RESOLUCIÓN CREG 175 DE 2021 -*

Fecha de publicación - Diario Oficial: 22 NOV. 2021/ Fecha de expedición: 08 OCT. 21/ Última actualización del editor: 30 DIC. 2021.

 

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

 

Nota: Incluye las siguientes modificaciones: Resolución CREG 102 001 DE 2022.

 

La Comisión de Regulación de Energía y Gas

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los Decretos 2253 de 1994,1260 de 2013, 2255 de 2015 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. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”. Así mismo, estipula que “(l)os servicios públicos estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley, podrán ser prestados por el Estado, directa o indirectamente, por comunidades organizadas, o por particulares. En todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios (…)”.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 14, numeral 14.28, de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible.

Es derecho de todas las empresas construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para prestar los servicios públicos, para lo cual cumplirán con los mismos requisitos exigidos por la ley a todos los prestadores, como lo garantiza el artículo 28 de la Ley 142 de 1994.

Las personas jurídicas que produzcan para ellas mismas, o como consecuencia o complemento de su actividad principal, los bienes y servicios propios del objeto de las empresas de servicios públicos, pueden prestar las actividades que integran el servicio público, para lo cual deben sujetarse a la Ley 142 de 1994 en sus actos o contratos que celebren para suministrar los bienes o servicios cuya prestación sea parte del objeto de las empresas de servicios públicos, a otras personas en forma masiva, o a cambio de cualquier clase de remuneración, y están obligadas a constituirse en empresas de servicios públicos cuando la Comisión así lo exija, como está previsto en dicha Ley, como lo prevén los artículos 15 y 16 de la Ley 142 de 1994.

La Ley 142 de 1994 obliga a todos los prestadores del servicio a facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o que sean grandes usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización y prestación de los servicios; los faculta para celebrar contratos que regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos; y en su defecto, los somete a la servidumbre que puede imponer la CREG para tales efectos.

De acuerdo con lo previsto en la Ley 142 de 1994, le corresponde a la Comisión ejercer la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, 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, para lo cual puede, entre otras, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado, conforme a los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994.

La Ley 401 de 1997 establece que el gas combustible que se transporte por red física a todos los usuarios del territorio nacional, se regirá por las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994, con el propósito de asegurar una prestación eficiente del servicio público domiciliario.

La Comisión debe establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, con sujeción a los criterios que, según dicha ley, deben orientar el régimen tarifario, para lo cual puede establecer topes máximos y mínimos de tarifas, conforme a los artículos 73.11, 73.22 y 88 de la Ley 142 de 1994. Así mismo, la definición de estas tarifas debe considerar los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y la aplicación de estos de acuerdo con cada actividad sujeta a regulación, al igual que no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente por parte de las empresas.

Los numerales 87.1 y 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 definen los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera así:

“87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y 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 el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste.

87.4. Por suficiencia financiera se entiende que 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.”

Las fórmulas tarifarias que defina la Comisión deben garantizar a los usuarios, a lo largo del tiempo, los beneficios de la reducción promedio de costos en las empresas que prestan el servicio, según exigencia del artículo 92 de la Ley 142 de 1994. Toda tarifa debe tener un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras, como lo exige el numeral 87.8 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994. Por mandato legal, las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de por lo menos cinco años, o hasta que la Comisión defina unas nuevas.

En la definición de las fórmulas tarifarias, la Comisión debe tener en cuenta las condiciones preexistentes de la actividad sujeta a regulación para dicha definición, como son los costos eficientes de los activos existentes en operación, las características de los mercados atendidos y las condiciones de operación del servicio, así como de aquellas que le son propias, en este caso, para la actividad de transporte de gas natural; y otras sobrevinientes durante el período de vigencia de la fórmula, y que por autorización legal pueden incorporarse, principalmente, aquellas que se relacionan con los gastos de administración, operación y mantenimiento, incluyendo los costos de la expansión, las variaciones en los índices de precios, el riesgo de negocios comparables, el aumento en los factores de productividad, las innovaciones tecnológicas y la reducción promedio de los costos, entre otros. Igualmente, allí se deben considerar los lineamientos legales y reglamentarios a los que se sujeta la regulación.

El período de vigencia de las metodologías y fórmulas tarifarias previsto por la Ley 142 de 1994 busca la estabilidad en los criterios, variables y esquemas a través de los cuales se calculan las tarifas aplicables a los usuarios, y dar señales estables de inversión para garantizar la prestación continua del servicio y la ampliación de la cobertura por parte de las empresas.

El ejercicio de las facultades regulatorias previstas en los artículos 73 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, incluidas aquellas en materia tarifaria, debe entenderse como un mecanismo de intervención del Estado en la economía, a fin de garantizar la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, y el buen funcionamiento del mercado, entre otros, por lo cual, estas facultades deben atender los fines constitucionales y legales que persigue la prestación de los servicios públicos domiciliarios regulados en dicha Ley.

