado, y tampoco mantienen las relaciones de participación de dineros públicos y privados en la inversión establecida en los proyectos.

Sesión No. 724


La Comisión evidenció que las demandas reales alcanzadas en la fecha de corte eran inferiores a las proyectadas por las empresas en sus solicitudes de aprobación del cargo promedio de distribución, conforme a la Resolución CREG 011 de 2003, y, a pesar de esto, las empresas ejecutaron un monto de inversiones superior al programado por ellas para el periodo tarifario anterior y con base en las cuales fueron asignados los recursos públicos al proyecto de distribución. Teniendo en cuenta todo lo anterior, y que en muchos de los mercados que cuentan con cofinanciación de recursos públicos, la Comisión propone establecer una disposición por la cual se mantenga como máximo el costo medio aprobado para la componente de inversión con esos recursos públicos. 5.1 Impactos preliminares de la propuesta

En el Gráfico 5 y el Gráfico 6 muestran las composiciones entre público y privado de la componente de inversión de mercados existentes aprobados en el período tarifario anterior y las resultantes de las solicitudes presentadas por las empresas distribuidoras para el siguiente periodo tarifario3. Es inmediato que la nueva composición cambia la señal dada a los usuarios durante el período anterior no se mantiene y que la nueva composición va en detrimento de sus beneficios.

Gráfico 5. Composición del componente de inversión de los cargos aprobados en el período tarifario anterior

Fuente: CREG.

3 Para propósitos de comparación, el análisis comparó las componentes bajo la Resolución CREG

011 de 2003 y las componentes del cargo promedio, entre usuarios residenciales y no residenciales, bajo la Resolución CREG 202 de 2013.

Sesión No. 724


Gráfico 6. Composición del componente de inversión de los cargos solicitados para el siguiente período tarifario

Fuente: CREG.

Bajo esta propuesta, las componentes que remuneran la inversión base de mercados con recursos públicos no superan el costo medio aprobado para esta componente establecida bajo la Resolución CREG 011 de 2003 (ver Gráfico 7). Las componentes solicitadas para aprobación de cargos de distribución, promedio entre residenciales y no residenciales, serían en promedio, $597.53 por metro cúbico, con un mínimo y máximo de $163.03 y $1,592.96 por metro cúbico.

Gráfico 7. Impactos preliminares de la propuesta respecto a recursos públicos

Fuente: CREG.

Las componentes solicitadas para aprobación de cargos de distribución para usuarios residenciales serían en promedio, $599.11 por metro cúbico, con un mínimo y máximo de $163.03 y $1,592.96 por metro cúbico; para usuarios no

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residenciales, las componentes serían en promedio, $583.26 por metro cúbico, con un mínimo y máximo de $163.03 y $1,592.96 por metro cúbico. 6. IMPACTOS TARIFARIOS DE LA PROPUESTA

Desde 2003 cuando entró en vigencia la Resolución CREG 011 de 2003, el sector de gas domiciliario por redes de tubería ha tenido un crecimiento muy importante. El país pasó de tener 57,208 kilómetros de red a 89,468 kilómetros, y de 2,739,811 usuarios a 6,918,351 usuarios durante ese período. Durante estos años, la expansión del servicio alcanzó 568 municipios para un total de 1,480 municipios. Estos resultados, bien conocidos por los distribuidores, usuarios y el país en general, muestran el empuje del sector privado, el éxito de las políticas públicas y la regulación del sector hasta el momento. Pasados trece años, el sector ha cambiado y la regulación ha cambiado. La concepción de la Resolución CREG 202 de 2013 aboga por alcanzar una mayor eficiencia en los mercados partiendo de mejores indicadores de eficiencia y la discriminación de la demanda entre residencial y no residencial, considerando que los mercados han alcanzado un adecuado grado de madurez. La derogatoria parcial de la misma, como se ha descrito en varios apartes de este documento y en la Resolución CREG 093 de 2016, rompe con paradigmas que se siguieron en estos años pero que no resultaron acordes con una realidad del sector, ajustada a través del análisis de las cifras. Son esos nuevos paradigmas los que motivaron las medidas propuestas en la resolución en consulta, que tienen por objeto complementar la Resolución CREG 202 de 2013 en los apartes que fueron revocados. Debido a la complejidad que acompaña la implementación de la metodología dispuesta en la Resolución CREG 202 de 2013, donde cada solicitud de aprobación de cargos de distribución es un universo aparte que debe ser analizado, los resultados aquí descritos son estimaciones preliminares con base en la información presentada por las empresas, depurada tanto por ellas como por la CREG hasta la fecha. Estos resultados son presentados en términos del costo unitario de prestación del servicio (CU) dado que permite comprender de una mejor manera, la naturaleza de los impactos (sobre los usuarios finales) de la implementación de la metodología y las medidas propuestas que la complementan. En el Gráfico 8 se presenta para un grupo de mercados representativos de la actividad, una comparación entre el cargo variable del CU aprobado bajo la Resolución CREG 011 de 2003 y el cargo variable promedio del CU que se estimaría bajo la Resolución CREG 202 de 2013; en el Gráfico 9 la variación entre

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ellos. En promedio el cambio entre ellos es 11%, con un mínimo y un máximo de -28.2% y 33%.

Gráfico 8. Cargos variables aprobados para el período tarifario anterior y los simulados para el siguiente período tarifario con las medidas propuestas a la

metodología establecida bajo la Resolución 202 de 2013

Fuente: CREG.

Gráfico 9. Variación entre los cargos variables aprobados para el período tarifario anterior y los simulados para el siguiente período tarifario con las

medidas propuestas a la metodología establecida bajo la Resolución 202 de 2013

Fuente: CREG.

