RESOLUCIÓN CREG 202 DE 2013 · Agosto 3 de 2015, “Por la cual se ... Resolución CREG 057 de...

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COMPILACIÓN DE NORMAS GENERALES SOBRE

COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL

APÉNDICE DE LA TERCERA EDICIÓN

PARTE IV

CONTINUACIÓN NORMAS GENERALES SOBRE

CRITERIOS Y TARIFAS DE TRANSPORTE Y

DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

ÍNDICE

5. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 138 de Octubre 10 de 2013, “Por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo.” - Insertada dentro de esta:

5.1. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 184 de Diciembre 9 de 2013, “Por la cual se deroga el artículo 20 y se corrige el artículo 21 de la Resolución CREG 138 de 2013”

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5.2. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 205 de Diciembre 27 de 2013, “Por la cual se modifica la Resolución CREG 138 de 2013.” 6. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 202 de Diciembre 18 de 2013, “Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.” - Insertada dentro de esta: 6.1. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 052 de Abril 10 de 2014, “Por la cual se modifica el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.” 6.2. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 138 de Octubre 3 de 2014, “Por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013.” 6.3. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 112 de Agosto 3 de 2015, “Por la cual se modifica la Resolución CREG 202 de 2013.” 7. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 047 de Abril 4 de 2014, “Por la cual se pone en conocimiento de las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente período tarifario.”

8. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 184 de Diciembre 28 de 2014, “Por la cual se establece una opción tarifaria para el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería.” 9. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 186 de Diciembre 28 de 2014, “Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el artículo 76 de la ley 1739 de 2014, en relación con la aplicación de los subsidios a los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de Energía Eléctrica y Gas Combustible por redes de tubería.” 10. Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 095 de Junio 30 de 2015, “Por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural,

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distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.”

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RESOLUCIÓN COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y

GAS CREG 138 DE 2013

(Octubre 10)

- Por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para

la prestación del servicio público domiciliario de distribución de

gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio

exclusivo -

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con el Decreto 2253 de 1994 y,

C O N S I D E R A N D O Q U E: El artículo 2.4 de la Ley 142 de 1994 establece que el Estado intervendrá en los servicios públicos, para entre otros, el logro de la prestación continua ininterrumpida del servicio, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan. Según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos. El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuye a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible. El artículo 74 de la Ley 142 de 1994 dispone que corresponde a la CREG regular el ejercicio de las actividades del sector de gas combustible para asegurar una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abuso de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. Así mismo establece que la comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado. El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, establece que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

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En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. Según lo establecido en el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, en virtud del principio de eficiencia económica, se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”. Según el principio de suficiencia financiera definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable. De conformidad con el artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994 toda tarifa tendrá un carácter integral en el sentido que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras. De conformidad con lo establecido en el artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, podrá incluirse dentro de las fórmulas tarifarias un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso. Según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión Reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas. Según lo dispone el artículo 90 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de regulación al definir sus tarifas pueden definir varias alternativas y siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas. De conformidad con lo establecido en el artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, podrá incluirse dentro de las fórmulas tarifarias un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.

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El artículo 91 de la Ley 142 de 1994 dispone que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio. De conformidad con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas. La Resolución CREG 023 de 2000 define Usuario Regulado como un consumidor de hasta 100.000 pcd o su equivalente en metros cúbicos (m3)a partir de enero 1° del año 2005, de conformidad con lo establecido en el Artículo 77° de la Resolución CREG 057 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan y que para todos los efectos un Pequeño Consumidor es un Usuario Regulado. La Resolución CREG 008 de 1998 establece en su Artículo 2 que la empresa que comercialice GNCV, podrá negociar de manera libre con los comercializadores de gas natural, el gas que utilicen para prestar el servicio de GNCV. Así mismo dispone que en caso de que la empresa emplee el gas para usos distintos al automotor, perderá su calidad de tal, y sus consumos se facturarán como aquel de un usuario regulado o gran consumidor, de acuerdo con su nivel de consumo, y será sujeto de sanción. El artículo 136 de la Ley 142 de 1994 establece que la prestación continua de un servicio de buena calidad, es la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos, y por lo tanto el incumplimiento de la empresa en este aspecto se denomina, para los efectos de esta ley, falla en la prestación del servicio. De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos. Los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994, determinan la posibilidad de establecer áreas de servicio exclusivo de gas natural. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en cumplimiento de lo dispuesto en el Parágrafo 1 del artículo 40 de la Ley 142 de 1994, expidió las Resoluciones CREG 015, 022 de 1995 y 118 de 1996 y verificó la necesidad de utilizar la modalidad contractual de áreas de servicio exclusivo. Conforme a lo anterior y a lo dispuesto en el artículo 174 de la Ley 142 de 1994, el Ministerio de Minas y Energía otorgó en concesión especial la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natural en forma exclusiva, en

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seis áreas del país. Mediante la Resolución CREG 057 de 1996, la CREG determinó el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias. El capítulo VII de la Resolución CREG 057 de 1996 desarrolla la regulación de las áreas de servicio exclusivo de distribución de gas natural incluida la fórmula tarifaria aplicable. El artículo 128 de la Resolución CREG 057 de 1996 determinó que los contratistas de las áreas de servicio exclusivo serán Empresas de Servicios Públicos y estarán sometidos a la ley 142 de 1994, a las disposiciones que la modifiquen y a las cláusulas contractuales. En lo no previsto por ellas, estarán sujetos a las resoluciones expedidas por la Comisión sobre el servicio público de gas natural, en particular las que contienen las disposiciones generales, las referentes al transporte y a distribución y las que las modifiquen, complementen o adicionen. El régimen tarifario aplicable por los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo corresponde a aquel definido en la Resolución CREG 057 de 1996, en lo relativo a la fórmula tarifaria y los demás componentes, distintos al cargo de distribución, el cual fue pactado en los respectivos contratos de concesión. El artículo 146 de la Resolución CREG 057 de 1996 definió las fórmulas tarifarias generales aplicables a los concesionarios y dispuso que las tarifas a los pequeños consumidores de gas natural por red física o tubería estarán sometidas a la fórmula tarifaria general, definida en el numeral 1 del artículo 107 de dicha resolución, con las siguientes modificaciones: “ARTICULO 146o. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA CONTRATISTAS DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. (…)

a) El cargo promedio máximo unitario de distribución (Dt) estará regulado por las

normas previstas en el artículo siguiente de esta resolución y será pactado contractualmente.

b) El cálculo de la factura sin subsidio se determinará por el período de facturación.

c) No serán aplicables a los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo el último inciso del numeral 107.2.2.1 del artículo 107 de esta resolución.

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d) Con excepción del cargo promedio máximo unitario de la red (Dt) los elementos de la fórmula tarifaria general (Tt, Gt, St y Kst) se ajustarán de conformidad con lo dispuesto en el artículo 107 de esta resolución”.

El equilibrio entre contribuciones y subsidios con el cual se estructuraron las áreas de servicio exclusivo se alteró por efectos del cumplimiento de la Ley 812 de 2003, la cual dispuso que los incrementos de las tarifas no podrían superar el índice de precios al consumidor.

La Cláusula 28 de los contratos de concesión de las áreas de servicio exclusivo establece que “(…) El CONCESIONARIO empleará gas natural en la ejecución del contrato. La utilización de otro tipo de gas combustible sólo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del CONCEDENTE, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas. Se procurará el uso de gases intercambiables que no afecten el normal desempeño de los artefactos (…)”. La Cláusula 35 de los contratos de concesión establecen que: “Régimen tarifario general: (…) Cuando la CREG modifique la fórmula tarifaria general de manera que afecte el equilibrio económico del contrato se procederá a su restablecimiento en los términos de las cláusulas 50 y 51 de este contrato, según sea el caso.” La Cláusula 38 de los contratos de concesión determina que: “En todo caso, el CONCESIONARIO deberá cumplir con las disposiciones de ley y las expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas que obliguen al CONCESIONARIO en materia de tarifas. Cuando estas disposiciones afecten el equilibrio económico, éste será objeto de restablecimiento por parte del CONCEDENTE, de conformidad con las estipulaciones de este contrato”. Los contratos de concesión establecen en la cláusula 50 cuándo procede el restablecimiento del equilibrio económico del contrato por cambios en la estructura de la fórmula tarifaria general determinando que: “Cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas modifique la estructura, la composición, o estos dos elementos de la fórmula tarifaria general contenida en la cláusula 30 de este contrato sin alterar el cargo promedio máximo unitario de la red de distribución pactado en ese contrato en esa cláusula, y esta modificación de la fórmula altere el equilibrio económico de tal manera que el CONCESIONARIO no pueda cumplir con los compromisos de expansión de la cobertura del servicio pactados en la cláusula 10 de este contrato, el CONCESIONARIO podrá presentar ante el CONCEDENTE un estudio que

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demuestre la forma en que el cambio afecta la capacidad del CONCESIONARIO para alcanzar las coberturas pactadas; con base en el análisis del estudio presentado, las partes acordarán la modificación de las coberturas pactadas, si este evento ocurre durante los ocho (8) primeros años contados a partir de la fecha máxima de iniciación de la prestación del servicio prevista en la cláusula 24 de este contrato y si las coberturas pactadas no han sido ya alcanzadas por el CONCESIONARIO. En todo caso, para restablecer el equilibrio económico del contrato, se aplicará el factor de ajuste establecido en la cláusula 44 de este contrato”. De acuerdo con lo establecido en los contratos de concesión, el plazo otorgado en los mismos para el cumplimiento de las metas de cobertura y expansión ya se cumplió. Así mismo, el contrato de concesión establece en la cláusula 51 la forma en que el CONCEDENTE deberá, con cargo a su presupuesto compensar anualmente al CONCESIONARIO cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas expida regulaciones aplicables al CONCESIONARIO en la ejecución del contrato que modifiquen las condiciones pactadas en relación con el cargo promedio máximo unitario de distribución pactado y esta modificación altere el equilibrio económico, de tal manera que el CONCESIONARIO no pueda recibir la remuneración prevista por los consumos de los usuarios por él atendidos dentro del área. Además, establece que en este caso deberá acordarse la forma de modificación de estas fórmulas, de tal manera que el equilibrio económico del contrato se pueda restablecer en los eventos relacionados con el ajuste del cargo promedio máximo unitario de distribución en una forma sustancialmente equivalente a la originalmente prevista. Mediante Resolución CREG 136 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuaron los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, en el siguiente período tarifario. La CREG recibió comentarios de Gas Natural S.A. E.S.P. y Naturgas mediante comunicaciones con radicados CREG No. E-2009-007888 y E-2009-008208, respectivamente. La Comisión elaboró una propuesta de opción tarifaria que se sometió a consulta mediante Resolución CREG 032 de 2010 (Documento CREG 028 de 2010) a la que podrían acogerse voluntariamente los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo.

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Frente a la propuesta se recibieron comentarios de Gases de Occidente (radicado CREG E-2010-004670), Isagen (radicado CREG E-2010-004141), Gas Natural (radicado CREG E-2010-004234) y Naturgas (radicado CREG E-2012-004252). Conforme lo dispone el Decreto 2696 de 2004 se llevaron a cabo audiencias públicas en las ciudades de Bogotá D.C., Medellín y Barranquilla los días 22 de noviembre, 1 de diciembre y 3 de diciembre de 2010, respectivamente. Mediante Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 el Gobierno Nacional fijó el orden de atención prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda. El 15 de junio de 2011 se expidió el Decreto 2100 “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, el cual establece en su artículo 5 que los agentes que atienden demanda esencial están obligados a contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico.

Comentario: El Decreto 2100 de 2011 y 880 de 2007, fueron compilados en el Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía” que se transcribe parcialmente en esta Compilación en la Parte II.

El citado Decreto definió respaldo físico como la “(g)arantía de que un productor cuenta con Reservas de Gas Natural, o que un comercializador cuenta físicamente con el gas natural, o que un transportador cuenta físicamente con la capacidad de transporte para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que Garantizan Firmeza desde el momento en que se inicien las entregas hasta el cese de las mismas”. La Comisión adelantó con la Universidad Tecnológica de Pereira un estudio denominado “Diagnóstico de los Sistemas de Instrumentación y Medición en la Distribución del Gas Natural Domiciliario”, en el cual se revisaron las fórmulas vigentes para determinar el componente de compras de gas natural (Gm) a trasladar al usuario final en la factura mensual y lo referente a las pérdidas reconocidas en las actividades de transporte y distribución. Mediante la Resolución CREG 054 de 2012 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se establecen los criterios de

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confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural”. De los análisis efectuados por la Comisión se concluyó que la opción tarifaria propuesta mediante Resolución CREG 032 de 2010 para las áreas de servicio exclusivo aunque reporta un beneficio para los usuarios del servicio, para lograrlo se deben incrementar los costos actuales de prestación del servicio. Por lo anterior y teniendo en cuenta las nuevas disposiciones que en materia de política se han expedido, especialmente aquellas relacionadas con la confiabilidad de suministro de gas, así como la necesidad de contar con un gestor del mercado cuyos servicios sean asumidos por toda la demanda de gas, se requiere una nueva fórmula tarifaria aplicable a las áreas de servicio exclusivo. De igual manera, estudios y análisis desarrollados por la CREG referentes a la medición y facturación del consumo evidenciaron la necesidad de ajustar dentro de la fórmula tarifaria los componentes que son afectados por las pérdidas reconocidas y homogenizar las pérdidas en los sistemas de distribución a nivel nacional. Mediante la Resolución CREG 154 de 2012 se publicó un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”. Mediante Resolución CREG 157 de 2012, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consulta el proyecto de resolución “Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo”. A través de la Resolución CREG 158 de 2012 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se modifica y complementa el Código de Distribución de gas combustible por redes establecido mediante Resolución CREG 067 de 1995” en temas relacionados con medición y facturación del consumo. Mediante Resolución CREG 088 de 2013 se liberó el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. Mediante Resolución CREG 089 de 2013, la Comisión reguló los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del

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Reglamento de operación de gas natural. Conforme se analiza en el documento CREG 090 de 2012, soporte de la Resolución CREG 154 de 2012, las modificaciones propuestas dicha Resolución, incorporadas también en la presente Resolución no afectan el equilibrio económico del contrato asociados a los cambios en la estructura de la fórmula tarifaria. En relación con la propuesta contenida en la Resolución CREG 154 de 2012, se realizaron audiencias en las ciudades de Ibagué y Pereira los días 25 y 30 de Abril de 2013, respectivamente en donde se explicó la propuesta de la nueva fórmula tarifaria para las Áreas de Servicio Exclusivo. A través de la Resolución CREG 119 de 2013 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las Áreas de Servicio Exclusivo.” Con respecto a los temas consultados en la propuesta de fórmula tarifaria publicada mediante la Resolución CREG 119 de 2013 se recibieron los comentarios de Naturgas (radicado CREG E-2013-003087), Emgesa S.A. E.S.P. (radicado CREG E-2013-009164), Plexa SAS E.S.P. (radicado CREG E-2013-009166), Gas Natural S.A. E.S.P. (radicado CREG E-2013-009169), Llanogas S.A. E.S.P. (radiado CREG E-2013-009170) y Gases de Occidente S.A. E.S.P. junto con Surtigas S.A. E.S.P, Gases del Caribe S.A. E.S.P., Efigas S.A. E.S.P. y Gases de la Guajira S.A. E.S.P. (radicado CREG E-2013-009172). Los comentarios recibidos en la CREG fueron analizados y considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el Documento CREG 098 de 2013. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 8 del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio SIC, encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia. El cuestionario se encuentra incluido en el Documento CREG 098 de 2013. Según lo previsto en el artículo 9° del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente según las normas

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vigentes, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados. La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 577 del 10 de octubre de 2013 aprobó el presente acto administrativo

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 138 de 2013. Objeto. La presente

resolución tiene por objeto modificar las fórmulas tarifarias establecidas en la Resolución CREG 057 de 1996 aplicables en las áreas de servicio exclusivo, salvo el cargo promedio de distribución Dt, y establecer las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo.

CAPÍTULO I

DEFINICIONES Y ASPECTOS GENERALES

Artículo 2º.- Resolución CREG 138 de 2013. Definiciones. Para la

interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Aire Propanado (AP): Es una mezcla de GLP con aire que produce un combustible con características de combustión similares a las del gas natural. También es conocido como gas natural sintético. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la resolución que determina la remuneración del producto. Áreas de Servicio Exclusivo: es el área geográfica correspondiente a los municipios que se incluyen en los contratos de concesión celebrados entre el Ministerio de Minas y Energía y el distribuidor concesionario, sobre los cuales se otorga exclusividad en la distribución domiciliaria de gas natural por red de tubería. Costo Unitario de Prestación del Servicio de Gas Combustible por Redes de Tubería: Es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, expresado en pesos por metro cúbico ($/m3) y en pesos por factura ($/factura) que resulta de aplicar la fórmula tarifaria general establecida en la

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presente resolución, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena del gas. Fórmula Tarifaria Específica: Conjunto de criterios y de métodos de carácter particular, sujetos a las Fórmulas Tarifarias Generales, resumidos por medio de una fórmula, en virtud de los cuales cada comercializador puede modificar periódicamente las tarifas que cobra a sus usuarios regulados. Cuando se haga referencia a fórmula tarifaria de una empresa debe entenderse la Fórmula Tarifaria Específica. Fórmulas Tarifarias Generales: Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina a los comercializadores de gas que atienden a usuarios regulados, la tarifa promedio por unidad de Gas Combustible. Gas Combustible: Es cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Gas Licuado de Petróleo (GLP): Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseosos en condiciones de presión y temperatura ambiente, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la resolución que determina la remuneración del producto. Gas Metano en Depósitos de Carbón (GMDC): Es una mezcla de gases con un alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno que se encuentra absorbido en carbón. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG. Gas Natural (GN): Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la Resolución 071 de 1999 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Gas Natural Comprimido (GNC): Gas Natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

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Ingresos por venta de excedentes: Son los dineros adicionales que recibe el comercializador por la venta en el mercado secundario de gas o de capacidad de transporte excedentarios y que corresponden a las cantidades contratadas con respaldo físico para la atención de la demanda regulada y que no fueron consumidas por dicha demanda. Pérdidas de Gas en Distribución: Es la diferencia entre el gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en puntos de inyección a un sistema de distribución y la sumatoria del gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en las conexiones de los usuarios, se calcula conforme lo establece la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución), o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Pérdidas de Gas en el Sistema Nacional de Transporte: Corresponde a las pérdidas de gas desde los puntos de entrada hasta los puntos de salida del Sistema Nacional de Transporte, calculadas conforme se establece en la Resolución CREG 071 de 1999 (RUT), o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Período Tarifario: Período por el cual la Fórmula Tarifaria General tiene vigencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994. Rango De Cantidades De Compras De Gas Natural: Es el intervalo de las compras de gas natural con respaldo físico que el comercializador ha contratado para atender su demanda regulada en un período determinado. Este intervalo sirve para determinar el costo del gas que se puede trasladar al usuario regulado en la fórmula tarifaria. Este aplica en las Áreas de Servicio Exclusivo cuyos consumos mensuales sean mayores o iguales a siete millones de metros cúbicos (≥ 7.000.000 m3). Tarifa: Es el valor resultante de aplicar al Costo Unitario de Prestación del Servicio el factor de subsidio o contribución autorizado legalmente. En el caso de los usuarios de estrato 3 y 4 y/o usuarios no residenciales que no son beneficiarios de subsidio, ni están sujetos al pago de contribución, la tarifa corresponde al Costo Unitario de Prestación del Servicio. De acuerdo con el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 el valor de los aportes de las entidades públicas a las empresas de servicios públicos domiciliarios no se incluye en el cálculo de las tarifas que se cobran a los usuarios finales. Usuario no regulado: es un consumidor que consume más 100.000 pcd o su equivalente en m3, medidos de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de

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la Resolución CREG 057 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un gran consumidor es un usuario no regulado. Usuario regulado: es un consumidor que consume hasta 100.000 pcd o su equivalente en m3, medidos de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG 057 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un pequeño consumidor es un usuario regulado.

Artículo 3º.- Resolución CREG 138 de 2013. Ámbito de Aplicación.

Esta Resolución se aplica a todos los Comercializadores que, estando organizados en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios finales en Áreas de Servicio Exclusivo.

CAPÍTULO II

FÓRMULA TARIFARIA APLICABLE A LOS USUARIOS REGULADOS

DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE

TUBERÍA EN ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

Artículo 4º.- Resolución CREG 138 de 2013. Fórmulas Tarifarias

Generales Aplicable a los Usuarios Regulados del Servicio Público

de Gas Combustible por Redes de Tubería en Áreas de Servicio

Exclusivo. Las Fórmulas Tarifarias Generales aplicables a los usuarios

regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería en Áreas de Servicio Exclusivo, serán las siguientes: Cargo variable:

Cargo fijo:

17

Donde:

Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m3), aplicable en el mes m a los usuarios del Área de Servicio Exclusivo i y atendidos por el comercializador j.

Componente fijo del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería expresado en ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Área de Servicio Exclusivo i y atendidos por el comercializador j.

m Mes de prestación del servicio.

i Área de Servicio Exclusivo.

j Comercializador

Costo Promedio Unitario en ($/m3) correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón y/o GLP por redes y/o aire propanado, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Este costo se determina conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución.

Costo unitario en ($/m3) correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j, calculado conforme se establece en el Capítulo IV de esta Resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (Tm,i,j), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm,i,j) y/o compresión (Pm,i,j) de Gas Natural Comprimido (GNC).

Costo expresado en ($/m3) por uso del Sistema de Distribución de gas combustible destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. No incluye la conexión al usuario final. Este costo corresponde al cargo contenido en el respectivo contrato de concesión (Dt) celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.

Factor multiplicador de poder calorífico aplicable al componente del costo de distribución el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y

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atendido por el comercializador j. Este se determina como se establece en el parágrafo del Artículo 12 de esta resolución.

Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/m3) del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

Costo unitario, expresado en ($/m3), correspondiente a la confiabilidad del servicio de gas combustible aplicable en el mes m y de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras este es definido será cero.

Componente fijo del costo de comercialización expresado en pesos por factura del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

Pérdidas reconocidas. Este valor se determinará conforme al proceso establecido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de gas combustible) o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

Corresponde al valor expresado en $/mes, denominado montos cobrados en exceso o en defecto al usuario generado por el tratamiento del Kst causado de que trata los numerales 17.1 y 17.2 del Capítulo VIII de esta Resolución.

Parágrafo. El costo de prestación del servicio en un período dado corresponderá

a la suma de: i) el producto entre el consumo en m3 en dicho período y la componente variable del costo unitario (CUvm,i,j); y ii) el valor del componente fijo del costo unitario (CUfm,i,j).

CAPÍTULO III

COSTOS DE COMPRAS DE GAS COMBUSTIBLE

Artículo 5º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de Compras de

Gas Combustible (Gm,i,j). Sin perjuicio de que conforme a los contratos de

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concesión el concesionario empleará gas natural en la ejecución del contrato y que la utilización de otro tipo de gas combustible sólo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del Ministerio de Minas y Energía, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas, el costo de compras de gas se calculará con base en el gas combustible suministrado, de acuerdo con lo siguiente: 5.1. Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón Para el caso de suministro de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón, para la determinación del costo de gas se aplicará la siguiente expresión:

Donde: Gm,i,j Costo Promedio Unitario expresado en ($/m3) correspondiente a

las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

CCGm-1,i,j,l Costo de las Compras, en dólares de los Estados Unidos de América (USD), de i) Gas Natural con respaldo físico y/o ii) Gas Metano en Depósitos de Carbón con respaldo físico con destino a usuarios regulados, en el mes m-1, para el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el Comercializador j, inyectado en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o en los puntos de inyección al sistema de distribución “l”. No incluye pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros. El costo se refiere al valor del gas combustible comprado y facturado por el vendedor, de acuerdo al respectivo contrato. Para el costo de compras de gas natural, se debe tener en cuenta lo establecido en el numeral 5.1.1. de esta Resolución.

Vm-1,i,j,l Es el volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución “l” con destino a usuarios regulados, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j expresado en metros cúbicos (m3), y

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corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

TRM(m-1) Tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes m-1.

Artículo 5º.- Resolución CREG 138 de 2013.

5.1.1. Compras de gas natural para la atención de usuarios regulados. Las cantidades de gas natural cuyo costo se trasladará a los usuarios regulados conforme a la fórmula tarifaria durante cada año del período tarifario, se definirán de acuerdo con este numeral. A. Declaraciones de compras de gas realizadas mediante mecanismos de

comercialización en vigor antes de la entrada de vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013.

Los comercializadores que tengan contratado gas con respaldo físico mediante los mecanismos de comercialización en vigor antes de la entrada de vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013 y su fecha de terminación sea posterior a 1 de enero de 2014, deberán declararen los primeros (5) días de noviembre de 2013, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – SSPD la siguiente información:

Número de contrato

Fecha de inicio y terminación del contrato

Proveedor

Cantidades en MBTUD adquiridas mediante estos contratos con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas para cada una de los respectivas Áreas de Servicio Exclusivo donde presta el servicio.

Precio

B. Declaraciones de compras de gas realizadas mediante los mecanismos de comercialización establecidos en la Resolución CREG 089 de 2013

Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año el Comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD, la cantidad de gas natural que compró con respaldo físico para el período

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diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra para la atención de la demanda regulada.

Número de contrato


Proveedor

Cantidades en MBTUD adquiridas mediante estos contratos con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por cada una de los respectivas Áreas de Servicio Exclusivo donde presta el servicio.

Precio

Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de sus servicios la Superintendencia podrá consultar esta información a dicho agente.


C. Definición del Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural para

Áreas de Servicio Exclusivo con consumos mensuales mayores o iguales a siete millones de metros cúbicos (≥ 7.000.000 m3)

Los comercializadores que atiendan Áreas de Servicio Exclusivo cuyo consumo de gas sea igual o superior a siete millones de metros cúbicos (≥ 7.000.000 m3) deberán definir un rango de cantidades de compras de gas natural, de acuerdo con lo siguiente: 1. Dentro de los primeros (5) días calendario de junio de cada año t, los comercializadores reportaran a la Comisión la información correspondiente a los datos históricos de consumo diario de los usuarios regulados del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j. En el año 2013 esta información correspondiente a los dos (2) años anteriores y deberá reportarse dentro de los primeros (5) días siguientes a la fecha de publicación de la presente resolución. La Comisión podrá solicitar certificación de la información correspondiente a estas cantidades a los transportadores y podrá hacer las pruebas o auditorias que considere necesarias para verificar la veracidad de dichas cifras. Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de los servicios, el consolidará y reportará esta información. 2. Dentro de los primeros (15) días calendario de junio de cada año t, la CREG con la información del Sistema Único de Información - SUI, determinará las

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cantidades de gas natural mensuales demandadas durante los meses de enero a diciembre por los usuarios regulados en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j correspondiente a los dos (2) años anteriores al año t. Con la información anterior y para cada uno de los dos (2) años anteriores al año t se establecerá la cantidad máxima mensual histórica de consumo y el consumo mínimo mensual que se presentó en cada uno de esos años, así:

Donde:

Cantidad máxima mensual histórica del año (T-a): La cantidad máxima histórica de consumo diario de gas natural en metros cúbicos (m3) demandada realmente por los usuarios regulados en un día cualquiera del año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j. Este valor se multiplica por 30 y 0.95.

Cantidad mínima histórica de gas natural en metros cúbicos (m3) demandada realmente por los usuarios regulados en un mes cualquiera del año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j.

Cantidad de demanda diaria real histórica de gas natural, correspondiente al máximo consumo diario de los usuarios regulados en el año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j. Expresada en metros cúbicos.

Cantidad de demanda real histórica de gas natural en metros cúbicos (m3) de los usuarios regulados en el mes de enero del año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j. Así para el resto de meses del año. Estos valores se normalizan a meses de 30 días.

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Año histórico de 1 a 2. Este corresponde a cada uno de los cinco años anteriores al año t.

t Corresponde al año calendario en el que se realizan las compras de gas.


3. Posteriormente, se determinará para cada año de los dos (2)

anteriores al año t, la variable que corresponde a la diferencia porcentual que hay entre el consumo máximo y mínimo de cada año, así:

)

Donde:

Diferencia porcentual entre el consumo histórico máximo y mínimo en cada uno de los años en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j

4. Luego se establecerá el valor que corresponde al

mínimo valor de los que se presentaron durante los dos años . Este valor será el que se utilizará para la definición del rango del año y

5. La CREG publicará los valores para cada Área de Servicio Exclusivo que cumpla con el criterio de consumo definido al inicio de este literal.

6. El comercializador determinará el límite superior del rango de cantidad de compras de gas aplicable en el año y el cual corresponderá a la sumatoria de las cantidades de gas natural que el comercializador j compró con respaldo físico para la atención de la demanda del Área de Servicio Exclusivo i, así:

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7. El límite inferior del rango de cantidad de compras de gas aplicable en el año y se fijará como el valor de la sumatoria de las cantidades de gas natural que el comercializador j compró con respaldo físico para la atención

de la demanda del Área de Servicio Exclusivo i por el valor de

Donde:

Porcentaje que determina cómo trasladar a los usuarios regulados, del Área de Servicio Exclusivo i, atendidos por el comercializador j, las cantidades con sus respectivos costos de los contratos que garantizan firmeza.

Cantidad máxima mensual de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada en el año y del Área de Servicio Exclusivo i, en el mes m y que es atendida por el comercializador j.

Cantidad mensual de las compras de gas con respaldo físico, en MBTU, declaradas por el comercializador j para la atención de la demanda regulada del Área de Servicio Exclusivo i para el año y.

Cantidad mínima mensual del intervalo de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada del Área de Servicio Exclusivo i para el año y, que es atendida por el comercializador j.

Cantidad mensual de gas natural en MBTU realmente demandada por los usuarios regulados del Área de Servicio Exclusivo i, para el año y, que es atendida por el comercializador j.

y Corresponde al año de uso de las compras de gas y para el cual se define el rango. Este año va desde el 1° de diciembre del año t hasta el 30 de noviembre del año (t+1).

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D. Cantidades que se pueden trasladar al usuario regulado Conforme al Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural establecido en el literal anterior se podrán trasladar al usuario regulado los costos de las cantidades de gas así:

i) Si

Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo de gas correspondiente a la cantidad de gas comprada con respaldo físico.

ii)Si

Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo total de la cantidad de gas comprada con respaldo físico por el Comercializador para atender la demanda regulada. A este costo se le restarán los ingresos por venta de excedentes conforme a lo establecido en el literal E de este artículo.

iii) Si

Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado sólo el costo del gas correspondiente a la cantidad real de gas demandada por los usuarios regulados que son atendidos por el comercializador.

Parágrafo 1. Los comercializadores que atiendan Áreas de Servicio Exclusivo

cuyo consumo de gas mensual sea menor a siete millones de metros cúbicos

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(<7.000.000 m3) podrán trasladar directamente los costos de las cantidades compradas y declaradas según el literal A y B de este artículo sin calcular el rango de consumo que se describe en los literales C y D de este mismo artículo. Así mismo, podrán trasladar las compras de gas con respaldo físico realizadas mediante negociaciones directas en cualquier momento del año y que hayan sido declaradas a la - SSPD.

Parágrafo 2. La determinación de si una Área de Servicio Exclusivo tiene un

consumo de gas mensual mayor o igual a 7.000.000 m3 se hará con el resultado de la mediana estadística de los valores de consumos mensuales obtenidos por el comercializador en el Área de Servicio Exclusivo durante el año anterior a la compra de gas (t-1). Esta información corresponderá a la reportada por el comercializador para cada Área de Servicio Exclusivo en el Sistema Único de Información - SUI.

Parágrafo 3. En resolución aparte la CREG podrá establecer incentivos en el

margen de comercialización que permitan a los comercializadores obtener mejores precios del gas natural, de tal forma que resulten mejores tarifas para sus usuarios regulados.

Parágrafo 4. Para el caso de que el comercializador compre gas con respaldo

físico mediante negociaciones directas en cualquier momento del año, el Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural deberá recalcular la sumatoria del

, establecido en el numeral 5, en el mes siguiente que se cambien las cantidades compradas de gas con respaldo físico y se lo declarara a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD.

Parágrafo 5. Para las compras de gas que se efectúen conforme a la

Resolución CREG 089 de 2013 para atender la demanda regulada desde el 1 de enero del año 2014 hasta el 30 de noviembre del año 2014, la CREG efectuará todo el procedimiento establecido en este artículo, entendiéndose como año t-1 como el año 2012 y el año y el año 2014, así mismo, el comercializador determinará las cantidades conforme a lo establecido en el numeral 1° de este artículo dentro de los cinco (5) primeros días de enero de 2014.


E. Ingresos por ventas de excedentes Para el comercializador que define Rango de Cantidades de Compras de Gas

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Natural y deba aplicar lo establecido en el numeral ii) del literal D de esta resolución y para el comercializador, que no aplique este rango pero, reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes del gas combustible contratado para el sector regulado, el costo de gas se determinara así 1. Si el gas excedentario es vendido por el comercializador:

2. Si el gas excedentario es vendido por el Gestor del Mercado:

Donde:

Costo total de las compras de gas en el mes m-1, en el Área de Servicio Exclusivo i y por el comercializador j.

Ingresos por venta de excedentes de gas en el mes m-1, en el Área de Servicio Exclusivo i y por el comercializador j.

F. Insalvables restricciones en la oferta de gas natural o Situaciones de

grave emergencia o racionamiento programado. Los comercializadores podrán trasladar a sus usuarios el costo del gas adquirido a exportadores sólo a precios CODE por las cantidades de gas contratada en firme que los respectivos vendedores no puedan suministrar por presentarse las situaciones de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya. G. Aplicación de estas disposiciones Lo dispuesto en el numeral 5.1.1 de esta Resolución también se aplicará anualmente para las compras de gas que se efectúen conforme a la Resolución CREG 089 de 2013 mediante contratos cuya vigencia sea de cinco años.


http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/2b8fb06f012cc9c245256b7b00789b0c/749d4d4c92aba8980525785a007a6e67?OpenDocument#1

http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/2b8fb06f012cc9c245256b7b00789b0c/f59bed897e41eb0c0525785a007a730c?OpenDocument#1

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5.2. Gas Licuado de Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP) En el caso de suministros de Gas Licuado del Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP), se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

Gm,j,j =

Costo Promedio Unitario $/kg correspondiente a las compras de GLP, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

PMS(m-1)i,j

= Costo total de compras de gas, expresado en pesos en el mes m-1, con destino a usuarios regulados del Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j y calculado con base en la metodología de costo máximo de traslado de compras de GLP establecida en el Artículo 4 de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento de GLP del distribuidor de gas combustible por redes. El precio del GLP se define de acuerdo con lo establecido en las resoluciones vigentes de la CREG que determinen el precio del producto para las diferentes fuentes u origen del gas.