La regulación corresponde entonces a una actividad continua y permanente, la cual comprende el seguimiento de la evolución del sector y la actividad correspondiente, y que implica la adopción de diversos tipos de decisiones y actos adecuados, tanto para orientar la dinámica del sector hacia los fines que la justifican en cada caso, fines que están previstos en la Ley 142 de 1994, así como en los decretos mediante los cuales el Gobierno Nacional define los lineamientos de política para el sector regulado, y, también, para permitir el flujo de la actividad socio-económica respectiva.

De esto hace parte el seguimiento del comportamiento de los agentes, así como la evaluación y el análisis de la forma en que se remuneran estas actividades, a fin de orientar sus conductas y establecer mecanismos que garanticen la aplicación de los criterios previstos en materia tarifaria, dentro de los fines perseguidos en materia de servicios públicos de acuerdo con lo previsto en la Ley 142 de 1994.

En este sentido, la aplicación de los criterios en materia tarifaria, así como su aplicación armónica con los principios constitucionales y legales en materia de servicios públicos, implica que debe existir una convergencia y equilibrio entre los intereses colectivos que persigue la prestación de los servicios públicos, como aquellos intereses de las empresas en relación con la competencia, la iniciativa privada y la libertad de empresa. Por tanto, esta convergencia y el equilibrio que se debe generar, entre otros, a través de los mecanismos regulatorios definidos por esta Comisión, los cuales deben garantizar el equilibrio entre la libertad económica (incentivo económico), la promoción de intereses colectivos concretos y la prestación de servicios públicos, es decir, la regulación ha de propender por hacer compatibles los intereses privados, que actúan como motor de la actividad económica, con la satisfacción de las necesidades colectivas.

La Comisión estableció el reglamento único de transporte de gas natural, RUT, mediante la Resolución CREG 071 de 1999, la cual ha sido modificada, adicionada y complementada, entre otras, por las resoluciones CREG 084 de 2000, 028 de 2001, 102 de 2001, 014 de 2003, 054 de 2007, 041 de 2008, 077 de 2008, 154 de 2008, 131 de 2009, 187 de 2009, 162 de 2010, 169 de 2011, 171 de 2011, 078 de 2013 y 185 de 2020.

Mediante la Resolución CREG 126 de 2010, modificada y complementada por las resoluciones CREG 129 de 2010, 079 y 097 de 2011, y 066 y 089 de 2013, se establecieron los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, SNT, y criterios para la expansión de las redes para una vigencia de la metodología de cinco años conforme al artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

La Comisión, a través de la Resolución CREG 047 de 2014, puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán los análisis correspondientes 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 cumplimiento de lo previsto en los artículos 126 y 127 de la Ley 142 de 1994, y del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.

Con la Resolución 047 de 2014 se inicia el proceso de análisis para el diseño de la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural para un nuevo período tarifario. En estas bases conceptuales se hace una descripción general del sector, se identifican algunas fortalezas de la metodología vigente,  los retos para una nueva regulación, y se señalan, de manera general, los temas que se analizarán para la nueva metodología: el esquema de remuneración del transporte por contrato, los incentivos a la ampliación de la infraestructura, los incentivos para el desarrollo de confiabilidad, las variables consideradas en el cálculo tarifario, las actuaciones para el cálculo tarifario y otros temas.

Como parte de los estudios necesarios para definir la nueva metodología, la Comisión contrató al consultor internacional Frank Gregory Lamberson, para actualizar el valor de algunos insumos utilizados por la CREG para estimar el valor eficiente de los gasoductos. El informe final de esta consultoría se publicó mediante la Circular CREG No. 094 de 2014.

La Comisión también contrató al consultor internacional Calvin Peter Oleksuk para actualizar el costo de las principales variables que inciden en la construcción de estaciones de compresión. El informe final de esta consultoría se publicó mediante la Circular CREG No. 081 de 2014.

Mediante la Circular 017 de 2018 la CREG publicó el estudio “Factores multiplicadores para trazado de ductos por media ladera y Costos de construcción para cruces subfluviales, aéreos y sísmicos”.

Como parte de las actuaciones administrativas impulsadas por la Comisión para determinar el valor de reposición a nuevo de los activos que cumplieron la vida útil normativa, VUN, conforme a la metodología de remuneración vigente, en las audiencias de contradicción de los dictámenes periciales, los transportadores conocieron la metodología de valoración y los resultados de los peritajes realizados por Tipiel S.A.

Mediante el Decreto 1073 de 2015 se expidió el “Decreto Reglamentario Único Sectorial del Sector Administrativo de Minas y Energía”, el cual, en su Título II, establece las disposiciones reglamentarias en materia de gas natural, y en su Capítulo 3 incorpora disposiciones particulares para la actividad de transporte de gas natural.

A través del Decreto 2345 de 2015 se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural, así:

-    El Artículo 2.2.2.1.4 define la confiabilidad como “la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural de prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en la infraestructura”.