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Al comparar el componente variable promedio del CU simulado para el siguiente periodo tarifario con los componentes para los usuarios residenciales y no residenciales, se observan diferencias entre los mismos. El componente variable del CU aplicable a los usuarios residenciales es, en promedio, $1,185.47 por metro cúbico, con un mínimo y un máximo de $476.16 y $1,681.39, respectivamente. Para los usuarios diferentes al del uso residencial, el promedio de esta componente del CU sería $956.27 por metro cúbico, con mínimo de $311.96 y un máximo $1,396.43 por metro cúbico.

Gráfico 10. Cargos variables simulados bajo la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013 y las medidas propuestas

Fuente: CREG.

7. GRADUALIDAD EN LA APLICACIÓN DE LOS NUEVOS CARGOS DE

DISTRIBUION A USUARIOS DE USO RESIDENCIAL

Los impactos preliminares muestran incrementos importantes en los cargos que se les aplicarían a los usuarios residenciales en algunos mercados. Ellos, como consecuencia, implicaran que los ajustes de cargos pueden ser bruscos y, por tanto, es deseable que los distribuidores implementen los nuevos cargos de manera suavizada a lo largo del tiempo. La CREG propone una modificación al artículo 11 de la Resolución CREG 202 de 2013 conforme a lo que a continuación se presenta. Se establece que la opción tarifaria que se adopte se realizará entre cinco y diez años. Cuando de la aprobación de cargos de distribución resulten incrementos a los

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cargos de distribución vigentes a los usuarios de uso residencial y resulten decrementos a los cargos de distribución vigentes a los usuarios de uso no residencial, el Distribuidor propondrá una senda tarifaria que la CREG aprobará en la resolución particular de aprobación de cargos. La opción tarifaria presentada por el distribuidor a la CREG deberá cumplir con los siguientes criterios:

1. Los incrementos en los cargos de distribución a los usuarios de uso

residencial deberán ser constantes para cada mes que contemple la senda

tarifaria.

2. Los decrementos en los cargos aplicables a los usuarios diferentes a los de

uso residencial deberán como máximo compensar los valores dejados de

recibir por la aplicación del primer criterio, manteniendo la empresa el

riesgo de la demanda.

3. En caso de que los decrementos en un mes particular no cumplan el criterio

del numeral anterior, la empresa no deberá aplicar decrementos a los

cargos de los usuarios diferentes a los de uso residencial.

4. En caso de darse lo dispuesto en el numeral anterior, el distribuidor llevará

una cuenta por concepto del saldo acumulado que se establecerá de

acuerdo con la siguiente fórmula:

[ ( ( ) ( ) ) ( ( ) ( ) ) ] ( )

donde Saldo acumulado en el mes m del distribuidor j que resulta

de aplicar la senda tarifaria en el mercado relevante para el siguiente periodo tarifario k.

( ) Cargo de distribución aprobado para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, aplicable a los usuarios residenciales.

( ) Cargo de distribución aplicado a los usuarios residenciales del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, en el mes m-1 por el Distribuidor j.

Valor por concepto de ventas de gas a usuarios residenciales efectuadas por el Distribuidor j en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, en el mes m-1, expresado metros cúbicos (m3). Si

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es menor al promedio mensual de las ventas de

gas a estos usuarios, reportadas por el distribuidor al

momento de aprobar los cargos (llámense ), según el Anexo 15 de la Resolución CREG 202 de 2013, entonces

de lo contrario,

.

( ) Cargo de distribución aprobado para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, aplicable a los usuarios diferentes a los del uso residencial.

( ) Cargo de distribución aplicado a los usuarios diferentes a los del uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, en el mes m-1 por el Distribuidor j.

Valor por concepto de ventas de gas a usuarios diferentes a los del uso residencial, efectuadas por el Distribuidor j en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, en el mes m-1, expresado metros cúbicos (m3). Si las ventas de gas a usuarios diferentes a los del uso residencial en el mes m-1 por el distribuidor j en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k ( ), son mayores al promedio

mensual de las ventas de gas a usuarios diferentes a los del uso residencial reportadas por el distribuidor al

momento de aprobar los cargos (llámense ), según lo establecido en el Anexo 15 de la Resolución CREG 202 de 2013, entonces

,

de lo contrario,

.

Tasa nominal de interés mensual bancaria para crédito de consumo y ordinario del mes m.

5. Cuando los cargos de distribución aplicados a los usuarios residenciales

sean iguales a los cargos de distribución aprobados a estos usuarios, los

cargos de distribución aplicados a usuarios diferentes a los del uso

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residencial deberán tener decrementos conforme a la reducción del saldo

acumulado DAC.

6. El cargo promedio de distribución aprobado aplicable a los usuarios

diferentes a los de uso residencial para la aplicación de la metodología de

canasta de tarifas para usuarios diferentes de uso residencial, de que trata

el artículo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, será igual al cargo

efectivamente aplicado mes a mes en esta senda tarifaria.

Para propósitos de control y supervisión, el distribuidor reportará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) un balance mensual de la senda tarifaria.