Cglp (m-1),i,j= Cantidad de GLP inyectada a la red de distribución en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados del Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j, expresada en kilogramos. Cuando en la red de distribución se inyecte AP, este valor corresponde a la cantidad de GLP inyectada al sistema de distribución a través del sistema de producción del AP.

Parágrafo. El comercializador de gas combustible por redes que utilice GLP

deberá acogerse a todas las disposiciones y obligaciones establecidas en el Reglamento de Comercialización Mayorista de Gas Licuado de Petróleo, contenidas en la Resolución CREG 053 de 2011, o aquellas que la aclaren,

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modifiquen o sustituyan, con el fin de adquirir el producto para atender a los usuarios de la red de distribución.

Artículo 6º.- Resolución CREG 138 de 2013. Determinación del

Costo del Gas cuando la Prestación del servicio se hace con

diferentes gases combustibles. Cuando se suministre Gas Natural (GN) y

Aire Propanado (AP) en un mismo Área de Servicio Exclusivo, el Gm,i,j resultante será un promedio ponderado entre: i) los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y ii) los costos unitarios de compra (Gm,i,j) de cada combustible, calculado con la siguiente fórmula:

Donde:

Gm,i,j Costo Promedio Unitario expresado en $/m3 para compras de gas para el mes m en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

Gem-1,i,j

Costo Promedio del gas e, expresado en $/m3, inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

Vem-1,i,j

Volumen del gas e, expresado en m3, inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.

Vtm-1,i,j Volumen total de los n gases Ge inyectados al sistema de distribución, expresado en m3, en el mes m-1 en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.

30

CAPÍTULO IV

COSTOS DE TRANSPORTE

Artículo 7º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de Transporte de

Gas Combustible (Tm,i,j). El costo unitario de transporte se calculará con

base en las siguientes expresiones: 7.1. Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón En el caso de transporte de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón por el Sistema Nacional de Transporte (SNT) y/o Gas Natural Comprimido se aplicará la siguiente expresión:

Donde: Tm,i,j Costo Promedio Unitario en $/m3 correspondiente al transporte de

gas natural, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m. en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.

CTTm-1,i,j Costo de transporte de gas combustible en el mes m-1, de i)

Capacidad de Transporte Gas Natural adquirida a través de contratos firmes incluyendo los costos por capacidad y los costos por volumen, en dólares de los Estados Unidos de América (USD) y/o ii) transporte de Gas Metano en Depósitos en de Carbón dólares de los Estados Unidos de América (USD), con destino a usuarios regulados en el mes m-1, para el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Estos costos sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. Para la capacidad de transporte contratada de acuerdo con la Resolución CREG 089 de 2013, el costo máximo de transporte que el comercializador podrá trasladar al usuario regulado deberá corresponder a las cantidades de compras de gas según lo establecido en el numeral 5.1.1 de esta Resolución.

CPm-1,i,j Costo total de las pérdidas del sistema de transporte declaradas por

el transportador para el mes m-1. Se deberá facturar el valor

31

calculado y como máximo hasta un 1%. En caso que el componente de pérdidas supere el 1%, el transportador asumirá el excedente.

Vm-1,i,j Volumen de gas combustible, destinado a usuarios regulados,

medido en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m3). Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

TRM(m-1) Tasa de cambio representativa del mercado en el último día del mes

m-1. 7.1.1. Compras de capacidad de transporte de gas natural Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año y cada vez que cambien los contratos el comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD las compras de capacidad de transporte de gas natural que compró con respaldo físico para el período diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra de gas para la atención de la demanda regulada.

Número de contrato


Transportador

Capacidad en Kpcd- año adquiridas mediante contratos con respaldo físico con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por ruta desde cada punto de iniciación del servicio hasta cada una de las respectivas Áreas de Servicio Exclusivo donde presta el servicio.

Precios Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de sus servicios la Superintendencia podrá consultar esta información a dicho agente.


7.1.2. Ingresos por ventas de excedentes En el caso de que el comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes de capacidad de transporte de gas natural para el sector regulado en el mes m-1, el costo de gas se determina así:

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1. Si el transporte excedentario es vendido por el comercializador:

2. Si el transporte excedentario es vendido por el Gestor del Mercado:

Donde:

Costo total de la capacidad de transporte de gas natural contratada en el mes m-1, para la atención de la demandada regulada en el Área de Servicio Exclusivo i y atendida por el comercializador j.

Ingresos por venta de capacidad de transporte excedentaria en el mes m-1, en el Área de Servicio Exclusivo i y por el comercializador j.


7.2. Gas Licuado del Petróleo (GLP) En el caso de transporte de Gas Licuado del Petróleo (GLP), corresponde a la suma de:

i. El costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el Artículo 5 de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento del distribuidor de gas combustible por redes. El precio máximo para la actividad de transporte por ductos se define de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 122 de 2008 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

ii. El costo de transporte terrestre definido en el Artículo 8 de la presente resolución.

Artículo 8º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de Transporte

33

Terrestre de Gas Combustible. El costo unitario de transporte terrestre se

calculará con base en lo establecido a continuación:

8.1. Transporte de Gas Natural Comprimido. En el caso de transporte terrestre de Gas Natural Comprimido en vehículos de carga se aplicarán los costos TVm y Pm establecidos en la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Estos costos deberán incluirse en el Tm conforme al Artículo 4 de la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. 8.2. Transporte de Gas Licuado de Petróleo. En el caso de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para comercializar GLP o AP por redes de tubería, el costo unitario de transporte terrestre TVm corresponde al flete entre los puntos de entrega del producto y el tanque de almacenamiento del mercado de distribución como lo establece la regulación de GLP o aquella que se defina específicamente para el transporte de GLP con destinado a la prestación del servicio por redes de tubería. Este costo deberá incluirse en el Tm definido en la presente Resolución.

Parágrafo. El volumen de (GLP) con destinado a usuarios regulados, se medirá

en los puntos de inyección al sistema de distribución. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Artículo 9º.- Resolución CREG 138 de 2013. Prestación del servicio

con diferentes gases combustibles. Cuando se suministre Gas Natural y/o

Gas Natural Comprimido y/o Aire Propanado (AP) en un mismo Área de Servicio Exclusivo, el Tm resultante será un ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y los costos de transporte de cada gas, calculado con la siguiente fórmula:

Donde: Tm,i,j Costo promedio unitario para transporte de gas en $/m3 para el mes

m del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

34

Tim-1,i,j Costo promedio de transporte de gas i inyectado al sistema de distribución en $/m3 en el mes m-1 para el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Vim-1,i,j Volumen del gas i inyectado al sistema de distribución expresado en

m3 en el mes m-1 para el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Vtm-1,i,j = Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución

m3en el mes m-1 en del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Parágrafo 1. Bajo ninguna circunstancia el comercializador podrá trasladar a los

usuarios costos de transporte de gas superiores a los resultantes de aplicar lo dispuesto por la CREG para el servicio de transporte a usuarios regulados.

Parágrafo 2. El transportador facturará el valor del servicio de transporte

conforme a los contratos y la regulación. No obstante, los contratos firmados durante la vigencia de la Resolución 011 de 2003 mantendrán las disposiciones de tiempo de facturación y plazo de pago de dicha Resolución.

Artículo 10º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de Compra y de

Transporte de GLP en $/m3

. Dado que los costos de compra y transporte de

GLP están en $/kg, se deben convertir a $/m3. Para la conversión, los componentes Gm, Tm, TVm se deben multiplicar por:

m,i,j Promedio de las mediciones de densidad en kg/galón realizadas en el tanque de almacenamiento en el mes m en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Fvm,i,j Factor de conversión volumétrica que se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde:

35

Qcm-1,i,j Cantidad de galones de GLP adquirida en el mes m-1 para el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Im-1,i,j Inventario final, en galones, en el mes m-1 del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Im-2,i,j Inventario final, en galones, en el mes m-2 del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Qfm-1,i,j Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida del tanque de almacenamiento, en el mes m-1 del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

Artículo 11º.- Resolución CREG 138 de 2013. En situaciones de

insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya declaradas por el Ministerio de Minas y Energía, se podrán incluir los costos adicionales a los de capacidad y volumen en firme contratados. Costos que los transportadores u otros remitentes facturen a los comercializadores en contraprestación del servicio de transporte del gas desde otro Punto de Iniciación del Servicio, en el Sistema Nacional de Transporte, al pactado por los comercializadores en los contratos de suministro con respaldo físico a fin de garantizar la prestación del servicio.

CAPÍTULO IV

COSTOS DE DISTRIBUCIÓN

Artículo 12º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de Distribución

de Gas Combustible. El costo por uso de los Sistemas de Distribución

corresponderá al cargo de distribución que fue acordado en el contrato de concesión celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.

Parágrafo 1. El cargo de distribución será afectado por el fpc que se determina

así:

36

Donde:

Factor multiplicador de poder calorífico

Promedio mensual del Poder calorífico ponderado de los diferentes gases que abastecen el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j Expresado en BTU/PC.

Parágrafo 2. En caso de prórroga de las concesiones actuales en las que se

mantenga el costo de distribución de gas combustible, se dará aplicación a este

factor. En caso de modificarse el Costo de distribución, el será igual a uno.

Parágrafo 3. En caso de que el Ministerio de Minas y Energía decida otorgar

nuevas áreas de servicio exclusivo, el será igual a uno.

Artículo 13º.- Resolución CREG 138 de 2013. Mezclas de gases de

diferentes calidades. En aquellos casos particulares donde en un sistema de

distribución con más de un punto de inyección y el gas inyectado en por lo menos dos de estos puntos tengan poderes caloríficos diferentes y esa diferencia sea mayor del 10%, el consumo en metros cúbicos (m3) a facturar se determinará aplicando la siguiente expresión:

Donde: Vusuario,m,i,j Consumo en m3 corregido en el mes m, para el usuario del Área de

Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Vusuario(P,T,Z)m,i,j Volumen corregido por compresibilidad, presión y temperatura

estándar para el Área de Servicio Exclusivo i atendido por el comercializador j.

PCzona,l,n,i,j Poder calorífico medido en la zona “l” de la red de distribución donde

se presentan “n” zonas que distribuyen gas con diferentes poderes caloríficos. Es responsabilidad del distribuidor establecer las “n” zonas e implementar en éstas la respectiva medición del poder calorífico.

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PCpond,n,i,j Poder calorífico ponderado en el mes m para el Área de Servicio

Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j. Este se determina con base en la siguiente expresión:

Donde: Vm-1,k,i,j Volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación de

puerta de ciudad y/o puntos de inyección l al sistema de distribución “k” con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m3), Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan. Este volumen corresponde al Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

PCk,i,j Poder calorífico medido en la estación de puerta de ciudad y/o

puntos de inyección l al sistema de distribución “k” del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

CAPÍTULO V

COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN

Artículo 14º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de

Comercialización de gas combustible. El costo de comercialización corresponderá a

los cargos de comercialización fijo y variable que hayan sido aprobados para el Área de Servicio Exclusivo de acuerdo con la metodología que sea establecida por la CREG para la remuneración de la actividad de comercialización en las Áreas de Servicio Exclusivo. En caso de que no se haya expedido una nueva metodología una vez entre en vigencia esta resolución se aplicará el cargo de comercialización que se encuentra definido en la Resolución CREG 057 de 1996.

Comentario: Modificado por la Resolución CREG 205 de 2013, así:

Artículo 1º.- Resolución CREG 205 de 2013. Modifíquese el

Artículo 14 de la Resolución CREG 138 de 2013 así:

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Artículo 14. Costo de Comercialización de gas combustible.

El costo de comercialización corresponderá a los cargos de comercialización fijo y variable que hayan sido aprobados para el Área de Servicio Exclusivo de acuerdo con la metodología que sea establecida por la CREG para la remuneración de la actividad de comercialización en las Áreas de Servicio Exclusivo. En caso de que no se haya expedido una nueva metodología y una vez entre en vigencia la presente resolución, se continuará aplicando el cargo de comercialización que se encuentra definido en la Resolución CREG 057 de 1996, el cual la empresa de comercialización podrá llevarlo a la fórmula tarifaria como cargo variable o como cargo fijo.

CAPÍTULO VI

COSTOS DE CONFIABILIDAD

Artículo 15º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de

Confiabilidad de gas combustible. La componente de confiabilidad

corresponderá al cargo de confiabilidad que sea aprobado de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución aparte. Hasta que no se defina dicha metodología este cargo será cero.

CAPÍTULO VII

PÉRDIDAS

Artículo 16º.- Resolución CREG 138 de 2013. Costo de Pérdidas. Las

pérdidas de Gas Combustible trasladables al usuario final, se determinarán de conformidad con el procedimiento definido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de Gas Combustible) o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Hasta que la CREG establezca dicho procedimiento, se considerará un valor máximo a trasladar del 4 % por concepto de pérdidas.

CAPITULO VIII

FACTOR KSt

Artículo 17º.- Resolución CREG 138 de 2013. Tratamiento del Kst

causado. Para las empresas de las Áreas de Servicio Exclusivo que a la fecha de entrada en vigencia

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de la presente resolución, hayan presentado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a usuarios residenciales y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el

destino o recaudo del ingreso o egreso causado por el conforme a la metodología de la Resolución CREG 057 de 1996:

Donde:

Ms(t-1)i,j Cargo promedio permitido por unidad de volumen para el año (t-1) para el Área de Servicio Exclusivo i que es atendida por el comercializador j.

t Año 2014.

INR(t-1),i,j El ingreso total bruto por ventas de gas natural a los pequeños consumidores residenciales en el año (t-1) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j.

QR(t-1)i,j La cantidad de gas natural vendida en m3 al mercado residencial en el año (t-

1) en el Área de Servicio Exclusiva i que es atendida por el comercializador j.

Se excluyen los volúmenes vendidos a usuarios no residenciales.

J(t-1),i,j Promedio diario de DTF efectivo anual en el año (t-1), reportada por el Banco de la República, expresada como interés anual.

El elemento Kst ($/m

3) se cobrará solo por un período de seis meses para las actuales áreas de servicio

exclusivo para la distribución de gas natural por redes de tuberías. 17.1 Devolución de Cobros Superiores al Mst.

Si el resulta negativo, el monto total del cobro superior al Mst efectuado a los usuarios del servicio,

estará dado por la siguiente expresión:

Las empresas acreditarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG 015 de 1999. Se entiende que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del mes siguiente al mes de entrada en vigencia la nueva fórmula tarifaria. La fórmula de acreditación por factura para un usuario n es la siguiente:

Donde:

Corresponde al volumen facturado al usuario n en el período tarifario (t-1) del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j,

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entendiéndose que:


17.2 Recaudo de Montos Dejados de Cobrar.

Si el Kst resulta positivo, el monto total de los valores dejados de cobrar a los usuarios del servicio estaría dado por la siguiente expresión:

Las empresas cobrarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida

en la Resolución CREG015 de 1999. Se entiende que los cobros se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al de entrada en vigencia de la nueva fórmula tarifaria específica y se distribuirán en un período de 6 meses. La fórmula de cobro por factura para un usuario i es la siguiente:

Donde:

Corresponde al volumen facturado al usuario n en el período tarifario (t-1) del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j, entendiéndose que:

Comentario: Modificado por la Resolución CREG 205 de 2013, así:

Artículo 2º. Resolución CREG 205 de 2013. Modifíquese el


Artículo 17. Tratamiento del Kst causado. Para las empresas

de las Áreas de Servicio Exclusivo que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, hayan presentado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a usuarios residenciales y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el destino o recaudo del ingreso o

egreso causado por el conforme a la metodología de la Resolución CREG 057 de 1996:

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Donde:

Ms(t-1)i,j Cargo promedio permitido por unidad de volumen para el año (t-1) para el Área de Servicio Exclusivo i que es atendida por el comercializador j.

t Año 2014.

INR(t-1)i,j El ingreso total bruto por ventas de gas natural a los pequeños consumidores residenciales en el año (t-1) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j.

QR(t-1)i,j La cantidad de gas natural vendida en m3 al mercado residencial en el año (t-1) en el Área de Servicio Exclusiva i que es atendida por el comercializador j. Se excluyen los volúmenes vendidos a usuarios no residenciales.

J(t-1)i,j Promedio diario de DTF efectivo anual en el año (t-1), reportada por el Banco de la República, expresada como interés anual.

La información a utilizar correspondiente al año t-1, para el cálculo de las variables definidas en este artículo, es la comprendida entre el 1 de enero y el 30 de noviembre de 2013. El comercializador podrá optar por cobrar o devolver el elemento Kst ($/m3) en un período entre seis a doce meses en las actuales áreas de servicio exclusivo para la distribución de gas natural por redes de tuberías. 17.1 Devolución de Cobros Superiores al Mst.

Si el resulta negativo, el monto total del cobro superior al Mst efectuado a los usuarios del servicio estará dado por la siguiente expresión:

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Las empresas podrán acreditar este monto en un periodo de seis (6) a doce (12) facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales, discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG 015 de 1999. Se entiende que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del mes siguiente al mes de entrada en vigencia la nueva fórmula tarifaria.

Donde:

Corresponde al número de meses entre seis (6) y doce (12) seleccionado por el comercializador para hacer las devoluciones en la facturación de sus usuarios.

Número de usuarios del Área de servicio exclusivo del mes anterior

En este caso el resultante se trasladará con signo negativo a las fórmulas tarifarias establecidas en el Artículo 4 de esta resolución. 17.2 Recaudo de Montos Dejados de Cobrar. Si el Kst resulta positivo, el monto total de los valores dejados de cobrar a los usuarios del servicio estaría dado por la siguiente expresión:

Las empresas podrán cobrar este monto en un periodo de seis (6) a doce (12) facturaciones consecutivas a los usuarios residenciales, discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG 015 de 1999. Se entiende que los cobros se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del mes siguiente al de entrada en vigencia de la nueva fórmula tarifaria

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CAPÍTULO IX

OTRAS DISPOSICIONES

Artículo 18º.- Resolución CREG 138 de 2013. Disposiciones para

Usuarios No Regulados y Usuarios Regulados. Ningún usuario podrá

decidir acogerse a las condiciones de Usuario No Regulado o de Usuario Regulado. En todo caso sólo se considerará que un usuario es Usuario No Regulado cuando se cumpla con las características definidas por la regulación.

En caso de que un Usuario No Regulado disminuya sus consumos y se clasifique como Usuario Regulado, su nueva condición sólo será efectiva hasta que el comercializador que atiende demanda regulada en el Área de Servicio Exclusivo donde el usuario se encuentra, pueda adquirir el gas y la capacidad de transporte requeridos con respaldo físico por éste y el respectivo contrato se ejecute. En caso de que un Usuario Regulado aumente sus consumos y se clasifique como Usuario No Regulado, su nueva condición sólo será efectiva hasta el siguiente 1 de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro y de capacidad de transporte con respaldo físico con periodo de un año. En este caso mientras el usuario permanezca como regulado, el comercializador que lo atiende sólo tendrá la obligación de suministrarle y transportarle gas con respaldo físico conforme a sus consumos históricos como usuario regulado. Un usuario regulado solo podrá cambiar de comercializador hasta el siguiente 1° de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro con respaldo físico con periodo de un año.

Artículo 19º.- Resolución CREG 138 de 2013. Publicidad.

Mensualmente, el comercializador hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, las tarifas que facturará a los usuarios.

Dicha publicación incluirá, los valores del costo de compras de gas combustible

( ), costo de transporte de gas combustible ( y ), así como los

valores calculados para el cargo de distribución ( ), los cargos de

comercialización ( y ), el cargo de confiabilidad ( ) y el valor de

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( ) los cuales serán publicados en moneda nacional

Los nuevos valores deberán ser reportados por el comercializador al Sistema Único de Información -SUI- administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Parágrafo. El comercializador deberá suministrar en la factura el precio por

kilovatio hora equivalente del energético comercializado. Artículo 20º.- Resolución CREG 138 de 2013. Autorización Para Fijar Tarifas. Dentro del

régimen de libertad regulada, previsto en la Ley 142 de 1994, las empresas comercializadoras de gas combustible a las que se refiere la presente Resolución podrán aplicar las Fórmulas Tarifarias Generales, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.

Comentario: Derogado este artículo mediante la Resolución CREG 184 de 2013, así:

Artículo 1º.- Resolución CREG 184 de 2013. Deróguese el

Artículo 20 de la Resolución CREG 138 de 2013.

Artículo 21º.- Resolución CREG 138 de 2013. Vigencia de la

Fórmula Tarifaria. La Fórmula Tarifaria General establecida en esta resolución se aplicará a partir

del 1° de enero de 2014 y hasta que los contratos de concesión finalicen y los comercializadores recauden o devuelvan los Kst causados de que trata el artículo 17 de esta resolución.

Una vez se termine la vigencia de la fórmula tarifaría, las áreas de servicio exclusivo aplicarán las fórmulas las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería, establecida mediante Resolución CREG 137 de 2013. Para efectos del inciso segundo de este artículo las áreas de servicio exclusivo constituyen un mercado relevante de comercialización.

Comentario: Corregido este artículo mediante la Resolución CREG 184 de 2013, así:

Artículo 2º.- Resolución CREG 184 de 2013. Corríjase el


Artículo 21º.- Vigencia de la Fórmula Tarifaria. La Fórmula

Tarifaria General establecida en esta resolución se aplicará a partir del 1° de enero de 2014 y hasta que los contratos de concesión finalicen y los comercializadores recauden o devuelvan los Kst causados de que trata el artículo 17 de esta resolución.

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Una vez se termine la vigencia de la fórmula tarifaría, las áreas de servicio exclusivo aplicarán las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería, establecida mediante Resolución CREG 137 de 2013. Para efectos del inciso segundo de este artículo las áreas de servicio exclusivo constituyen un mercado relevante de comercialización.

Artículo 22º.- Resolución CREG 138 de 2013. Vigencia y

derogatorias. La presente resolución rige a partir de su fecha de publicación en

el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

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(Diciembre 18)

- Por la cual se establecen los criterios generales para

remunerar la actividad de distribución de gas combustible por

redes de tubería y se dictan otras disposiciones -

Concordancia: Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 011 de Febrero 12 de 2003, “Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.”


En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

C O N S I D E R A N D O Q U E:

El Artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber de éste asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. El servicio público domiciliario de gas combustible ha sido definido por la Ley 142 de 1994 como “el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. (…)”. Según lo dispone el artículo 34 de la Ley 142 de 1994, se consideran restricciones indebidas a la competencia, entre otras, la prestación gratuita o a precios o tarifas inferiores al costo, de servicios adicionales a los que contempla la tarifa. Conforme al Artículo 75 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ejercer el control, la inspección y vigilancia de las entidades que prestan servicios públicos domiciliarios.

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El numeral 73.11 del Artículo 73 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible. El párrafo final del Artículo 73 de la Ley 142 de 1994 determina que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la facultad selectiva de pedir información amplia, exacta, veraz y oportuna a quienes prestan servicios públicos, incluso si sus tarifas no están sometidas a regulación, que quienes no las suministren estarán sujetos a todas las sanciones que contempla el artículo 81 de la presente Ley, y que la CREG podrá en todo caso imponer por sí misma las sanciones del caso cuando no se atiendan en forma adecuada sus solicitudes de información. El Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el numeral 87.1 del Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En virtud del principio de suficiencia financiera definido en el numeral 87.4 del Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

Según el criterio de simplicidad establecido en el numeral 87.5 del Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se entiende que las fórmulas tarifarias se elaborarán en tal forma que se facilite su comprensión, aplicación y control.

De conformidad con el numeral 87.8 del Artículo 87 de la Ley 142 de 1994 toda tarifa tendrá un carácter integral en el sentido que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras. El numeral 87.9 del Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 estableció que:

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"87.9 Las Entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las Comisiones de Regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes.

Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización de dichos bienes o derechos".

Según lo dispuesto por el numeral 88.1 del Artículo 88 de la Ley 142 de 1994, la Comisión Reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas. El Artículo 90 de la Ley 142 de 1994 establece que sin perjuicio de otras alternativas que pueden definir las comisiones de regulación, podrán incluirse un cargo por unidad de consumo, un cargo fijo, un cargo por aportes por conexión; así mismo determina que las comisiones de regulación siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas. En relación con el cargo fijo, el numeral 90.2 del Artículo 90 de la Ley 142 de 1994, dispone que dentro de las fórmulas tarifarias podrá incluirse un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso. El Artículo 91 de la Ley 142 de 1994 dispuso que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio. El Artículo 98 de la Ley 142 de 1994 prohíbe a quienes presten servicios públicos ofrecer tarifas inferiores a sus costos operacionales promedio con el ánimo de desplazar competidores, prevenir la entrada de nuevos oferentes o ganar posición dominante ante el mercado o ante clientes potenciales. Los Artículos 106 y siguientes de la Ley 142 de 1994 establecen los procedimientos que deben aplicarse con el propósito de producir actos administrativos unilaterales a que dé origen el cumplimiento de la citada Ley. El Artículo 125 de la ley 142 de 1994 establece disposiciones relacionadas con la actualización de las tarifas que se cobran a los usuarios.

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El Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, establece el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, vencido el cual, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas. El Artículo 136 de la Ley 142 de 1994, dispone que la prestación continua de un servicio de buena calidad es la obligación principal de las empresas de servicios públicos domiciliarios. La jurisprudencia de la Corte Constitucional (sentencias C-585 de 1995, C- 035 de 2003 y C-075 de 2006) ha dispuesto que los servicios públicos domiciliarios “son aquellos que se prestan a través del sistema de redes físicas o humanas con puntos terminales en las viviendas o sitios de trabajo de los usuarios y cumplen con la finalidad específica de satisfacer necesidades esenciales de la persona (…)”. Mediante Ley 1437 de 2011 se expidió el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo. La Corte Constitucional en sentencia C-818 de 2011, decretó la inexequibilidad diferida hasta el 31 de diciembre de 2014 de los artículos 13 a 33 de la Ley 1437 de 2011. Tal y como lo ha señalado la Jurisprudencia de la H. Corte Constitucional en sentencia C 150-03, la función de regulación puede materializarse mediante actos administrativos de carácter general, como por medio de actos administrativos de carácter particular. Mediante Resolución CREG-045 de 2002, la Comisión estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de la tasa de retorno que utilizará en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes para el próximo período tarifario. Mediante la Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería. Con base en los mencionados criterios, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el Cargo Promedio de Distribución (Dt) y el Cargo Máximo Base de Comercialización (Co) a cada uno de los mercados relevantes atendidos por las empresas prestadoras del servicio público de gas combustible.

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El régimen tarifario definido en las resoluciones antes citadas, fue aprobado bajo la modalidad de Libertad Regulada. Mediante la Resolución CREG 100 de 2003 se adoptaron los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en Sistemas de Distribución por redes de tubería.

Comentario: la Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 100 de octubre 27 de 2003, “Por la cual se adoptan los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en Sistemas de Distribución por redes de tubería” y sus modificatorias, Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 05 de febrero 1º. de 2006, “Por la cual se modifica el numeral 3.2 del artículo 3o de la Resolución CREG 100 de 2003.” Pueden ser consultadas en la Compilación de DINAGAS 2010.

Mediante Documento CREG-009 de 2004, se definieron los criterios para establecer los gastos eficientes de AOM para las actividades de distribución y comercialización, el factor de eficiencia en redes, así como los gastos eficientes de AOM para el control y monitoreo de los estándares de calidad definidos mediante Resolución CREG-100 de 2003. El Decreto 802 de 2004, expedido por el Ministerio de Minas y Energía y que estableció algunas disposiciones para incentivar el consumo del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV, indicó en su Artículo 3, que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, dentro de los tres (3) meses siguientes, contados a partir de la expedición del presente Decreto, cuando haya lugar a ello, ajustaría las disposiciones regulatorias vigentes en las actividades de su competencia para incentivar el consumo de Gas Natural Comprimido para uso Vehicular, GNCV. Mediante la Resolución CREG 018 de 2004, se dio cumplimiento a las disposiciones previstas en el Artículo 3 del Decreto 802 de 2004. Mediante el Decreto 1008 de 2006 se estipuló que con el objeto de impulsar la utilización del GNCV en los sistemas terrestres masivos de pasajeros se introdujera un incentivo tarifario de la regulación de la actividad de distribución de gas natural por redes. En este sentido la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución CREG-020 de 2006. Mediante la Resolución CREG 069 de 2006, se dio cumplimiento a lo dispuesto por el Parágrafo Primero del Artículo Primero de la Resolución CREG 045 de 2002 en donde se previó lo siguiente: “En el mes de junio del tercer año de vigencia del

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próximo período tarifario, se realizará un ajuste de la tasa de retorno con la información disponible de las fuentes establecidas en el Numeral 2 del Anexo de la presente resolución denominado “Parámetros, Valores de los Parámetros, Metodología de Cálculo y Ajuste de las Tasas de Retorno para la Actividad de Distribución de Gas Combustible por Redes”, actualizando únicamente los valores del costo de deuda, la tasa libre de riesgo y los spreads de la deuda soberana”. Mediante Resolución CREG-136 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales se efectuarían los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, en el siguiente período tarifario. La Comisión adelantó los estudios: “Consultoría para la evaluación de la metodología de Canasta de Tarifas de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería con la firma SANIG Servicios” y la “Consultoría para la actualización de las unidades constructivas asociadas a los activos inherentes a la actividad de distribución de gas combustible por redes, y los costos eficientes de cada una para ser consideradas en el próximo períodotarifario” con la firma Itansuca Proyectos de Ingeniería S.A. Adicionalmente, internamente se adelantaron estudios para la determinación de gastos de administración, operación y mantenimiento y el factor de productividad. El Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 2730 de 2010 “Por el cual se establecen los instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, en donde se define el mercado relevante de distribución y se estipulan reglas para expansiones de red que tengan como propósito la interconexión de dos sistemas de distribución. El 15 de Junio de 2011, se expidió el Decreto 2100 de 2011 “Por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, el cual derogó el Decreto 2730 de 2010, modificando en consecuencia los lineamientos de política que habían sido establecidos. El Decreto 2100 de 2011 estableció nuevas directrices en aspectos como: (i) la comercialización del gas natural, (ii) la atención a la demanda esencial y (iii) el régimen de exportaciones e importaciones del energético.

Comentario: El Decreto 2100 de 2011, fue compilado en el Decreto 1073 de Mayo 26 de 2015, “Por medio del cual se expide el Decreto

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Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía” que se transcribe parcialmente en esta Compilación en la Parte II.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución 118 de 2011, “por la cual se ajusta la

Resolución CREG 095 de 2008, modificada por las Resoluciones CREG 045 y 147 de 2009, conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, y se dictan otras disposiciones”, la cual

fue modificada y precisada por las resoluciones CREG 134, 140, 162 y 168 de 2011.

Comentario: Hoy vigente la Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 089 de Agosto 14 de 2013, “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.”

Con base en las disposiciones contenidas en los actos administrativos citados en el considerando anterior, se implementó y desarrolló la comercialización del gas natural para el período de atención que se extiende hasta el 31 de diciembre de 2013. Mediante la Resolución CREG 171 de 2011 se modificó el numeral 2.1.1 del RUT, determinando las condiciones para autorizar el acceso a los sistemas de transporte por parte de usuarios conectados o que puedan conectarse a sistemas de distribución. A través de la Resolución CREG 089 de 2013, “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural”, la Comisión reguló los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del Reglamento de operación de gas natural. La aplicación del nuevo marco regulatorio que inició en el cuarto trimestre del 2013 permitió que los agentes del sector comercializarán el gas en un ambiente de precios libres, en donde los vendedores y los compradores determinaron el valor del gas como resultado de sus negociaciones. A través de este proceso se transó el 70% del gas que se consume diariamente en el país. De este resultado el 44% corresponde al que proviene de los campos de producción de La Guajira y el 56% de Cusiana y Cupiagua en el departamento del Casanare. La compra del 95% del energético con destino a la demanda residencial se llevó a cabo a través de contratos con duración de cinco (5) años lo que garantiza el suministro de gas para estos usuarios durante el mismo periodo.