-    El Artículo 2.2.2.1.4 define la seguridad de abastecimiento como “la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, bajo condiciones normales de operación, para atender la demanda en el mediano y largo plazo”.

-    El Artículo 2.2.2.2.28 establece que “Con el objeto de identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan de Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez (10) años”.

-    El Artículo 2.2.2.2.29 establece que la CREG deberá expedir regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural.

-    El Artículo 2.2.2.2.29 también establece la posibilidad de realizar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural a través de mecanismos abiertos y competitivos.

-    El parágrafo del Artículo 2.2.2.2.29 establece que “La UPME será responsable de la aplicación de los mecanismos abiertos y competitivos a los que se refiere este artículo”.

Mediante la Resolución 40052 de 2016 el Ministerio de Minas y Energía desarrolló el Artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, modificado por el Artículo 4 del Decreto 2345 de 2015, y dictó otras disposiciones.

En el Artículo 1 de la Resolución 40052 de 2016 se establece, entre otros aspectos, que:

-    “Para la adopción del Plan de Abastecimiento de Gas Natural el Ministerio de Minas y Energía tendrá en cuenta el estudio técnico que deberá elaborar la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)”

-    “En el estudio técnico se deberán considerar proyectos asociados a infraestructura para importación, almacenamiento, aumento de la capacidad de transporte, extensión de los sistemas de transporte, redundancias en gasoductos, redundancias en sistemas de compresión, conexiones entre sistemas de transporte, entre otros”.

-    El estudio técnico que elabore la UPME contendrá la “identificación de los beneficiarios de cada proyecto”.

En cumplimiento del requisito de publicidad y consulta pública de los proyectos de regulación de carácter general de contenido tarifario que estableció el Decreto 2696 de 2004, incorporado en los decretos únicos 1077 y 1078 de 2015, la Comisión, mediante la Resolución CREG 090 de 2016, ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “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”.

En cumplimiento del artículo 11.5 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión realizó dos audiencias públicas en las ciudades de Barranquilla y Bogotá los días 23 y 30 de noviembre de 2016, respectivamente, en las cuales se presentó la propuesta regulatoria, algunos agentes presentaron sus comentarios y se atendieron las preguntas formuladas por los asistentes a la audiencia y por quienes participaron telefónicamente o mediante correo electrónico.

En la Resolución CREG 107 de 2017 la Comisión estableció los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural mediante procesos de selección.

De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 107 de 2017, los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que estén embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente se definen como “Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, ”.

En el literal c) del Artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017 se establece que la remuneración para cada proyecto de  que ejecute el transportador incumbente se adoptará con base en lo establecido en la metodología vigente al momento de efectuar el cálculo, para remunerar la actividad de transporte de gas natural.

Mediante la Resolución CREG 155 de 2017 la Comisión definió la regulación asociada a Open Seasons como mecanismo de mercado para el desarrollo de proyectos de infraestructura de transporte diferentes a ampliaciones de capacidad, gasoductos dedicados y de conexión, y se adoptaron otras disposiciones.

Mediante la Resolución CREG 033 de 2018 la Comisión estableció medidas regulatorias en relación con la definición y aplicación del gasoducto de conexión.

Mediante la Circular CREG 017 de 2018 la Dirección Ejecutiva de la CREG publicó el estudio “Multiplicadores de dificultad constructiva y costos para transporte por ductos de gas natural y combustibles líquidos”. Este estudio tiene como objeto estimar los multiplicadores que capturan la dificultad constructiva de ductos de gas natural y combustibles líquidos cuando el trazado cruza zonas por media ladera, así como el análisis de costos relacionados con cruces subfluviales, aéreos y sísmicos. Los resultados de este estudio se utilizan para elaborar el modelo de valoración de gasoductos.

Mediante Resolución CREG 155 de 2020 se sometieron a consulta las disposiciones necesarias para la determinación de las tasas de descuento de las actividades reguladas por esta Comisión.

En la Resolución CREG 080 de 2019 se define un marco regulatorio general, en el que se establecen los lineamientos sobre los comportamientos esperados de los agentes que participan en la prestación del servicio. En este sentido, se dictan normas generales de comportamiento, concordantes con un buen funcionamiento del mercado, el libre acceso a los bienes esenciales, la transparencia, la neutralidad, la eficiencia, la libre competencia, la gestión de los intereses de los usuarios y la no utilización abusiva de la posición dominante.

Con base en el análisis de las observaciones y sugerencias recibidas en el proceso de consulta pública ordenada mediante la Resolución 090 de 2016, en los estudios para calcular el valor a reposición a nuevo de los activos que cumplieron vida útil normativa, en los cambios normativos que entraron en vigencia con posterioridad a la publicación del proyecto, en los resultados de los análisis para definir una nueva metodología para el cálculo de las tasas de descuento aplicables a las actividades reguladas, y en los análisis adicionales sobre la distribución de riesgos, y con el fin de garantizar un mayor grado de eficiencia dentro de la remuneración de la actividad de transporte de gas natural, la Comisión encontró conveniente hacer modificaciones al proyecto de regulación publicado con la Resolución 090 de 2016.