7.1 Impactos de la propuesta

Los impactos de implementar la opción tarifaria varían de mercado a mercado. Sin embargo, algunos aspectos cuantitativos de la misma, como la duración de la senda tarifaria y el período necesario para compensar los recursos dejados de percibir por su implementación, pueden ser simulados a partir de un ejercicio numérico. Suponga que un mercado existente está conformado por 25,000 usuarios, 33% residencial y 67% no residencial. En el período tarifario anterior, este mercado tenía aprobado un cargo promedio vigente de 90 pesos por metro cúbico y un cargo promedio vigente de 100. Para el nuevo período tarifario se le aprobaron cargos de 169.13 pesos por metro cúbico para los usuarios residenciales y 72.30 pesos por metro cúbico para los usuarios diferentes a los de uso residencial. El promedio de los cargos aprobados es de 104.13 pesos por metro cúbico. El incremento del cargo aplicable a los usuarios residenciales (69.1%) y el decremento del cargo aplicable a usuarios distintos a los del uso residencial (-19.7) conllevan a la aplicación de una opción tarifario. Siguiendo los criterios propuestos que se proponen adicionar al artículo 11 de la Resolución CREG 202 de 2013, el distribuidor podrá aplicar una opción tarifaria en un período no menor a cinco años. Para propósitos de este ejercicio, el distribuidor escoge que los cargos aplicados a usuarios residenciales, cada mes, alcancen los aprobados en 60 meses. Durante ese periodo, los cargos aplicados a los usuarios diferentes a los de uso residencial se mantienen constantes e iguales al cargo promedio aprobado durante el período anterior. Esto se observa en el Gráfico 11, donde también se puede apreciar que una vez culmina la transición, los cargos aplicados a usuarios diferentes a los de uso residencial comienzan su transición hacia los aprobados desde el mes 61 hasta el mes 89.

Sesión No. 724


Como efecto de la senda tarifaria, durante los primeros años, el distribuidor acumula un saldo a su favor (DAC) que alcanza un monto máximo en el mes 43. Este monto incluye no sólo el capital sino también intereses, los cuales son calculados con una tasa nominal de interés mensual de 1.6% (ver Gráfico 12). A partir del mes 44, el saldo acumulado DAC se disminuye sistemáticamente hasta alcanzar cero en el mes 89. La senda culmina en el mes 90, cuando los cargos aplicados a los usuarios residenciales y no residenciales son iguales a los aprobados. En el caso en que el distribuidor aplique una canasta de tarifas para los usuarios no residenciales, el promedio de los cargos aplicados a estos usuarios deberá ser igual al aprobado.

Gráfico 11. Senda tarifaria para usuarios residenciales y no residenciales – ejemplo numérico

Fuente: CREG.

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Gráfico 12. Senda tarifaria para usuarios residenciales y no residenciales – ejemplo numérico

Fuente: CREG.

La senda tarifaria tiene una mayor duración si:

el cargo de distribución aplicable a los usuarios residenciales aumenta en

mayor proporción a la disminución del cargo de distribución aplicable a

usuarios no residenciales; y,

la demanda residencial es menor que la demanda no residencial.

El saldo acumulado DAC se incrementa por estas razones además de incrementos en la tasa nominal de interés mensual. Esta senda tarifaria antes descrita puede ser combinada con la ya establecida en el artículo 11 de la Resolución CREG 202 de 2013 para obtener una nueva. Ello dado que es el distribuidor quien escoge o no implementar una opción tarifaria para suavizar los cambios en los cargos de distribución para usuarios residenciales.

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ANEXOS ANEXO 1. DEPURACIÓN DE GASTOS DE AOM POR EMPRESA HECHA POR

LA CREG PARA LA VIGENCIA 2013

EMPRESA

AOM DEPURADO POR LA

EMPRESA (1)

CUENTA EXCLUIDA DE LA ESTIMACION DEL GASTO

DE AOM

VALOR DE LA CUENTA

EXCLUIDA OBTENIDO DEL

SUI

VALOR TOTAL DEPURADO

POR LA CREG (2)

AOM REPORTADO

MENOS VALOR TOTAL

DEPURADO POR LA CREG (1)-(2)=(3)

M $ 35,910,927,458 CUOTA DE FOMENTO $ 1,244,420,291 $ 1,244,420,291 $ 34,666,507,167

N $ 72,486,511,240

CUOTA DE FOMENTO $ 2,008,987,364

$ 15,995,787,601 $ 56,490,723,639

POR CERTIFICACION (USUARIOS NO REGULADOS - UNR)

$ 10,270,259,649

IMPUESTO DE TRANSPORTE DE GAS

$ 3,716,540,588

O $ 192,610,837,275

COSTO MEDIDORES RES Y CIAL

1

4,446,041,150.00

12,956,975,493 $ 179,653,861,782

COSTO MEDIDORES INDUST.

$ 133,632,782

COSTO DE MATERIAL. PARA E.D.S. GNV TERCEROS

$ 23,715,095

INSP(ECCION) PTA SERV RES Y CIAL

2

$ 2,794,862,539

COSTO DE SERV. DE CONVERSION A GN

$ 41,733,114

COSTO DE CAMBIO DE MEDIDOR Y OBRAS RESIDENCIAL

$ 218,395,232

COSTO DE MONTAJE DE MEDIDOR RES., CIAL, IND.

1

$ 3,145,936,324

COSTO VISITA TECNICA REPARACION EDS GNV

$ 1,593,052,804

ATENC. FIRMAS INSTALADORAS

$ 423,084,259

AUMENTO CUENTAS 5 Y 76 $ 136,522,194

P $ 22,231,384,569

COSTO MEDIDORES RES Y CIAL

1

$ 432,414,117

$ 2,863,735,227 $ 19,367,649,342

COSTO DE MATERIAL PARA INTERNAS RESIDENCIAL

$ 133,030,276

COSTO MATERRIAL PARA INTERNAS COMERCIAL

$ 4,806,275

COSTO DE OBRA CIVIL PARA INTERNAS COMERCIAL

$ 23,681,237

INSP PTA SERV RES. Y CIAL1 $ 195,693,523

Sesión No. 724


EMPRESA

AOM DEPURADO POR LA

EMPRESA (1)


DE AOM

VALOR DE LA CUENTA


SUI


POR LA CREG (2)

AOM REPORTADO

MENOS VALOR TOTAL

DEPURADO POR LA CREG (1)-(2)=(3) COSTO DE CAMBIO DE

MEDIDOR Y OBRAS RESIDENCIAL

$ 6,431,248

COSTO DE CONEXIÓN GASODOMESTICO RESID/COMERCIAL

$ 75,625,015

MTTO4 ACOMETIDAS $ 241,142,254

MANTENIMIENTO EDS GNV $ 656,394,918

COSTO VISITA TECNICA REPARACION EDS GNV

$ 337,031,344

COSTO ADECUACION INT $ 439,349,312


Q $ 19,245,688,766

COSTO MED RES., CIAL., IND.