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Lo anterior muestra que para el siguiente período tarifario el sector contará con la suficiente oferta de gas y las reglas para que las empresas Distribuidoras mantengan o aumenten la demanda de los usuarios conectados a sus sistemas de distribución. Los resultados del período tarifario que culmina muestran que el comportamiento de la demanda tuvo un crecimiento real mayor al proyectado, con lo cual se puede afirmar que los mercados relevantes de distribución actuales han alcanzado la madurez esperada. Las condiciones actuales y los análisis llevan a concluir que es posible migrar hacia una metodología de corte transversal, la cual, acompañada con una tasa de descuento que incluya el riesgo de demanda, así como una canasta de tarifas que capture las señales de los costos de oportunidad, brinda señales más apropiadas para los objetivos regulatorios y al mismo tiempo permite mantener la cobertura y el incentivo para una expansión eficiente del servicio. Mediante la Resolución CREG 090 de 2012 la CREG ordenó publicar un proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones. A través de la Resolución 127 de 2013 se modificó el Código de Distribución en relación con los temas de medición, factores de corrección y pérdidas, entre otros. En relación con la propuesta contenida en la Resolución CREG 090 de 2012, se realizaron audiencias públicas en las ciudades de Medellín, Cartagena y Bogotá los días 18, 22 y 23 de Abril de 2013, respectivamente. En relación con la Resolución CREG 090 de 2012 se recibieron comentarios por parte de los siguientes agentes y usuarios con sus respectivos radicados: AGREMGAS (E-2013-004765 E-2013-004970); ALFAGRES (E-2013-001931), ALUMINA (E-2013-001933); ANDESCO (E-2013-004751); ANDI (E-2013-004791); BIOSC (E-2013-001948); CAMILO QUINTERO (E-2013-003893); CARVAJAL SERVICIOS (E-2013-002011 y E-2013-001921); CONFEVOCOLTICS (E-2013-004762); ECOPETROL (E-2013-004698, E-2013-004991 y E-2013-004213); EFIGAS S.A. E.S.P., GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P., SURTIGAS S.A. E.S.P., GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. (E-2013-003224 Y E-2013-005052); EPM (E-2013-004157, E-2013-004198 y E-2013-004741); EVALUACIÓN Y ESTUDIOS DE LA GESTIÓN PÚBLICA VEEDURÍA CIUDADANA (TL-2013-000161 Y E-2013-004138); FAMILIA (E-2013-001938); GAS NATURAL S.A. E.S.P. (E-2013-004764 y E-2013-005034); GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. (E-2013-004737 y E-2013-004992); GRUPO

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ENDESA, EMGESA, CODENSA (E-2013-004213, E-2013-004763 y E-2013-005022); GYPTEC (E-2013-001922) INGREDION (E-2013-001949); INVERCOLSA (E-2013-004788); ITANSUCA (E-2013-004770); LLANOGAS S.A. E.S.P. (E-2013-004719 y E-2013-004738); MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P. (E-2013-000389) MONTAGAS (E-2013-000344); NATURGAS (E-2013-004744 y E-2013-005027); ORGANIZACIÓN CORONA (E-2013-001942); PELDAR (E-2013-001924); PLEXA (E-2013-000453); PUBLISERVICIOS S.A. E.S.P. (E-2013-004775); SEATECH INTERNATIONAL (E-2013-001907); SIGRA (E-2013-001900); SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS (E-2013-005605); TGI (E-2013-004786 y E-2013-004982); UNIÓN DE EMPRESAS COLOMBIANAS DE GLP (E-2013-003600 y E-2013-001860). Adicionalmente NATURGAS presentó a la Comisión el estudio “Discusión de la metodología de regulación de mercados relevantes de distribución de gas natural” realizado por Pablo Roda. Las respuestas a cada uno de los comentarios recibidos se encuentran consignadas en el Documento CREG 146 de 2013, así como los ajustes resultantes a la propuesta de la Resolución CREG 090 de 2012. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 8 del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio SIC, encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia. Según lo previsto en el artículo 9° del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente según las normas vigentes, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados. Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 585 del 18 de diciembre de 2013, acordó expedir la presente resolución; En consecuencia,

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 202 de 2013. OBJETO. La presente

resolución tiene como objeto establecer los criterios generales para remunerar la

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actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería en áreas de servicio no exclusivo y algunas disposiciones en relación con la prestación del servicio de distribución de gas combustible mediante gasoductos virtuales.

Concordancia: Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 137 de Octubre 10 de 2013, “Por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados.”

CAPÍTULO I

DEFINICIONES Y ASPECTOS GENERALES

Artículo 2º.- Resolución CREG 202 de 2013. DEFINICIONES. Para la

interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

ACCESO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN: Es la utilización de los Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, por parte de los Almacenadores, Comercializadores, otros Distribuidores y usuarios, a cambio del pago de cargos por uso de la red y de los cargos de conexión correspondientes, con los derechos y deberes establecidos en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas disposiciones que lo sustituyan, modifiquen o complementen. CANASTA DE TARIFAS: Metodología de control tarifario consistente en la fijación, por parte del Distribuidor, de cargos máximos diferenciados por tipo de usuario y rangos de consumo para los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial. Dichos cargos y rangos deben cumplir con la condición de que sus ingresos asociados no superen los ingresos asociados al Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial aprobado por la CREG. CARGOS DE DISTRIBUCIÓN: Corresponde al Cargo De Distribución Aplicable A Usuarios De Uso Residencial y/o al Cargo Promedio De Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, los cuales se aprueban para Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. CARGO DE DISTRIBUCIÓN APLICABLE A USUARIOS DE USO RESIDENCIAL: Es el cargo unitario de distribución en pesos por metro cúbico

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($/m3) aplicable a los Usuarios de Uso Residencial conectados o que se conectarán al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Este cargo es aprobado por la CREG mediante Resolución Particular.

CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN APLICABLE A USUARIOS DIFERENTES A LOS DE USO RESIDENCIAL: Es el cargo promedio unitario de distribución en pesos por metro cúbico ($/m3) aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial y que están conectados o se conectarán al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Este cargo es aprobado por la CREG mediante Resolución Particular y es el que sirve como base para la estructuración de la Canasta de Tarifas Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial aplicable en un Sistema de Distribución de Gas Combustible.

CÓDIGO DE DISTRIBUCIÓN: Conjunto de disposiciones expedidas por la CREG, a las cuales deben someterse las Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios de gas combustible, los usuarios y demás Agentes que utilicen Sistemas de Distribución de gas combustible por redes. Hasta tanto la Comisión establezca uno diferente, el Código de Distribución será el adoptado mediante Resolución CREG-067 de 1995, con sus modificaciones y adiciones. CONEXIONES DE ACCESO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN (CONEXIÓN): Activos de uso exclusivo, que no hacen parte del Sistema de Distribución, que permiten conectar un Comercializador, un Almacenador, otro Distribuidor, o un solo usuario a un Sistema de Distribución de gas combustible por redes de tuberías. La conexión se compone básicamente de los equipos que conforman el centro de medición y la acometida, activos que son propiedad de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Artículo 2º.- Resolución CREG 202 de 2013. DEFINICIONES.

DEMANDA DE VOLUMEN: Cantidad de gas combustible que el Distribuidor entregó en la Fecha de Corte o Fecha de Base en cada uno de los mercados relevantes de distribución o cantidad de gas combustible que el distribuidor proyecta entregar anualmente a los consumidores finales en un mercado relevante nuevo de distribución o en un Municipio Nuevo, para el Horizonte de Proyección, expresado en metros cúbicos.

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DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA: Es la conducción de gas combustible a través de redes de tubería, desde las Estaciones Reguladoras de Puerta de Ciudad, o desde una Estación de Transferencia de Custodia de Distribución o desde un Tanque de Almacenamiento, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.28 del Artículo 14 de la Ley 142 de 1994. DISTRIBUCIÓN DE GAS MEDIANTE GASODUCTOS VIRTUALES: Es la conducción de gas combustible desde una fuente de producción de gas, o desde el Sistema Nacional de Transporte o desde un Sistema de Distribución o desde un Tanque de Almacenamiento, a través de un medio de transporte diferente a gasoductos, hasta la conexión de un consumidor final, de conformidad con la definición del numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994. DISTRIBUIDOR DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA O GASODUCTOS VIRTUALES (DISTRIBUIDOR): Persona constituida según lo establecido en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, encargada de la administración, la gestión comercial, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un Sistema de Distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros. EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS: Se entiende por estas, las que define el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994. ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD O PUERTA DE CIUDAD: Estación de transferencia de custodia desde el SNT a un Sistema de Distribución, en la cual se efectúan labores de regulación de presión, tratamiento y medición del gas. A partir de este punto inician las redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución y el Distribuidor asume la custodia del gas combustible. ESTACIÓN DE DESCOMPRESIÓN: Instalación en donde se reduce la presión del Gas Natural Comprimido - GNC y se ajusta al caudal necesario para inyectarlo a las redes de distribución o a la conexión de un usuario. Esta estación cuenta con un regulador de presión, un sistema de calentamiento y un sistema de medición. ESTACIÓN DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE DISTRIBUCIÓN: Estación de transferencia de custodia, en la cual se efectúan labores de medición del gas y en algunos casos de regulación de presión del gas. A partir de este punto inician las redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución conectado a otro Sistema de Distribución y se da la transferencia de la custodia del gas combustible entre Distribuidores.

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FECHA BASE: Es la fecha de referencia que se tiene en cuenta para realizar los cálculos de los cargos que el Distribuidor presenta a la CREG en cada Período Tarifario, y que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria. FECHA DE CORTE: Esta es la fecha hasta la cual se tomará la información de activos existentes que los distribuidores hayan construido en períodos tarifarios anteriores o en el que culmina y la Demanda de Volumen obtenida para efectos del cálculo de los Cargos de distribución. Esta fecha se aplica sólo a mercados existentes y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria. GAS COMBUSTIBLE: Es cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP): Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del gas natural o del petróleo, en estado gaseoso en condiciones de presión y temperatura ambiente, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano.

GAS METANO EN DEPÓSITOS DE CARBÓN (GMDC): Es una mezcla de gases con un alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno que se encuentra absorbido en carbón. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

GAS NATURAL: Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la Resolución CREG 071 de 1999 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. GAS NATURAL COMPRIMIDO (GNC): Gas Natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

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GAS AIRE PROPANADO (GAP): Es una mezcla de propano con aire que produce un combustible con características de combustión similares a las del Gas Natural. También es conocido como gas natural sintético. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG. GASODUCTO VIRTUAL DE DISTRIBUCIÓN: Sistema de compresión, transporte y descompresión de GNC, para abastecer Gas Natural, por un medio diferente a gasoducto físico, a mercados relevantes, municipios, usuarios finales, estaciones de GNCV u otros, cuando el gasoducto físico no es posible técnicamente o no es viable financieramente.


HORIZONTE DE PROYECCIÓN: Período de tiempo, fijado en 20 años, utilizado para simular el comportamiento de las variables de demanda y gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la utilización de la Inversión Base, en la metodología tarifaria. Esta información se reporta sólo para los Nuevos Mercados Relevantes de Distribución o Municipios Nuevos que van a integrarse a un Mercado Relevante. INVERSIÓN BASE: Es aquella que reconoce la CREG en los Cargos de Distribución y que corresponde al dimensionamiento del Sistema de Distribución, de acuerdo con la Demanda de Volumen, y valorada con los costos eficientes reconocidos de cada una de las unidades constructivas que lo constituyen. La Inversión Base deberá considerar las normas de seguridad establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, el Código de Distribución y las normas técnicas aplicables emitidas por autoridades competentes. La Inversión Base está constituida por la Inversión Existente a la Fecha de Corte y/o el Programa de Nuevas Inversiones para mercados relevantes de sistemas de distribución de Municipios Nuevos (IPNI). La Inversión Existente está compuesta por: la Inversión Existente (IE) a la fecha de la solicitud tarifaria del período tarifario vigente, la Inversión Programada en Nuevas Inversiones que fue reconocida y ejecutada en el período tarifario vigente (IPE), la Inversión ejecutada durante el período tarifario vigente y no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE), también incluye la reposición de Inversión Existente durante el período tarifario vigente,- Inversión de Reposición de Activos de la Inversión Existente (IRAIE). Así mismo, se podrá considerar dentro de la Inversión Existente la inversión en infraestructura que se requiera para interconectar: i) sistemas de distribución que son atendidos con GNC y que para el nuevo periodo tarifario se

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interconectaran al SNT o a otro sistema de distribución como se indica en el literal ii) del Artículo 4, ii) Así mismo, la inversión en infraestructura para municipios que son parte de un Mercado Relevante Existente que está servido con GNC y que para el nuevo periodo tarifario se conecta al SNT. MERCADO RELEVANTE EXISTENTE DE DISTRIBUCIÓN: Corresponde al municipio o al grupo de municipios, para el cual la CREG estableció cargos por uso del Sistema de Distribución con base en la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003. En esta Resolución se hará referencia indistintamente a Mercado Relevante Existente de Distribución o a Mercado Existente de Distribución. MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO: Corresponde al municipio o al grupo de municipios, para el cual la CREG establece cargos por uso del Sistema de Distribución al cual están conectados un conjunto de usuarios. Los mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario deben conformarse cumpliendo las reglas establecidas en el Artículo 5 de la presente resolución. MUNICIPIO NUEVO: Para efectos de esta Resolución, se considerará que se está ante un Municipio Nuevo cuando éste no cuente con cargos aprobados para la prestación del servicio público domiciliario de gas suministrado por redes de tubería o cuando el municipio se libere como consecuencia de haber perdido vigencia el cargo aprobado sin que se haya presentado una solicitud tarifaria en los términos del inciso dos del literal ii) numeral 6.5 del Artículo 6 de este acto administrativo o que la Resolución que aprobó el cargo de distribución de dicho municipio haya comenzado su vigencia en un periodo menor a un año a la entrada en vigencia de la presente Resolución NUEVO MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO: Corresponde al mercado relevante de distribución conformado según el literal iv) del numeral 5.2 del Artículo 5 de la presente resolución.


PERÍODO TARIFARIO: Período en el cual los cargos regulados de distribución se encuentran vigentes, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994. RED PRIMARIA DE DISTRIBUCIÓN: Para efectos tarifarios corresponde a la red conformada por los Tanques de Almacenamiento o Estaciones Puerta de Ciudad o

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Estaciones de Transferencia de Custodia de Distribución o estaciones reguladoras de presión, más la tubería de acero de todos los diámetros y/o tubería de diámetros de 2, 3, 4, 6, 8 y 10 pulgadas, que de éstas se derivan. Esta definición no modifica la establecida en las Normas Técnicas Colombianas. RED SECUNDARIA DE DISTRIBUCIÓN: Para efectos tarifarios corresponde a la Red conformada por la tubería de diámetros menores de 2 pulgadas. Esta definición no modifica la establecida en las Normas Técnicas Colombianas. Cuando en el Sistema de Distribución no exista Red Primaria de Distribución, se incluirá en la red secundaria los Tanques de Almacenamiento o Estaciones Puerta de Ciudad o Estaciones de Transferencia de Custodia de Distribución o estaciones reguladoras de presión. REPOSICIÓN DE ACTIVO: Efecto de remplazar un activo de la Inversión Existente - IE, que pertenece a un Sistema de Distribución, que llega al final de su Vida Útil Normativa, por uno nuevo de iguales o mejores condiciones. SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO: Período de vigencia de los cargos aprobados con base en la metodología de esta Resolución. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN: Es el conjunto de gasoductos y estaciones reguladoras de presión que transportan Gas Combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o desde una Estación de Transferencia de Custodia de Distribución o desde un Tanque de Almacenamiento, o desde una Estación de Descompresión, hasta el punto de derivación de otro Sistema de Distribución y/o de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su Conexión. Estos deben ceñirse a las reglas para la conformación de Sistemas de Distribución que se establecen en el Artículo 4 de esta Resolución. TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Recipientes que almacenan GLP, GNC o GAP que luego es inyectado en las redes de distribución que abastecen usuarios de mercados relevantes que utilizan estos combustibles. Los tanques forman parte de los Sistemas de Distribución de los mercados relevantes de distribución que utilizan estas tecnologías. TASA DE RETORNO: Tasa calculada a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC por sus siglas en inglés) establecido para la actividad de distribución de Gas Combustible por redes de tubería en términos constantes y antes de impuestos. UNIDAD CONSTRUCTIVA: Componente típico del conjunto de infraestructura que conforma las Redes Primaria y Secundaria de los Sistemas de Distribución

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adoptado por la Comisión para el inventario y/o valoración de dichos Sistemas, según se establece en la presente resolución. USUARIOS DIFERENTES A LOS DE USO RESIDENCIAL: Son los usuarios clasificados como comerciales, industriales regulados y no regulados, los de GNV y todos aquellos diferentes a los usuarios residenciales que se encuentran conectados o se van a conectar al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución conformado para el Siguiente Período Tarifario. USUARIOS DE USO RESIDENCIAL: Corresponde a los usuarios clasificados como de uso residencial y que se encuentran conectados o se van a conectar al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución conformado para el Siguiente Período Tarifario. VIDA ÚTIL NORMATIVA: Período de tiempo fijado en 20 años, considerado como vida útil de un activo, contados a partir de la fecha de entrada en operación del mismo. ZONA GEOGRÁFICA QUE DEJA DE SER ÁREA DE SERVICIO EXCLUSIVO: Corresponde al grupo de municipios que formaron parte de cada una de las seis áreas de servicio exclusivo de gas natural que el Ministerio de Minas y Energía otorgó en concesión especial para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natural en forma exclusiva, conforme a los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994.

CAPÍTULO II

PRESTACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS

COMBUSTIBLE A TRAVÉS DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Artículo 3º.- Resolución CREG 202 de 2013. ÁMBITO DE

APLICACIÓN. Este Capítulo se aplica a todas las personas que, estando

organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994 y desarrollan la actividad de distribución de Gas Combustible a través de Sistemas de Distribución, con excepción de aquellos donde la prestación del servicio se haga bajo el esquema de áreas de servicio exclusivo.

Artículo 4º.- Resolución CREG 202 de 2013. REGLAS PARA LA

CONFORMACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. A partir de la

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entrada en vigencia de la presente resolución, se establecen los siguientes criterios para determinar cuándo se está ante un Sistema de Distribución de Gas Combustible por redes de tubería: i) El Sistema de Distribución será considerado por Mercado Relevante de

Distribución para el Siguiente Período Tarifario, con independencia de si tiene dos o más propietarios.

ii) A partir de la vigencia de la presente Resolución, también se considerarán

parte de un Sistema de Distribución los gasoductos y la Estación de Transferencia de Custodia de Distribución para conectarse a otro Mercado Relevante de Distribución Existente, en los cuales el servicio de distribución podrá ser prestado por el mismo Distribuidor o por distribuidores distintos que pueden tener o no vinculación económica entre sí cuando cumplan con lo establecido en el numeral siguiente. Se podrá conectar un nuevo Sistema de Distribución o un Sistema de Distribución existente pero atendido con GNC, a otro Sistema de Distribución, siempre y cuando:

1. Al momento de presentarse la solicitud por parte del Distribuidor no exista o

no haya comenzado la construcción de una extensión de la red tipo II de transporte que conecte el Sistema de Distribución al SNT.

2. La conexión de los Sistemas de Distribución corresponda a Mercados

Relevantes de Distribución adyacentes, es decir que estén situados próximos uno de otro y cumplan con el procedimiento indicado en el ANEXO 1 de esta resolución para sus solicitudes tarifarias.

iii) Para la determinación de Cargos de Distribución de un Sistema de Distribución de un Mercado

Relevante de Distribución que se conecta a otro se aplicará el procedimiento establecido en el literal II del Anexo 11 de la presente resolución.

Comentario: Modificado este numeral mediante la Resolución CREG 138 de 2014, así:


numeral iii) del artículo 4 de la Resolución CREG 202 de 2013 así: iii) Para la determinación de Cargos de Distribución de un Sistema de Distribución de un Mercado Relevante de Distribución que se conecta a otro se aplicará el procedimiento establecido en el literal II del ANEXO 1 de la presente resolución.

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iv) El Sistema de Distribución que se conecte a otro Sistema de Distribución, debe pagar por su uso, el Cargo de Distribución de este último ajustado con la demanda asociada al Sistema de Distribución que se conectan. El Cargo de Distribución aplicable será: (i) si se conecta a la Red Primaria de Distribución, el Cargo de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial y ii) si se conecta a la Red Secundaria de Distribución el Cargo Aplicable a los Usuarios de Uso Residencial.

Artículo 5º.- Resolución CREG 202 de 2013. MERCADOS

RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO

TARIFARIO.

5.1. REGLA GENERAL. Para la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución, el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que se tendrá en cuenta para el cálculo tarifario será definido por la CREG con base en la solicitud tarifaria que presente cada Distribuidor. El Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario deberá ser conformado como mínimo por un municipio o podrá estar conformado por un grupo de municipios, con excepción de lo establecido en el numeral 5.3. de esta Resolución.

5.2. CRITERIOS PARA LA CONFORMACIÓN DE LOS MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN

PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO.

A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los Distribuidores podrán acogerse a los siguientes criterios para la conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y proceder a solicitar a la CREG la aprobación de los cargos correspondientes:

i. Mercados Existentes de Distribución: Constituir el Mercado Relevante de Distribución para el

Siguiente Período Tarifario, manteniendo la estructura del Mercado Relevante de Distribución conformado según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003. Para que un mercado sea considerado Mercado Existente de Distribución deberá contener todos los municipios que formaron parte del mercado conformado en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003. Sólo se permitirá el retiro de municipios del Mercado Existente de Distribución si en este habiendo pasado más de un año de la aprobación del cargo no se ha iniciado la prestación del servicio. También corresponderán a este tipo de Mercados Existentes de Distribución las zonas geográficas que hayan pertenecido a las Áreas de Servicio Exclusivo y donde se hayan culminado los contratos de concesión.

ii. Agregación de Mercados Existentes de Distribución: Incorporar en un Mercado Relevante de

Distribución para el Siguiente Período Tarifario dos o más Mercados Relevantes Existentes de Distribución o que fueron constituidos conforme a la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003. Esta agregación de Mercados Existentes solo se podrá realizar siempre y cuando los mercados objeto de integración sean atendidos por un mismo distribuidor o

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cuando los distribuidores que prestan servicio en dichos Mercados estén de acuerdo con la integración. Adicionalmente, los Mercados Existentes de Distribución que se agreguen deberán estar ubicados en un mismo departamento o en departamentos diferentes pero con alguno(s) de los municipios que los conforman con fronteras comunes. Podrán incluir mercados existentes de GNC que se conectarán a red física para lo cual se podrá incluir la infraestructura requerida como inversión existente.

iii. Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos: Conformar el Mercado

Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario con Mercado(s) Existente(s) conformado(s) con las reglas de la Resolución CREG 011 de 2003 y Municipio(s) Nuevo(s). Estos Municipio(s) Nuevo(s) solo podrán anexarse al Mercado Existente cuando estén ubicados en el mismo departamento o en departamento diferente pero con frontera común a alguno de los municipios que forman parte del Mercado Existente de Distribución.

iv. Creación de Nuevos Mercados de Distribución: Constituir Nuevos Mercados Relevantes de

Distribución para el Siguiente Período Tarifario por Municipios Nuevos, bien sea que la infraestructura esté o no ejecutada.


Parágrafo 1. La conformación de Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario

con las características establecidas en los numerales ii) y iii) se permitirá, siempre y cuando el costo unitario de Gas Combustible por redes de tubería a usuario final en cada Mercado Relevante o Municipio Nuevo que se pretende fusionar no sea superior al costo unitario total a usuario final de GLP en cilindros portátiles para dicho mercado.

Parágrafo 2. Para establecer la comparación de los costos unitarios de Gas Combustible por redes y GLP,

la Comisión utilizará los criterios establecidos en la Resolución CREG 141 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya y determinará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria si el costo de prestación del servicio de distribución de Gas Natural por red al usuario final, en cada Mercado Relevante de Distribución Existente o Municipio Nuevo, es igual o menor al costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros portátiles al usuario final.

Parágrafo 3. En el caso en que los Mercados Existentes de los numerales ii) y iii) se está prestando el

servicio de GLP por redes de tubería se realizará la comparación del costo de prestación de este servicio con el costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros portátiles a usuario final.

Parágrafo 4. Los Municipios o Mercados Relevantes de Distribución que cuenten con recursos públicos del

Fondo Especial de Cuota de Fomento, del Fondo Nacional de Regalías, de las Alcaldías, Gobernaciones, entes territoriales u otros y cuyo destino sea la infraestructura de distribución, deberán conservar la estructura del Mercado Relevante de Distribución, según se hayan aprobado los recursos para los distintos proyectos, es decir no podrán unirse con municipios que no cuentan con estos recursos, ni con aquellos municipios que no hicieron parte de los proyectos inicialmente aprobados por parte de los Fondos para el otorgamiento de recursos. Esta disposición no aplica para Mercados Relevantes de Distribución intervenidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para liquidación de prestador del servicio en dicho mercado o para los mercados cuyos aportes públicos hayan sido destinados únicamente para las conexiones de usuarios.


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5.3. MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN ESPECIAL PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO.

En los casos en los que centros poblados diferentes a la cabecera municipal, entendiéndose por estos los corregimientos, caseríos o inspecciones de policía, que forman parte de municipios que se encuentran conformando Mercados Relevantes Existentes o Mercados Relevantes para el Siguiente Período Tarifario con Cargos de Distribución aprobados y que por razones de distancia a los Sistemas de Distribución no se encuentran incluidos dentro del plan de expansión por parte del Distribuidor que presta el servicio en dicho Mercado Relevante, podrán constituirse como un Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Periodo Tarifario. Para el Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario se establece un cargo por uso del Sistema de Distribución, cumpliendo todas las condiciones establecidas en la presente resolución para Nuevos Mercados de Distribución. Este cargo será aplicable únicamente a dicho centro poblado o Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario.

La Comisión evaluará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria del Distribuidor interesado, si las condiciones del centro poblado ameritan su constitución como Mercado Relevante de Distribución Especial.

Parágrafo 1. La empresa Distribuidora interesada en presentar solicitud de Cargos de Distribución a la

CREG para la creación de un Mercados Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Periodo Tarifario, deberá demostrar que al menos el 80% de los usuarios potenciales del servicio de gas del centro poblado, están interesados en contar con el servicio.

Parágrafo 2 Si transcurrido un (1) año de haberse aprobado Cargos de Distribución para el Mercado

Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario el Distribuidor no ha iniciado la prestación del servicio, la resolución particular de aprobación de cargos para dicho Mercado Relevante de Distribución Especial perderá su vigencia y otro Distribuidor podrá solicitar un nuevo cargo para este, aspecto que deberá ser explícitamente incorporado en la resolución antes referida. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones o demás medidas que pueda imponer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliaros en ejercicio de sus funciones.

Comentario: Modificados estos numerales mediante la Resolución CREG 138 de 2014, así:

Artículo 2º. Resolución CREG 138 de 2014. Modifíquese los

numerales 5.2. y 5.3. del artículo 5 de la Resolución CREG 202 de 2013 así: 5.2. CRITERIOS PARA LA CONFORMACIÓN DE LOS MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los Distribuidores podrán acogerse a los siguientes criterios para la conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y proceder a solicitar a la CREG la aprobación de los cargos correspondientes:

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v. Mercados Existentes de Distribución: Constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, manteniendo la estructura del Mercado Relevante de Distribución conformado según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003. Para que un mercado sea considerado Mercado Existente de Distribución deberá contener todos los municipios que formaron parte del mercado conformado en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003. Sólo se permitirá el retiro de municipios del Mercado Existente de Distribución si en este habiendo pasado más de un año de la aprobación del cargo no se ha iniciado la prestación del servicio. También corresponderán a este tipo de Mercados Existentes de Distribución las zonas geográficas que hayan pertenecido a las Áreas de Servicio Exclusivo y donde se hayan culminado los contratos de concesión.

vi. Agregación de Mercados Existentes de Distribución: Incorporar en un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario dos o más Mercados Relevantes Existentes de Distribución o que fueron constituidos conforme a la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003. Esta agregación de Mercados Existentes sólo se podrá realizar siempre y cuando los mercados objeto de integración sean atendidos por un mismo distribuidor o cuando los distribuidores que prestan servicio en dichos Mercados estén de acuerdo con la integración. Adicionalmente, los Mercados Existentes de Distribución que se agreguen deberán estar ubicados en un mismo departamento o en departamentos diferentes pero con alguno(s) de los municipios que los conforman con fronteras comunes. Podrán incluir mercados existentes de GNC que se conectarán a red física para lo cual se podrá incluir la infraestructura requerida como inversión existente.

vii. Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos: Conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario con Mercado(s) Existente(s) conformado(s) con las reglas de la Resolución CREG 011 de 2003 y Municipio(s) Nuevo(s). Estos Municipio(s) Nuevo(s) sólo podrán anexarse al Mercado Existente cuando estén ubicados en el mismo departamento o en departamento

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diferente pero con frontera común a alguno de los municipios que forman parte del Mercado Existente de Distribución.

viii. Creación de Nuevos Mercados de Distribución: Constituir Nuevos Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario por Municipios Nuevos, bien sea que la infraestructura esté o no ejecutada.

Parágrafo 1. La conformación de Mercados Relevantes de Distribución

para el Siguiente Período Tarifario con las características establecidas en los numerales ii) y iii) se permitirá, siempre y cuando el costo unitario de Gas Combustible por redes de tubería a usuario final en cada Mercado Relevante o Municipio Nuevo que se pretende fusionar no sea superior al costo unitario total a usuario final de GLP en cilindros portátiles para dicho mercado.

Parágrafo 2. Para establecer la comparación de los costos unitarios de

Gas Combustible por redes y GLP, la Comisión utilizará los criterios establecidos en la Resolución CREG 141 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya y determinará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria si el costo de prestación del servicio de distribución de Gas Natural por red al usuario final, en cada Mercado Relevante de Distribución Existente o Municipio Nuevo, es igual o menor al costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros portátiles al usuario final.

Parágrafo 3. En el caso en que los Mercados Existentes de los

numerales ii) y iii) se está prestando el servicio de GLP por redes de tubería se realizará la comparación del costo de prestación de este servicio con el costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros portátiles a usuario final.

Parágrafo 4. Los Municipios o Mercados Relevantes de Distribución

que cuenten con recursos públicos del Fondo Especial de Cuota de Fomento, del Fondo Nacional de Regalías, de las Alcaldías, Gobernaciones, entes territoriales u otros y cuyo destino sea la infraestructura de distribución, deberán conservar la estructura del Mercado Relevante de Distribución, según se hayan aprobado los recursos para los distintos proyectos, es decir, no podrán unirse con municipios que no cuentan con estos recursos, ni con aquellos municipios que no hicieron parte de los proyectos inicialmente aprobados por parte de los Fondos para el otorgamiento de recursos. Esta disposición no

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aplica para Mercados Relevantes de Distribución intervenidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para liquidación de prestador del servicio en dicho mercado o para los mercados cuyos aportes públicos hayan sido destinados únicamente para las conexiones de usuarios.

Parágrafo 5. Los municipios que pertenecen a un Mercado Existente de

Distribución y a los que le fueron asignados recursos públicos posteriormente a la aprobación del cargo de distribución en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 y con anterioridad al 31 de diciembre de 2013, para la conformación de Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, deberán aplicar lo dispuesto en el numeral 6.7.1 del artículo 6 de la presente resolución. 5.3. MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN ESPECIAL PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO. En los casos en los que centros poblados diferentes a la cabecera municipal, entendiéndose por estos los corregimientos, caseríos o inspecciones de policía, que forman parte de municipios que se encuentran conformando Mercados Relevantes Existentes o Mercados Relevantes para el Siguiente Período Tarifario con Cargos de Distribución aprobados y que por razones de distancia a los Sistemas de Distribución no se encuentran incluidos dentro del plan de expansión por parte del Distribuidor que presta el servicio en dicho Mercado Relevante, podrán constituirse como un Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario. Para el Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario se establece un cargo por uso del Sistema de Distribución, cumpliendo todas las condiciones establecidas en la presente resolución para Nuevos Mercados de Distribución. Este cargo será aplicable únicamente a dicho centro poblado o Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario.

La Comisión evaluará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria del Distribuidor interesado, si las condiciones del centro poblado ameritan su constitución como Mercado Relevante de Distribución Especial.

Parágrafo 1. La empresa Distribuidora interesada en presentar solicitud

de Cargos de Distribución a la CREG para la creación de un Mercados Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario, deberá demostrar que al menos el 80% de los usuarios potenciales del

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servicio de gas del centro poblado, están interesados en contar con el servicio.

Parágrafo 2. Si transcurrido un (1) año de haberse aprobado Cargos de

Distribución para el Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario el Distribuidor no ha iniciado la prestación del servicio, la resolución particular de aprobación de cargos para dicho Mercado Relevante de Distribución Especial perderá su vigencia y otro Distribuidor podrá solicitar un nuevo cargo para este, aspecto que deberá ser explícitamente incorporado en la resolución antes referida. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones o demás medidas que pueda imponer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliaros en ejercicio de sus funciones.

Parágrafo 3. Los centros poblados que pertenecen a un municipio que

contaba con Cargo Promedio de Distribución en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 y a los cuales se les haya asignado recursos públicos con posterioridad a la aprobación del cargo y con anterioridad al 31 de diciembre de 2013, deberán constituirse como Mercados Especiales en los términos establecidos en el numeral 6.7.1 del Artículo 6 de la presente resolución.

Parágrafo 4. El municipio que cuente con Cargo Promedio de

Distribución aprobado en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 pero que al 31 de diciembre de 2013 sólo tenga prestación del servicio en sus centros poblados y no en su cabecera municipal, podrá constituirse como Nuevo Mercado de Distribución. Los centros poblados del municipio que cuentan con servicio deberán conformarse como un Mercado Relevante de Distribución Especial al cual se le aplicará la metodología de costos medios históricos.

Artículo 6º.- Resolución CREG 202 de 2013. REGLAS PARA LA

SOLICITUD Y APROBACIÓN DE CARGOS. A partir de la entrada en

vigencia de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes reglas para la solicitud y aprobación de los Cargos de Distribución. 6.1. ACTUACIÓN PARA LA DEFINICIÓN DE LOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN. La empresa interesada solicitará a la CREG la aprobación del Cargo de Distribución Aplicable a Usuarios de Uso Residencial y el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial por uso del

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Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, según lo establecido en el Artículo 9 de la presente resolución y de acuerdo con lo siguiente: a) La empresa, a través de su representante legal, remitirá a la CREG la solicitud

y la información conforme lo establecido en el Artículo 16 de la Ley 1437 de 2011 o aquella que la aclare, modifique o sustituya, y la demás información requerida según esta Resolución.

b) La CREG podrá solicitar el reporte de la información entregada en forma física a través del aplicativo en formato web que diseñe para tal fin. Para lo cual la Dirección Ejecutiva en su momento expedirá y publicará en su página web una circular que contenga el procedimiento con instructivo para el cargue de esta información. En caso de hacerlo las empresas estarán obligadas a presentar la información de sus solicitudes por este medio.

c) Después de recibida la solicitud con el cumplimiento de todos los requerimientos de información solicitados por la CREG, se dará continuación a la actuación administrativa correspondiente y el Comité de Expertos de la CREG aplicará la metodología respectiva, definirá la propuesta de Cargos de Distribución por uso para cada Mercado Relevante para el Siguiente Período Tarifario y someterá a consideración, en sesión de CREG, la resolución definitiva, salvo que se requiera practicar pruebas, caso en el cual, el término de cinco meses para la aprobación de los Cargos de Distribución, establecido en el Artículo 111 de la Ley 142 de 1994, se suspenderá durante el trámite de las mismas.

d) Cuando habiéndose radicado la solicitud, se constate que la solicitud está

incompleta, pero que la actuación puede continuar sin oponerse a la ley, el Director Ejecutivo de la CREG requerirá a la empresa completar la información en los términos establecidos en el artículo 17 de la Ley 1437 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya. También se dará aplicación al Artículo 17 de la Ley 1437 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya, cuando la CREG advierta que la empresa debe realizar una gestión de trámite a su cargo, necesaria para la adopción de la decisión.

e) En caso de que una empresa considere que conforme a la Constitución y la

Ley, alguna de la información incluida en la solicitud tarifaria tiene carácter reservado o confidencial, así lo manifestará junto con la justificación correspondiente y la indicación precisa de las disposiciones legales en que se fundamenta, con el fin de que se proceda, cuando así corresponda, a la formación del cuaderno separado en el expediente. En caso de que la

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empresa no haga manifestación alguna, se considerará que toda la información recibida es pública.