Para propiciar la participación de los agentes, los usuarios y demás interesados frente a los cambios introducidos al proyecto, la Comisión, mediante la Resolución CREG 160 del 27 de octubre de 2020, ordenó hacer público el nuevo proyecto de regulación, en la cual se incorporan ajustes en diversos aspectos de la metodología de transporte de gas natural. De estos hacen parte:

i) Teniendo en cuenta que el transportador cuenta con mayor capacidad para manejar el riesgo cambiario, se establece que la remuneración de las inversiones en transporte de gas natural sea en moneda local (pesos colombianos), y no en dólares americanos, evitando así que el riesgo cambiario continúe en cabeza del usuario;

ii) Disminuir la posibilidad de que se den o trasladen sobrecostos dentro de la remuneración de las inversiones en gasoductos y estaciones de compresión como parte de la actividad de transporte de gas natural, para lo cual es necesario incluir mayores elementos dentro del mecanismo de valoración de inversiones, como nuevos multiplicadores y la inclusión de un método para compartir el riesgo constructivo entre el transportador y los remitentes; ajustar la remuneración de los activos que han cumplido su vida útil normativa; llevar a cabo ajustes a la tasa de descuento atendiendo la realidad macroeconómica y de riesgo país actual y demás elementos propios de la metodología de la Resolución CREG 095 de 2015 o aquella que esté vigente;

iii) Considerar los consumos efectivos facturados de gas natural y electricidad en las estaciones de compresión descontando las ventas que realicen en el mercado secundario;

iv) En el caso de las estaciones de puerta de ciudad que actualmente se encuentran remuneradas dentro de los cargos de transporte de gas natural, se debe incluir un método de transferencia de dichos activos a la actividad de distribución de gas combustible, considerando los impactos que esto puede generar dentro de los mercados de distribución, sin perjuicio de la aplicación de lo establecido en la Resolución CREG 138 de 2014, mediante la cual se adiciona y se modifica la Resolución CREG 202 de 2013.;

Ahora, adicionalmente a los objetivos de buscar un mayor grado de eficiencia en las tarifas y la asignación de riesgos regulatorios, encuentra la Comisión que la actividad de transporte de gas natural y su regulación puede ser un elemento importante dentro de la búsqueda de la promoción de la competencia a lo largo de las actividades que hacen parte de la cadena de prestación del servicio de gas combustible, así como para asegurar la prestación continua del servicio.

De acuerdo con esto, la Comisión considera relevante la inclusión de instrumentos y mecanismos regulatorios bajo la consideración de un análisis costo-beneficio, que posibiliten, desde el punto de vista económico y en el agregado de los costos de la prestación del servicio público domiciliario, viabilizar una mayor oferta de gas con destino al servicio público domiciliario, con una reducción de los costos a los usuarios.

Lo anterior, en el marco de la continua búsqueda de alternativas que permitan resolver los problemas asociados con la pérdida de oportunidad de la puesta en operación de nuevas fuentes de gas.

Es por esto que, la presente metodología incluye los siguientes instrumentos regulatorios:

i) La posibilidad de llevar a cabo el estampillamiento de parte de la infraestructura de los sistemas de transporte y/o el fraccionamiento de tramos de gasoductos, sustentada en un análisis costo – beneficio;

ii) La posibilidad de llevar a cabo el desarrollo de infraestructura de transporte de gas, entre otras, ampliaciones de capacidad con períodos de remuneración específicos, o por lo menos inferiores a 20 años, donde su destinación este dirigida de manera exclusiva a generar una mayor oferta de productores – comercializadores de gas, considerando el concepto de nueva fuente de suministro;

Finalmente, la presente metodología, dentro de una visión de largo plazo, es decir, más allá del período tarifario de 5 años al que hace referencia el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, adquiere un carácter transitorio, entendido como la visión que se cuenta de la prestación del servicio al finalizar dicho período tarifario, en el que se ha planteado la importancia y pertinencia de una posible migración hacia un nuevo esquema de cargos, como por ejemplo “entry-exit”, buscando un carácter neutral en las redes de transporte de gas natural. Esto implica una serie de estudios, análisis y cambios normativos, así como del desarrollo de políticas públicas e instrumentos, los cuales avanzarán en la implementación y desarrollo de dicho esquema, mientras se lleva a cabo la aplicación de la presente metodología.

En este sentido, la presente metodología busca llevar a cabo una actualización de los cargos de transporte, con la inclusión de mayores elementos de eficiencia, tanto dentro de la actividad de transporte de gas natural, así como a lo largo de la cadena de prestación del servicio, sin que la misma restrinja la posibilidad y permita dar inicio al posible tránsito de un nuevo esquema de remuneración y la eventual implementación de un esquema “entry – exit”.