1

$ 1,682,199,743

$ 2,653,595,209 $ 16,592,093,557 INSP. PTA SERV. RES/COMERC

2

$ 970,280,994

COSTO DE MONTAJE DE MEDIDOR RESIDENCIAL Y COMERCIAL

$ 1,114,472

R $ 3,978,009,842

COSTO MEDIDOR RES. Y CIAL

$ 136,068,128

$ 697,912,596 $ 3,280,097,246

COSTO DE MATERIAL PARA INTERNAS RESIDENCIAL

$ 298,206,476

INSP PTA SERV RESID. Y CIAL

2

$ 81,435,139

COSTO CONEXIÓN GASODOMESTICOS RES. Y COMERCIAL

$ 29,475,087

CTO MAT. VISITAS INTE5 $ 595,649.00


S $ 2,478,039,826

TRANSPORTE DE GAS COMBUSTIBLE

$ 514,905,561

$ 540,761,733 $ 1,937,278,093

SERVICIOS DE INSTALACION Y DESINSTALACION

$ 1,112,572

INSPECCION Y CERTIFICACION INSTALACIONES

$ 24,743,600

T $ 249,594,053 GAS COMBUSTIBLE $ 94,117,556 $ 94,117,556 $ 155,476,497

U $ 10,441,931,530 GAS COMBUSTIBLE $ 2,126,966,644 $ 2,126,966,644 $ 8,314,964,886

Sesión No. 724


EMPRESA

AOM DEPURADO POR LA

EMPRESA (1)


DE AOM

VALOR DE LA CUENTA


SUI


POR LA CREG (2)

AOM REPORTADO

MENOS VALOR TOTAL

DEPURADO POR LA CREG (1)-(2)=(3)

V $ 8,927,128,366

OTROS ELEMENTOS DE CONSUMO DE INSUMOS DIRECTOS (VENTA ACOMETIDAS, MEDIDORES, MATERIALES, RECONEXIONES, REINSTALACIONES, VENTA E INSTALACIONES INTERNAS, PLAN QUINQUENAL, ADAPTACIONES Y TRASLADOS Y COSTO DE VENTA MATERIALES)

$ 2,328,263,824

$ 3,940,565,849 $ 4,986,562,517 MANTENIMIENTO MODULOS TORRES LLENADO TRAILERS

$ 15,469,923

RECONEXIONES $ 22,916,231

ADAPTACIONES Y TRASLADOS

$ 361,160,014

VENTA DE INSTALACIONES INTERNAS

$ 271,376,155

COSTO CONEXIONES3 $ 588,646,120

VISITAS PLAN QUINQUENAL $ 352,733,582

W $ 8,198,890,083 GAS COMBUSTIBLE $ 4,760,036,468 $ 4,760,036,468 $ 3,438,853,615

Fuente: Empresas Distribuidoras. Elaboración CREG. 1 Residencial (Res), Comercial (CIAL) e Industrial (IND).

2 Inspección, puesta en servicio residencial y comercial (INSP. PTA SERV. RES/COMERC).

3 Corresponde a la suma de dos subcuentas con el mismo nombre de la misma cuenta (Otros

Contratos): Costo Conexiones ($257.289.307) y costos conexiones ($331.356.813). 4 Mantenimiento (MTTO).

5 Costo materiales visitas internas (CTO MAT. VISITAS INTE).

6 Corresponde al incremento de los gastos de AOM reportados y depurados por las empresas a la

CREG, en comparación con los gastos de AOM reportados al SUI, para la vigencia 2013.

Sesión No. 724


En los ejercicios de depuración de costos y gastos, la Comisión encontró que algunas empresas registraron gastos de la actividad de distribución en cuentas no reconocidas para el cálculo de gastos de AOM. Estos gastos se enuncian a continuación:

EMPRESA

GASTO DE AOM DEPURADO POR

LA CREG (3)

CUENTA ADICIONADA A LA ESTIMACION DEL GASTO DE

AOM

VALOR A ADICIONAR

VALOR TOTAL A ADICIONAR

(4)

GASTO DE AOM DEPURADO Y

AJUSTADO POR LA CREG (3)+(4)=(5)

O $ 179,653,861,782

COSTO ODORIZACION DEL GAS

$ 352,928,146.00

$ 1,066,963,961 $ 180,720,825,743

COSTO DE MATERIALES POR DAÑOS A LA RED

$ 19,308,379.00

COSTO DE OBRAS POR DAÑOS A LA RED

$ 599,147,641

COSTO DE OBRAS POR TRASLADO TUBERIA

$ 95,579,795.00

P $ 19,367,649,342


$ 56,811,487

$ 59,760,767 $ 19,427,410,109 COSTO DE OBRAS POR DAÑOS A LA RED

$ 1,956,305

COSTO DE MATERIALES PARA TRASLADO TUBERIA

$ 992,975

Q $ 16,592,093,557


$ 83,809,244

$ 112,744,313 $ 16,704,837,870 COSTO DE MATERIALES PARA TRASLADO TUBERIA

$ 27,695,872

COSTO DE OBRAS POR TRASLADO TUBERIA

$ 1,239,197

R $ 3,280,097,246 COSTO ODORIZACION DEL GAS

$ 73,511,475 $ 73,511,475 $ 3,353,608,721


ANEXO 2. CARGOS DE AOM VIGENTES E INGRESOS ACTUALES POR CONCEPTO DE GASTOS DE AOM

Consecutivo de solicitud

Consumo Apligas (2014)