Parágrafo. Las empresas que presten el servicio en Mercados Relevantes

Existentes que culminen el Período Tarifario entre los meses de enero y marzo, tendrán dos (2) meses adicionales para someter a la aprobación de la Comisión el estudio de los cargos aplicables para el Próximo Período Tarifario.


6.2 INFORMACIÓN QUE DEBE CONTENER LA SOLICITUD. Los estudios tarifarios que se presenten a la Comisión deben contener la información especificada en los ANEXOS de esta Resolución y los respectivos archivos en medio magnético, los cuales deben contener los planos de todos los Sistemas de Distribución que conforman la(s) solicitud(es) tarifaria(s) junto con la información incluida en la solicitud y que sea factible de ser suministrada por este medio. Sin embargo, la Comisión podrá solicitar otra información que considere relevante para el desempeño de sus funciones. El solicitante deberá indicar expresamente si cuenta o no con recursos públicos para la financiación de infraestructura de distribución y en caso afirmativo deberá indicar su procedencia, monto, destinación y deberá discriminar las inversiones que ejecutará con recursos propios y aquella que ejecutará con recursos públicos. Con el propósito de comunicar la actuación administrativa a terceros, cada Distribuidor deberá incluir un resumen de la solicitud tarifaria presentada, que incluya, como mínimo, la información establecida en el Anexo 2 de esta Resolución. Conforme al resumen remitido, se comunicará la actuación administrativa a los terceros, en los términos establecidos en la Ley 1437 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya.


6.3. VERIFICACIÓN SOBRE ACTIVOS REPORTADOS POR LAS EMPRESAS.

Teniendo en cuenta las distintas variables existentes para el reporte adecuado de la información, la CREG aplicará el mecanismo de verificaciones que se describe en el ANEXO 3 de la presente resolución.

Sin perjuicio de lo anterior, si dentro del mes siguiente a la fecha en que se haga la publicación mediante la cual se divulguen los cargos que el Distribuidor propone

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aplicar, determinados según la metodología general aprobada por la Comisión en esta Resolución, y habiendo oído a los interesados que intervengan, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, o si se considera necesario decretar pruebas, el Director Ejecutivo podrá ordenarlas, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 108 de la Ley 142 de 1994. 6.4. SOLICITUD TARIFARIA DE PERÍODOS TARIFARIOS CONCLUIDOS. Sólo los Distribuidores que atienden usuarios en Mercados Existentes de Distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y que hayan concluido el Período Tarifario, deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los Cargos de Distribución aplicables para el Siguiente Período Tarifario, con sujeción a la metodología y demás criterios establecidos en la presente resolución, a más tardar, dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución. Si transcurridos los tres (3) meses de que trata el presente artículo, los Distribuidores no han remitido su solicitud con la correspondiente información, la Comisión procederá de oficio, a determinar los Cargos de Distribución aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y corresponderá al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre los Cargos de Distribución vigentes a la entrada en vigencia de la presente resolución. Parágrafo. La CREG sólo aprobará cargos presentados por el (los) Distribuidor(es) que estén prestando el

servicio en el mercado existente.

Comentario: Este numeral 6.4. fue modificado en principio por el artículo 1º.- de la Resolución CREG 052 de 2014, así: 6.4. SOLICITUD TARIFARIA DE PERÍODOS TARIFARIOS CONCLUIDOS. Sólo los Distribuidores que atienden usuarios en Mercados Existentes de Distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y que hayan concluido el Período Tarifario, deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los Cargos de Distribución aplicables para el Siguiente Período Tarifario, con sujeción a la metodología y demás criterios establecidos en la presente resolución, a más tardar, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, contados a partir de la firmeza de la resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas. Si transcurrido el término de que trata el presente artículo, los Distribuidores no han remitido su solicitud con la correspondiente información, la Comisión procederá de oficio, a determinar los Cargos de Distribución aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y corresponderá al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre los Cargos de Distribución vigentes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

Parágrafo. La CREG sólo aprobará cargos presentados por el (los) Distribuidor(es) que estén

prestando el servicio en el mercado existente.


6.5. CARGOS PROMEDIOS DE DISTRIBUCIÓN QUE NO HAYAN ESTADO VIGENTES DURANTE CINCO (5) AÑOS.

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Los Distribuidores que se encuentren prestando el servicio en un Mercado Relevante Existente de Distribución con un Cargo Promedio de Distribución que no haya estado vigente por cinco (5) años a la entrada en vigencia de la presente resolución, tendrán las siguientes opciones:

(i) Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de Cargos de Distribución una vez entre en

vigencia esta Resolución. En este caso, a más tardar dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada

en vigor del presente acto administrativo, sólo el Distribuidor que está prestando el servicio en los Mercados Existentes de Distribución deberá presentar a la CREG una solicitud de Cargos de Distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario establecidas en el Artículo 5 de esta presente resolución. Los nuevos Cargos de Distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el Artículo 7 del presente acto administrativo.

En caso de existir más de un Distribuidor atendiendo el mismo Mercado Relevante, todos los Distribuidores deberán renunciar a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003 y presentar cada uno su respectiva solicitud tarifaria en los términos de este numeral; de lo contario, no podrán acogerse a la opción aquí establecida.

Los Mercados Relevantes de Distribución que tengan Cargo de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, donde su vigencia sea inferior a un (1) año y en los cuales no se haya iniciado la prestación del servicio y decidan acogerse a lo establecido en este numeral, podrán solicitar a la CREG que sean considerados como Nuevos Mercados de Distribución.

Comentario: Este literal fue modificado en principio por el artículo 1º.- de la Resolución CREG 052 de 2014, así: (i) Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de Cargos de Distribución una vez entre en vigencia esta Resolución. En este caso, a más tardar dentro de los quince (15) días hábiles siguientes contados a partir de la firmeza de la Resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de Distribución de Gas, sólo el Distribuidor que está prestando el servicio en los Mercados Existentes de Distribución deberá presentar a la CREG una solicitud de Cargos de Distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario establecidas en el Artículo 5 de esta presente resolución. Los nuevos Cargos de Distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el Artículo 7 del presente acto administrativo. En caso de existir más de un Distribuidor atendiendo el mismo Mercado Relevante, todos los Distribuidores deberán renunciar a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003 y presentar cada uno su respectiva solicitud tarifaria en los términos de este numeral; de lo contario, no podrán acogerse a la opción aquí establecida. Los Mercados Relevantes de Distribución que tengan Cargo de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, donde su vigencia sea inferior a un (1) año y en los cuales no se haya iniciado la prestación del servicio y decidan acogerse a lo establecido en este numeral, podrán solicitar a la CREG que sean considerados como Nuevos Mercados de Distribución.

(ii) Mantener la vigencia de los cargos aprobados para el Mercado Relevante correspondiente, según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003. En este caso, y

durante la vigencia del Cargo Promedio de Distribución, no podrá modificarse la conformación del Mercado Relevante Existente. Una vez el Cargo de Distribución aprobado con base en la

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metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 cumpla su período de vigencia, el Distribuidor deberá dar aplicación a lo establecido en el numeral 6.4 del presente Artículo, de lo contrario, la CREG procederá de oficio a determinar los Cargos de Distribución Aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario correspondiente y será equivalente al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre todos los Cargos de Distribución vigentes al cumplimiento de su período de vigencia.

De no presentarse la solicitud tarifaria tal y como se estableció en el párrafo anterior la CREG procederá de oficio a fijar los nuevos cargos, siempre y cuando el servicio se esté prestando en el Mercado Relevante Existente correspondiente.

Parágrafo. En el caso de un Mercado Relevante Existente de Distribución, que cuente o no, con

recursos públicos que este conformado por varios municipios en el que no se esté prestando el servicio en la totalidad de los mismos y el prestador del servicio que presentó la solicitud de cargos ante la CREG esté siendo intervenido por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para liquidación del prestador del servicio en dicho mercado, se podrá entender como Mercado Relevante Existente de Distribución con periodo tarifario concluido, el conformado por la totalidad de los municipios en que se esté prestando el servicio y para aquellos donde no se esté prestando el servicio, el cargo aprobado conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 perderá su vigencia y se podrá considerar como Municipio Nuevo.

Comentario: Modificados estos numerales de nuevo mediante la Resolución CREG 138 de 2014, así:

Artículo 3º. Resolución CREG 138 de 2014. Modifíquese los numerales 6.4 y 6.5 del

artículo 6 de la Resolución CREG 202 de 2013 que fue modificado por la Resolución CREG 052 de 2014 y adiciónese el numeral 6.7.1 al artículo 6 de la Resolución CREG 202 de 2013. 6.4. SOLICITUD TARIFARIA DE PERÍODOS TARIFARIOS CONCLUIDOS.

Sólo los Distribuidores que atienden usuarios en Mercados Existentes de Distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y que hayan concluido el Período Tarifario, deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los Cargos de Distribución aplicables para el Siguiente Período Tarifario, con sujeción a la metodología y demás criterios establecidos en la presente resolución, a más tardar, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, contados a partir de la firmeza de la resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas. Si transcurrido el término de que trata el presente artículo, los Distribuidores no han remitido su solicitud con la correspondiente información, la Comisión procederá de oficio, a determinar los Cargos de Distribución aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y corresponderá al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre los Cargos de Distribución vigentes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

Parágrafo. La CREG sólo aprobará cargos presentados por el (los) Distribuidor(es) que estén

prestando el servicio en el mercado existente. 6.5. CARGOS PROMEDIOS DE DISTRIBUCIÓN QUE NO HAYAN ESTADO VIGENTES DURANTE CINCO (5) AÑOS.

Los Distribuidores que se encuentren prestando el servicio en un Mercado Relevante Existente de Distribución con un Cargo Promedio de Distribución que no haya estado vigente por cinco (5) años a la entrada en vigencia de la presente resolución, tendrán las siguientes opciones:

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(i) Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de Cargos de Distribución una vez entre en vigencia esta Resolución. En este caso, a más tardar dentro de los quince (15) días hábiles

siguientes contados a partir de la firmeza de la Resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de Distribución de Gas, sólo el Distribuidor que está prestando el servicio en los Mercados Existentes de Distribución deberá presentar a la CREG una solicitud de Cargos de Distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario establecidas en el Artículo 5 de esta resolución. Los nuevos Cargos de Distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el Artículo 7 del presente acto administrativo. En caso de existir más de un Distribuidor atendiendo el mismo Mercado Relevante, todos los Distribuidores deberán renunciar a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003 y presentar cada uno su respectiva solicitud tarifaria en los términos de este numeral; de lo contario, no podrán acogerse a la opción aquí establecida. En los Mercados Relevantes de Distribución que tengan Cargo de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, donde su vigencia sea inferior a un (1) año al 31 de diciembre de 2013 y que durante dicho período no se haya iniciado la prestación del servicio, sólo los Distribuidores que solicitaron el cargo para el respetivo mercado, podrán acogerse a lo establecido en este numeral solicitando a la CREG que sea considerado como Nuevo Mercado de Distribución, sólo para efectos de la aplicación de la metodología establecida en esta resolución. Para lo cual debe existir manifestación expresa de la renuncia a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución vigente.

(ii) Mantener la vigencia de los cargos aprobados para el Mercado Relevante correspondiente, según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003. En este caso, y durante la vigencia del Cargo Promedio de Distribución, no podrá modificarse la conformación del Mercado Relevante Existente. Una vez el Cargo de Distribución aprobado con base en la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 cumpla su período de vigencia, el Distribuidor deberá dar aplicación a lo establecido en el numeral 6.4 del presente artículo, de lo contrario, la CREG procederá de oficio a determinar los Cargos de Distribución Aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario correspondiente y será equivalente al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre todos los Cargos de Distribución vigentes al cumplimiento de su período de vigencia. De no presentarse la solicitud tarifaria tal y como se estableció en el párrafo anterior la CREG procederá de oficio a fijar los nuevos cargos, siempre y cuando el servicio se esté prestando en el Mercado Relevante Existente correspondiente. En caso de no presentarse solicitud tarifaria y no estarse prestando el servicio en el Mercado Relevante Existente, el Cargo Promedio de Distribución y el Mercado Relevante aprobado con base en la metodología y criterios de la Resolución CREG 011 de 2003,

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perderán su vigencia, de tal forma que cualquier prestador podrá incluir los municipios que integran el Mercado Relevante Existente liberado en las solicitudes tarifarias que se presenten para el siguiente período tarifario con base en la presente resolución como Municipios Nuevos.

Parágrafo 1. En el caso de un Mercado Relevante Existente de

Distribución, que cuente o no, con recursos públicos y donde el prestador del servicio que presentó la solicitud de cargos ante la CREG esté siendo intervenido por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para liquidación del prestador del servicio en dicho mercado, el cargo aprobado conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 perderá su vigencia y una nueva empresa podrá presentar solicitud tarifaria considerándolo como Nuevo Mercado de Distribución sólo para efectos de la definición de los cargos de distribución.

Parágrafo 2. Las solicitudes que se presenten en los plazos

establecidos en el numeral 6.4. y numeral i) del 6.5 tendrán como Fecha de Corte el 30 de junio de 2014. Comentario: Modificados estos numerales de nuevo mediante la Resolución CREG 112 de 2015, así:

Artículo 1º. Resolución CREG 112 de 2015. Modifíquense los

numerales 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 del artículo 6 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificados por la Resolución CREG 052 de 2014 y 138 de 2014, así: 6.4. SOLICITUD TARIFARIA DE PERÍODOS TARIFARIOS CONCLUIDOS. Sólo los Distribuidores que atienden usuarios en Mercados Existentes de Distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y que hayan concluido el Período Tarifario, deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los Cargos de Distribución aplicables para el Siguiente Período Tarifario, con sujeción a la metodología y demás criterios establecidos en la presente resolución, a más tardar el día 23 de septiembre de 2015. Si transcurrido el término de que trata el presente artículo, los Distribuidores no han remitido su solicitud con la correspondiente información, la Comisión procederá de oficio, a determinar los Cargos de Distribución aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el

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Siguiente Período Tarifario y corresponderá al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre los Cargos de Distribución vigentes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

Parágrafo 1. La CREG sólo aprobará cargos presentados por el (los)

Distribuidor(es) que estén prestando el servicio en el mercado existente. 6.5. CARGOS PROMEDIOS DE DISTRIBUCIÓN QUE NO HAYAN ESTADO VIGENTES DURANTE CINCO (5) AÑOS. Los Distribuidores que se encuentren prestando el servicio en un Mercado Relevante Existente de Distribución con un Cargo Promedio de Distribución que no haya estado vigente por cinco (5) años a la entrada en vigencia de la presente resolución, tendrán las siguientes opciones: (i) Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de Cargos de Distribución una vez entre en vigencia esta Resolución. En este caso, a más tardar el 23 de septiembre de 2015, sólo el Distribuidor que está prestando el servicio en los Mercados Existentes de Distribución deberá presentar a la CREG una solicitud de Cargos de Distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario establecidas en el Artículo 5 de esta resolución. Los nuevos Cargos de Distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el Artículo 7 del presente acto administrativo. En caso de existir más de un Distribuidor atendiendo el mismo Mercado Relevante, todos los Distribuidores deberán renunciar a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003 y presentar cada uno su respectiva solicitud tarifaria en los términos de este numeral; de lo contario, no podrán acogerse a la opción aquí establecida. En los Mercados Relevantes de Distribución que tengan Cargo de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, donde su vigencia sea inferior a un (1) año al 31 de diciembre de 2013 y que durante dicho período no se haya iniciado la prestación del servicio, sólo los Distribuidores que solicitaron el cargo para el respetivo mercado, podrán acogerse a lo establecido en este numeral solicitando a la CREG que sea considerado como Nuevo Mercado de Distribución,

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sólo para efectos de la aplicación de la metodología establecida en esta resolución. Para lo cual debe existir manifestación expresa de la renuncia a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución vigente.


6.6. SOLICITUDES DE CARGOS TRAMITADOS PARALELAMENTE. Cuando más de un Distribuidor presente solicitud de aprobación de Cargos de Distribución para un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que esté conformado por los mismos municipios o cuando se trate de Mercados Relevantes diferentes pero en los que coincida(n) algún o algunos municipios, la Comisión procederá de la siguiente forma: a) Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que sean iguales: 1. La CREG revisará la información de cada solicitud tarifaria y verificará el cumplimiento de los requisitos según lo establecido en esta Resolución. 2. Posteriormente, la CREG enviará a cada Distribuidor un resumen de la otra solicitud con el propósito de recibir, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes al envío de la comunicación, los comentarios sobre la misma. 3. Vencido lo anterior y en caso de Municipios Nuevos para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, la CREG evaluará las dos solicitudes tarifarias y se aprobarán los Cargos de Distribución con base en la información de aquella solicitud que cumpla con los mejores indicadores en relación con los costos totales de prestación de servicio al usuario y cobertura. 4. En caso de municipios con prestación del servicio la CREG evaluará las dos solicitudes tarifarias y se aprobarán los Cargos de Distribución considerando sólo las Unidades Constructivas mínimas requeridas para la prestación del servicio. b) Municipios incorporados en más de un Mercado Relevante de Distribución

para el Siguiente Período Tarifario.

1. La CREG revisará la información de cada solicitud tarifaria y verificará el cumplimiento de los requisitos según lo establecido en esta Resolución.

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2. Posteriormente, la CREG enviará a cada Distribuidor un resumen de la otra solicitud con el propósito de recibir, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes al envío de la comunicación, los comentarios sobre la misma o acuerdos sobre la conformación del Mercado Relevante de Distribución.

3. Vencido lo anterior, la Comisión evaluará la conveniencia de extraer los municipios comunes de las dos solicitudes tarifarias para que conformen un Mercado Relevante de Distribución independiente.

4. En caso contrario, la CREG evaluará la solicitud que cumpla de mejor manera los indicadores en relación con los costos totales de prestación del servicio al usuario y la cobertura en caso de Municipios Nuevos, para el Mercado Relevante de Distribución y con base en esta aprobará los cargos.


6.7 SOLICITUDES DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERIODO TARIFARIO EN NUEVOS MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN QUE CUENTAN CON RECURSOS PÚBLICOS.

Para la aprobación de Cargos de Distribución para el siguiente periodo tarifario en Mercados Relevantes de Distribución que cuentan con recursos públicos, los distribuidores deberán discriminar claramente los activos que se realizarán con estos recursos públicos y los que se harán con dineros propios de la empresa. La CREG en las resoluciones particulares desagregará los cargos de distribución resultantes del cálculo tarifario en: (i) componente de inversión pagada con recursos públicos; (ii) componente de inversión pagada con recursos de la empresa y (iii) componente que remunera gastos de administración, operación y mantenimiento - AOM. El componente de inversión correspondiente a recursos de la empresa sólo podrá iniciar su cobro al usuario, al mes siguiente de que la distribuidora haya finalizado la construcción de todos los activos que fueron reconocidos en los Cargos de Distribución aprobados. Para esto la empresa deberá enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos las correspondientes certificaciones expedidas por los fondos o los entes territoriales que hayan aportado los recursos públicos.

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Comentario: Adicionado un nuevo numeral 6.7.1. mediante la Resolución CREG 138 de 2014, así:

Artículo 3º. Resolución CREG 138 de 2014. Modifíquese los

numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6 de la Resolución CREG 202 de 2013 que fue modificado por la Resolución CREG 052 de 2014 y adiciónese el numeral 6.7.1 al artículo 6 de la Resolución CREG 202 de 2013. 6.7.1. SOLICITUDES DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO EN MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES DONDE POSTERIOR A LA DETERMINACIÓN DEL CARGO EN VIGENCIA DE LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2003 A ALGUNO (S) DE SUS MUNICIPIO (S) O CENTRO (S) POBLADOS LE FUERON ASIGNADOS RECURSOS PÚBLICOS. Si a alguno de los municipios que conforman un Mercado Relevante de Distribución Existente y que con posterioridad a la aprobación del Cargo Promedio de Distribución en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 le fueron asignados recursos públicos con anterioridad al 31 de diciembre de 2013, para la definición de sus Cargos de Distribución se les aplicará las siguientes reglas: (i) Los municipios que sean beneficiarios de los recursos públicos deberán retirarse del Mercado Existente de Distribución al cual pertenecen y constituirse como otro Mercado Existente de Distribución. Para el efecto, el (los) Distribuidor(es) que prestan el servicio deberá(n) solicitar a la Comisión la aprobación de la desagregación del Mercado Existente de Distribución inicial y los cargos correspondientes. Estos se calcularán conforme lo dispuesto en la presente resolución para mercados existentes. (ii) Los centros poblados beneficiarios de los recursos públicos deberán retirarse del Mercado Existente de Distribución y conformar un Mercado Relevante Especial. El cálculo de sus Cargos de Distribución se hará conforme lo dispuesto en la presente resolución para mercados existentes. (iii) Los casos señalados en este numeral, así como otros que no estén contemplados en la presente resolución, serán analizados por la Comisión individualmente considerando los siguientes aspectos:

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1. Los Cargos de Distribución se calcularán buscando mantener el beneficio de los recursos públicos en cabeza de sus destinatarios. 2. Cuando en el mismo municipio o centro poblado atendido por un sólo distribuidor existan dos o más redes independientes que atienden diferente demanda, para la remuneración de la Inversión Base se considerará la suma de los activos correspondientes a cada red. Se tomará la demanda total del mercado y los gastos de administración, operación y mantenimiento - AOM eficientes para todo el mercado. En las resoluciones particulares se desagregarán los cargos de distribución resultantes del cálculo tarifario en: (i) componente de inversión pagada con recursos públicos; (ii) componente de inversión pagada con recursos de la(s) empresa(s) y (iii) componente que remunera gastos de administración, operación y mantenimiento – AOM. 3. Cuando en un municipio o centro poblado las redes de distribución con recursos públicos hayan entrado a competir con las redes construidas con anterioridad con recursos privados, se tomará para el cálculo la Inversión Base, el valor de la demanda del mercado y los gastos administración, operación y mantenimiento - AOM eficientes correspondiente a la red constituida inicialmente en el municipio o centro poblado objeto de análisis. Para esto, si se considera necesario se podrán utilizar auditorías o peritajes designados por la Comisión. Cuando en este mercado con recursos públicos coincidan más de un distribuidor y alguno de ellos recaude dineros por encima del cargo teórico que remunera su Inversión Base reconocida por el cobro de los cargos de distribución definidos para el mercado, estará obligado a pagarle los valores correspondientes al otro(s) Distribuidor(es) dentro de los 45 días calendario siguientes al día ultimo de cada mes m. El retraso en los pagos generará intereses de mora los cuales serán determinados con la tasa de usura definida por la Superintendencia Financiera. Lo aquí dispuesto bajo ninguna circunstancia indicará que existe una administración conjunta entre empresas ni un manejo dual de sociedades. Para aplicar lo anterior se deberá tener en cuenta: En el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, que cuente con recursos públicos, el(los) distribuidor(es), que cumplen con la siguiente condición:

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Deberán aplicar la siguiente fórmula para hacer los pagos mensuales correspondientes al el(los) otro(s) distribuidor(es) que atienden en el mismo mercado.

Donde:

Es el pago en pesos por compensación del cargo por tipo de usuario u del mes m que debe realizar el distribuidor(es) w, que atiende en el mercado relevante de distribución k, al otro distribuidor(es) x que prestan servicio en el mismo mercado en proporción de los ingresos. Este valor esta expresado en pesos.

Cargo de distribución expresado en $/m3 para el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario u y aplicable en el mes m.

Cargo de distribución teórico expresado en $/m3 para el distribuidor w que atiende en el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario u y que teóricamente se aplicaría en el mes m. Este cargo será calculado de forma teórica aplicando la misma metodología establecida en esta resolución para la aprobación de cargos de distribución de cada mercado. Este cargo solo tendrá efectos para el cálculo de los pagos de que trata este artículo.

Demanda por tipo de usuario u obtenida con la facturación aplicable al mes m y facturada por el distribuidor w que atiende en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario k expresada en metros cúbicos (m3).

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u Tipo de usuario Regulado o No Regulado.

w m

Distribuidor(es) que atiende en el Mercado Relevante de Distribución k y que recibe excedentes por el cobro de los Cargos de Distribución aprobados para el mercado k a la demanda que atiende. Mes

x Distribuidor(es) que atiende en el Mercado Relevante de Distribución k y que deben recibir el pago de los excedentes por parte de los Distribuidor(es) w.

6.8. SOLICITUDES DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO EN MERCADOS EXISTENTES DE DISTRIBUCIÓN QUE CUENTEN CON INVERSIONES EJECUTADAS PERO EN LOS QUE NO SE ESTÉ PRESTANDO EL SERVICIO. Aquellos Mercados Existentes de Distribución que cuenten con inversiones ejecutadas pero no se esté prestando el servicio y cuyos Cargos de Distribución hayan estado vigentes por cinco (5) años o más, el cargo perderá su vigencia y podrán ser objeto de solicitud de cargos para el Siguiente Período Tarifario por parte de cualquier Distribuidor como Nuevos Mercados de Distribución.

Parágrafo. Todas las solicitudes tarifarias que se presenten a la CREG deberán

acogerse a los criterios para la conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario establecidos en la presente resolución.

Artículo 7º.- Resolución CREG 202 de 2013. VIGENCIA DE LOS

NUEVOS CARGOS. Los Cargos de Distribución aprobados con base en la

presente resolución estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco (5) años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido el período de vigencia de los cargos regulados, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

Parágrafo. Sin perjuicio de las competencias atribuidas a la Superintendencia de

Servicios Públicos Domiciliarios, si transcurridos doce (12) meses desde que haya

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quedado en firme la aprobación de los cargos regulados, el Distribuidor no ha iniciado la construcción del respectivo Sistema de Distribución, perderá la vigencia la resolución mediante la cual se aprobó los Cargos de Distribución, aspecto que deberá ser explícitamente incorporado en el acto administrativo antes referido, salvo que el agente demuestre que no inició la construcción por no haber sido expedidas las licencias o permisos de que trata el artículo 26 de la Ley 142 de 1994 por razones ajenas al Distribuidor.

Concordancia: Decreto 2041 de Octubre 15 de 2014, “Por el cual se reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales.”

Se entenderá que el Distribuidor no ha iniciado la construcción del respectivo Sistema de Distribución doce (12) meses después de que haya quedado en firme la aprobación de los Cargos de Distribución regulados, si al finalizar este plazo no ha ejecutado al menos un 50% las inversiones propuestas para el primer año de inversión.

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE

DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA

Artículo 8º.- Resolución CREG 202 de 2013. METODOLOGÍA DE

REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS

COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. La actividad de Distribución de

Gas Combustible por redes de tubería se remunerará usando los cargos por uso aplicables a Usuarios de Uso Residencial y a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial aprobados por la CREG calculados a partir de costos medios históricos y costos medios de mediano plazo.

Artículo 9º.- Resolución CREG 202 de 2013. METODOLOGÍA PARA

EL CÁLCULO DE LOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DE

LOS COSTOS MEDIOS HISTÓRICOS O COSTOS MEDIOS DE

MEDIANO PLAZO. Los costos medios históricos y/o los costos medios de

mediano plazo, para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, se calculan con la Valoración de la Inversión Base, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), la Demanda de Volumen del mercado correspondiente y la tasa de retorno, aplicando los criterios tarifarios

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establecidos en la Ley 142 de 1994 y de acuerdo a la conformación del Mercado Relevante de Distribución.

9.1. CÁLCULO DEL CARGO DE DISTRIBUCIÓN APLICABLE A LOS USUARIOS DE USO RESIDENCIAL

La CREG aprobará para cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, el Cargo de Distribución Aplicable a los Usuarios de Uso Residencial y que podrá cobrarse como máximo a este tipo de usuarios. Este cargo se establece como los costos medios históricos, a la Fecha de Corte, para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución y costos medios de mediano plazo, a la Fecha Base, para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que se conformen con Municipios Nuevos, que no cuentan con servicio de Gas Combustible por redes de tubería. Cuando el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario sea una combinación de Mercados Existentes de Distribución y Municipios Nuevos se utilizarán los dos mecanismos de cálculo tal y como se indica en la presente resolución. Los costos medios históricos y los costos medios de mediano plazo remuneran la Inversión Base, y los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) correspondientes al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, tal y como se establece en la presente resolución.

Donde:

Cargo de Distribución aplicable a Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico. Este se determinará de acuerdo a como se conforme el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

Componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para

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el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico. Este se determinará según la conformación del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

Componente que remunera los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de la actividad de distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico.

9.1.1. Determinación de Cada Componente Según Conformación del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario

9.1.1.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período

Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución

Donde:

Inversión Base correspondiente a la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Inversión Base de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de

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Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución para la Red Primaria, expresados en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución para la Red Secundaria, expresados en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Demanda real total anual del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).

Volumen anual medido en m3 en la fecha de corte en el punto de inyección i al Mercado Relevante de distribución k.

n Número total de puntos de inyección al Mercado Relevante de distribución k

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p Porcentaje máximo de pérdidas conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Demanda real anual correspondiente al tipo de usuarios Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3). Se entiende por demanda real la medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Demanda real anual de usuarios No Residenciales, la cual está conectada a la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución. Expresada en metros cúbicos (m3). Se entiende por demanda real la medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.


9.1.1.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período

Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

Donde:

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Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de los Mercado (s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de los Mercado (s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta Resolución.

91

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado (s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos para el tipo de Red Primaria para el Siguiente Período Tarifario k, expresado en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado (s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos para el tipo de Red Secundaria para el Siguiente Período Tarifario k, expresado en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria de Distribución, se determinarán, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros de red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Primaria para los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el

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Siguiente Período Tarifario conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros de red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Secundaria para los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria de Distribución, se determinarán, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Demanda real total anual de los Mercados Relevantes Existentes de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario, conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).

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Volumen anual medido en m3 en la fecha de corte en el punto de inyección i al Mercado Relevante de distribución k.

n Número total de puntos de inyección al Mercado Relevante de distribución para el periodo tarifario k

p Porcentaje máximo de pérdidas conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Valor anual equivalente del valor presente de la proyección anual de demanda Total para 20 años para el (los) Municipio(s) Nuevo(s) que va(n) a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m3).

Suma de la demanda real anual de Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial que está conectada a la Red Secundaria y de la demanda real anual de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos obtenida en la Fecha de Corte, expresado en metros cúbicos (m3). Se entiende por demanda real la medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Valor anual equivalente del valor presente de la suma de la proyección anual de demanda para

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20 años correspondiente a Usuarios de Uso Diferente al Residencial, la cual está conectada a la Red Secundaria y de la proyección anual de demanda para 20 años de Usuarios de uso Residencial de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario, conformado a partir de anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresado en metros cúbicos (m3).


9.1.1.3. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Municipios Nuevos

Inversión Base de la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3 de esta Resolución.

Inversión Base de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3. de esta Resolución.

Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la Red Primaria, del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros de red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

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Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Valor Presente de la sumatoria de la proyección anual de demanda para 20 años correspondiente a Usuarios de Uso Diferentes al Residencial que se van a conectar a la Red Secundaria y de la proyección de demanda correspondiente a Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m

3).

Valor presente de la proyección anual de demanda Total para el (los) Municipio(s) Nuevo(s) que va(n) a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m

3).

9.2. CÁLCULO DEL CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN APLICABLE A USUARIOS DIFERENTES A LOS DE USO RESIDENCIAL


La remuneración de la actividad de Distribución para los Usuarios de Uso Diferente al Residencial, del Mercado Relevante de Distribución se hará a través de la metodología de canasta de tarifas, aplicada con base en el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, el cual se determina así:

Donde:

Cargo Promedio de Distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico. Este se determinará conforme a como se constituya el Mercado Relevante de Distribución para el

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Siguiente Período Tarifario.

Componente que remunera la Inversión Base del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico. Este se determinará según la conformación del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

Componente que remunera los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de la actividad de distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico.


9.2.1. Determinación de cada Componente Según Conformación del

Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario

9.2.1.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir

de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución

Donde:


Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de

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Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la suma de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresados en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros de red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento correspondientes a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Demanda real total anual del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m

3).

Demanda real anual correspondiente al tipo de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m

3).


9.2.1.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir

de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

Donde:

98

Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de lo(s) Mercado(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial de lo(s) Mercado(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda Diferente a la Residencial (QNoRes)me sobre el total de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes)me y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial de lo(s) Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la Proyección de demanda para Uso Diferente al Residencial y (QNoRes)mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (QNoRes + QRes)mn y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta Resolución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k para el tipo de Red Primaria, conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresado en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Primaria para

99

los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento correspondientes a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial para los municipios nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresado en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Demanda total real anual de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m

3).

Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de la sumatoria de la Demanda de los Usuarios de Uso Residencial de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m

3).


100



Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que va a ser utilizada por Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la Proyección de demanda para Uso Diferente al Residencial (QNoRes)mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (QNoRes+ QRes)mn y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3 de esta Resolución.

Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la Red Primaria, expresada en pesos de la Fecha Base del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, se calculan de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años correspondientes a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresado en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Valor Presente de la proyección anual de demanda total para 20 años para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m

3).

Valor Presente de la proyección anual de demanda para 20 años de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos expresada en metros cúbicos (m

3).

101

Comentario: Modificados estos numerales mediante la Resolución CREG 138 de 2014, así:


numeral 9.1.1.3.; 9.2.1.1.; 9.2.1.2.; 9.2.1.3. y el 9.4. del Artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013.



Inversión Base de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3 de esta

102

Resolución.

Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la Red Primaria, del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros de red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red

103

Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Valor Presente de la sumatoria de la proyección anual de demanda para 20 años correspondiente a Usuarios de Uso Diferentes al Residencial que se van a conectar a la Red Secundaria y de la proyección de demanda correspondiente a Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).

Valor presente de la proyección anual de demanda Total para el (los) Municipio(s) Nuevo(s) que va(n) a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).

9.2.1.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución

104

Donde:


Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la suma de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresados en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo

105

con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros de red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento correspondientes a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria.

Demanda real total anual del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).

Demanda real anual correspondiente al tipo de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).

106

9.2.1.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

Donde:

Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de lo(s) Mercado(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial de lo(s) Mercado(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la

multiplicación del factor de demanda y el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria

existente . Esta se determina como se indica

107

en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.

El es igual a:

Donde:

Factor de demanda, corresponde al porcentaje de demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que van a utilizar la red secundaria del mercado existente y de los municipios nuevos que conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3)

Demanda real anual de usuarios diferente al uso residencial que utiliza la red secundaria de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m

3)

Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que va a utilizar la red secundaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución

108

para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m

3).

Sumatoria de la demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que utilizan la red secundaria y demanda residencial de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m

3).

Valor anual equivalente del valor presente de la sumatoria de la proyección de demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que utiliza la red secundaria y de la proyección de demanda residencial de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m

3).

Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial de lo(s) Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios

109

Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda

y el Valor de la Inversión Base de la Red

Secundaria de municipios nuevos . Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2. de esta Resolución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de Red Primaria, conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresado en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Primaria para los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria se determinan de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento correspondientes a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de

110

Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la

multiplicación del factor de demanda y el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria de los mercados existentes.

Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial para los municipios nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresado en pesos de la Fecha Base. Se calcula

como la multiplicación del factor de demanda y el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria de los nuevos municipios.

Demanda total real anual de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m

3).

Demanda real anual correspondiente al tipo de usuarios residencial de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m

3).

Valor anual equivalente del valor presente de la

111

proyección de demanda Total de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m

3).

Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de los Usuarios de Uso Residencial de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m3).


Inversión Base de la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3. de esta Resolución.

Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que va a ser utilizada por Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período

112

Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la Proyección de demanda para Uso Diferente al Residencial (QNoRes)mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (QNoRes+ QRes)mn y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3. de esta Resolución.

Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la Red Primaria, expresada en pesos de la Fecha Base del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, se calculan de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.

Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años correspondientes a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresado en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento

113

de la Red Secundaria.

Valor Presente de la proyección anual de demanda total para 20 años para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).

Valor Presente de la proyección anual de demanda para 20 años de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos expresada en metros cúbicos (m3).

9.3. CARGOS DE DISTRIBUCIÓN EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN QUE NO TIENEN CONECTADOS USUARIOS A LA RED PRIMARIA


Cuando un Sistema de Distribución tenga red primaria y secundaria pero todos los usuarios estén conectados a la red secundaria se podrá determinar en ese Mercado Relevante un solo cargo de distribución que será aplicable a usuarios residenciales y a usuarios diferentes al de uso residencial. La canasta de tarifas de estos mercados deben excluir a los usuarios residenciales.

9.4. INVERSIÓN BASE

La Inversión Base denominada IBME, IBMEN o IBMN, comprenderá la Inversión realizada o la Inversión a realizar en los activos que se describen a continuación y en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario:

a) Activos Inherentes a la Operación

Corresponde al inventario de activos que se utilizan en la prestación del servicio (estaciones de puertas de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación, accesorios, entre otros). Este inventario se debe realizar de acuerdo con las Unidades Constructivas definidas en el ANEXO 4, ANEXO 5 ANEXO 6 ANEXO 7 y ANEXO 8

Activos tales como cruces subfluviales, cargos de conexión al sistema nacional de transporte y otros activos no homologables a las Unidades Constructivas, deberán ser reportados separadamente como Activos Especiales.

114

En caso de justificarse, el Distribuidor podrá solicitar a la Comisión la especificación de nuevas unidades constructivas. La CREG estudiará la solicitud y con base en su justificación evaluará la definición de estas nuevas Unidades Constructivas.

b) Otros Activos

Corresponden a activos asociados a las actividades de distribución como: maquinaria y equipos (vehículos, herramientas, etc), muebles, equipos de cómputo y de comunicación y sistemas de información.

El monto de los Otros Activos reportados por la empresa tanto en Inversión Existente como en Programa de Nuevas Inversiones no podrá ser superior al monto de la inversión en Activos Inherentes a la operación e Inversiones en Terrenos e inmuebles por el porcentaje establecido en el Anexo 9 de la presente resolución.

c) Activos asociados al control de la calidad del servicio

Serán los activos asociados al control y monitoreo de la calidad del servicio, los cuales deben reportarse de acuerdo con las Unidades Constructivas que están definidas para el monitoreo de la calidad.

d) Inversiones en terrenos, servidumbres e inmuebles.

Los terrenos, servidumbres e inmuebles serán excluidos de la Inversión Base y se remunerarán como un gasto de AOM.

El valor anual a incorporar en los gastos de AOM por este concepto, será el 12,7% del valor catastral en caso de terrenos e inmuebles.

Los valores de las servidumbres serán incluidas en el concepto de arrendamientos de los gastos AOM.

Para el reporte de la información de servidumbres el Distribuidor deberá diseñar un formato en Excel donde se incluyan los valores pagados por este concepto (ya sea un solo pago o pagos periódicos), la cuota anual equivalente de estos pagos calculada a perpetuidad, expresada en pesos de la Fecha Base, utilizando el IPC donde se requiera, junto con la identificación de los documentos que originan estas obligaciones, los cuales deben estar disponibles para que la CREG pueda revisarlos cuando lo considere necesario. Así mismo deberán enviar la metodología de cálculo de esta cuota anual.

Las unidades constructivas que forman parte de los activos inherentes a la operación, los otros activos, los activos asociados a control de la calidad del servicio, serán llevados a pesos de la Fecha Base de cálculo con el Índice de Precios al Consumidor - IPC publicado por el DANE.



numeral 9.1.1.3.; 9.2.1.1.; 9.2.1.2.; 9.2.1.3. y el 9.4. del Artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013.

9.4. INVERSIÓN BASE

La Inversión Base denominada IBME, IBMEN o IBMN, comprenderá la Inversión realizada o la Inversión a realizar en los activos que se

115

describen a continuación y en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario: a) Activos Inherentes a la Operación

Corresponde al inventario de activos que se utilizan en la prestación del servicio (estaciones de puertas de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación, accesorios, entre otros). Este inventario se debe realizar de acuerdo con las Unidades Constructivas definidas en el ANEXO 4, ANEXO 5, ANEXO 6, ANEXO 7 y ANEXO 8.

Activos tales como cruces subfluviales, cargos de conexión al sistema nacional de transporte y otros activos no homologables a las Unidades Constructivas, deberán ser reportados separadamente como Activos Especiales.

En caso de justificarse, el Distribuidor podrá solicitar a la Comisión la especificación de nuevas unidades constructivas. La CREG estudiará la solicitud y con base en su justificación evaluará la definición de estas nuevas Unidades Constructivas.

b) Otros Activos

Corresponden a activos asociados a las actividades de distribución como: maquinaria y equipos (vehículos, herramientas, etc), muebles, equipos de cómputo y de comunicación y sistemas de información.

El monto de los Otros Activos reportados por la empresa tanto en Inversión Existente como en Programa de Nuevas Inversiones no podrá ser superior al monto de la inversión en Activos Inherentes a la operación por el porcentaje establecido en el ANEXO 9 de la presente resolución.

c) Activos asociados al control de la calidad del servicio

Serán los activos asociados al control y monitoreo de la calidad del servicio, los cuales deben reportarse de acuerdo con las Unidades Constructivas que están definidas para el monitoreo de la calidad.

d) Inversiones en terrenos, servidumbres e inmuebles.

Los terrenos, servidumbres e inmuebles serán excluidos de la Inversión Base y se remunerarán como un gasto de AOM.

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El valor anual a incorporar en los gastos de AOM por este concepto, será el 12,7% del valor catastral en caso de terrenos e inmuebles. Los valores de las servidumbres serán incluidas en el concepto de arrendamientos de los gastos AOM. Para el reporte de la información de servidumbres el Distribuidor deberá diseñar un formato en Excel donde se incluyan los valores pagados por este concepto (ya sea un solo pago o pagos periódicos), la cuota anual equivalente de estos pagos calculada a perpetuidad, expresada en pesos de la Fecha Base, utilizando el IPC donde se requiera, junto con la identificación de los documentos que originan estas obligaciones, los cuales deben estar disponibles para que la CREG pueda revisarlos cuando lo considere necesario. Así mismo deberán enviar la metodología de cálculo de esta cuota anual. Las unidades constructivas que forman parte de los activos inherentes a la operación, los otros activos, los activos asociados a control de la calidad del servicio, serán llevados a pesos de la Fecha Base de cálculo con el Índice de Precios al Productor – IPP publicado por el DANE.

9.5. VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN BASE


La Inversión Base estará comprendida por la Inversión Existente (IE), la Inversión en Nuevas Inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE), la Inversión Ejecutada durante el Período Tarifario que culmina y no Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE) y el Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI). Los Distribuidores deberán elaborar para la solicitud tarifaria un inventario de activos de acuerdo con cada inversión así:

a) Inversión Existente (IE): Inversión reconocida como existente en la última revisión tarifaria, correspondiente a activos reconocidos antes que iniciara el Período Tarifario que culmina, homologada a las Unidades Constructivas definidas en el Período Tarifario que culmina y valoradas a los costos reconocidos en dicho momento y ajustados conforme se encuentran definidas en el ANEXO 4 y ANEXO 5. Estas inversiones deberán estar expresadas a pesos de la Fecha Base.

117

b) Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE): Inversión en activos que fueron reportados en el programa de nuevas inversiones en la anterior solicitud tarifaria y que se ejecutaron hasta la fecha de corte, homologadas a las Unidades Constructivas y valoradas a los costos unitarios que fueron establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y ajustados conforme se relacionan en el ANEXO 6. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base.

c) Inversión Ejecutada durante el período tarifario y No Prevista en el

Programa de Nuevas Inversiones (INPE): Inversión en activos que fueron ejecutados hasta la fecha de corte y que no fueron reportados en el Programa de Nuevas Inversiones, homologados a las Unidades Constructivas y valorados a los costos establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y listados en el ANEXO 6. Éstas podrán incluir la reposición de Inversión Existente (IE) ejecutada durante el período tarifario que culmina. En caso de corresponder a nuevas Unidades Constructivas se toma el valor de éstas tal y como están definidas en el ANEXO 8. Esta inversión expresada a pesos de la Fecha Base.

d) Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI):

Inversión a reconocer para el Programa de Nuevas Inversiones que se realizará en el Siguiente Período Tarifario. Esta deberá ser homologada a las Unidades Constructivas que se definan para el Siguiente Período Tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta Resolución y que están definidos en el ANEXO 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base.

e) Inversión Base de Reposición de activos (IRAIE): Inversión a reconocer para el programa de reposición de activos de la Inversión Existente (IE) que se realizará durante en el Siguiente Período Tarifario. Esta deberá ser homologada a las Unidades Constructivas que se definan para el Siguiente Período Tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta Resolución en el ANEXO 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base.

Parágrafo 1. La inversión requerida para conectar un Mercado Existente de

Distribución servido con GNC a otro Sistema de Distribución o al Sistema Nacional de Transporte; o un municipio servido con GNC, dentro de un Mercado Existente de Distribución, que se conecta a la red de otro municipio en el mismo mercado; será considerada como Inversión Ejecutada durante el período tarifario y No Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE). Esta deberá ser realizada

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durante el primer año del nuevo periodo tarifario y homologarse a unidad constructiva respectiva

Parágrafo 2. La Comisión podrá ordenar a través de una auditoria la verificación

de los inventarios de activos en servicio que los Distribuidores reporten en su solicitud tarifaria y que formen parte de la Inversión Base descrita en los numerales a), b) y c) del presente numeral y de acuerdo con la metodología establecida en el ANEXO 3.


9.5.1. Valoración de la Inversión Base de Mercados Relevantes de

Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o la Agregación de Mercados Existentes de Distribución

La valoración de los activos reportados en el inventario de la Inversión Base se hará a partir de la siguiente fórmula:

Donde:

Inversión Base para el tipo de red l del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base.

Costo anual equivalente de la Inversión Existente (IE) para el tipo de red l antes de la aplicación de la Resolución CREG 011 de 2003 y que forma parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula:

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Donde:

NR Número total de QUCIE reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, a la Fecha de Corte.

Unidad Constructiva de Inversión Existente (IE) i, conforme al listado del Anexo 6

Número total de Unidades Constructivas de

Inversión Existente reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de distribución.

Costo unitario reconocido para

relacionado en el Anexo 4 y ajustado a la Fecha Base.

r Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.

u Vida útil Normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.

k Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k en análisis.

l Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria (RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).

Costo anual equivalente de las inversiones realizadas durante la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 y hasta la fecha de corte (IPE) que forman parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de

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red l, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

NR Número total de QUCPE y QUCINPE Unidades Constructivas de las IPE existentes reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, a la Fecha Corte.

Unidad Constructiva del Programa de Nuevas Inversiones ejecutada en la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 y que están relacionadas en el Anexo 6.

Número total de las Unidades Constructivas

, reportadas para el mercado k

Costo unitario eficiente definido por la Comisión

para la Unidad Constructiva relacionado en el ANEXO 4 y ajustado a la Fecha Base.

Unidad Constructiva que fue ejecutada en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, pero que no fue reportada en el Programa de Nuevas Inversiones de la solicitud tarifaria de dicha vigencia y que están relacionadas en los ANEXO 6.

Número total de las Unidades Constructivas

, reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.


para la Unidad Constructiva relacionado en los ANEXO 6 y que se debe ajustar a la Fecha Base.

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u Vida útil en años, reconocida para los activos igual 20 años.

k Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k en análisis.


9.5.2. Valoración de la Inversión Base para los Municipios Nuevos, que van a formar parte de Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos.


Inversión Base de Municipios Nuevos que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l y que ha sido conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base.

Costo anual equivalente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el Siguiente Período Tarifario para el(los) Municipio(s) Nuevo(s) que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l. Se calcula conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

NR Número total de QUCPNI reportadas,

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proyectadas a realizarse en el mercado k en el nuevo Período Tarifario.

Unidad Constructiva del Programa de Nuevas Inversiones a ejecutar en el nuevo Período Tarifario en el(los) Municipio(s) Nuevo(s) y que están relacionadas en el Anexo 6. Unidad que va a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k que ha sido conformado mediante la adhesión de Mercados existentes de Distribución y la adhesión de Municipio(s) Nuevo(s).

Cantidad de la Unidad Constructiva

reportada para el(los) Municipio(s) Nuevo(s) que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k y que ha sido conformado mediante la agregación de Mercados Existentes de Distribución y Municipio (s) Nuevo (s).


para la Unidad Constructiva relacionado en el ANEXO 6 y que se debe ajustar a la Fecha Base.


u Vida útil en años, reconocida para los activos igual 20 años.

VP Valor presente de las inversiones descontado a pesos de la Fecha Base.

n Número de años de 1 a 5, correspondiente a los

años en que se realiza el programa de nuevas

inversiones

l Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria

(RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).

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9.5.3. Valoración de la Inversión Base de Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario Conformados por Municipios Nuevos.

La fórmula para la determinación de la Inversión Base de Mercado Relevante de

Distribución para el Siguiente Período Tarifario Conformados por Municipios

Nuevos que se constituyen a partir de esta metodología, será:

Donde:

Inversión Base a realizarse en Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l, expresada en pesos de la Fecha Base.

Programa de nuevas inversiones que se proyecta realizar durante el Siguiente Período Tarifario en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l. Se calcula a partir de la siguiente fórmula. Este programa de inversiones se valorará utilizando los costos unitarios eficientes definidos por la Comisión para cada unidad constructiva, conforme al ANEXO 8 de la presente resolución y ajustados a la Fecha Base.

VP

Valor presente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, descontado a pesos de la Fecha Base.

Donde:

Valor presente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el Período Tarifario descontado a pesos de la Fecha Base.

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NR Número de QUCPNI, proyectadas a realizarse en el nuevo Período Tarifario para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

Unidad Constructiva i del Programa de Nuevas Inversiones a ejecutar en el nuevo Período Tarifario y que está relacionada en el ANEXO 7 y ANEXO 8.

Cantidad de la Unidad Constructiva , reportada para el Mercado

Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k

Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva relacionado en el ANEXO 8 y que se debe ajustar a la Fecha Base.

n Número de años de 1 a 5, correspondiente a los años en que se realiza el programa de nuevas inversiones.



9.6. UNIDADES CONSTRUCTIVAS


125

Para la identificación y valoración de Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, se adoptan las Unidades Constructivas, las cuales se desagregan para cada tipo de inversión así: 9.6.1. Unidades Constructivas para la Valoración de la Inversión en Activos

Existente (IE): La Inversión Existente correspondiente a activos realizados antes del Período Tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003) será valorada de acuerdo con las Unidades Constructivas y los costos unitarios, ajustados a la Fecha Base, definidos en el ANEXO 4 y ANEXO 5 de esta resolución.

9.6.2. Unidades Constructivas para la Valoración de la Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE) o Inversión ejecutada durante el Período Tarifario y no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE): Los activos realizados durante el Período Tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003) serán valorados de acuerdo con las Unidades Constructivas y los costos unitarios, ajustados a la Fecha Base, indicados en el ANEXO 6 de esta resolución. Sólo se utilizará las del ANEXO 8 en los casos de Unidades Constructivas no definidas en el ANEXO 6 o de las definidas en el ANEXO 6 pero que se construyeron en Cali, Floridablanca y otros Municipios de Antioquia con posterioridad al establecimiento de normas técnicas superiores a las normas nacionales de construcción. Las Unidades Constructivas Especiales, que fueron ejecutadas serán valoradas a los Costos reconocidos en las Resoluciones Particulares y ajustadas a la Fecha Base.

9.6.3. Unidades Constructivas para Valoración del Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI): La inversión en activos que forman parte del programa de nuevas inversiones que se realizará en el Siguiente Período Tarifario. Deberán ser homologadas a las Unidades Constructivas y consideradas a los costos unitarios ajustados a la Fecha Base, que se establecen en el ANEXO 8 de esta Resolución.

Parágrafo 1. Todos los Costos Unitarios de las Unidades Constructivas se

ajustarán a pesos de la Fecha Base con el Índice de Precios al Productor IPP publicado por el DANE.

Parágrafo 2. Con excepción de los activos incluidos en el rubro de Otros

Activos, los terrenos e inmuebles y los casos debidamente justificados por los distribuidores, basados en reglamentación especial o condiciones extraordinarias, no se admitirán para el cálculo tarifario, Unidades Constructivas diferentes a las

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establecidas en la presente resolución. Los activos respectivos deberán clasificarse, directamente o por homologación, en las Unidades Constructivas establecidas.


9.7. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (AOM)

Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de cada mercado se determinarán con base en la metodología Frontera Estocástica que se describe en el ANEXO 10 de la presente resolución. 9.7.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período

Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución y Agregación de Mercados Existentes de Distribución.

Para la determinación de los Cargos de Distribución correspondiente a AOM, se tendrán en cuenta los gastos AOM anuales eficientes del o los Mercado (s) Relevante (s) Existentes que resulten de la aplicación de la metodología determinada en el numeral 10.1 y 10.2 del ANEXO 10. Para esto las empresas deberán reportar en sus solicitudes tarifarias toda la información correspondiente a gastos de AOM actualizada hasta 31 de diciembre del año de corte. 9.7.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período

Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

Para la determinación de los Cargos de Distribución correspondientes a AOM, se tendrán en cuenta los gastos AOM anuales eficientes de los Mercados Existentes y el Valor Presente Neto descontado con la Tasa de Retorno, definida en el numeral 9.9. de la presente resolución, la proyección de gastos de AOM a precios de la Fecha Base durante el horizonte de proyección de 20 años, correspondiente a los Municipios Nuevos que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. 9.7.3. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período

Tarifario Conformados por Municipios Nuevos

127

El distribuidor deberá presentar la proyección de gastos de AOM durante el horizonte de proyección de veinte (20) años. El promedio de los cinco (5) años será el utilizado para la comparación en la metodología de Frontera Estocástica. La determinación de los Cargos de Distribución correspondientes a AOM de los Municipios Nuevos que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, se hará conforme se establece en el numeral 10.3. del ANEXO 10 de la presente resolución.

Parágrafo 1. Se reconocerán en forma adicional, los gastos de AOM

involucrados en confiabilidad y en la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas.

Parágrafo 2. Los valores de AOM serán ajustados a pesos de la Fecha Base

con el Índice de Precios al Consumidor IPC publicado por el DANE.


9.8. DEMANDAS DE VOLUMEN

El Distribuidor reportará en su solicitud tarifaria y para el año de corte la información correspondiente a la Demanda de Volumen así: 9.8.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período

Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución y Agregación de Mercados Existentes de Distribución.

1. Demanda anual total obtenida en el año de corte para cada uno de los

Mercados Relevantes de Distribución existentes, expresada en metros cúbicos (m3).

2. Los valores de demanda deben estar discriminados por tipo de usuario

residencial, comercial, industrial, GNV y otros, así como conexión a tipo de red Primaria y Secundaria como se indica en el ANEXO 11 de esta resolución y deberán tener descontado el efecto del factor del poder calorífico.

3. La demanda anual de volumen reportada por el distribuidor será verificada

con la información reportada al Sistema Único de Información SUI. En caso de presentarse diferencias, la CREG, a través de una auditoría, establecerá cuál se tomará. El auditor verificará los datos utilizados por la empresa para

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el cálculo de la demanda reportada respecto a los datos de facturación y de contabilización de ventas.

9.8.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

El Distribuidor reportará en su solicitud tarifaria y para el año de corte la información correspondiente a la Demanda de Volumen, expresada en metros cúbicos (m3) así:

1. Demanda anual total a la fecha de corte para cada uno de los municipios que cuentan con servicio o que conformaron los mercados existentes de distribución y que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Los valores de demanda deben estar discriminados por municipio, tipo de usuario: residencial, comercial, industrial, GNV y otros, así como conexión a tipo de red Primaria y Secundaria como se indica en el ANEXO 12 y ANEXO 14 de esta Resolución.

2. La Demanda de Volumen reportada por el Distribuidor será verificada con la información reportada al Sistema Único de Información SUI. En caso de presentarse diferencias, la CREG, a través de una auditoría establecerá cual se tomará. El auditor verificará los datos utilizados por la empresa para el cálculo de la demanda reportada respecto a los datos de facturación y de contabilización de ventas.

3. Para los Municipios Nuevos que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el próximo Período Tarifario el Distribuidor deberá reportar los volúmenes de demanda así:

3.1. Para un Horizonte de Proyección de 20 años reportará los volúmenes

anuales proyectados de consumo de los usuarios de los Municipios Nuevos y que conformaran el Sistema de Distribución (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al Anexo 12 de la presente resolución. No obstante, la proyección debe ser creciente del primer año de proyección hasta el quinto o décimo y permanecer constante del año quinto o décimo en adelante. Los volúmenes proyectados deben ser consistentes con el Programa de Nuevas Inversiones para dichos municipios.

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3.2. Para la elaboración de estas proyecciones, el distribuidor utilizará la metodología contenida en ANEXO 13 de la presente resolución. Dichas proyecciones deberán ser enviadas a la UPME para su evaluación metodológica, simultáneamente con la presentación de la solicitud tarifaria a la Comisión. Copia del radicado deberá remitirse a la Comisión con la solicitud tarifaria.

3.3. Una vez se reciba el concepto de la UPME, en caso de ser negativo

el distribuidor deberá modificar la proyección de demanda, y enviarla nuevamente a la UPME para su evaluación metodológica.

4. Para el cálculo de los Cargos de Distribución se tendrá en cuenta la proyección de Demanda de Volumen a entregar a los usuarios y por tanto, este volumen no incorporará las pérdidas de gas en el Sistema de Distribución.


9.8.3. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período

Tarifario Conformados por Municipios Nuevos

1. Para el Horizonte de Proyección, deberán reportarse los volúmenes anuales proyectados de consumo de los usuarios del Sistema de Distribución (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al ANEXO 12 de la presente resolución. Los volúmenes proyectados deben ser consistentes con el Programa de Nuevas Inversiones.

2. Para la elaboración de estas proyecciones, el distribuidor utilizará la

metodología contenida en el ANEXO 13 de la presente resolución. Dichas proyecciones deberán ser enviadas a la UPME para su evaluación metodológica, simultáneamente con la presentación de la solicitud tarifaria a la Comisión. Copia del radicado deberá remitirse con la solicitud tarifaria.

3. Una vez se reciba el concepto de la UPME, en caso de ser negativo el distribuidor deberá modificar la proyección de demanda, y enviarla nuevamente a la UPME para su evaluación metodológica.

4. Para el cálculo de los Cargos de Distribución se tendrá en cuenta la proyección de Demanda de Volumen a entregar a los usuarios y por tanto, este volumen no incorporará las pérdidas de gas en el Sistema de Distribución.

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9.9. TASA DE RETORNO

La Tasa de Retorno para remunerar la actividad de Distribución de Gas Combustible para el nuevo Periodo Tarifario, corresponderá al valor que se calcule con la metodología del WACC que esté vigente, establecida en resolución aparte, antes de la aprobación de la primera solicitud tarifaria.

Artículo 10º.- Resolución CREG 202 de 2013. APLICACIÓN DE LA

METODOLOGÍA DE CANASTA DE TARIFAS PARA USUARIOS

DIFERENTES A LOS DE USO RESIDENCIAL

Para el correspondiente Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, se podrá aplicar la metodología de Canasta de Tarifas, de acuerdo con el Cargo Promedio de Distribución aprobado Aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial. Esta canasta se podrá estructurar por Tipo de Usuario y el número de rangos de consumo que determine cada distribuidor teniendo en cuenta lo siguiente: 10.1. TIPO DE USUARIO

Corresponde a las categorías de tipo de usuario: comercial, industrial, GNV, cogeneración, autogeneración y otros dentro de las cuales el Distribuidor podrá estructurar sus rangos de consumo.

10.2. DEFINICIÓN DE RANGOS

Los rangos de la Canasta de Tarifas se deberán estructurar así:

a. El Distribuidor podrá definir una canasta de tarifas para la demanda de

Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, para ello definirá conforme la clasificación del tipo de usuario rangos en relación con el consumo.

b. El número rangos los establecerá el distribuidor de acuerdo con su mercado.

c. Cada uno de los rangos tendrá asignado un Cargo de Distribución

diferente, teniendo como referencia el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial.

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d. Los cargos serán máximos por rango y deberán tener una tendencia

continua descendente. Los cargos para los primeros rangos de consumo podrán ser mayores al Cargo Promedio de Distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, siempre y cuando se cumpla la igualdad establecida en el numeral 10.4.

e. El cargo que se asigne a cada rango será igual para todos los usuarios

del mismo tipo cuyo consumo esté comprendido en el mismo rango.

f. El distribuidor podrá ofrecer cargos menores en cada rango siempre y cuando sean iguales para todos los usuarios del mismo rango y se cumpla lo definido en los artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994.

10.3. APLICACIÓN DE LA CANASTA DE TARIFAS Con base en el Cargo Promedio de Distribución de Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, las empresas podrán aplicar la metodología de Canasta de Tarifas teniendo en cuenta lo siguiente:

a) La Canasta deberá cumplir la igualdad de ingresos en relación con los cargos cobrados y la demanda obtenida en cada rango y el total de la demanda y el Cargo Promedio de Distribución aplicar a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial.

b) El distribuidor mantendrá actualizado en su página web los cargos de

distribución que aplica por tipo de usuario y rangos de consumo, incluidos éstos.

c) Los rangos de consumo definidos deberán aplicarse a partir del 1° de enero de cada año del período tarifario y deberán mantenerse por lo menos por un año, exceptuando el primer año de entrada del Cargo Promedio de Distribución aprobado, la cual podrá ser modificada en enero del año siguiente. Las empresas no podrán tener un cargo en un rango de consumo que esté por debajo de sus costos operacionales, tal y como está establecido en el Artículo 34 de la Ley 142 de 1994.

d) No se permitirá la agrupación de consumos de usuarios para efectos de establecer un cargo diferente al correspondiente a su rango de consumo como usuario individual.

132

e) De acuerdo al principio de igualdad, en el caso de que dos o más empresas distribuidoras estén o vayan a prestar el servicio en un mismo Mercado Relevante de Distribución, deberán acordar una misma Canasta de Tarifas aplicable al Mercado. Mientras no lo acuerden sólo podrán aplicar el cargo promedio de distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial.


10.4. DEFINICIÓN DE LOS CARGOS EN LOS DIFERENTES RANGOS DE LA

CANASTA DE TARIFAS A partir de los rangos definidos, el Distribuidor establecerá mensualmente los distintos cargos unitarios aplicables a cada rango en forma continua descendente, con la condición de que estos cargos se determinen con base en la demanda facturada para cada rango de consumo en el trimestre anterior de la siguiente manera:

Donde:

j Rango de la Canasta de Tarifas.

M Mes m.

Qjkh(m-3) Consumo total de los usuarios del rango j de consumo, del tipo de usuario h, durante el trimestre anterior al mes m en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

Djkhm Cargo de Distribución definido por el distribuidor aplicable en el mes m a los usuarios del rango j de consumo, del tipo de usuario h, en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k

Cargo Promedio de Distribución Aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial y que es definido por la CREG para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k aplicable en el mes m.

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Demanda total de los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, durante el trimestre anterior al mes m en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

H Usuario de Uso diferente al Residencial

S Número total de Tipo de Usuario de Uso diferente al

Residencial

Artículo 11º.- Resolución CREG 202 de 2013. GRADUALIDAD EN LA

APLICACIÓN DE LOS NUEVOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN A

USUARIOS DE USO RESIDENCIAL.

Cuando de la aprobación de los Cargos de Distribución aplicables a usuarios de Uso Residencial, resulten incrementos superiores a dos veces el IPC del año inmediatamente anterior al Cargo de Distribución que se venía cobrando con la anterior metodología tarifaria a este tipo de usuarios, el Distribuidor podrá aplicar la siguiente fórmula:

Dónde: M Mes para el cual se calcula el cargo de distribución.

PV Porcentaje de Variación Mensual que aplicará el Distribuidor

sobre el Cargo de Distribución aplicable a los Usuarios de Uso Residencial. Este será definido por cada distribuidor y podrá cambiar de un mes a otro.

Saldo Acumulado, expresado en $, del Distribuidor j para el mes m del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, por las diferencias entre el Cargo de Distribución aplicable a los Usuarios de Uso

Residencial y el Cargo de Distribución aplicado

. A la fecha de entrada en vigencia de la presente

134

resolución dicho valor será cero.

Ventas de gas a usuarios residenciales, en el mes m efectuadas por el Distribuidor j, en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, expresado en m3.

Cargo real de Distribución calculado mediante la nueva metodología, expresado en $/m3, calculado para el mes m, para el Distribuidor j, en el Mercado de Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. Para el primer mes será igual al cargo total resultante de la nueva metodología.

Cargo aplicado de distribución, expresado en $/m3, calculado para el mes m, para el Distribuidor j, en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. Este valor para el primer mes de aplicación será igual al cargo de distribución anterior multiplicado por el valor de PV.

I Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al

Distribuidor por los saldos acumulados en la variable . Este valor no podrá ser superior al interés bancario corriente para consumo y ordinario que es certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.

El Distribuidor deberá entregar un informe mensual a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG sobre el PV y la tasa de interés aplicada, el estado de las cuentas relacionadas con la senda tarifaria diseñada, en donde se indiquen valores cobrados y los saldos pendientes durante el tiempo restante.

Artículo 12º.- Resolución CREG 202 de 2013. FÓRMULA DE

ACTUALIZACIÓN DEL CARGO DE DISTRIBUCIÓN APLICABLE A

USUARIOS DE USO RESIDENCIAL Y DEL CARGO PROMEDIO DE

DISTRIBUCIÓN APLICABLE A USUARIOS DIFERENTES A LOS DE

USO RESIDENCIAL

135

Los Cargos de Distribución aprobados en resoluciones particulares de la CREG conforme a la presente resolución, expresado en pesos de la Fecha Base, se actualizarán mes a mes de acuerdo con la siguiente fórmula general:

Donde,

Cargo de Distribución expresado en $/m3 para el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario y aplicable en el mes m.

Cargo de Distribución expresado en $/m3 a pesos de la Fecha Base y para el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario y correspondiente a la componente de inversión.

Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el DANE para el mes (m-1).

Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el DANE para la Fecha Base en la cual se aprobaron los Cargos de Distribución.

Cargo de Distribución expresado en $/m3 a pesos de la Fecha Base y para el Mercado Relevante de Distribución por tipo de correspondiente a la componente de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento – AOM.

Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para el mes (m-1).

Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para la Fecha Base de los Cargos de Distribución.

Tu Tipo de usuario, este puede corresponder a usuarios de Uso Residencial (AUR) o a Usuarios Diferentes a los de

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Uso Residencial (AUNR).

Artículo 13º.- Resolución CREG 202 de 2013. REPOSICIÓN DE

ACTIVOS.

13.1. REPOSICIÓN DE ACTIVOS DEL PERÍODO TARIFARIO QUE

CONCLUYE. El distribuidor podrá presentar en su solicitud tarifaria los activos que fueron objeto de reposición en el período tarifario que concluye. Para ello deberá reportar la información del activo existente que se repuso y las características del activo por el cual fue repuesto. Estos activos serán retirados de la Inversión Existente (IE) al costo reconocido y considerados dentro de la Inversión Ejecutada durante el Período Tarifario que culmina y no Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE).

13.2. REPOSICIÓN DE ACTIVOS PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO.

El distribuidor podrá presentar en su solicitud tarifaria un programa de reposición de activos para el siguiente Período Tarifario de acuerdo con el ANEXO 17 de esta Resolución. Este programa sólo será aceptable para aquellos activos que clasifiquen dentro de Inversión Existente (IE) que estén en servicio y que hayan cumplido su vida útil normativa de operación, exceptuando terrenos y edificaciones.