En relación con esto, es importante traer como referencia lo expuesto en las conclusiones de la Misión de Transformación Energética, solicitada por el Gobierno Nacional, en la cual se expuso:

“La propuesta de este documento se basa en establecer como prioridad el incremento de la liquidez en los mercados de molécula, lo que aumenta el número de agentes del mercado negociando el mismo bien. Esto a su vez mejora el nivel de competencia en el mercado, lo que aumenta la eficiencia en la coordinación de actividades. En la experiencia internacional, el modelo principal para facilitar la liquidez en el mercado de molécula es el hub virtual combinado con el sistema entrada-salida (metodología entry-exit). La idea básica detrás de este modelo (que no es solo un modelo de determinación de tarifas sino que es un modelo de definición de las reglas de acceso al sistema de transporte y por lo tanto de estandarización de los puntos de entrega de la molécula) es facilitar la entrada al mercado de gas. Las propuestas contenidas en este documento giran en torno a la idea de implantar un mercado de gas basado en puntos de entrega virtuales”.

(…)

“Coherentemente, el transporte será organizado centralizadamente (common carriage). Esto significa que la remuneración del transportador no depende de la contratación sino de los ingresos reconocidos (Allowed Revenue), que serán pagados por los usuarios a través de las tarifas definidas por la regulación (ver numeral 4 de este documento para más detalles). Desde el punto de vista de esta sección, esto significa que el acceso a la red de transporte será regulado, y no basado en los términos de la negociación contractual (como ocurriría en el caso de escoger contract carriage). Concretamente, las reglas de acceso serán las correspondientes a las resultantes de la aplicación de la metodología entry-exit”.

En el documento CREG 126 de 2020 se presentan los análisis y las respuestas a los comentarios, observaciones y sugerencias presentadas al proyecto publicado mediante la Resolución CREG 090 de 2016, los ajustes y las modificaciones realizadas a dicha propuesta como parte del proceso de consulta, así como los demás análisis que soportan la presente resolución.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 1040 del 20 de agosto de 2020, aprobó hacer público el proyecto de resolución “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”, proyecto de resolución que fue publicado el 27 de octubre de 2020 en la página WEB de la Comisión como la Resolución CREG 160 de 2020.

El artículo 2 de la Resolución CREG 160 de 2020 estableció un período de consulta de treinta (30) días calendario a partir de la publicación en la página web de la Comisión, el cual finalizó el 26 de noviembre de 2021.

Mediante la Resolución CREG 217 de 2020, Publicada en la WEB de la CREG el 25 de noviembre de 2020 se amplió el plazo para comentarios de la Resolución CREG 160 de 2020 hasta el 10 de diciembre de 2020.

Mediante Resolución CREG 004 de 2021 se definió el procedimiento para el cálculo de la tasa de descuento aplicable en las metodologías tarifarias que expide la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Mediante Resolución CREG 073 de 2021 se modificó el procedimiento para el cálculo de la tasa de descuento aplicable en las metodologías tarifarias que expide la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Una vez surtido el proceso de consulta, se recibieron comentarios por parte de los siguientes personas naturales y jurídicas, indicando el nombre de la persona o empresa y el número de radicado bajo el cual se encuentra registrado en la CREG: ACOLGEN E-2020-015151, ANDEG E-2020-014443, ENEL E-2020-015189, EPM E-2020-015222, SOUTH 32 ENERGY E-2020-015153, TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. E-2020-014689, TGI E-2020-015209, E-2021-002635, E-2021-005578, E-2021-006642, E-2021-006658, E-2021-008043, ECOPETROL E-2020-015224, BMC E-2020-015232, ACP E-2020-015239, ANDESCO E-2020-015250, E-2021-008072, ANDI E-2020-015258, NATURGAS E-2020-015263, CENIT E-2020-015264, GRUPO VANTI E-2020-015265, ALFAGRES E-2020-015268, CNE OIL & GAS E-2020-015277, HOCOL E-2020-015278, TRANSMETANO E-2020-015274 E-2020-015275, PROMIORIENTE E-2020-015276, TRANSOCCIDENTE E-2020-015280, LLANOGAS E-2020-015279, ASOENERGÍA E-2020-015281, GECELCA E-2020-015285, GEB E-2020-015292 E-2020-015305, E-2021-007663, E-2021-007685, CERRO MATOSO E-2020-015293, ANGEL CASTAÑEDA MANRIQUE E-2020-015294, PROGASUR E-2020-015295, WILLARD E-2020-015296, POSTOBÓN E-2020-015297, FERRO E-2020-015381, PUERTO BAHÍA E-2020-015403, DRUMMOND E-2020-015991 y PROMIGAS E-2020-015273, E-2021-002953, E-2021-006409, E-2021-006667, E-2021-008295, E-2021-008296.

En el documento soporte que acompaña la presente resolución se incluye el análisis de los comentarios recibidos a la Resolución CREG 160 de 2020.

Mediante radicados CREG S-2021-001817 y S-2021-002685, la Comisión remitió a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, el texto de resolución, el respectivo documento soporte y algunas precisiones para lo pertinente.