DAOM – Res CREG 011 de 2003

Ingreso actual por DAOM

1 1,056,941,833.96 142.18 150,273,007,118.12

2 553,996,027.00 60.94 33,759,024,389.97

3 419,285,915.20 47.32 19,839,819,129.09

4 214,349,881.17 78.98 16,928,725,530.06

5 188,572,031.00 154.20 29,077,095,810.92

6 187,535,629.85 226.62 42,499,324,437.29

7 174,606,768.51 157.71 27,537,233,461.97

8 91,762,030.00 350.51 32,163,509,135.30

9 83,739,607.32 327.92 27,459,941,606.18

Sesión No. 724






10 81,915,121.26 153.35 12,561,930,107.36

10 602,556.40 153.35 92,403,835.41

11 70,717,975.00 325.43 23,013,750,604.25

12 53,685,311.00 67.06 3,600,285,876.03

13 48,973,721.46 129.44 6,339,067,687.18

14 42,734,240.00 495.69 21,182,935,425.60

15 23,596,738.00 142.25 3,356,699,460.87

16 23,437,295.90 71.74 1,681,361,452.37

17 22,910,681.00 116.30 2,664,508,999.66

18 16,091,731.73 81.42 1,310,158,316.16

18 8,506,935.95 81.42 692,618,610.64

19 14,423,657.00 102.44 1,477,511,770.44

20 13,419,642.32 120.05 1,610,971,968.00

20 1,061,020.30 120.05 127,371,051.90

21 11,756,979.25 261.29 3,071,926,220.96

22 11,516,039.05 99.34 1,144,017,195.55

23 9,737,312.00 83.77 815,707,187.43

23 214,622.00 83.77 17,979,161.80

24 9,615,446.00 53.04 510,016,715.65

25 9,387,941.00 69.61 653,463,117.51

26 5,234,745.28 63.44 332,078,754.92

27 5,227,025.48 73.03 381,732,351.68

28 3,962,622.00 90.34 357,984,624.98

29 3,554,376.00 97.89 347,939,740.58

30 3,476,854.00 120.98 420,646,036.62

31 3,352,513.00 188.58 632,232,542.26

32 3,317,867.00 134.19 445,208,201.50

33 3,204,052.58 82.77 265,207,170.66

34 2,777,566.00 34.45 95,681,814.02

34 2,849,254.00 34.45 98,151,327.93

35 2,391,974.75 83.80 200,436,568.49

36 2,016,126.00 181.53 365,996,228.95

37 1,841,819.00 70.48 129,804,340.05

38 1,810,727.00 102.23 185,104,140.74

38 63,262.00 102.23 6,467,047.85

39 1,609,817.44 70.13 112,898,442.42

40 1,339,170.00 62.06 83,109,069.25

41 1,065,579.00 85.72 91,341,946.55

Sesión No. 724






42 1,064,979.89 125.91 134,088,501.55

43 1,039,165.76 88.07 91,523,176.48

44 1,009,039.00 51.27 51,732,518.16

45 968,814.24 103.87 100,634,057.93

46 895,053.00 100.95 90,355,403.28

47 890,172.22 121.54 108,187,964.64

48 873,119.23 94.03 82,097,977.50

49 846,114.41 86.99 73,602,931.81

50 775,339.00 117.27 90,924,669.01

51 764,615.00 93.45 71,452,447.42

52 764,453.00 63.45 48,501,854.67

53 710,927.00 70.49 50,113,800.74

54 710,531.00 96.26 68,397,203.66

54 210,826.00 96.26 20,294,552.75

54 248,591.00 96.26 23,929,890.82

54 838,809.00 96.26 80,745,512.87

55 694,931.00 62.44 43,392,896.23

56 645,721.00 124.93 80,670,394.59

57 642,760.66 78.56 50,492,124.88

58 638,511.00 100.28 64,029,415.33

59 630,405.89 106.21 66,953,696.54

60 623,149.72 121.14 75,489,944.60

61 594,980.00 120.50 71,693,991.45

62 589,263.00 92.96 54,775,234.75

63 579,625.00 87.65 50,801,975.13

64 540,912.00 282.57 152,843,519.42

65 534,041.00 116.32 62,120,853.10

66 533,894.33 67.13 35,842,284.13

67 516,287.38 171.92 88,761,624.59

68 480,493.00 205.48 98,730,287.77

69 439,884.00 105.55 46,429,572.81

70 430,500.06 113.12 48,696,801.88

71 423,423.00 59.37 25,137,978.80

72 388,453.85 251.34 97,635,394.38

73 387,580.49 131.10 50,810,252.15

74 378,552.00 95.77 36,253,403.92

75 323,152.00 50.83 16,426,497.52

76 300,413.89 111.02 33,351,117.19

Sesión No. 724






77 292,252.39 118.14 34,526,138.08

78 283,907.00 197.68 56,121,736.75

79 268,072.00 125.18 33,557,420.17

80 265,034.00 208.59 55,283,519.85

81 263,442.00 218.15 57,470,235.16

82 250,741.00 56.42 14,146,885.22

83 248,585.00 183.87 45,707,966.01

84 221,023.00 200.78 44,375,998.59

85 217,593.00 190.24 41,394,899.54

86 217,460.00 213.37 46,398,957.02

87 209,183.00 190.41 39,830,654.15

88 187,444.00 264.65 49,607,845.29

89 187,104.00 624.01 116,754,398.10

90 181,768.00 334.20 60,746,041.93

91 158,708.38 137.78 21,866,800.22

92 150,837.00 223.21 33,668,650.50

93 145,820.00 144.79 21,113,823.35

94 143,822.00 226.66 32,599,371.61

95 136,032.00 257.68 35,052,463.80

96 123,322.50 208.56 25,720,492.41

96 66,803.00 208.56 13,932,624.25

97 120,673.00 273.88 33,050,136.11

98 119,675.60 235.39 28,170,976.79

98 93,301.05 235.39 21,962,553.05

99 104,665.00 404.07 42,292,215.44

100 103,058.00 395.49 40,758,305.06

101 102,406.00 203.73 20,863,169.82

102 98,920.47 221.53 21,914,026.02

103 94,720.00 474.82 44,974,952.00

104 94,533.38 201.09 19,009,592.16

105 92,173.00 329.49 30,369,822.15

106 86,538.00 297.67 25,759,563.40

107 80,142.15 146.92 11,774,859.75

108 69,495.58 516.98 35,927,752.02

109 68,865.00 382.62 26,349,402.13

110 68,788.00 351.36 24,169,521.80

111 67,717.65 182.32 12,346,061.20

112 65,380.91 376.30 24,602,926.05

Sesión No. 724






113 61,247.67 194.62 11,920,113.44

114 59,352.83 214.50 12,731,404.75

115 55,510.00 360.13 19,990,912.80

116 50,726.98 198.97 10,093,202.75

117 48,107.00 236.14 11,360,209.90

118 30,787.32 441.47 13,591,735.08

119 30,256.87 96.66 2,924,537.64

120 26,939.73 203.66 5,486,656.26

121 14,178.37 132.81 1,882,977.77

122 6,342.80 96.70 613,375.43

123 5,527.00 236.14 1,305,171.39

124 4,467.00 338.59 1,512,472.96

125 4,144.00 344.95 1,429,466.90

126 2,555.00 521.47 1,332,348.65

127 2,508.00 459.96 1,153,591.52

128 2,095.00 556.09 1,164,998.49

129 437.00 964.36 421,423.53


ANEXO 3. MERCADOS EXCLUIDOS

Solicitud Primer municipio que conforma el

mercado Observaciones

1034 Casanare - Yopal No tiene Qt - mercado en Apligas Existente

1028 Casanare - Maní No tiene AOM - mercado en Apligas Existente

1120 Antioquia - Guarne Cargo de AOM inconsistente 0.23

1073 Antioquia - San Roque - San José del Nus

Cargo de AOM inconsistente 0.47 ( corregimiento)

1125 Antioquia - Medellín Esta solicitud se reemplaza con la 1182

1025 Santander - Simacota No tiene AOM - mercado en Apligas Existente

1032 Santander - Guadalupe

No tiene AOM - mercado en Apligas Existente

1030 Santander - Capitanejo


997 Santander - Santa Bárbara


1023 Santander - San Andrés


1026 Santander - Guaca No tiene AOM - mercado en Apligas Existente

1061 Santander - Bucaramanga

Hace parte de la solicitud 1195 y 1196

Sesión No. 724


Solicitud Primer municipio que conforma el

mercado Observaciones

1070 Santander - Floridablanca

Tiene km inconsistentes (1.51)