El programa de reposición deberá indicar dentro del Mercado Relevante de Distribución, los activos existentes que serán retirados de la Inversión Base Existente (IE) y serán homologados a las Unidades Constructivas de acuerdo con el ANEXO 5 de esta Resolución, su ubicación a través de coordenadas georeferenciadas y el activo por el cual será remplazado, si así ocurre de acuerdo con las Unidades Constructivas del ANEXO 7 y ANEXO 8.

La Comisión de acuerdo con este programa de reposición y el análisis respectivo, aprobará y determinará los activos a excluir de la base de activos existentes y el reconocimiento de las inversiones en reposición de activos. Tanto los activos a excluir como aquellos a reconocer se tomarán de acuerdo a la fecha en que se ejecuten y entren en operación los Activos de Reposición. Para ello el distribuidor utilizará una fórmula de ajuste de los Cargos de Distribución, a partir del mes siguiente de entrada en operación del activo repuesto, de acuerdo con un delta de reposición definido regulatoriamente.

El distribuidor sólo podrá aplicar el delta de reposición de acuerdo a su programa de reposición aprobado previamente por la Comisión en la resolución particular que le aprueba cargos, y siempre y cuando entre en operación el activo de reposición correspondiente.

Lo anterior se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

Delta del cargo de distribución por efecto del programa de reposición de activos del año t del Período Tarifario. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico.

137

t Año del Período Tarifario en que se repondrán los activos.

Costo anual equivalente de la Inversión Base a reconocer por los activos nuevos que remplazan los activos existentes que serán objeto de reposición, expresado a pesos de la Fecha Base.

Donde:

NR Número de total de QUCN reportadas para remplazar para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

Unidad constructiva i

Cantidad de la unidad constructiva de inversión a reponer

para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k

Costo unitario reconocido para la relacionado en el ANEXO 8.


u Vida útil normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años

k Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario en análisis.

Costo anual equivalente de la Inversión Base correspondiente a la Inversión Existente (IE) reconocida por los activos que van a ser objeto de reposición a pesos de la Fecha Base.

NR Número total de QUCIE reportadas para el Mercado Relevante k, existentes

a la Fecha de Corte.

Unidad Constructiva de Inversión Existente i a ser remplazada.

Cantidad de la unidad constructiva de Inversión Existente a remplazar

para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente

138

Período Tarifario k.

Costo unitario reconocido para la

relacionado en el ANEXO 4


u Vida útil normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.

k Mercado Relevante de análisis.

QCT Demanda que se consideró para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.



Artículo 13.2. de la Resolución CREG 202 de 2013.

13.2. REPOSICIÓN DE ACTIVOS PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO. El distribuidor podrá presentar en su solicitud tarifaria un programa de reposición de activos para el siguiente Período Tarifario de acuerdo con el ANEXO 17 de esta Resolución. Este programa sólo será aceptable para aquellos activos que clasifiquen dentro de Inversión Existente (IE) que estén en servicio y que hayan cumplido su vida útil normativa de operación, exceptuando terrenos y edificaciones. El programa de reposición deberá indicar dentro del Mercado Relevante de Distribución, los activos existentes que serán retirados de la Inversión Base Existente (IE) y serán homologados a las Unidades Constructivas de acuerdo con el ANEXO 5 de esta Resolución, su ubicación a través de coordenadas georeferenciadas y el activo por el cual será remplazado, si así ocurre de acuerdo con las Unidades Constructivas del ANEXO 7 y ANEXO 8.

La Comisión de acuerdo con este programa de reposición y el análisis respectivo, aprobará y determinará los activos a excluir de la base de activos existentes y el reconocimiento de las inversiones en reposición de activos. Tanto los activos a excluir como aquellos a reconocer se tomarán

139

de acuerdo a la fecha en que se ejecuten y entren en operación los Activos de Reposición. Para ello el distribuidor utilizará una fórmula de ajuste de los Cargos de Distribución, a partir del mes siguiente de entrada en operación del activo repuesto, de acuerdo con un delta de reposición definido regulatoriamente.

También se podrán incluir dentro del programa de reposición de activos para el siguiente Período Tarifario de que trata este artículo, las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural cuando se den las siguientes condiciones: i) que la Estación de Regulación de Puerta de Ciudad se esté remunerando a través de los cargos establecidos para un gasoducto de transporte de gas natural; ii) que el gasoducto de transporte cumpla el período de vida útil normativa, VUN, antes del vencimiento del período tarifario de los cargos de distribución aprobados con la presente metodología; iii) que la empresa transportadora haya hecho la solicitud a la CREG de que trata el literal a) del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el reconocimiento de la inversión a la terminación de VUN y, iv) en la resolución particular de ajuste de los cargos de transporte no se haya incluido la Estación de Regulación de Puerta de Ciudad que estaba en el respectivo gasoducto. El distribuidor sólo podrá aplicar el delta de reposición de acuerdo a su programa de reposición aprobado previamente por la Comisión en la resolución que le aprueba cargos, siempre y cuando entre en operación el activo de reposición correspondiente. Para el caso de las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad de que trata el inciso anterior se diferenciarán los deltas de reposición correspondiente a estas estaciones y el Distribuidor sólo podrá aplicarlos sí y solo sí estos activos ya no se remuneran dentro de los cargos establecidos para un gasoducto dentro de la actividad de transporte de gas natural, es decir, una vez quede en firme la resolución mediante la cual se ajusten los cargos de transporte que resulten de la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 en donde se excluye el activo de transporte.

Lo anterior se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

Delta del cargo de distribución por efecto del programa de

140

reposición de activos del año t del Período Tarifario. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico.

t Año del Período Tarifario en que se repondrán los activos.

Costo anual equivalente de la Inversión Base a reconocer por los activos nuevos que remplazan los activos existentes que serán objeto de reposición, expresado a pesos de la Fecha Base.

Donde:

N

R

Númerode total de QUCN reportadas para remplazar para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

Unidad constructiva i

Cantidad de la unidad constructiva de inversión a reponer para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k



u Vida útil normativa en años, reconocida para losactivos igual 20 años

k Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario en análisis.

Costo anual equivalente de la Inversión Base correspondiente a

141

la Inversión Existente (IE) reconocida por los activos que van a ser objeto de reposición a pesos de la Fecha Base.

NR Número total de QUCIE reportadas para el

Mercado Relevante k, existentes a la Fecha de Corte.

Unidad Constructiva de Inversión Existente i a ser remplazada.

Cantidad de la unidad constructiva de Inversión Existente a remplazar para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.


r Tasa deRetorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.

u Vida útil normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.

k Mercado Relevante de análisis.

Q

C

T

Demanda que se consideró para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

Parágrafo 1. Cuando se trate de reposición de activos para el siguiente

Período Tarifario de Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural el valor a reconocer por el activo se determinará así: a) Si el activo continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como.

142

b) Si el activo se repone completamente por nuevo

Donde:

Valor del activo a reconocer, expresado en pesos de la Fecha Base.

Valor de reposición a nuevo que corresponde al costo de la unidad constructiva de la Estación de Puerta de Ciudad que se está reponiendo de acuerdo con el Anexo 8 de la presente resolución. Expresado en pesos de Fecha Base.

Estos valores se reconocerán al distribuidor por un período de (20) años En los casos que las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte no puedan homologarse a las definidas en el Anexo 8 de la presente resolución, la Comisión designará un perito para estimar el costo de reposición.

Parágrafo 2. El delta de reposición de Estaciones de Regulación de

Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural, también incluirá un costo de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM anual, el cual se determinará como el valor correspondiente a dichas estaciones sobre la demanda que se consideró para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. El valor de AOM anual para las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad corresponderá al 4% de la inversión realizada en estas.

13.3. REPORTE DE INFORMACIÓN DE ACTIVOS Los agentes deberán reportar a la CREG el último día hábil del mes de enero de cada año, la información de la totalidad de activos existentes a través de la matriz del ANEXO 18 con corte a diciembre 31 del año anterior. Esta deberá actualizarse anualmente con los activos que vayan entrando en operación durante el Siguiente Período Tarifario.

143

Recibida la información, la CREG podrá auditarla. Esta información será la información base para la Inversión Existente del Siguiente Período Tarifario al nuevo Período Tarifario.

La CREG remitirá cada año la información remitida por las empresas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia en cuanto al cumplimiento del programa de reposición y de la aplicación de la metodología.

Parágrafo. El reporte de esta información deberá hacerse estrictamente en los

plazos establecidos en esta Resolución. En todo caso, todo incumplimiento u omisión en la remisión de la misma, dará lugar a la aplicación de las sanciones establecidas en el Artículo 73 de la Ley 142 de 1994, conforme a lo establecido en la Resolución CREG 64 de 1998 o aquellas que la aclaren, modifiquen o adicionen.

Artículo 14º.- Resolución CREG 202 de 2013. CONFIABILIDAD Y/O

SEGURIDAD. A los Cargos de Distribución se les podrá agregar un Cargo Delta

de Confiabilidad y/o Seguridad en Distribución a la fecha en que se ejecuten y entren en operación los activos de confiabilidad y/o seguridad. Este cargo delta corresponderá a la remuneración de las inversiones correspondientes a los activos de confiabilidad y/o seguridad que se determinen como necesarios a desarrollar para soportar los Sistemas de Distribución, de conformidad con la metodología establecida por la CREG en resolución aparte. Así mismo, se reconocerán los gastos de AOM anuales eficientes para la infraestructura de confiabilidad y/o seguridad determinada. El cargo Delta de Confiabilidad en Distribución se determinará así:

Delta de los cargos de distribución por efecto de Confiabilidad y/o Seguridad. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico.

Costo anual equivalente de la Inversión Base a reconocer por concepto de Confiabilidad y/o Seguridad en Distribución para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, conforme a la metodología establecida por la CREG en resolución aparte, expresado en pesos de la Fecha Base.

144

Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, para la confiabilidad y/o Seguridad en Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, expresado en pesos de la Fecha Base.

QCT Demanda que se considera para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.

Artículo 15º.- Resolución CREG 202 de 2013. MERCADOS

RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO

TARIFARIO EN DONDE HAY MÁS DE UN DISTRIBUIDOR. Si en un

Mercado de Distribución existen dos o más Distribuidores, la determinación de los Cargos de Distribución que se aplicarán para la asignación de la remuneración de la Inversión y la remuneración de los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) del respectivo Sistema, tendrá en cuenta las siguientes reglas generales:

a) En el caso en que en el mismo mercado existan dos o más redes

independientes que atienden diferente demanda, para la remuneración de la Inversión Base se considerará la suma de los activos correspondientes a cada red. Se tomará la demanda total del mercado y los gastos AOM eficientes para todo el mercado. Cada comercializador recaudará lo correspondiente al Cargo de Distribución según la demanda atendida.

b) Para el caso de que existan redes de distribución paralelas que potencialmente puedan atender la misma demanda, se tomará para el cálculo de la Inversión Base una sola red, correspondiente a la red de activos más eficiente, el valor total de la demanda del mercado y los gastos AOM eficientes. Cada comercializador recaudará lo correspondiente al Cargo de Distribución según la demanda atendida.

c) Si la red de distribución se conecta a la red de otro distribuidor en el mismo mercado, se considerará para la remuneración de la Inversión Base, los activos de la totalidad de las redes y se tomará la demanda total del mercado. Se reconocerá la suma de los gastos eficientes de AOM de cada uno de los distribuidores que atienden el Mercado Relevante. Los comercializadores pagarán a los distribuidores respectivos lo correspondiente al componente de inversión y AOM en proporción a la participación de los kilómetros de red.

Comentario: Modificado este literal mediante la Resolución CREG 138 de 2014, así:

145

Artículo 6º. Resolución CREG 138 de 2014. Modifíquese el literal

c) del Artículo 15 de la Resolución CREG 202 de 2013.

c) Si la red de distribución se conecta a la red de otro distribuidor en el mismo mercado, se considerará para la remuneración de la Inversión Base, los activos de la totalidad de las redes y se tomará la demanda total del mercado. Se reconocerá la suma de los gastos eficientes de AOM de cada uno de los distribuidores que atienden el Mercado Relevante. Los comercializadores pagarán a los distribuidores respectivos lo correspondiente al componente de inversión y AOM de acuerdo con el porcentaje de participación en la Inversión Base de cada propietario.

Parágrafo 1. Cuando sea necesario realizar la reposición de redes de terceros

que sean de uso general, la obligación de reposición corresponde en primer lugar al propietario del activo. Si éste no hace la reposición oportunamente, el Distribuidor que está utilizando dicho activo podrá realizarla.

Artículo 16º.- Resolución CREG 202 de 2013. ACTIVOS DE

TERCEROS. Cuando sea necesario realizar la reposición de redes de terceros

que sean de uso general, la obligación de reposición corresponde en primer lugar al propietario del activo. Si éste no hace la reposición en la oportunidad requerida por el distribuidor para garantizar la continuidad del servicio, el distribuidor que está utilizando dicho activo podrá realizarla. En este caso, el distribuidor ajustará la remuneración al tercero de conformidad con el esquema regulatorio que esté vigente y con la reposición efectuada.

Parágrafo. La enajenación a un distribuidor, de las obras de infraestructura

construidas por un suscriptor o usuario dentro de un Sistema de Distribución de gas combustible en ningún caso podrá ser a título gratuito.

Artículo 17º.- Resolución CREG 202 de 2013. REMUNERACIÓN POR

EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN POR PARTE DE LOS USUARIOS

NO REGULADOS. Las empresas distribuidoras serán remuneradas por el uso

del Sistema de Distribución por parte de los Usuarios No Regulados. Esta remuneración debe corresponder al Cargo de Distribución establecido por el distribuidor por tipo de Red al que se conecte, tipo de usuario y para cada rango de consumo.

Artículo 18º.- Resolución CREG 202 de 2013. NEUTRALIDAD. Los

cargos ofrecidos por el distribuidor serán de conocimiento público y en su

146

aplicación se observará el principio de neutralidad previsto en el numeral 2 del Artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y demás disposiciones aplicables y conforme a lo dispuesto en el Artículo 10 de esta Resolución.

Artículo 19º.- Resolución CREG 202 de 2013. SEPARACIÓN DE

ACTIVIDADES. Los distribuidores que realicen la actividad de comercialización

en su Mercado Relevante, deberán separar contablemente su actividad de distribución de la actividad de comercialización de acuerdo con lo previsto en el Artículo 18 de la Ley 142 de 1994 y aplicando las normas expedidas por la Comisión o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, según corresponda.

Artículo 20º.- Resolución CREG 202 de 2013. FÓRMULAS DE

CONVERSIÓN DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL Y

CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GLP. La metodología para establecer los

factores de equivalencia energética, fe, para hacer correspondientes los Cargos de Distribución de gas natural con los Cargos de Distribución de GLP por redes de tubería, expresados en $/m3 seguirá lo consignado en el ANEXO 16 de esta Resolución.

Parágrafo. La empresa que solicite la conversión del Cargo de Distribución

deberá, si es el caso, reportar a la Comisión: a) las inversiones adicionales requeridas para la distribución del nuevo combustible de acuerdo con las Unidades Constructivas establecidas para tal fin y b) las Unidades Constructivas que se retiren del servicio, las cuales serán excluidas de la Inversión Base.

147

Artículo 21º.- Resolución CREG 202 de 2013. AUTORIZACIÓN PARA

FIJAR TARIFAS. Dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la Ley

142 de 1994, las empresas distribuidoras de gas combustible a las que se refiere la presente resolución podrán aplicar los Cargos de Distribución Específicos del Mercado Relevante correspondiente, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia del acto administrativo que apruebe los cargos por uso de los Sistemas de Distribución correspondientes al Mercado Relevante de Distribución respectivo.

CAPÍTULO IV

ZONAS GEOGRÁFICAS QUE DEJAN DE SER ÁREAS DE SERVICIO

EXCLUSIVO POR CULMINACIÓN DE LOS CONTRATOS DE

CONCESIÓN

Artículo 22º.- Resolución CREG 202 de 2013. APLICACIÓN PARA

LAS ZONAS GEOGRÁFICAS QUE DEJAN DE SER ÁREAS DE

SERVICIO EXCLUSIVO. Una vez los contratos de concesión suscritos en

virtud del artículo 40 de la Ley 142 de 1994 entre el Ministerio de Minas y Energía y las empresas distribuidoras culminen, las zonas geográficas denominadas Áreas de Servicio Exclusivo dejen de serlo, deberán aplicar la metodología establecida en la presente resolución.

Parágrafo. La CREG en resolución aparte, establecerá los procedimientos que

contendrán los parámetros y las condiciones bajo las cuales los distribuidores que atienden estas zonas geográficas deberán presentar la solicitud de cargos de distribución, con el fin de ajustarse para poder aplicar la metodología aquí definida. Estos aspectos serán divulgados mediante audiencias públicas.

Artículo 23º.- Resolución CREG 202 de 2013. TRANSICIÓN EN LAS

ZONAS GEOGRÁFICAS QUE DEJAN DE SER ÁREAS DE SERVICIO

EXCLUSIVO. Hasta tanto no se defina el nuevo cargo de distribución con la

metodología establecida en esta resolución, en los municipios que conformaban las Áreas de Servicio Exclusivo, se mantendrá vigente el cargo de distribución de gas combustible por redes de tubería que se venía aplicando en dichas áreas.

Artículo 24º.- Resolución CREG 202 de 2013. CONFORMACIÓN DE

MERCADOS RELEVANTES A PARTIR DE MUNICIPIOS QUE

PERTENECEN A ZONAS GEOGRÁFICAS QUE DEJARAN DE SER

148

ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los municipios que forman parte de las

denominadas Áreas de Servicio Exclusivo podrán conformar mercados relevantes en complemento a lo establecido en el Artículo 5 de esta resolución así:

i. Mercados Existentes de Distribución: También corresponderán a este tipo

de Mercados Existentes de Distribución las zonas geográficas que hayan pertenecido a las Áreas de Servicio Exclusivo y donde se hayan culminado los contratos de concesión.

ii. Agregación de Mercados Existentes de Distribución: Cuando un

distribuidor que atiende en zonas geográficas correspondiente a Áreas de Servicio Exclusivo y desea una vez se culminen los contratos de concesión agregar estas zonas a Mercados Existentes de Distribución conformados según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003, deberá: a. Hacer la solicitud tarifaria a la CREG del Mercado Existente de Distribución

en los plazos establecidos. b. El Distribuidor deberá indicar en esta solicitud tarifaria el interés de una

futura agregación con la zona geográfica que conforma el Área de Servicio Exclusivo.

c. Conforme a esto la CREG establecerá unos cargos de distribución

transitorios correspondientes al mercado inicial y que corresponde a los municipios que no son parte del Área de Servicio Exclusivo. Estos cargos podrán ser revisados una vez se finalicen los contratos de concesión y los municipios que conforman el Área de Servicio Exclusivo dejen de corresponder a esta condición y puedan unirse al mercado inicial. Esto siempre y cuando cumplan los criterios para la conformación de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario establecidos en el numeral 5.2 de la presente resolución.

CAPÍTULO V

OTRAS DISPOSICIONES

Artículo 25º.- Resolución CREG 202 de 2013. DISTRIBUCIÓN DE

GAS MEDIANTE GASODUCTOS VIRTUALES. Quienes presten la actividad

de distribución de gas natural a través de gasoductos virtuales deberán cumplir

149

como mínimo las siguientes condiciones hasta tanto la CREG fije la metodología y demás condiciones para la prestación del servicio a través de este medio.

1. Conforme a la Ley 142 de 1994, deberán estar constituidos como Empresa

de Servicios Públicos “ESP”.

2. El gas objeto de la distribución mediante esta tecnología podrá ser adquirido por el prestador directamente al Productor Comercializador o a otro Comercializador, desde el punto de salida de un campo de producción o desde el punto de salida del Sistema Nacional de Transporte SNT.

3. Acoger el cargo de distribución establecido por la CREG para el mercado

relevante en el que presten el servicio para los usuarios regulados que atiendan. En el caso de que no haya cargos aprobados, deberán hacer la solicitud de cargo de distribución a la CREG.

4. No podrán exigir a quienes soliciten el servicio, ningún activo de conexión

adicional a la acometida y el medidor establecido en la regulación.

5. Los prestadores de gas natural mediante gasoductos virtuales deberán cumplir con todas las obligaciones establecidas para los prestadores del servicio público domiciliario de gas por redes de tubería, que conforme a la tecnología empleada les sea aplicable.

Artículo 26º.- Resolución CREG 202 de 2013. VIGENCIA DE LA

PRESENTE RESOLUCIÓN. La presente resolución rige a partir de la fecha de

su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Comentario: Adicionado un artículo mediante la Resolución CREG 138 de 2014, así:

Artículo 11º. Resolución CREG 138 de 2014. Adiciónese el

Artículo 27 a la Resolución CREG 202 de 2013:

Artículo 27. Parámetros transitorios de Tasa de Retorno y

gastos eficientes de AOM para Nuevos Mercados de

Distribución. Para los Nuevos Mercados de Distribución que presenten

solicitudes tarifarias con anterioridad a la fecha de la firmeza de la Resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de

150

Distribución de Gas, se les aprobará Cargos de Distribución conforme a las siguientes condiciones. 1. Tasa de Retorno: El valor de Tasa de Retorno o WACC a utilizar para el Cálculo de los Cargos de Distribución corresponderá a la definida en la Resolución CREG 069 de 2006. 2. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM): La metodología a utilizar para la definición de los gastos de AOM eficientes corresponderá a la establecida en el numeral 7.4 de la Resolución CREG 011 de 2003.

Parágrafo: Los distribuidores que solicitaron y se les aprobaron cargos

de Distribución para los Nuevos Mercados de Distribución utilizando los parámetros transitorios, dentro de los (30) treinta días siguientes contados a partir de la firmeza de la Resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de Distribución de Gas por redes de tubería, podrán hacer nuevamente solicitud de aprobación de cargos a la Comisión, como Nuevo Mercado de Distribución o anexándose a Mercados Existentes de distribución, calculados con la tasa de retorno para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y los gastos eficientes AOM determinados conforme al anexo 10 de la presente resolución.

Artículo 12º. Resolución CREG 138 de 2014. Vigencia. La

presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Comentario: Se omite la transcripción de los anexos, que a su vez algunos de ellos fueron modificados por la Resolución CREG 138 de 2014.

151



(Abril 4)

- Por la cual se pone en conocimiento de las empresas prestadoras

del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados las

bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la

metodología y el esquema general de cargos para remunerar la

actividad de transporte de gas natural en el siguiente período

tarifario -


En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142

de 1994, y en desarrollo del Decreto 2253 de 1994, y


De acuerdo con lo establecido en el artículo 14 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas natural. El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 faculta a la CREG para establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos. El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. De acuerdo con el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la CREG puede establecer topes máximos y mínimos de tarifas. El artículo 91 de la Ley 142 de 1994 ordena que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio. El artículo 127 de la Ley 142 de 1994 dispone que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, la Comisión deberá poner en conocimiento de las empresas de servicios públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del período siguiente.

152

El artículo 11 del Decreto 2696 de 2004 dispone que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, cada Comisión deberá poner en conocimiento de las entidades prestadoras y de los usuarios, las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del período siguiente, que deben cubrir como mínimo los siguientes puntos: i) aspectos generales del tipo de regulación a aplicar; ii) aspectos básicos del criterio de eficiencia; iii) criterios para temas relacionados con costos y gastos; iv) criterios relacionados con calidad del servicio; v) criterios para remunerar el patrimonio de los accionistas; vi) los demás criterios tarifarios contenidos en la ley. La Resolución CREG 126 de 2010, que entró en vigencia el 9 de agosto de 2010, estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y dictó otras disposiciones en materia de transporte de gas natural. En cumplimiento de lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 599 del 4 de abril de 2014, aprobó poner en conocimiento de las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente período tarifario.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 047 de 2014. Objeto. Poner en

conocimiento de las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente período tarifario, las cuales están contenidas en el Anexo General de esta Resolución.

Artículo 2º.- Resolución CREG 047 de 2014. Inicio del trámite e

impulso de la actuación. Con esta Resolución se da inicio al trámite previsto

en los artículos 127 de la Ley 142 de 1994 y 11 del Decreto 2696 de 2004, tendiente a aprobar los criterios generales y la metodología para la remuneración de la actividad de transporte de gas natural durante el próximo período tarifario. Le corresponde al Director Ejecutivo el impulso de la respectiva actuación.

Artículo 3º.- Resolución CREG 047 de 2014. Vigencia. Esta Resolución

rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y, por ser un acto de

153

trámite, no modifica las normas actualmente aplicables sobre las materias a que ella se refiere. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Concordancia: Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 126 de Agosto 5 de 2010, “Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.”

154

ANEXO GENERAL

RESOLUCIÓN CREG 047 DE 2014

BASES SOBRE LAS CUALES SE EFECTUARÁ EL ESTUDIO PARA

DETERMINAR LA METODOLOGÍA Y EL ESQUEMA GENERAL DE

CARGOS PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE

GAS NATURAL EN EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO

1. GENERALIDADES DE LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL La actividad de transporte de gas natural se realiza a través de la red de gasoductos que vinculan los centros de producción de gas con los sistemas de distribución y con las conexiones de los usuarios que se conectan directamente al sistema de transporte. A la fecha siete empresas desarrollan esta actividad en Colombia. Para ello cuentan con alrededor de 6.300 km de gasoductos, de 2 a 32 pulgadas de diámetro, y 195.000 caballos de potencia instalada en 18 estaciones de compresión1. Esta infraestructura conforma el sistema nacional de transporte de gas natural, SNT. En la figura 1 se muestra el esquema del recorrido aproximado de los principales gasoductos del SNT. También se muestra la ubicación de las principales fuentes de producción de gas.

1 Las estaciones de compresión permiten aumentar la capacidad de transporte de un gasoducto.

155

Figura 1. Esquema de los principales gasoductos del SNT y fuentes de producción

Gibraltar

Popayán

Con esta infraestructura, y de acuerdo con la ubicación de las fuentes de producción y de las demandas, se podría transportar alrededor de 1.100 millones de pies cúbicos por día, MPCD2.

ANEXO GENERAL


2. RÉGIMEN NORMATIVO 2.1. COMPETENCIA DE LA CREG La actividad de transporte de gas natural se encuentra sujeta a los mandatos constitucionales y legales, los cuales han sido puntualizados en el artículo 365 de la Constitución Política y por el Congreso de la República en la Ley 142 de 1994.

2

Como referencia se tiene que el consumo promedio total nacional en 2012 fue de 894 GBTU por día o aproximadamente 840 MPCD.

156

En virtud de la ley en mención, la CREG es la encargada de determinar la regulación económica del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible y de la actividad complementaria de transporte de gas natural, mereciendo especial mención los artículos 35, 68, 73.11, 73.20, 73.22, 74.1, 87, 88.1, 90, 91, 92, 126 y 127 de la Ley 142 de 1994. Por lo anterior, vale la pena mencionar que la regulación de la CREG tiene un marco normativo superior, el cual orienta el ejercicio de la facultad regulatoria y la prestación de los servicios públicos domiciliarios al cumplimiento de los fines constitucionales y legales, siendo esta normativa la que ordena los contenidos y formas que deben ser adoptados por la Comisión en sus resoluciones. 2.2. METODOLOGÍA VIGENTE La metodología vigente para la remuneración de la actividad de transporte de gas natural está establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 y aquellas que la han modificado o complementado. En dicha resolución se definen las variables a considerar y la metodología a aplicar en el cálculo de los cargos regulados por el servicio de transporte, los mecanismos que las partes que intervienen en los contratos de transporte pueden utilizar para determinar los cargos, los instrumentos regulatorios disponibles para asegurar la extensión y la expansión del sistema nacional de transporte y disposiciones sobre otros servicios de transporte. La Resolución CREG 126 de 2010 también contiene otras disposiciones regulatorias en materia de transporte de gas natural, sin que las mismas correspondan a aspectos propios de la metodología de remuneración. Desde la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010 ha sido necesario introducir ajustes a la misma mediante las resoluciones 129 de 2010, 079 y 097 de 2011, y 066 y 089 de 2013. Las razones en las que se soportan dichos ajustes están expuestas en los documentos CREG 102 de 2010, 065 y 076 de 2011 y 045 y 063 2013, respectivamente. 2.3. ESTRUCTURA DE CARGOS REGULADOS La Resolución CREG 126 de 2010 prevé que para cada tramo o grupo de gasoductos se establezcan los siguientes cargos:

Cargos fijos regulados de referencia para la remuneración de costos de inversión.

Cargos variables regulados de referencia para la remuneración de costos de inversión.

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Cargos fijos que remuneran los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM. Con los dos primeros de estos cargos se conforman parejas de cargos con las que se remuneran las inversiones en la infraestructura de transporte de gas natural, tal como se describe en la sección 4.2.2 de este Anexo. Los comercializadores que representan demanda regulada pueden escoger una de dichas parejas de cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador. En caso de que no lleguen al mutuo acuerdo, o si las partes lo convienen, deben seguir un procedimiento denominado de aproximación ordinal para la escogencia de la pareja de cargos regulados. Por su parte, los comercializadores que representan demanda no regulada y los usuarios no regulados pueden: i) determinar libremente los cargos por mutuo acuerdo con el transportador; o ii) escoger una de las mencionadas parejas de cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador. En caso de que no lleguen al mutuo acuerdo, o si las partes lo convienen, deben seguir el procedimiento de aproximación ordinal para la escogencia de la pareja de cargos regulados. En cualquiera de los escenarios mencionados previamente el remitente, definido como persona jurídica con la cual un transportador celebra un contrato para prestar el servicio de transporte de gas natural, debe pagar los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM.

ANEXO GENERAL


3. RETOS DE LA NUEVA REGULACIÓN En el presente período tarifario, regido por la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, se incorporaron a los cargos regulados inversiones nuevas por USD 860 millones (cifras a diciembre de 2010) principalmente para aumentar la capacidad de transporte del SNT. Gran parte de estas inversiones ya estaban ejecutadas al momento del cálculo tarifario pues los transportadores las realizaron en años anteriores. Algunas de las otras inversiones están en proceso de ejecución y otras no se ejecutarán según lo manifestado por los transportadores. De este período tarifario se pueden resaltar las siguientes experiencias:

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Para los principales sistemas de transporte el trámite administrativo tendiente a fijar los cargos regulados tomó dos años; un año para establecer los cargos y otro para la resolución de recursos de reposición. Este es el tiempo estándar de definición de cargos cuando se realizan auditorías a la información reportada por los agentes y se presentan recursos de reposición a las decisiones de la Comisión. Los recursos de reposición se presentaron principalmente por valoración de inversiones. Buena parte de este tiempo se requirió para el cumplimiento de los requisitos legales de los procesos de contratación (e.g. auditorías y dictámenes periciales) y para el cumplimiento de otros términos legales (e.g. traslado de pruebas). El tiempo de definición de cargos es de gran relevancia en los casos en que la ejecución del proyecto depende del cargo aprobado. Un aspecto que contribuye a mejorar este tiempo es la pronta definición del valor eficiente de la inversión.

La asimetría de información no permitió determinar oportunamente la necesidad de expansión en un sistema de transporte. Esto aumentó en ocho meses, adicionales a los dos años indicados previamente, el tiempo de fijación de cargos para un tramo específico de un sistema de transporte.

En los procesos competitivos para adoptar cargos regulados de nuevos gasoductos de la red tipo II, definidos en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, siempre se presentó un solo agente. Es decir, en ningún caso se adoptó un cargo por competencia como se esperaba según lo previsto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010. Los gasoductos que supuestamente no se ejecutarán, según lo informado por los transportadores, corresponden a gasoductos de red tipo II.

En el caso de algunas empresas de transporte con más de un sistema de transporte no se observó un mecanismo de asignación de gastos de AOM en cada sistema coherente con los gastos contables que efectivamente se debieron haber registrado. El criterio de asignación, como se expone más adelante, pudo haber incorporado algún tipo de estrategia comercial. De lo anterior se puede concluir que:

El tiempo para la fijación de cargos ha sido alto. Este tiempo está altamente relacionado con la valoración de los activos y en algunos casos con la determinación de la necesidad del respectivo activo.

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El mecanismo de competencia previsto para las extensiones de gasoductos tipo II no se ha concretado. Lo anterior plantea el reto de buscar nuevos mecanismos regulatorios para:

Identificar de manera oportuna la necesidad de nuevos proyectos en el SNT.

Establecer de manera expedita el valor eficiente de los nuevos proyectos, lo cual mejoraría el tiempo de fijación de cargos.

Incentivar la competencia para el desarrollo de proyectos, de tal manera que el valor eficiente de estos proyectos se obtenga por mecanismos de mercado.

Evaluar diferentes mecanismos para generar señales de eficiencia en los gastos de AOM que se reconocen.

ANEXO GENERAL


4. PROPUESTA DE NUEVO RÉGIMEN REGULATORIO 4.1. ESQUEMA DE TRANSPORTADOR El transporte de gas natural en Colombia se realiza bajo el esquema de transportador por contrato. Es decir, el transportador garantiza el servicio de transporte a aquellos remitentes que hayan suscrito un contrato firme con él. En consecuencia, el transportador define las expansiones a ejecutar con base en la demanda comercial (i.e. contratos) y no tiene la obligación de realizar expansiones cuando las mismas no están amparadas en contratos. En línea con lo anterior, la capacidad no utilizada corresponde a un costo hundido para el transportador. La asignación de la capacidad disponible primaria se realiza bajo el principio general de derecho relativo de primero en el tiempo, primero en derecho. La titularidad de los derechos de la capacidad contratada permanece en el último remitente en haber suscrito la compraventa o la cesión de dicha capacidad. En caso de restricciones la capacidad disponible es asignada de acuerdo con la jerarquía de los contratos, siendo los contratos firmes destinados a la atención de la demanda esencial los últimos en ser interrumpidos.