Mediante radicados CREG E-2021-006866 y E-2021-007267, la SIC remitió a la Comisión concepto de abogacía de la competencia en el que se realizan recomendaciones en relación con la aplicación de metodología.

Las recomendaciones recibidas de la SIC se refieren a justificar, precisar o sustentar los impactos de la resolución, por lo que esta Comisión entiende que no se requieren ajustes a la resolución, sino explicaciones de algunos aspectos específicos. Debe tenerse en cuenta que esta Comisión realizó los análisis de impacto aplicando una de las alternativas aceptadas como parte del Análisis de Impacto Normativo (AIN), como es la metodología de análisis multi-criterio.

A continuación, se presentan las respuestas a dichas recomendaciones.

Recomendación de la SIC Número 1:

Justificar cuantitativamente los beneficios para el mercado derivados de dividir la aplicación de la metodología en dos etapas.

La Comisión presentó en la resolución de consulta CREG 160 de 2020 y en el documento soporte D-126-2020 un análisis de impacto normativo – AIN -, el cual, mediante un análisis cualitativo, encontró que la propuesta era apropiada para las necesidades de los agentes y los usuarios. Sin embargo, a partir del análisis y las recomendaciones de la SIC, se complementó el ejercicio con un análisis cuantitativo, el cual confirma lo previsto en la mencionada resolución y documento soporte.

En el cálculo posterior de los cargos de transporte que apruebe la Comisión se cumple también con el principio de suficiencia financiera, dado que se reconocerán todas las inversiones y AOMs eficientes y necesarios para el servicio público de gas natural y las demandas asociadas a estas inversiones, a partir de la información que reporten los transportadores en su solicitud de cargos, y, se utilizará la tasa de descuento vigente. Esta aplicación solo es posible luego de que la CREG verifique y evalúe la solicitud de cargos que presenten los transportadores. Adicionalmente, en esta nueva metodología el transportador tendrá la oportunidad de solicitar a la CREG que le modifique el cargo cada dos (2) años para incorporar nuevas inversiones, y sus correspondientes AOMs y demandas asociadas a dichas inversiones.

La aplicación de la metodología propuesta no afecta la suficiencia financiera de los agentes transportadores, la libre competencia, la propiedad privada o la eficiencia económica, teniendo en cuenta que, del análisis sobre el impacto en los ingresos de los transportadores, se concluye que, la reducción de éstos no es consecuencia de la supresión de ninguno de los costos eficientes de la actividad, sino cambios en la situación del mercado, pasando a remunerar la actividad a los costos eficientes conforme las condiciones de mercado actuales.

La esencia de la regulación de un monopolio natural como el transporte de gas es evitar el abuso de poder de mercado que tendrían los prestadores de dicho servicio si ellos definieran su remuneración y controlaran el acceso al mismo. Por esta razón, la CREG expide una metodología para calcular los cargos de uso a partir de valores eficientes de los activos y una rentabilidad similar a la que recibiría una actividad de riesgo comparable, como ordena la ley 142 de 1994, también los gastos y costos eficientes para la prestación del servicio y la demanda esperada durante la vida útil normativa (20 años).

La rentabilidad de los activos se determina mediante una fórmula específica de aceptación internacional (WACC), establecida en la resolución CREG 004 de 2021 y las que la modifiquen, que considera el costo promedio ponderado de los recursos utilizados para el desarrollo de las empresas, como son el patrimonio y la deuda. Ello significa que la regulación debe reconocer la rentabilidad que corresponda a dicha actividad (Resolución CREG 103 de 2021 con un WACC de 10,94% en pesos constantes antes de impuestos), en condiciones eficientes de mercado, y las empresas, a partir de la gestión administrativa y financiera, podrán obtener los rendimientos mayores o menores, según logren optimizaciones en costos y gastos a partir de dicha gestión.

En el documento de soporte de esta resolución se presentan los resultados del análisis de impacto para los transportadores considerando el modelo simplificado del sistema ya mencionado anteriormente para simular la aplicación inicial de la metodología.

Recomendación de la SIC Número 3:

Con respecto al ajuste realizado en el artículo 18 de la Resolución 160 de 2020 relacionado con el cálculo de cargos, la SIC recomendó lo siguiente:

Precisar la causa del cambio en el cálculo de los cargos del proyecto inicial que sometió a comentarios respecto del proyecto definitivo, de cara a una posible subaditividad.

En relación con esta recomendación, vale la pena aclarar lo que se estableció en la Resolución CREG 160 de 2020:

•    Remuneración de los activos en los cargos una vez se haga la puesta en operación comercial.

•    Como parte del cálculo de las parejas de cargos regulados definido en el numeral 18.9 se incluyó la referencia al anexo 11, el cual describía un procedimiento para incluir en los cargos regulados los valores eficientes de las inversiones que entran en operación comercial con sus respectivos valores, dentro de las cuales se incluyen las inversiones de aumento de capacidad y las que conforman el plan de nuevas inversiones.