989 Atlantico - Barranquilla

Hace parte de la solicitud 1039

1039 Bolivar - Calamar Presenta AOM repartido en dos solicitudes

1141 Santander - Carcasi No tiene AOM - mercado en Apligas Existente

1198 Cundinamarca - Paratebueno - Maya

Corregimiento

975 Meta - Acacias - San isidro de chichimene

Corregimiento

876 Meta - Guamal Hace parte de la solicitud 878

874 Meta - Castilla la nueva

No tiene Qt - mercado en Apligas Existente

1128 Santander - Valle de San José

Hace parte de la solicitud 1076, 1077, 1078, 1079, 1080, 1103 y 1109

1129 Santander - Floridablanca

Hace parte de la solicitud 1076, 1080, 1103 y 1109

1124 Santander - Socorro Hace parte de la solicitud 1079 y 1080

988 Atlántico - Barranquilla

Hace parte de la solicitud 1039

838 Santander - Zapatoca Hace parte de la solicitud 656 y 839

842 Santander - Rionegro - San Rafael

Corregimiento

844 Choco - El Carmen de Atrato

Hace parte de la solicitud 457 y 845

497 Santander - San Vicente de Chucurí

No tiene Qt - mercado en Apligas Existente

656 Santander - Guavata Demanda inconsistente

1095 Huila - Colombia Información inconsistente

1088 Huila - Elias Información inconsistente

1096 Huila - Palestina Información inconsistente

994 Córdoba - Tuchin hace parte del mercado de Cartagena y tiene recursos públicos

1018 Córdoba - Pueblo nuevo - El varal

Corregimiento

946 Santander - Rionegro Maneja GLP por redes y cilindros

921 Santander – Charalá Maneja GLP por redes y cilindros

920 Santander - Curití Maneja GLP por redes y cilindros

917 Santander - San gil Maneja GLP por redes y cilindros


Sesión No. 724


ANEXO 4. BASE DE DATOS DE LOS MERCADOS UTILIZADOS PARA LA OBTENCIÓN DE LA MEDIANA DE GASTOS DE AOM


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-

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3

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0,4

00

,37

2,5

78

.74

Sesión No. 724


ANEXO 5. DEPURACIÓN DE OTROS ACTIVOS POR EMPRESA

Empresa OA reportado

(1) Valor depurado

(2) Diferencia

(1)-(2) Activos

% OA depurado

A $ 51.050.790.469 $ 3.936.269.266 $ 47.114.521.202 $ 357.517.084.507 13%

B $ 52.332.503.970 $ 3.430.436.128 $ 48.902.067.842 $ 373.159.153.335 13%

C $ 40.976.898.340 $ 14.604.826.350 $ 26.372.071.990 $ 337.663.860.583 8%

D $ 19.928.935.433 $ 2.295.261.131 $ 17.633.674.302 $ 232.983.310.696 8%

E $ 31.331.973.997 $ 19.795.019.554 $ 11.536.954.443 $ 122.970.848.236 9%

F $ 4.715.046.878 $ 783.768.651 $ 3.931.278.227 $ 62.046.772.836 6%

G $ 5.318.192.348 $ 117.001.868 $ 5.201.190.480 $ 43.377.011.371 12%

H $ 8.935.400.800 $ 6.421.116.982 $ 2.514.283.818 $ 18.133.675.177 14%

J $ 1.025.235.694 $ 592.742.131 $ 432.493.564 $ 3.303.754.309 13%

M $ 25.854.303.634 $ 15.409.372.010 $ 10.444.931.623 $ 348.670.407.252 3%

N $ 58.649.705.865 $ 20.929.157.620 $ 37.720.548.245 $ 408.249.843.714 9%

O $ 107.179.411.868 $ 28.115.046.796 $ 79.064.365.072 $1.363.527.750.642 6%

T $ 64.991.253 $ 1.607.747 $ 63.383.506 $ 618.946.062 10%

V $ 3.814.403.308 $ 1.647.071.790 $ 2.167.331.518 $ 77.169.385.805 3%

W $ 3.908.527.535 $ 1.546.674.359 $ 2.361.853.176 $ 5.114.352.869 46%


ANEXO 6. INFORMACION UTILIZADA PARA DETERMINAR EL FACTOR DE

USO EFICIENTE

Mercados Consumo potencial de

usuarios Consumo total usuarios

Porcentaje de uso anillos (FU)