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Este esquema es diferente al de transportador común, caracterizado por la existencia de un planeador central que define las expansiones a ejecutar con base en una demanda proyectada. Bajo este esquema el transportador tiene la obligación de realizar las expansiones previstas por el planeador y debe garantizar el servicio de transporte a todos los usuarios, sin que medie una relación contractual entre el transportador y los remitentes. La capacidad no utilizada es un costo hundido para los usuarios y los derechos de explotar comercialmente la capacidad de transporte permanecen en el transportador. En caso de restricciones, la capacidad es asignada a prorrata de la demanda o según las prioridades que determine la política pública. Las experiencias del mercado colombiano y de los mercados de otros países, en los que impera el esquema de transportador de gas natural por contrato3, permiten concluir que el esquema vigente hace posible la adecuada expansión del sistema nacional de transporte en respuesta a las necesidades de la demanda. Así, el nuevo régimen regulatorio se estructurará sobre la base de un esquema de transportador por contrato. Lo anterior no impide que en el nuevo marco regulatorio se dé continuidad a los mecanismos de competencia para la determinación de los cargos aplicables en las extensiones del sistema nacional de transporte, los cuales fueron introducidos en la Resolución CREG 126 de 2010. Tampoco impide que ahora se prevea la posibilidad de que la Nación, a través de la UPME, como órgano responsable de la planeación, en este caso indicativa y coordinada, del sector de minas y energía, de acuerdo con las funciones previstas en el Decreto 1258 de 20134, identifique e impulse el desarrollo de algunas expansiones o extensiones. Esto de forma concordante con lo dispuesto en el artículo 67.2 de la Ley 142 de 1994 en materia de expansión dentro de las funciones asignadas al Ministerio de Minas y Energía. En la sección 4.2.4 de este anexo se amplía este análisis. 4.2. INCENTIVOS PARA LA AMPLIACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA Dado que los campos productores de gas natural y la infraestructura utilizada para su tratamiento pueden estar localizados en lugares diferentes a los de los sitios de consumo, la infraestructura de transporte de gas natural es un elemento

3 Si bien el esquema de transportador común es ampliamente utilizado en la regulación de la

transmisión de energía eléctrica, el mismo es poco utilizado en la regulación del transporte de gas natural, mercado en el cual las relaciones entre los participantes del mercado suelen reflejarse en contratos. La Comisión únicamente tiene conocimiento del uso de un esquema similar al de transportador común en el transporte de gas natural en el mercado de Victoria, Australia (ver reporte anexo a la Circular CREG 011 de 2011). 4 Numerales 1 y 3 del artículo 4 del Decreto 1258 de 2013.

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indispensable para asegurar el abastecimiento de este hidrocarburo. Esta es la razón por la cual la metodología para la remuneración de la actividad de transporte de gas natural debe contener instrumentos orientados a procurar la expansión y extensión oportuna de la infraestructura de transporte. En este sentido, a continuación se presentan las bases sobre las cuales se determinarán dichos instrumentos: i) regulación de nivel de precios y de estructura de precios; ii) esquema de cargos; y iii) mecanismos para la expansión y la extensión del sistema nacional de transporte. 4.2.1. NIVEL DE PRECIOS En la regulación económica de redes, como es el caso del transporte de gas, la regulación de nivel de precios hace referencia a las siguientes formas de regulación5:

Las que están basadas en el costo del servicio:

Tasa de retorno o costo del servicio6 (rate of return o cost of service).

Las que están basadas en incentivos:

Precio máximo7 (price cap).

Ingreso máximo8 (revenue cap).

Competencia referencial (benchmarking o yardstick regulation).

Participación en los beneficios o en los ingresos9. Dependiendo de la forma de regulación que se escoja, la distribución de riesgos entre empresa y usuarios varía y los efectos en el largo plazo son diferentes10.

5 Body of knowledge on infrastructure regulation, http://regulationbodyofknowledge.org/price-level-

regulation/basic-forms-of-regulation/ 6 En ninguna de las actividades de redes que regula la CREG se ha adoptado esta forma de

regulación. 7 La CREG aplica esta forma de regulación al transporte de gas (Resolución CREG 126 de 2010),

distribución de gas (Resolución CREG 202 de 2013), y niveles 1, 2 y 3 de distribución de energía eléctrica (Resolución 097 de 2008), entre otros. 8 En la regulación de la CREG esta forma de regulación está presente en la aplicable a transmisión

y al nivel 4 de distribución de energía eléctrica (Resoluciones 011 de 2009 y 097 de 2008), entre otros. 9 En ninguna de las actividades de redes que regula la CREG se ha adoptado esta forma de

regulación. Sin embargo, en la regulación de las actividades reguladas del CND, ASIC y LAC sí se adoptó (Resolución 174 de 2013). 10

Dependiendo de la forma de regulación, las estrategias de las empresas cambian. Por ejemplo, en las de costo del servicio no hay incentivos para la minimización de costos y el regulador debe

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En las regulaciones de tasa de retorno o costo del servicio las empresas no asumen riesgos asociados a disminuciones de la demanda o aumentos de los costos. Las tarifas varían periódicamente para que las empresas recuperen siempre el costo del servicio. En el caso de las regulaciones de precios máximos las empresas asumen en los períodos tarifarios los riesgos de disminuciones de la demanda o aumentos de los costos. La regulación de nivel de precios que se viene aplicando a la actividad de transporte de gas natural corresponde a una regulación de precios máximos. La Comisión considera apropiado dar continuidad a esta forma de regulación pues, además de haberse probado que incentiva el desarrollo de inversiones eficientes, mantiene los riesgos en cabeza de quien toma las decisiones de ampliación de la infraestructura. No obstante lo anterior, la Comisión evaluará la conveniencia de implementar un esquema de precio máximo o uno de ingreso máximo para las expansiones o las extensiones impulsadas por la UPME, en caso de que se adopte la figura prevista en la sección 4.2.4 de este anexo. 4.2.2. ESTRUCTURA DE PRECIOS Una vez se selecciona alguna de las formas de regulación expuestas en la sección anterior, en la regulación de estructura de precios el regulador escoge el tipo de tarifas (i.e. en una parte, en dos partes, etc.) y su forma de cálculo para expresarla en moneda (i.e. dólares o pesos) por energía (i.e. kWh, kpcd, etc)11. La elección de la estructura de precios tiene implícita la escogencia entre eficiencia económica y equilibrio presupuestal de la firma12. La regulación de estructura de precios que se viene aplicando a la actividad de transporte de gas natural corresponde a una regulación de costos medios13 que se complementa con un esquema de negociación de parejas de cargos fijos y variables para remunerar la inversión14 y un cargo fijo para remunerar los gastos de AOM.

contar con muy buena información periódica para hacer el control. En las de precio techo hay un incentivo de minimización de costos y producción eficiente durante el período para el que se fija la tarifa y el esfuerzo de análisis de información sólo ocurre al momento de fijación de las tarifas. 11

Con costo medio de mediano plazo o con costo medio con corte transversal. 12

Vogelsang, Ingo, Optimal price regulation for natural and legal monopolies, Paper prepared for CIDE seminar on structural reform and regulation in the energy sector. 13

Equilibrio de segundo mejor. 14

En otras palabras, hay un menú cargos para remunerar la inversión.

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Adicionalmente, tal como se expone en la sección 4.2.4 de este anexo, la metodología vigente contempla mecanismos de competencia por el mercado para el desarrollo de las extensiones. La Comisión considera apropiado dar continuidad a esta forma de regulación. Por una parte, la regulación de costos medios procura el equilibrio presupuestal de la firma regulada. Por otra parte, las tarifas no lineales hacen posible que para la asignación de un servicio prestado por un monopolio natural se cobre a cada consumidor un precio diferente por cada unidad, de tal manera que el precio varíe con la cantidad total comprada, lo cual aumenta la eficiencia económica de un equilibrio de segundo mejor. Ahora bien, la regulación vigente contempla que para la estimación del costo medio se deben considerar no únicamente los valores eficientes de las inversiones y de los gastos de administración, operación y mantenimiento en los que ha incurrido el transportador, sino también los de aquellos en los que el transportador prevé incurrir durante el nuevo período tarifario. Así mismo contempla que se deben considerar las demandas esperadas de capacidad y de volumen correspondientes al horizonte de proyección. Esto obedece a que la regulación ha procurado el desarrollo de nuevas inversiones asociadas a un servicio público domiciliario en etapa de expansión. Al respecto se recomienda analizar la conveniencia de reemplazar este esquema de costo medio de mediano plazo por uno de costo medio con corte transversal. Esto debido a que:

Las proyecciones de demanda presentadas por los transportadores dentro del marco de las anteriores actuaciones administrativas tendientes a la determinación de los cargos máximos regulados permiten observar que en la mayoría de los tramos del sistema nacional de transporte se prevén consumos estables, similares a los atendidos con la infraestructura existente.

El regulador se enfrenta una marcada asimetría de información al momento de determinar las demandas futuras de capacidad y de volumen. Si bien varios transportadores han adoptado como práctica comercial la contratación a largo plazo, lo cual facilita el análisis de las proyecciones de demanda de capacidad, algunos mantienen como práctica comercial la contratación a corto plazo. Además, en cualquiera de estas circunstancias resulta difícil el análisis de las proyecciones de demanda de volumen. De esta manera, las proyecciones de demanda pueden ser utilizadas como una herramienta para trasladarle el riesgo de demanda a los usuarios.

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A partir del 1 de julio de 2014, según lo establecido en la Resolución CREG 204 de 2013, los remitentes que requieran capacidad de transporte deberán contratarla para poder nominarla. Es decir, a partir de esa fecha las nominaciones no podrán superar la capacidad contratada.

Contrario a lo sucedido en el pasado, con posterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010 se materializó al menos un evento en que inversiones en expansiones asociadas a valores considerados en los cargos regulados no se ejecutaron en la medida en que no resultaron necesarias. Los análisis de la Comisión llevan a concluir que una situación como ésta es posible y realizable dentro la actividad de transporte, al ser propia de la asignación de riesgos, en particular el de demanda, contemplada en la metodología tarifaria. No obstante lo anterior, el que ésta asignación sea posible y realizable no es sinónimo de que la misma sea deseable.

Como ya se ha mencionado, y como se expone en la sección 4.2.4 de este anexo, se propone que la nueva metodología de continuidad a los mecanismos de competencia para la determinación de los cargos aplicables en las extensiones del sistema nacional de transporte, los cuales fueron introducidos en la Resolución CREG 126 de 2010. Además, se propone que la nueva metodología prevea que la UPME identifique e impulse el desarrollo de algunas expansiones o extensiones. Finalmente, la Comisión considera pertinente mantener vigentes las diferentes opciones para la determinación de los cargos que remuneran inversiones. Sin embargo, con base en las comunicaciones recibidas por la Comisión tras la expedición de la Resolución CREG 126 de 2010, se observa la necesidad de revisar las condiciones en que se debe dar aplicación al procedimiento de aproximación ordinal en función del factor de carga del remitente. 4.2.3. ESQUEMA DE CARGOS Otro elemento relevante de la metodología es el esquema de cargos, entendido como la forma como se establecen los cargos mediante los cuales se remuneran las inversiones y los gastos de administración, operación y mantenimiento en que incurre el transportador. Para la definición del esquema de cargos a aplicar es necesario evaluar las alternativas de cargos por distancia, cargos de entrada y de salida y cargos estampilla. También es posible considerar una combinación entre cargos por distancia y cargos estampilla. En el caso colombiano precisamente se viene aplicando una combinación de cargos por distancia y cargos estampilla. El primero de estos esquemas de cargos

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se aplica en el caso de los gasoductos principales, tras el desmonte de los cargos estampilla que estuvieron vigentes por unos años. El segundo de estos esquemas de cargos se aplica exclusivamente a los gasoductos ramales y a los gasoductos aislados. La Comisión considera pertinente:

Dar continuidad a la utilización del esquema distancia y estampilla en las mismas circunstancias en que se aplica en la actualidad, con la posibilidad de adoptar e implementar gradualmente un esquema de entrada y salida si es del caso.

Mantener la comparación entre el costo unitario de prestación del servicio de gas natural y el costo unitario de prestación del servicio de gas licuado del petróleo como criterio para decidir las solicitudes para estampillar las inversiones de las extensiones de los gasoductos de la denominada red tipo II. Lo anterior en los términos establecidos en la Resolución CREG 141 de 2011.

Iniciar el estudio de la conveniencia de adoptar cargos de entrada y de salida. Esto teniendo en cuenta que: i) el desarrollo de nuevas fuentes de producción de gas natural ha llevado a que en algunos sistemas de transporte existan varios puntos de entrada, con lo cual puede resultar más difícil de prever la ruta a ser utilizada para transportar el gas hasta el lugar de consumo; y ii) se ha venido insistiendo en las bondades de los cargos de entrada y de salida como herramienta para aumentar la liquidez del mercado de gas natural, que es precisamente uno de los objetivos de la regulación adoptada mediante las resoluciones CREG 088 y 089 de 2013. En caso de que la Comisión encuentre conveniente adoptar cargos de entrada y de salida, será necesario definir la gradualidad con que se adoptaría una forma de regulación de este tipo.

ANEXO GENERAL


4.2.4. MECANISMOS PARA LA EXPANSIÓN Y LA EXTENSIÓN Desde el punto de vista de la regulación, la ampliación de la infraestructura de transporte de gas natural se puede separar en dos dimensiones, como en efecto lo hizo la Comisión en la metodología tarifaria vigente.

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Así, en la regulación se entiende por expansión el aumento en la capacidad de un sistema de transporte mediante la construcción de loops y la instalación de compresores. La regulación prevé que estos proyectos son de responsabilidad exclusiva del transportador incumbente y, en consonancia con lo expuesto en la sección 4.2.2 de este anexo, los valores eficientes de dichos activos son incorporados en el cálculo de los costos medios de mediano plazo. De otro lado, en la regulación se entiende por extensión la prolongación de un sistema de transporte mediante la construcción de gasoductos y de otros activos asociados a los mismos. A diferencia de lo previsto para las expansiones, la regulación contempla que cualquier transportador puede acometer una extensión. Incluso la Resolución CREG 126 de 2010 introdujo ajustes a las normas sobre integración vertical, de forma tal que un distribuidor puede realizar una extensión cuando la misma corresponde a un gasoducto de la red tipo II. Como en el caso de los demás temas expuestos en este Anexo, para plantear los asuntos que deben ser objeto de análisis dentro del marco de la nueva metodología tarifaria, resulta imperativo analizar las fortalezas y las debilidades del marco regulatorio vigente:

La metodología tarifaria vigente tiene un efecto positivo en materia de coordinación en la operación de la infraestructura de transporte. Lo anterior en la medida en que el desarrollo de las expansiones es una responsabilidad exclusiva del transportador incumbente, razón por la cual éste no debe hacer esfuerzos adicionales en la coordinación con otros agentes responsables de la operación de estaciones de compresión o loops inmersos en su sistema de transporte.

Algo similar puede afirmarse para los aspectos comerciales, pues no se requieren mecanismos adicionales para asegurar la remuneración de inversiones acometidas por terceros e inmersas en un sistema de transporte existente, bien sea mediante pagos hechos por los remitentes o por el transportador incumbente.

Además tiene la ventaja de dejar las decisiones de expansión en cabeza del agente que tiene el mejor conocimiento de las condiciones operativas y comerciales de un sistema de transporte existente.

Sin embargo, el hecho de que el transportador incumbente sea el único responsable de acometer este tipo de inversiones trae como inconveniente que este transportador puede posponer o incluso dejar de llevar a cabo expansiones requeridas. Por ejemplo, esta situación se puede dar cuando se desarrolla una nueva fuente de suministro de gas natural en un punto medio o en la parte final de

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un sistema de transporte. Estas circunstancias no necesariamente son evidentes para los órganos de inspección, vigilancia y control, como tampoco para los demás participantes del mercado, pues el transportador se puede escudar en una supuesta insuficiencia financiera por los valores eficientes de las inversiones que son determinados por el regulador.

En el caso de las extensiones se debe decir que si bien hasta el momento no se ha concretado la ejecución de las que han sido propuestas por los transportadores, no se encuentra motivo para considerar que esto obedezca al mecanismo de convocatorias implementado en la Resolución CREG 126 de 2010. Con fundamento en lo anterior, la Comisión considera necesario estudiar la posibilidad de que terceros puedan emprender inversiones en expansiones (i.e. loops o compresores) o extensiones (i.e. un nuevo gasoducto para atender un nuevo mercado) consideradas necesarias por la UPME, como órgano responsable de la planeación indicativa y coordinada del sector de minas y energía de acuerdo con lo previsto en el Decreto 1258 de 2013, en concordancia con las funciones atribuidas en esta materia al Ministerio de Minas y Energía en virtud de lo previsto en el artículo 67.2 de la Ley 142 de 1994. En estos casos la UPME identificaría las posibles expansiones y extensiones con base en los criterios que defina la CREG e impulsaría su desarrollo mediante los mecanismos que se establezcan por parte de la CREG en la regulación y que tomen como referencia las experiencias nacionales e internacionales de los denominados open seasons donde interactúan tanto la oferta de capacidad de transporte como la demanda interesada en esa capacidad15. Adicionalmente, la Comisión considera prudente darle continuidad al mecanismo de convocatorias para el desarrollo de extensiones que fue implementado en la Resolución CREG 126 de 2010. Sin embargo, se observa la necesidad de introducir mejoras al mecanismo, de forma tal que sea más expedito. Los dos instrumentos anteriores (i.e. los open seasons y las convocatorias) tienen la bondad de permitir que a través de mecanismos de mercado se revelen los costos eficientes de las inversiones, asunto de gran relevancia dada la asimetría de información a la que se enfrenta el regulador.

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El open season es un proceso en el que el interesado en desarrollar un proyecto establece términos y parámetros técnicos del proyecto e invita a los potenciales usuarios a que presenten sus propuestas para contratar capacidad de transporte de ese proyecto. El propósito de este proceso es asegurar que todos los interesados conocen los términos del nuevo proyecto y determinar que hay suficiente interés por parte de la demanda de tal manera que se pueda continuar con el proyecto. Para mayor ilustración ver: www.gasline.alaska.gov/Newsroom/Presentations.

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4.3. INCENTIVOS PARA EL DESARROLLO DE OBRAS DE CONFIABILIDAD La Comisión viene analizando los aspectos relacionados con la confiabilidad del sistema nacional de transporte de gas natural de forma independiente a la metodología de remuneración de la actividad de transporte. Teniendo en cuenta el grado de avance de dichos análisis, se considera conveniente desarrollar la regulación correspondiente en una resolución independiente. Lo anterior considerando en todo caso la necesidad de que haya coherencia entre los mecanismos de remuneración de las inversiones en confiabilidad y los destinados a la remuneración de los demás aspectos de la actividad. 4.4. VARIABLES CONSIDERADAS EN EL CÁLCULO TARIFARIO Las principales variables consideradas en el cálculo tarifario son: i) los valores eficientes de las inversiones; ii) los valores eficientes de los gastos de administración, operación y mantenimiento; iii) las demandas; y iv) la tasa de descuento. Resulta necesario, entonces, extender los análisis presentados en este Anexo para exponer las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar la forma como determinará los valores de estas variables.

ANEXO GENERAL


4.4.1. INVERSIÓN Como se expone en la sección 4.2.2 de este Anexo, en la actualidad el cálculo tarifario se realiza considerando un esquema de costo medio de mediano plazo. En este sentido, para el cálculo tarifario se requiere determinar: i) el valor eficiente de la inversión existente para el período tarifario regido por la metodología vigente16; ii) los valores eficientes de los proyectos del programa de nuevas inversiones regido por la metodología vigente17; y iii) los valores eficientes de las inversiones en aumento de capacidad regidas por la metodología vigente18. Ahora, si los análisis que se realicen según lo planteado en la sección 4.2.2 de este Anexo llevan a concluir que es conveniente reemplazar el esquema de costo medio de mediano plazo por uno de costo medio con corte transversal, para el

16

Variable en la Resolución CREG 126 de 2010. 17


Variable en la Resolución CREG 126 de 2010.

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cálculo tarifario sólo sería necesario determinar el valor eficiente de la inversión existente para el período tarifario regido por la metodología vigente. Al respecto se debe recordar que la regulación reconoce un valor eficiente de inversiones durante la vida útil normativa de un activo19, siempre y cuando el mismo esté instalado y disponible para la operación. Las diferentes metodologías tarifarias que han definido la forma de remuneración de la actividad de transporte de gas natural no han contemplado la modificación del valor eficiente reconocido por activos de transporte durante su vida útil normativa. Conforme a dichas metodologías tarifarias, una vez termina la vida útil normativa del activo, la empresa tiene la opción de reponerlo o continuar operándolo. Así las cosas, en caso de que se adopte un esquema de costo medio con corte transversal, al momento de la aprobación de los nuevos cargos el regulador se centraría en: i) identificar si los activos previamente considerados en los análisis tarifarios continúan instalados y disponibles para la operación; y ii) establecer el valor eficiente de las inversiones en aquellos activos que no hayan sido previamente valorados por la CREG. Bajo este esquema la CREG revisaría los cargos en cualquier año del período tarifario por cuenta de la entrada en operación de una expansión; es decir, cuando el proyecto de expansión esté operando. Para la determinación de los costos eficientes de las inversiones la Comisión ha empleado mecanismos de comparación. La metodología tarifaria establecida mediante la Resolución CREG 126 de 2010 dispone que para la comparación se deben considerar, entre otros, los criterios de topografía, indexación y economías de escala por longitud y diámetro. De manera que la metodología dejó abierta la posibilidad de aplicar otros criterios de comparación. Vale la pena recordar que en el año 2011, tras la aprobación de los cargos regulados de los sistemas de transporte cuyos cargos habían estado vigentes por cinco o más años al momento de la fecha de entrada en vigor de la Resolución CREG 126 de 2010, varios transportadores interpusieron recursos de reposición contra las resoluciones de aprobación de los cargos regulados. En los recursos interpuestos por tres de esos transportadores se encontraron algunos elementos comunes: i) argumentos sobre la necesidad de ampliar el grupo de activos

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La valoración de las inversiones incluye todos los costos eficientes en los que incurre el agente para instalar, poner en operación y retirar de la operación un activo (costos de abandono). Así, para el caso de gasoductos se reconoce un valor global que se expresa en dólares por metro por pulgada de gasoducto instalado (i.e. USD/m-pulg.), y para el caso de las estaciones de compresión se reconoce un valor global que se expresa en dólares por unidad de potencia instalada (i.e. USD/HP).

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considerados como base para la comparación; y ii) planteamientos relativos a la necesidad de considerar otros criterios de comparación. La Comisión aceptó dichas solicitudes y en este sentido procedió a recopilar información detallada de otros gasoductos considerados como base para la comparación y a establecer multiplicadores para la aplicación de criterios adicionales de comparación, todo dentro del marco de la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010. Esto permitió la realización de una valoración más robusta de las inversiones hechas por diferentes transportadores. Tomando en consideración la experiencia pasada, se encuentra necesario mantener como precepto que los valores eficientes establecidos por la Comisión no serán objeto de modificación hasta la terminación de la vida útil normativa de los activos correspondientes. Esto también significa que será necesario revisar el tipo de inversiones a reconocer en integridad y seguridad de la infraestructura existente, pues si bien la metodología no le ha trasladado el riesgo geológico al transportador, es claro que la misma sí le asigna el riesgo constructivo y en el mercado existen pólizas que cubren riesgos constructivos durante la operación. Ahora, para la determinación del valor eficiente de inversiones que no han sido previamente valoradas por la CREG se encuentra apropiado evaluar la posibilidad de: i) continuar realizando la valoración mediante mecanismos de comparación; ii) tomar como base para la comparación la muestra de activos utilizada durante el período tarifario regido por la Resolución CREG 126 de 2010, complementada con otros activos que la CREG haya valorado durante dicho período tarifario y que estén instalados y disponibles para la operación; iii) utilizar los criterios de comparación empleados durante el período tarifario actual, manteniendo abierta la posibilidad de hacer uso de otros criterios de comparación, tal como se hizo en la Resolución CREG 126 de 2010; y iv) utilizar información actualizada de los multiplicadores para la aplicación de criterios de comparación. Finalmente, la Comisión encuentra oportuno continuar haciendo uso de un factor de utilización como parámetro para calificar la eficiencia de la infraestructura de transporte de gas natural y como herramienta para incentivar la construcción de la infraestructura requerida para atender la demanda, sin que se remuneren inversiones ociosas. Es posible que se requiera ajustar el procedimiento de cálculo y el valor del factor de utilización para hacerlo compatible con la metodología de corte transversal. Con relación a los activos que cumplen su vida útil normativa en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 se establece el procedimiento a seguir en tales casos. Se considera adecuado realizar algunos ajustes a este procedimiento, como se plantea en la sección 4.5 de este Anexo.

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ANEXO GENERAL


4.4.2. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO En el cálculo tarifario se consideran los siguientes gastos de AOM: i) los asociados a la inversión existente para el período tarifario regido por la metodología vigente20; ii) los asociados al programa de nuevas inversiones regido por la metodología vigente21; iii) los asociados a las inversiones en aumento de capacidad regidas por la metodología vigente22; y iv) otros gastos de AOM correspondientes a compresión, corridas con raspador inteligente, gas de empaquetamiento, y terrenos e inmuebles. La regulación prevé que, para cada tramo o grupo de gasoductos, los primeros de estos gastos se estimen como el resultado de promediar: i) los gastos de AOM en los que efectivamente incurrió el transportador durante el período tarifario regido por la metodología anterior a la vigente; y ii) los gastos de AOM reconocidos como eficientes durante el período tarifario regido por la metodología anterior a la vigente. Por otra parte, en lo que respecta a los gastos de AOM asociados al programa de nuevas inversiones y a las inversiones en aumento de capacidad, estos se vienen estimando con base en los gastos de AOM en los que incurren empresas transportadoras que operan en Estados Unidos. En línea con lo planteado en la sección anterior, si los análisis que se realicen según lo mencionado en la sección 4.2.2 de este Anexo llevan a reemplazar el esquema de costo medio de mediano plazo por uno de costo medio con corte transversal, para el cálculo tarifario sólo sería necesario determinar el valor eficiente de los gastos de AOM asociados a la inversión existente y el valor eficiente de los denominados otros gastos de AOM. La determinación de los gastos eficientes de AOM asociados a nuevas inversiones se limitaría a aquellos casos en que no se presente competencia en las convocatorias para la extensión del sistema nacional de transporte.

20



Variable en la Resolución CREG 126 de 2010.

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En relación con la estimación de los gastos de AOM asociados a la inversión existente, se debe resaltar que si bien la metodología actual introduce incentivos para que los transportadores se acerquen a los gastos que en el pasado fueron considerados eficientes y para que aquellos que ya son eficientes compartan con los usuarios parte de los réditos de los esfuerzos que han realizado, algunos acontecimientos registrados durante el período tarifario actual hacen necesario revisar la conveniencia de la misma:

En general, los transportadores se limitan a registrar en sus estados financieros la totalidad de los gastos de AOM de los diferentes sistemas de transporte que operan. En este sentido, no siempre es posible disponer de estos gastos desglosados por sistema, como tampoco es posible acceder a información veraz sobre la forma como se deben imputar estos gastos por tramo o grupo de gasoductos.

Al analizar la forma como algunos transportadores imputaron, por tramo o grupo de gasoductos, los gastos en los que incurrieron durante el período tarifario regido por la metodología anterior a la vigente no se encuentran razones claras que permitan determinar los criterios considerados para realizar tal imputación.

Los cargos regulados de algunos tramos experimentaron cambios considerables por cuenta de las variaciones de los gastos de AOM reconocidos por la regulación. Este comportamiento podría obedecer a estrategias comerciales y no a la realidad de la actividad de transporte23, situación que no se ajusta de manera estricta a los criterios que orientan el régimen tarifario según lo dispuesto por la Ley 142 de 1994.

En contraste con lo anterior, el uso de referencias internacionales para la determinación de los gastos de AOM asociados a nuevas inversiones no sólo ha demandado una menor exigencia en el análisis de información contable sino que también ha permitido establecer incentivos adecuados al circunscribir la estimación de los gastos eficientes de AOM a la infraestructura correspondiente.

Tomando en consideración lo expuesto en esta sección, se encuentra apropiado evaluar la posibilidad de que los gastos eficientes de AOM asociados a la inversión existente o a las nuevas inversiones se determinen: i) tomando como referencia los gastos de AOM en los que incurren empresas transportadoras de gas natural que operan en otros mercados; y/o ii) mediante mecanismos similares

23

Esto porque a diferencia de los cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión, los cuales según la regulación son cargos máximos, los cargos que remuneran los gastos de AOM son fijos.

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a los previstos en la metodología vigente, estableciendo en todo caso criterios para la imputación de los gastos incurridos. El análisis de la forma como se determinan los valores eficientes de los denominados otros gastos de AOM requiere un mayor nivel de detalle. Sin embargo, en la medida en que este elemento de la metodología no ha suscitado una gran polémica por parte de los transportadores ni de los remitentes, puede ser apropiado darle continuidad a la regulación vigente. Esto no obsta para que la Comisión haga uso de nueva información que ha recabado durante el período tarifario regido por la Resolución CREG 126 de 2010. Tampoco será una limitante para que analice potenciales mejoras, como permitir que los transportadores les trasladen a los remitentes los gastos en compresión en los que efectivamente incurren, en vez de una proyección de los gastos en los que puedan incurrir. De otra parte, en los análisis tendientes a adoptar la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 se concluyó que el transportador no tiene mayores posibilidades para gestionar ganancias de productividad asociadas a la infraestructura de transporte y en tal sentido no se consideran para efectos regulatorios. Sin embargo, en los gastos de AOM sí se observan posibilidades de que el transportador gestione ganancias en productividad. Se entiende que la metodología de evaluación de los gastos de AOM de la Resolución CREG 126 de 2010 incluye ganancias en productividad. En ese sentido en la Resolución CREG 126 de 2010 no se incluyó un factor de productividad para actualizar el cargo que remunera los gastos de AOM. Si la metodología de evaluación de gastos de AOM cambia, sería necesario analizar la posibilidad de incorporar el factor de productividad en la actualización del cargo que remunera los gastos de AOM. Lo anterior resulta consecuente con las formas de regulación por incentivos, como es el caso de los precios máximos. Una vez el regulador fija la tarifa las empresas tienen el incentivo de mejorar sus procesos productivos para lograr mayores ganancias durante el período tarifario. Como se trata de una señal de incentivos con criterios de eficiencia en la regulación económica el regulador a menudo incorpora factores de productividad con el fin de que las empresas compartan una parte de las mejoras que alcanzan con los usuarios. De hecho en el artículo 92 de la Ley 142 de 1994 se dispone que las comisiones podrán incorporar en las fórmulas tarifarias factores de productividad.

174

ANEXO GENERAL


4.4.3. DEMANDA Como se menciona en la sección 4.2.2 de este Anexo, en la medida en que el cálculo tarifario se realiza mediante un esquema de costo medio de mediano plazo, para el mismo se consideran las demandas esperadas de capacidad y de volumen correspondientes al horizonte de proyección. Dichas demandas son declaradas por el transportador, publicadas por la CREG para el conocimiento y los comentarios de los usuarios y de los demás participantes del mercado, y finalmente establecidas por la Comisión tras analizar los planteamientos de los interesados, los argumentos del transportador y los contratos de transporte que estén vigentes. Además de los hechos que se mencionan en la sección 4.2.2 de este Anexo y que motivan la necesidad de analizar la conveniencia de reemplazar el esquema de costo medio de mediano plazo por uno de costo medio con corte transversal, vale la pena destacar que los usuarios y demás participantes del mercado han sido pasivos frente a las proyecciones presentadas por los transportadores. En los escasos eventos en que se han pronunciado en relación con las proyecciones de demanda, los transportadores han descartado tales pronunciamientos en la medida en que los mismos se refieren a expectativas de mayores consumos que no están reflejadas en contratos. En caso de que los análisis que se realicen según lo mencionado en la sección 4.2.2 de este Anexo lleven a reemplazar el esquema de costo medio de mediano plazo por uno de costo medio con corte transversal, para el cálculo tarifario ya no sería necesario evaluar proyecciones de demanda, sino que se consideraría la demanda efectivamente observada por el transportador. Así mismo, en caso de mantener un esquema de parejas de cargos para remunerar las inversiones, sería necesario considerar la demanda de capacidad y la demanda de volumen. En un escenario como éste y teniendo en cuenta que la demanda puede experimentar variaciones de un año a otro, en particular la demanda de volumen, puede ser deseable que para el cálculo de los cargos se tome en consideración la demanda promedio de un número plural de años. Finalmente, para aquellos casos en que no se presente competencia en las convocatorias para la extensión del sistema nacional de transporte, dado que no

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existe historia de demanda, sería necesario considerar proyecciones de demanda para el cálculo de los cargos aplicables en el primer período tarifario. 4.4.4. TASA DE DESCUENTO La metodología también considera como una de las variables de cálculo la estimación del costo promedio de las fuentes de financiación que utilizan los transportadores para fondear las inversiones que ejecutan y los gastos de administración, operación y mantenimiento en los que incurren para la prestación del servicio. De esta manera se remuneran el patrimonio de los transportadores y los recursos de crédito. En la actualidad la regulación define una tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad y una para el capital remunerado por servicios de volumen. Estas tasas se utilizan, principalmente, para descontar los flujos futuros de inversiones y de gastos de AOM. En caso de que se de paso a un esquema de costo medio con corte transversal las tasas de costo promedio ponderado de capital se utilizarían para determinar el valor anual equivalente de las inversiones existentes al momento del cálculo tarifario. Como se puede observar en la agenda regulatoria de 2014, la cual se hizo pública mediante la Circular CREG 144 de 2013, uno de los temas que será objeto de análisis por parte de la Comisión durante el año 2014 es precisamente la definición de la metodología para la estimación de las tasas de descuento que se aplicarán en las metodologías de remuneración de las actividades de los servicios de energía eléctrica y gas natural. Las tasas que resulten de la aplicación de la metodología mencionada serán la que se utilice en el cálculo de los cargos regulados de transporte de gas natural.