Dicho procedimiento contemplaba un cálculo iterativo que utilizaba la función Solver de la hoja de cálculo, el cual partía de las ecuaciones incluidas en los numerales 18.1 a 18.8 para calcular cargos cuando se incluían activos PNI e IAC que podían entrar en diferentes momentos del tiempo en la aplicación de la metodología.

•    El proceso iterativo partía de un análisis de los flujos considerando una optimización que permitiera determinar el cargo del tramo de gasoducto una vez entrara en operación el activo.

El ajuste incluido en el texto remitido a la SIC se construyó a partir de los comentarios que se recibieron durante la consulta:

•    Dentro del análisis de comentarios se identificó que existía una oportunidad de mejora en la redacción y en el planteamiento para el cálculo de los cargos y, de esa manera, dar mayor claridad y simplicidad en la aplicación de la metodología.

•    El cambio realizado en las ecuaciones no afecta la señal de remuneración de activos respecto de lo establecido en la Resolución CREG 160 de 2020, y no requiere utilizar un proceso iterativo para determinar los cargos.

•    Se simplifica la ecuación incluida en el artículo 20 de la presente resolución, incluyendo las variables de cálculo que se abordaban de manera separada en la Resolución CREG 160 de 2020, de tal manera que, en el momento en que entre en operación comercial un nuevo activo, se actualizan la inversión y la demanda. El mismo tratamiento se hace para el AOM.

Recomendaciones de la SIC Números 4 y 5:

A propósito de la participación de los distribuidores de gas en la ejecución de redes tipo II, la SIC recomendó:

Sustentar en detalle las causas por las cuales el mecanismo de participación de distribuidores en la ejecución de proyectos de infraestructura de red de transporte tipo II no fue efectivo.

Sustentar las razones por las cuales el mecanismo de participación de distribuidores en la ejecución de proyectos de infraestructura de red de transporte tipo II debe permanecer o eliminarse.

Mediante Resolución CREG 126 de 2010 se incluyó la posibilidad de dar una señal de competencia a la entrada para el desarrollo de infraestructura de Redes Tipo II, con la finalidad de incentivar la extensión de cobertura de la red de transporte de gas natural.

Sin embargo, dentro de la aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010 se ha evidenciado que este mecanismo no generó competencia en la entrada, y no se desarrolló ningún proyecto de Redes Tipo II por parte de agentes distribuidores.

Respecto a estas dos recomendaciones de la SIC, se debe mencionar que una hipótesis sobre la no utilización de este mecanismo por parte de los distribuidores se debe a que el gas natural no era competitivo en las condiciones previstas en la Resolución CREG 141 de 2011, la cual buscaba que, para la prestación del servicio, se utilizara el energético más eficiente en una zona sin estampillar los cargos de la red de gas natural con la red existente, cuando se comparara con el combustible sustituto (GLP en cilindros).

De otra parte, se propone eliminar este mecanismo para los distribuidores, teniendo en cuenta que los transportadores son los que pueden identificar y llevar a cabo de manera más eficiente y efectiva la ejecución de este tipo de infraestructura dentro del Plan de Nuevas Inversiones (PNI), debido a que tienen una visión regional o zonal, comparada con la del distribuidor, que puede estar focalizada en soluciones a nivel de municipal.

Adicional a las respuestas sobre las recomendaciones de la SIC, la Comisión, mediante la Circular CREG 057 de 2021, publicó un documento de análisis jurídico soporte de las disposiciones que están contenidas en la presente resolución.

Se recibieron comentarios a la mencionada circular por parte de los siguientes personas naturales y jurídicas, indicando el nombre de la persona o empresa y el número de radicado bajo el cual se encuentra registrado en la CREG: CANACOL E-2021-010781, MC2 E-2021-010824, ANDESCO E-2021-010954, TRANSOCCIDENTE E-2021-010956, PROMIORIENTE E-2021-010957, PROMIGAS E-2021-010960 y E-2021-011325, TRANSMETANO E-2021-010961, ENEL E-2021-010963, ACP E-2021-010993, PROGASUR E-2021-010967, VANTI E-2021-010970, TGI E-2021-011010, ANDI E-2021-011012, ASOENEGIA E-2021-010995 y COSENIT E-2021-011000, estos comentarios son respondidos en el documento soporte que acompaña la presente resolución.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión CREG 1128 del 08 de octubre de 2021, de conformidad con los análisis presentados en el Documento CREG 143A de 2021, aprobó expedir la resolución: “Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar el servicio de transporte de gas natural y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural”.

R E S U E L V E:

Título I

Disposiciones generales de la metodología

ART. 1. Objeto y ámbito de aplicación. La presente resolución tiene por objeto establecer los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural. Igualmente, se establecen otras disposiciones en materia de transporte de gas natural que no están relacionadas con la determinación de los cargos regulados de transporte. Se aplicará a todos los agentes que prestan el servicio de transporte de gas natural y a los usuarios del Sistema Nacional de Transporte.