188 46,568.58 7,507.59 16%

98 87,655.13 15,111.77 17%

23 510,789.93 91,179.47 18%

29 20,125.61 3,733.83 19%

121 11,624.70 2,164.20 19%

28 135,287.11 33,868.37 25%

157 5,498.26 1,532.15 28%

45 528,911.37 152,147.92 29%

200 61,129.87 18,660.70 31%

Sesión No. 724





117 14,513.70 4,731.47 33%

206 6,009.28 1,985.97 33%

173 5,439.73 1,802.85 33%

96 40,410.90 16,344.74 40%

69 173,856.81 72,668.86 42%

184 37,081.04 15,573.21 42%

36 425,124.03 179,302.01 42%

77 72,547.64 30,610.34 42%

118 16,609.04 7,065.72 43%

40 160,674.43 69,222.60 43%

185 77,284.90 34,485.29 45%

42 128,752.21 61,554.53 48%

49 162,229.47 77,782.12 48%

216 63,002.39 30,358.89 48%

119 26,628.46 12,988.56 49%

158 1,371.60 691.20 50%

190 30,894.42 15,837.81 51%

217 101,294.13 52,508.09 52%

172 6,526.89 3,388.47 52%

140 390,497.84 204,272.48 52%

211 1,308,692.82 736,271.86 56%

18 718,506.51 409,289.54 57%

25 332,966.87 190,709.11 57%

50 71,299.26 41,063.43 58%

146 55,048.98 31,830.19 58%

56 95,477.65 55,438.23 58%

224 8,951.58 5,207.71 58%

63 82,435.81 47,976.32 58%

30 417,206.65 248,602.87 60%

58 123,096.67 74,381.46 60%

93 20,128.75 12,225.09 61%

145 79,415.60 48,279.31 61%

106 11,667.95 7,113.15 61%

59 128,465.39 78,960.93 61%

24 482,236.17 296,455.12 61%

22 1,043,634.61 644,864.41 62%

121 1,615.92 1,008.05 62%

Sesión No. 724





29 436,791.45 275,654.56 63%

19 713,077.18 452,906.14 64%

109 8,789.68 5,637.08 64%

115 6,351.37 4,126.66 65%

156 3,929.55 2,558.59 65%

221 77,719.76 50,731.42 65%

37 242,614.52 158,643.10 65%

180 3,294.81 2,155.36 65%

148 182,858.21 121,858.21 67%

129 539.86 359.90 67%

220 13,572.64 9,057.10 67%

163 23,508.69 15,849.30 67%

62 52,786.77 35,651.89 68%

128 2,653.64 1,796.40 68%

213 2,465.74 1,671.82 68%

136 3,853.30 2,614.30 68%

68 50,203.97 34,214.64 68%

98 10,828.96 7,390.99 68%

77 17,513.28 11,973.42 68%

67 88,552.96 61,182.77 69%

54 53,753.65 37,377.45 70%

32 473,183.80 330,000.22 70%

17 2,221,166.22 1,561,076.58 70%

57 107,613.81 75,807.02 70%

98 8,237.08 5,862.99 71%

18 546.88 390.63 71%

101 10,289.94 7,403.17 72%

81 27,506.49 19,905.98 72%

151 4,809.28 3,492.85 73%

96 10,012.23 7,288.46 73%

61 62,174.23 45,312.31 73%

144 285,067.99 208,215.44 73%

127 2,972.74 2,176.47 73%

198 78,753.80 57,719.48 73%

5 2,738.95 2,039.65 74%

47 95,555.40 71,399.20 75%

150 152,498.62 114,695.83 75%

Sesión No. 724





98 18,458.64 13,967.85 76%

78 15,727.61 11,922.17 76%

125 4,819.26 3,662.24 76%

122 890.48 677.75 76%

123 10,149.48 7,731.23 76%

160 6,227.51 4,765.77 77%

3 13,559,893.46 10,461,972.92 77%

74 31,968.40 24,670.33 77%

107 15,459.38 11,985.13 78%

99 11,308.16 8,789.15 78%

124 4,424.42 3,454.25 78%

79 29,357.80 22,929.68 78%

82 29,943.62 23,416.02 78%

73 35,097.84 27,580.75 79%

104 11,008.20 8,659.96 79%

126 2,898.84 2,287.81 79%

51 63,008.59 50,063.81 79%

34 124,461.58 98,967.73 80%

71 31,376.26 25,117.22 80%

226 11,500.56 9,227.51 80%

64 34,149.19 27,495.60 81%