ANEXO GENERAL


4.5. ACTUACIONES PARA EL CÁLCULO TARIFARIO 4.5.1. PERÍODO TARIFARIO En el artículo 37 de la Resolución CREG 126 de 2010 se estableció que “(l)os cargos aprobados con base en la presente Resolución estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco Años desde la entrada en vigencia de la presente Resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido el período de vigencia

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de los cargos, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos”. De acuerdo con lo anotado en la sección 5.6 del documento CREG 017 de 2009, el objeto de la anterior disposición es poder aplicar la metodología tarifaria en la misma época para todos los transportadores. Este objetivo se logrará con la aplicación de la nueva metodología que se defina a partir las bases planteadas en este documento. De acuerdo con lo anterior, y dado que la Resolución CREG 126 de 2010 entró en vigencia el 10 de agosto de 2010, los cargos aprobados con base en la Resolución CREG 126 de 2010 estarán vigentes hasta el 10 de agosto de 2015, o hasta cuando la Comisión apruebe los nuevos cargos con base en la nueva metodología que se defina a partir las bases planteadas en este documento. 4.5.2. ACTIVOS QUE CUMPLEN SU VIDA ÚTIL NORMATIVA, VUN En el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 066 de 2013, se establece el procedimiento regulatorio aplicable a los activos en servicio que cumplen la VUN durante el período tarifario. El procedimiento previsto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 implica la estimación, por parte de la CREG, del costo de reposición a nuevo de los activos que cumplen su VUN, tomando como referencia estimaciones realizadas por un perito o auxiliar de la administración. La valoración se debe realizar durante el año anterior al año en que el activo cumple su VUN. Lo anterior puede resultar en que cada año del período tarifario haya que realizar valoraciones de algunos gasoductos del SNT. La valoración de activos en cada año del período tarifario genera una fuerte carga administrativa para la CREG (i.e. contratación de peritos), razón por la cual se considera conveniente integrar en una sola actuación administrativa los procedimientos de cálculo de los cargos regulados y los requeridos para la determinación de los costos de reposición de los activos que cumplen su VUN durante el período tarifario. Así mismo, se observa la necesidad de introducir ajustes a estos últimos procedimientos, de forma tal que los mismos sean más expeditos. También se considera pertinente evaluar el factor resultante de la relación entre la vida útil remanente, VUR, y la vida útil, VU, establecido en el numeral 3 del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010.

177

ANEXO GENERAL


4.6. OTROS Es pertinente hacer mención a otros aspectos que hacen parte de la metodología de remuneración y que no han sido mencionados antes, a saber: i) calidad del servicio; ii) unidades de los cargos; iii) actualización de cargos; y iv) gasoductos cortos que se podrían considerar como conexiones. 4.6.1. CALIDAD DEL SERVICIO En el Documento CREG 017 de 2009, soporte de la Resolución CREG 022 de 2009, se anota que el principal indicador de calidad en la actividad de transporte de gas es el de interrupciones del servicio. En la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 no se incluyó este tópico pues en atención a los comentarios presentados por los agentes la Comisión consideró “conveniente excluir el tema de interrupciones de la metodología de remuneración de la actividad de transporte. Esta decisión se fundamentó en la oportunidad de incluir dicha definición en el Reglamento Único de Transporte, que trata sobre temas concernientes con la operación del sistema”. En la Resolución CREG 089 de 2013, mediante la cual se reglamentan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural, la Comisión definió aspectos que cubren las interrupciones en la actividad de transporte de gas. En particular, para la actividad de transporte se definieron: i) los eventos eximentes de responsabilidad que se pueden pactar en los contratos; ii) la máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos; y iii) las compensaciones que debe asumir el transportador cuando incumple la prestación del servicio. Por lo anterior se considera que los aspectos de calidad relacionados con la actividad de transporte de gas están cubiertos con las disposiciones de la Resolución CREG 089 de 2013. No se observa la necesidad de establecer aspectos adicionales en calidad en la prestación del servicio de transporte de gas. 4.6.2. UNIDADES DE LOS CARGOS

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De acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 los cargos regulados que remuneran inversión están expresados en dólares americanos. Así mismo estos cargos se dividen en parejas de cargos fijos, expresados en dólares por cada mil pies cúbicos por día-año, USD/kpcd-año, y en variables expresados en dólares por pie cúbico transportado, USD/kpc. Los cargos que remuneran los gastos de AOM están expresados en pesos por cada mil pies cúbicos por día-año, Col$/kpcd-año. Estas unidades también estuvieron vigentes durante el período tarifario regido por la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000. Con respecto a la moneda utilizada para expresar los cargos regulados se debe mencionar que en el trámite de adopción de la Resolución CREG 126 de 2010 se estudió la posibilidad de establecer los cargos expresados en pesos. En el Documento CREG 096 de 2008, soporte de la Resolución CREG 157 de 2008, se anota que “con base en los análisis realizados internamente, y teniendo en cuenta las conclusiones planteadas en el estudio mencionado, se considera adecuado mantener en dólares americanos la remuneración de la inversión en la actividad de transporte de gas natural en el siguiente período tarifario”. No se observan razones para cambiar la moneda en la que se han expresado los cargos regulados que remuneran la actividad de transporte. 4.6.3. ACTUALIZACIÓN DE CARGOS De acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 los cargos que remuneran inversión se actualizan anualmente con base en el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie ID: WPSSOP3200. Por su parte, los cargos que remuneran gastos de AOM se actualizan anualmente con base en el índice de precios al consumidor reportado por el DANE. Este esquema de actualización también estuvo vigente durante el período tarifario regido por la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000. No se observan razones para modificar este esquema de actualización de cargos.

ANEXO GENERAL


4.6.4. GASODUCTOS CORTOS QUE SE PODRÍAN TRATAR COMO CONEXIONES En el SNT se identifican tramos de gasoductos ramales que se confunden con conexiones por su corta longitud. Se propone estudiar la posibilidad de fijar

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parámetros técnicos mínimos que deben reunir los nuevos gasoductos para que sean considerados parte del SNT.

Concordancia: Resolución Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 126 de Agosto 5 de 2010, “Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.”

180



(Diciembre 28)

- Por la cual se establece una opción tarifaria para el Componente

Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de

Gas Combustible por Redes de Tubería-


En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley

142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

C O N S I D E R A N D O Q U E : El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. El servicio público domiciliario de gas combustible ha sido definido por la Ley 142 de 1994 como “el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. (…)”. Conforme al artículo 75 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ejercer el control, la inspección y vigilancia de las entidades que prestan servicios públicos domiciliarios. El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible. El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas

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tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En virtud del principio de suficiencia financiera definido en el numeral 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 como “(…) las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios”, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos y gastos.

Según el criterio de simplicidad establecido en el numeral 87.5 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se entiende que las fórmulas tarifarias se elaborarán en tal forma que se facilite su comprensión, aplicación y control.

Según lo dispuesto por el numeral 88.1 del artículo 88 de la Ley 142 de 1994, la Comisión Reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas. El artículo 90 de la Ley 142 de 1994 determina que las Comisiones de Regulación al definir sus tarifas pueden establecer varias alternativas y siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de las tarifas. Mediante la Resolución CREG 137 de 2013 se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados. Las metodologías de remuneración de las actividades de transporte y distribución desarrolladas en las Resoluciones CREG 126 de 2010 y 202 de 2013, contemplan la posibilidad de la aplicación de una gradualidad u opción tarifaria en los casos de que alguna de estas componentes tengan variaciones que afecten sustancialmente las tarifas de los usuarios. Las fórmulas tarifarias generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público de gas combustible por redes de tubería y con las cuales se determina el costo unitario de prestación del servicio están compuestas por un componente

variable expresado en ($/m3) y un componente fijo expresado en

($/factura) .

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El componente fijo del costo de prestación del servicio corresponde al componente fijo del cargo de comercialización el cual se actualiza con el índice de precios al consumidor. Considerando que el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería puede presentar incrementos por las variaciones en los precios del gas y por el comportamiento en la Tasa Representativa del Mercado, se considera necesario permitir a las empresas comercializadoras adoptar una opción tarifaria que permita reducir el impacto para los usuarios por posibles incrementos en esta componente. Mediante la Resolución CREG 174 de 2014 la CREG ordenó publicar un proyecto de resolución por la cual se establece una opción tarifaria para el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. En relación con la Resolución CREG 174 de 2014 se recibieron comentarios por parte de los siguientes agentes con sus respectivos radicados: ACOLGEN (E-2014-013246); GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. (E-2014-013254), GAS NATURAL FENOSA (E-2014-013261), EPM (E-2014-013271), NORGAS S.A. E.S.P (E-2014-013315) y GECELCA S.A. E.S.P. (E-2014-013320). Las respuestas a cada uno de los comentarios recibidos se encuentran consignadas en el Documento CREG 102 de 2014, así como los ajustes resultantes a la propuesta de la Resolución CREG 174 de 2014. Teniendo en cuenta lo establecido en el artículo 4 del Decreto 2897 de 2010, reglamentario de la Ley 1340 de 2009, no es necesaria la remisión del presente acto administrativo a la Superintendencia de Industria y Comercio, ya que en este se establece una opción tarifa que busca disminuir los impactos a los usuarios por posibles aumentos en la tarifa de prestación del servicio de gas combustible por redes de tubería. Según lo previsto en el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente. La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión No. 636 de 2014.

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R E S U E L V E:

Artículo 1º. Resolución CREG 184 de 2014. Objeto. Esta Resolución

tiene por objeto ofrecer una opción tarifaria que podrán aplicar los comercializadores de gas combustible por redes de tubería para determinar el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio que se traslada a los usuarios regulados del servicio.

Artículo 2º. Resolución CREG 184 de 2014. Opción Tarifaria y

Requisitos para Acogerse a la Misma. Las empresas prestadoras del

servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería podrán continuar calculando el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería conforme a lo definido en la Resolución CREG 137 de 2013 u optar por calcular dicho costo conforme a las reglas que se definen a continuación: Para acogerse a la opción tarifaria, las empresas deberán cumplir los siguientes requisitos: 1. Que la variación mensual del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería sea superior a dos veces la variación anual del Índice de Precios al Consumidor IPC al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al mes de cálculo. 2. La empresa deberá informar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas-CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, mediante comunicación suscrita por el Representante Legal, la decisión de acogerse a la opción tarifaria en los términos previstos en esta Resolución. 3. La opción tarifaria de que trata esta Resolución solamente podrá ser aplicada por la respectiva empresa una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 en relación con la actualización del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería de que trata la Resolución CREG 137 de 2013 y una vez haya cumplido la obligación de publicar la tarifa que resulte de aplicar la opción tarifaria. Esta publicación deberá ser remitida a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la CREG. 4. El comercializador podrá aplicar la opción tarifaria definida en esta resolución para recuperar los incrementos, del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se

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traslada a los usuarios regulados, en un plazo máximo de treinta y seis (36) meses. 5. El Comercializador que haya escogido la opción tarifaria definida en la presente Resolución, podrá durante el plazo señalado en el numeral anterior, definir el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería nuevamente a partir del Costo que resulte de aplicar la Resolución CREG 137 de 2013. La aplicación del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería será inmediata una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 y se haya informado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con copia a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. 6. En este último caso los saldos acumulados que existiesen, no podrán ser trasladados en la tarifa al usuario final. 7. Para calcular el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería resultante de la opción tarifaria, el Comercializador j del Mercado Relevante de Comercialización i utilizará la siguiente expresión:

Donde:

m Mes para el cual se calcula Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería.

PV Porcentaje de variación mensual que aplicará el Comercializador j sobre el componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. Este será definido por cada comercializador y podrá cambiar de un mes a otro, pero deberá asegurarse que en los siguientes treinta y seis (36) meses permita recuperar el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de

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Tubería. En cualquier caso, el PV para el primer mes no podrá superar el 3% y el PV acumulado de los primeros 12 meses no podrá superar el 8%.

jimSA ,, Saldo Acumulado, expresado en $, del Comercializador j para el mes m del Mercado Relevante de Comercialización i, por las diferencias entre el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de

Tubería real o calculado y el Costo Promedio Unitario del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por

Redes de Tubería aplicado . A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero.

jimVR ,,1

Ventas de gas a usuarios regulados, en el mes m-1 efectuadas por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Distribución j, expresado en m3.

Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m3, calculado para el mes m, conforme la Resolución CREG 137 de 2013, para los usuarios regulados que son atendidos por el Comercializador j, en el Mercado de Comercialización i.

Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m3, aplicado en el mes m, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i.

r

Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m3, aplicado en el mes m-1, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i. Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al comercializador por los saldos acumulados en la

variable . Este valor equivaldría al promedio de la tasa de la tasa de créditos de ordinarias para un plazo

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entre 366 y 1095 días reportado por los establecimientos bancarios, y publicado por el Banco de la República para la última semana que se encuentre disponible para el mes anterior al mes de cálculo.

8. Al momento de acogerse a la opción tarifaria el Comercializador deberá indicar el Porcentaje de variación mensual (PV) a aplicar. Cualquier modificación en la aplicación de la opción tarifaria deberá ser informada a la CREG y a la SSPD. 9. El Comercializador que se haya acogido a la opción tarifaria deberá mantener actualizada la información relativa a los saldos acumulados y el histórico de los valores que se trasladan a la tarifa del usuario final. 10. Además de lo establecido en la regulación vigente en relación con la información que debe contener la factura, el comercializador deberá incluir el Costo de Prestación del Servicio obtenido con la opción tarifaria y la tarifa que corresponda. 11. Una vez el Comercializador determine el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se traslada a los usuarios regulados con base en la opción tarifaria establecida en la presente resolución, aplicará las disposiciones vigentes entre subsidios para efectos de determinar la tarifa.

Artículo 3º. Resolución CREG 184 de 2014. Vigencia de la Presente

Resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en

el Diario Oficial.


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RESOLUCIÓN COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

CREG 186 DE 2014

(Diciembre 28)

- Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el artículo 76

de la ley 1739 de 2014, en relación con la aplicación de los

subsidios a los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de

Energía Eléctrica y Gas Combustible por redes de tubería-


En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las

conferidas por la Ley 142 de 1994 y los Decretos 1523 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y,


De conformidad con lo establecido en el artículo 74 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible. El artículo 14.29 de la Ley 142 de 1994 define el “subsidio” como la “diferencia entre lo que se paga por un bien o servicio, y el costo de éste, cuando tal costo es mayor al pago que se recibe”. En cumplimiento del artículo 116 de la Ley 812 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió las resoluciones CREG 108 de 2003 y 040 de 2004, para el otorgamiento de subsidios en la forma dispuesta en dicha Ley. Así mismo, para dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006, la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió las resoluciones CREG 001 de 2007 y 006 de 2007, para el otorgamiento de subsidios en la forma dispuesta en dicha Ley. Posteriormente mediante la Ley 1428 de 2010, se modificó el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006 y la CREG mediante la Resolución CREG 186 de 2010 incorporó lo dispuesto en dicha Ley. La Resolución CREG 186 de 2013 modificó lo establecido en la Resolución CREG 186 de 2010 para el servicio de gas combustible por redes de tubería teniendo en

188

cuenta que mediante la Resolución CREG 137 de 2013 y 138 de 2013 se definieron las fórmulas tarifarias aplicables al servicio de gas combustible por redes de tubería en mercados relevantes de comercialización y en áreas de servicio exclusivo respectivamente, la cuales comenzaban a regir a partir del 1 de enero de 2014 por lo cual era necesario que fueran congruentes con las fórmulas establecidas en la Resolución CREG 186 de 2010. El Congreso de la República, aprobó la Ley 1739 de 2014 “Por medio de la cual se modifica el Estatuto Tributario, la Ley 1607 de 2012, se crean mecanismos de lucha contra la evasión y se dictan otras disposiciones.” El artículo 76 de la ley dispone:

“Con los recursos provenientes de la presente ley, se financiará, durante la vigencia fiscal de 2015, los subsidios de que trata el presente artículo que fueron prorrogados por el artículo 3 de la Ley 1117 de 2006, prorrogados a su vez por el artículo 1 de la Ley 1428 de 2010. La aplicación de subsidios al costo de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y de gas combustible para uso domiciliario distribuido por red de tuberías de los usuarios pertenecientes a los estratos socioeconómicos 1 y 2 a partir del mes de enero de 2015 hasta el 31 de diciembre de 2015, deberá hacerse de tal forma que el incremento tarifario a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de subsistencia corresponda en cada mes como máximo a la variación del Índice de Precios al Consumidor; sin embargo, en ningún caso el porcentaje del subsidio será superior al 60% del costo de la prestación del servicio para el estrato 1 y al 50% de este para el estrato 2. Los porcentajes máximos establecidos en el presente artículo no aplicarán para el servicio de energía eléctrica de las zonas no interconectadas. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ajustará la regulación para incorporar lo dispuesto en este artículo. Este subsidio también podrá ser cubierto con recursos de los Fondos de Solidaridad, aportes de la Nación y/o de las entidades territoriales. Parágrafo. En los servicios públicos domiciliarios de energía y gas combustible por red de tuberías, se mantendrá en el régimen establecido en la Ley 142 de 1994 para la aplicación del subsidio del estrato 3”.

Se entiende que el artículo 76 mencionado prorroga lo estipulado en la Ley 1428 de 2010 hasta el 31 de diciembre de 2015, por tal razón se hace necesario ampliar

189

la vigencia de la aplicación de la Resolución CREG 186 de 2010 modificada por la Resolución CREG 186 de 2013. La Comisión presentó para comentarios la Resolución CREG 177 de 2014 “Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “Por la cual se da cumplimiento a lo establecido en el artículo 68 del proyecto de ley 134 de 2014 Cámara y 105 de 2014 Senado, en relación con la aplicación de los subsidios a los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de Energía Eléctrica y Gas Combustible por redes de tubería.” En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 8 del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio SIC, encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia. La presente resolución no está sujeta al cumplimiento a los plazos de consulta de que trata el artículo 9° del Decreto 2696 de 2004, dado que las disposiciones contenidas en ella son necesarias para la aplicación del artículo 76 de la Ley 1739 de 2014. Durante el período de consulta se recibieron comentarios de los siguientes agentes: Gas Natural E-2014-013328 y Acolgen E-2014-012331. En el Documento CREG No 105 del 26 de diciembre de 2014 se analizaron los comentarios remitidos por los agentes. La Comisión, en la Sesión No. 636 de 2014, aprobó las disposiciones contenidas en la presente Resolución.

R E S U E L V E:

Artículo 1º.- Resolución CREG 186 DE 2014. Se amplía la vigencia de la

aplicación de la Resolución CREG 186 de 2010 modificada por la Resolución CREG 186 de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2015.

Artículo 2°.- Resolución CREG 186 DE 2014. Vigencia de la

presente resolución. La presente resolución regirá desde su publicación en el

Diario Oficial y perderá su vigencia el 31 de diciembre de 2015, cuando termine el período de aplicación de los subsidios previsto en la Ley 1739 de 2014. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

190

Comentario: La Ley 1753 de 2015, Ley del Plan Nacional de Desarrollo, previó:

Artículo 17. Ley 1753 de 2015. Subsidios de energía

eléctrica y gas. Los subsidios establecidos en el artículo 3º.

de la Ley

1117 de 2006, prorrogados a su vez por el artículo 1º.

de la Ley 1428 de 2010 y por el artículo 76° de la Ley 1739 de 2014, se prorrogan, como máximo, hasta el 31 de diciembre de 2018.

191



(Junio 30)

- Por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de

descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas

natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por

ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el

sistema interconectado nacional, y generación y distribución de

energía eléctrica en zonas no interconectadas -


En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994.


Según el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 la Comisión de Regulación de Energía y Gas es competente para regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía eléctrica y gas combustible. La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad. Según el criterio de suficiencia financiera definido por el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias que establezca la CREG deben permitir remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable. Mediante las resoluciones CREG 083 y 093 de 2008 se definieron las metodologías para el cálculo de la tasas de retorno que se aplican en la remuneración de las actividades de transmisión y de distribución de energía eléctrica.

192

Mediante la Resolución CREG 045 de 2002 la Comisión estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de la tasa de retorno que se utiliza en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes. Mediante la Resolución CREG 069 de 2006 se dio cumplimiento a lo dispuesto por el parágrafo primero del artículo primero de la Resolución CREG 045 de 2002 en donde se previó lo siguiente: “En el mes de junio del tercer año de vigencia del próximo período tarifario, se realizará un ajuste de la tasa de retorno con la información disponible de las fuentes establecidas en el numeral 2 del anexo de la presente resolución denominado “parámetros, valores de los parámetros, metodología de cálculo y ajuste de las tasas de retorno para la actividad de distribución de gas combustible por redes”, actualizando únicamente los valores del costo de deuda, la tasa libre de riesgo y los spreads de la deuda soberana”. Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 la Comisión estableció la metodología de cálculo y los valores de las tasas de retorno que se utilizarían en la aprobación de los cargos regulados de transporte de gas natural. Mediante la Resolución CREG 091 de 2007 se desarrolló el marco tarifario para las zonas no interconectadas, ZNI. En esa resolución se fijó el costo de capital invertido para remunerar los activos de la actividad de generación y de distribución de energía eléctrica en las ZNI. El inciso final del artículo 45 de la Resolución CREG 091 de 2007 dispuso que una vez la Comisión defina el costo de capital invertido para la actividad de distribución de energía eléctrica en el SIN para el próximo período tarifario, podrá ajustar la tasa establecida en este artículo. Mediante la Resolución CREG 056 de 2009, “por la cual se revisan los parámetros aplicables a la metodología utilizada para determinar el costo promedio ponderado de capital para remunerar las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas”, se definió la tasa promedio de costo de capital para los proyectos de generación con fuentes fósiles. Mediante la Resolución CREG 038 de 2008 se hizo público un proyecto de resolución mediante la cual se define la metodología para determinar la tasa de retorno, del período de vida útil regulatoria de los activos de transporte de GLP y el factor de productividad para remunerar la actividad de transporte de los gases licuados del petróleo (GLP) por ductos.

193

Mediante la Resolución CREG 122 de 2008, la comisión estableció los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de transporte de gas licuado del petróleo (GLP) por ductos. Mediante la Resolución CREG 042 de 2013 la comisión publicó las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar la metodología de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica, para el siguiente periodo tarifario, señalando que para la remuneración de las inversiones en transmisión se revisaría la aplicación de las variables utilizadas para calcular la tasa de descuento, comparándolas con las utilizadas internacionalmente. En la Resolución CREG 043 de 2013 la comisión publicó las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, SIN, para el siguiente período tarifario, señalando que se revisaría la aplicación de las variables utilizadas para calcular la tasa de descuento, comparándolas con las usadas internacionalmente. Mediante la Resolución CREG 202 de 2013, por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones, se indicó en los considerandos que “las condiciones actuales y los análisis llevan a concluir que es posible migrar hacia una metodología de corte transversal, la cual, acompañada con una tasa de descuento que incluya el riesgo de demanda, así como una canasta de tarifas que capture las señales de los costos de oportunidad, brinda señales más apropiadas para los objetivos regulatorios y al mismo tiempo permite mantener la cobertura y el incentivo para una expansión eficiente del servicio”. En el artículo 9.9 de la mencionada resolución se dispuso que la tasa de retorno para remunerar la actividad de distribución de gas combustible para el nuevo periodo tarifario corresponderá al valor que se calcule con la metodología de la tasa de descuento, establecida en resolución aparte, antes de la aprobación de la primera solicitud tarifaria. En la Resolución CREG 047 de 2014, la cual contiene las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural, se plantea que uno de los temas que será objeto de análisis por parte de la Comisión durante el año 2014 es precisamente la definición de la metodología para la estimación de las tasas de descuento que se aplicarán en las metodologías de remuneración de las actividades de los servicios de energía eléctrica y gas natural. Las tasas que resulten de la aplicación de la metodología mencionada serán las que se utilicen en el cálculo de los cargos regulados de transporte de gas natural.

194

Mediante la Resolución CREG 083 de 2014 se sometió a consulta un proyecto de resolución “Por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas”. Durante el período de consulta se recibieron comentarios, los cuales se analizaron en el Documento CREG-D-061 del 2015. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009, el artículo 8 del Decreto 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG procedió a dar respuesta al cuestionario expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio SIC, encontrando que el presente acto no requiere ser remitido a la SIC por no tener incidencia en la libre competencia. Según lo previsto en el artículo 9° del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente según las normas vigentes, garantizándose de esta manera la participación de los agentes del sector y demás interesados. La CREG, en Sesión No. 664 del 30 de junio de 2015, aprobó el contenido de la presente Resolución;

R E S U E L V E:

Artículo 1º. Resolución CREG 095 de 2015. La presente resolución tiene

como objeto establecer la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.

Artículo 2º. Resolución CREG 095 de 2015. Definiciones. Para la

interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

195

Actividades por redes: Corresponde a las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte por ductos de gas licuado de petróleo, transmisión de energía eléctrica y distribución de energía eléctrica. Momento t: Corresponde a la fecha de cálculo que se defina para cada actividad, en resolución aparte. Tasa de descuento: Tasa calculada a partir de la estimación del costo promedio ponderado de capital (WACC por sus siglas en inglés) establecida para las actividades por redes y la actividad de generación de energía eléctrica en ZNI en términos constantes y antes de impuestos.

Artículo 3º. Resolución CREG 095 de 2015. Metodología de cálculo

de la tasa de descuento en pesos. Para el cálculo de la tasa de descuento

en pesos la Comisión aplicará la siguiente fórmula:

Donde,

: Tasa de descuento antes de impuestos y en pesos constantes para la

actividad , en el momento . Tasa utilizada en la determinación de cargos tarifarios de las actividades por redes y de la actividad de generación de energía eléctrica en ZNI.

: Costo promedio ponderado de capital en pesos corrientes y antes de

impuestos para la actividad , en el momento .

: Promedio de la expectativa de inflación en el momento , calculada como el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas, del plazo de 3650 días, de las curvas cero cupón de los títulos de tesorería TES COP y TES UVR, que se obtienen a partir de la información que es publicada por Infovalmer. Cada uno de los diferenciales se calcula de la siguiente manera:

En donde i es cada una de las fechas para las que existe información.

: Cada una de las actividades por redes y la actividad de generación de

196

energía eléctrica en ZNI, que son reguladas por la CREG.

: Último día del mes anterior a la fecha de cálculo.

Parágrafo 1. El costo promedio ponderado de capital en pesos corrientes y

antes de impuestos para la actividad a, en el momento t, está dado por la siguiente expresión:

Donde,

: Ponderador para el costo de la deuda. El valor a aplicar para efectos de cálculo es 40%.

: Ponderador para el costo del capital propio. El valor a aplicar para

efectos de cálculo es .

: Costo de la deuda en pesos en el momento . Corresponde al promedio ponderado, por monto de colocación, de las tasas de colocación de créditos comerciales (preferencial o corporativo), a más de 1825 días, del total de establecimientos (no incluye las tasas de las entidades financieras especiales excepto el Fondo Nacional de Ahorro). La información para efectuar el cálculo es publicada por el Banco de la República con base en la información del formato 088 de la Superintendencia Financiera de Colombia.

: Costo del capital propio en pesos, equivalente al costo del capital propio

en dólares, para la actividad , en el momento .

: Corresponde a la suma de: i) el valor correspondiente al impuesto sobre la renta, ii) el valor correspondiente a la tasa del CREE y iii) el valor correspondiente a la sobretasa del CREE de acuerdo con los elementos que de dicho tributo establece la Ley 1739 de 2014 y sus decretos reglamentarios, que se encuentren vigentes en Colombia para la fecha

de cálculo. Para cada año del periodo tarifario la tasa aplicable corresponderá al valor definido en la tabla que a continuación se presenta, conforme con lo previsto en la normatividad vigente:

Año

197

2015 39%

2016 40%

2017 42%

2018 43%

2019 en adelante 34%

Este valor será ajustado de presentarse modificaciones en la normatividad contemplada para el cálculo.

Parágrafo 2. El costo del capital propio en pesos, equivalente al costo del

capital propio en dólares, para la actividad , en el momento está dado por la siguiente expresión:

Donde,

: Costo del capital propio en dólares, equivalente al costo del capital

propio en pesos, para la actividad , en el momento .

: Promedio de la tasa de la curva swap libor peso al plazo , en el

momento . Ticker Bloomberg: CLSWU10 Curncy.

: Promedio de la tasa de la curva swap libor al plazo , en el momento

. Ticker Bloomberg: USSWAP10 Curncy.

: Plazo en años. El valor a aplicar para efectos de cálculo es 10 años.

Parágrafo 3. El costo del capital propio en dólares, equivalente al costo del

capital propio en pesos, para la actividad , en el momento , está dado por la siguiente expresión:

Donde,

: Promedio de la tasa libre de riesgo en el momento . Mid yield del bono de los Estados Unidos de América a 10 años. Ticker Bloomberg: USGG10YR Index.

198

: Beta apalancado en el momento , donde:

: Promedio de la prima de mercado en el momento . Corresponde al promedio aritmético de las primas de mercado anuales, estimadas a partir del Standard & Poor’s 500 y de los bonos de los Estados Unidos de América con plazo de emisión a 10 años, desde 1928 hasta el año anterior a la fecha de cálculo, según publicación en http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls.

: Promedio de la prima por riesgo país en el momento . Se calcula como la diferencia entre el promedio del CDS de 10 años de Colombia (Ticker Bloomberg: COLOM CDS USD SR 10Y CBIN Corp) y el promedio del CDS de 10 años de Estados Unidos (Ticker Bloomberg: US CDS EUR SR 10Y Corp).

: Prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia (Estados Unidos de América) y el esquema aplicado en

Colombia para la actividad . El valor para efectos de cálculo de cada actividad será publicado en resolución aparte y considerará, en cada caso, la nueva metodología de remuneración que se encuentre en proceso de ser adoptada por la CREG.

Parágrafo 4. El beta desapalancado está dado por la siguiente expresión:

Donde,

: Beta desapalancado en el momento .

: Beta apalancado de cada una de las empresas seleccionadas

para efectuar el cálculo del , en el momento Se calcula a

199

partir de los retornos diarios de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo. En donde i es cada una de las empresas consideradas para el cálculo.

: Corresponde a la suma del reporte mensual de capitalización bursátil (en Bloomberg identificada como CUR_MKT_CAP) de la

empresa , considerada para el cálculo del , en el momento t. Se calcula con información mensual de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo.

: Corresponde a la suma del reporte mensual de capitalización bursátil (en Bloomberg identificada como CUR_MKT_CAP) de

todas las empresas consideradas para el cálculo del , en el momento t. Se calcula con información mensual de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo.

: Corresponde a la suma del reporte mensual de deuda financiera de corto y largo plazo (en Bloomberg identificada como SHORT_AND_LONG_TERM_DEBT) de todas las empresas

consideradas para el cálculo del , en el momento t. Se calcula con información mensual de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo.

: Corresponde al impuesto corporativo a la renta, aplicable en los Estados Unidos de América. El valor considerado para efectos de cálculo es 35%.

: Número de empresas consideradas en el cálculo del , en el momento t.

Parágrafo 5. Los parámetros que corresponden al promedio de sus

observaciones se obtienen mediante el siguiente procedimiento:

: Promedio del parámetro en el momento .

200

: Valor del parámetro en el momento .


: Fecha que corresponde a menos 12 meses.

: Cada una de las fechas para las que existe información, desde hasta . La periodicidad de la información deberá ser la de mayor frecuencia posible con la que esta sea publicada, en el evento en el que la frecuencia de publicación no sea diaria.

: Número de datos existentes desde hasta . El valor de dependerá de la información disponible para cada parámetro.

Artículo 4º. Resolución CREG 095 de 2015. Metodología de cálculo

de la tasa de descuento en dólares. Para el cálculo de la tasa de

descuento en dólares se utilizará la siguiente fórmula:

Donde,

: Tasa de descuento antes de impuestos y en dólares constantes para

la actividad , en el momento . Tasa utilizada en la determinación de cargos tarifarios de las actividades por redes y de la actividad de generación de energía eléctrica en ZNI.

: Costo promedio ponderado de capital en dólares corrientes y antes de

impuestos para la actividad , en el momento .

: Promedio de la expectativa de inflación para el momento , calculada como el promedio de los diferenciales entre el Mid yield del bono de los Estados Unidos de América a 10 años (Ticker Bloomberg: USGG10YR Index) y la tasa del Treasury Inflation Protected Securities con plazo de emisión de 10 años (Ticker Bloomber: GTII10 Govt). Cada uno de los diferenciales se calcula de la siguiente manera:

201

En donde i es cada una de las fechas para las que existe información.

: Cada una de las actividades por redes y la actividad de generación de energía eléctrica en ZNI, que son reguladas por la CREG.


Parágrafo 1. El costo promedio ponderado de capital en dólares corrientes y

antes de impuestos para la actividad a, en el momento t, está dado por la siguiente expresión:

Donde,

: Ponderador para el costo de la deuda. El valor a aplicar para efectos de cálculo es 40%.

: Ponderador para el costo del capital propio. El valor a aplicar para

efectos de cálculo es .

: Costo de la deuda en dólares, equivalente al costo de la deuda en pesos en el momento i. Su valor está dado por la siguiente expresión:

Los valores de , , y se obtienen bajo el método de cálculo descrito en el artículo 3 de esta resolución.

: Costo del capital propio en dólares, equivalente al costo del capital

propio en pesos, para la actividad , en el momento . El valor de

se obtiene bajo el método de cálculo descrito en el artículo 3 de esta resolución.

: Corresponde a la suma de: i) el valor correspondiente al impuesto sobre la renta, ii) el valor correspondiente a la tasa del CREE y iii) el

202

valor correspondiente a la sobretasa del CREE de acuerdo con los elementos que de dicho tributo establece la Ley 1739 de 2014 y sus decretos reglamentarios, que se encuentren vigentes en Colombia para la fecha de cálculo. Para cada año del periodo tarifario la tasa

aplicable corresponderá al valor definido en la tabla que a continuación se presenta, conforme con lo previsto en la normatividad vigente:

Año 2015 39%

2016 40%

2017 42%

2018 43%

2019 en adelante 34%

Este valor será ajustado de presentarse modificaciones en la normatividad contemplada para el cálculo.

Artículo 5º. Resolución CREG 095 de 2015. Valor de la tasa de

descuento. Los valores de las tasas de descuento para cada actividad serán

definidos por la CREG en resoluciones posteriores. Los valores se calcularán y publicarán por una sola vez para cada metodología de cálculo de cargos que defina la CREG. Dichos valores permanecerán vigentes durante todo el periodo tarifario para calcular los cargos nuevos que sean solicitados, excepto en los casos en los que expresamente la CREG lo establezca.

Artículo 6º. Resolución CREG 095 de 2015. Vigencia. La presente

resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.


RESOLUCIÓN CREG 202 DE 2013 · Agosto 3 de 2015, “Por la cual se ... Resolución CREG 057 de...

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