6 5,373,275.39 4,341,441.41 81%

112 6,744.67 5,473.14 81%

76 35,080.51 28,494.72 81%

147 49,658.95 40,351.57 81%

105 9,421.54 7,656.10 81%

46 84,256.50 68,530.85 81%

97 11,298.35 9,218.61 82%

65 58,029.90 47,374.14 82%

135 35,959.15 29,500.07 82%

199 15,160.58 12,527.90 83%

70 38,698.50 32,000.15 83%

27 422,601.82 351,739.56 83%

39 140,339.34 116,867.16 83%

11 3,035,935.70 2,538,794.64 84%

205 3,129.34 2,630.23 84%

14 1,957,320.77 1,663,646.00 85%

Sesión No. 724





34 195,670.02 166,938.31 85%

13 3,179,973.92 2,717,128.38 85%

38 6,015.70 5,147.91 86%

149 72,047.73 61,695.58 86%

114 5,791.60 4,974.84 86%

203 2,549.31 2,192.12 86%

4 7,125,989.03 6,137,013.40 86%

55 123,521.60 106,447.49 86%

75 31,222.54 26,971.22 86%

111 6,570.80 5,701.14 87%

91 15,998.99 13,897.71 87%

72 36,070.65 31,577.86 88%

113 6,032.79 5,295.71 88%

84 20,732.83 18,289.27 88%

35 117,205.72 103,814.44 89%

110 6,559.08 5,816.83 89%

196 14,091.30 12,555.10 89%

202 2,144.07 1,918.94 90%

15 1,544,452.83 1,385,321.52 90%

53 39,829.37 36,150.58 91%

2 13,390,711.00 12,166,530.48 91%

192 64,049.39 58,267.15 91%

20 1,106,371.53 1,008,337.38 91%

9 4,136,375.62 3,773,923.65 91%

8 2,155,182.26 1,975,909.30 92%

48 82,031.20 75,307.72 92%

31 123,788.16 113,762.89 92%

201 10,423.79 9,596.51 92%

10 55,922.21 51,653.44 92%

33 264,559.62 245,016.11 93%

108 6,298.32 5,856.38 93%

54 55,297.38 51,609.32 93%

95 12,647.12 11,827.97 94%

159 34,202.46 32,200.88 94%

44 69,609.30 65,912.32 95%

116 4,926.10 4,670.81 95%

193 3,470.17 3,290.37 95%

Sesión No. 724





194 6,224.71 5,920.39 95%

94 11,704.23 11,198.49 96%

122 23,061.77 22,100.03 96%

123 469.36 450.58 96%

102 8,760.79 8,417.98 96%

21 706,457.38 679,057.84 96%

120 3,140.73 3,035.49 97%

143 18,519.93 17,910.72 97%

26 413,194.53 400,836.80 97%

86 17,890.86 17,359.45 97%

5 10,061,261.67 9,781,380.32 97%

16 1,248,751.08 1,218,204.78 98%

85 23,490.56 22,941.91 98%

197 4,143.22 4,053.15 98%

100 8,918.41 8,728.15 98%

13 8,838.70 8,653.27 98%

134 8,326.38 8,155.51 98%

87 16,899.46 16,571.31 98%

16 80,125.03 78,589.86 98%

10 3,227,482.18 3,172,385.35 98%

23 356,351.56 350,360.40 98%

80 19,796.55 19,482.32 98%

88 12,007.38 11,891.92 99%

204 1,814.06 1,800.42 99%

12 1,493,435.09 1,488,869.43 100%

170 623.07 623.07 100%

52 950.53 950.53 100%

103 7,889.73 7,889.73 100%

187 8,230.25 8,230.25 100%

177 14,841.13 14,841.13 100%

172 41,439.54 41,439.54 100%

89 58,536.63 58,536.63 100%

41 94,671.74 94,846.04 100%

171 6,248.20 6,261.78 100%

10 1,676.66 1,680.32 100%

28 192,350.73 193,207.99 100%

174 1,150.94 1,156.44 100%

Sesión No. 724





173 1,813.29 1,824.77 101%

43 37,543.66 38,017.16 101%

60 48,875.99 49,535.79 101%

90 16,645.25 16,911.83 102%

7 5,603,021.86 5,696,949.71 102%

92 11,335.10 11,546.15 102%

38 144,098.17 146,966.08 102%

66 34,444.00 35,177.15 102%

83 17,311.98 17,744.78 103%

1 31,869,086.41 32,697,615.44 103%


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