ART. 2. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Año: Es el período de 365 ó 366 días, según el calendario común de enero a diciembre.

Capacidad máxima de mediano plazo, CMMP: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada año del horizonte de proyección, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en el Anexo 5 de la presente resolución.

Condición de contraflujo, CCF: Es la condición en la cual hay transacciones comerciales en direcciones opuestas entre sí en un gasoducto del SNT. La Condición de Contraflujo debe garantizar que el flujo físico de gas contratado es posible en una dirección o en la otra del respectivo tramo de gasoducto, sin requerir ampliación de la infraestructura existente. La Condición de Contraflujo no debe afectar las especificaciones de calidad del servicio de aquellos remitentes que pactaron y perfeccionaron contratos con anterioridad a la solicitud de transporte que ocasiona el contraflujo.

Demanda Máxima de Capacidad, DMC: Es el volumen máximo de transporte de gas en un día de un año, expresado en miles de pies cúbicos por día (kpcd).

Demanda Máxima Esperada de Capacidad, DEC: Es la Demanda Máxima de Capacidad, proyectada anualmente por el transportador para el horizonte de proyección, expresado en miles de pies cúbicos por día (kpcd).

Demanda Esperada de Volumen, DEV: Es el volumen anual de gas que se espera transportar, proyectado por el transportador para el horizonte de proyección, expresado en miles de pies cúbicos por año (kpc-año).

Factor de carga, FC: Es la relación entre el volumen de gas transportado en un año y su correspondiente demanda máxima de capacidad multiplicada por un factor de 365 ó 366, según corresponda.

Factor de utilización, FU: Es un indicador de utilización de un tramo o grupo de gasoductos con relación a su utilización potencial máxima. El factor de utilización se calculará de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 20 de la presente resolución.

Factor de utilización normativo: Es el mínimo factor de utilización adoptado por la CREG como criterio de eficiencia para efectos tarifarios.

Fecha base: Es la fecha de referencia para realizar los cálculos tarifarios y determinar el flujo de ingresos con base en la información que el transportador presenta a la CREG en cada período tarifario, o cuando realice proyectos del plan de abastecimiento de gas natural en su sistema de transporte, y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud de ajuste de cargos o de la solicitud para ejecutar un proyecto del plan de abastecimiento. Los valores de los cargos y los flujos de ingresos serán expresados en cifras de la Fecha Base.

Fecha de puesta en operación comercial. Corresponde a la fecha en la que el activo inicia la prestación del servicio público de transporte de gas natural. Esta actividad debe registrarse en el CNO gas e informar a la SSPD.

Gas de empaquetamiento: Es el volumen promedio de gas natural contenido en un sistema de transporte de gas, estimado con base en modelos de dinámica de fluidos a condiciones físicas promedio de operación, que permite el movimiento del fluido transportado por diferencia de presiones. Este gas no debe incluir gas de parqueo.

Gas de parqueo: Es el volumen de gas natural que un remitente entrega al transportador para almacenarlo en el sistema de transporte durante un período acordado entre las partes.

Gasoducto dedicado: Es el conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera exclusiva para un único consumidor desde un campo de producción, el SNT, un sistema de distribución, un sistema de almacenamiento, o desde una interconexión internacional.

Horizonte de proyección: Es el período de tiempo con una duración igual a la de la vida útil normativa, utilizado para simular el comportamiento de las variables de demanda y de gastos de administración, operación y mantenimiento. El horizonte de proyección se considera a partir de la fecha de la solicitud de ajuste de nuevos cargos.

Índice de precios al consumidor, IPC: Es el índice de precios al consumidor, total nacional, reportado por el DANE.

Índice de precios al productor, IPP: Es el índice de precios al productor de la serie oferta interna publicado mensualmente por el DANE.

Ingresos de corto plazo del transportador, ICPT: Ingresos del transportador provenientes de contratos de servicios de transporte de corto plazo que excedan la capacidad contratada por un remitente, expresados en pesos colombianos.

Inversión existente, IE: Es el valor eficiente de los activos necesarios para la prestación del servicio de transporte de gas natural que fue reconocido en el último ajuste o revisión de cargos. De estos valores se excluye el correspondiente a los activos que no se encuentran en operación al momento de la solicitud tarifaria y activos de IPAT.

Inversiones en aumento de capacidad, IAC: Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada año del período tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de su sistema de transporte. Para efectos regulatorios, estos proyectos corresponderán únicamente a Loops y compresores que se construirán en el sistema de transporte existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda de capacidad de transporte prevista durante el horizonte de proyección. Se entiende por nueva demanda el aumento de la demanda esperada de capacidad en un tramo regulatorio.

Loop: Es una línea de gasoducto que se deriva de un gasoducto y se vuelve a conectar al mismo en otro punto, con el objeto de aumentar la capacidad de transporte del respectivo gasoducto.

Mes: Es el período de 28, 29, 30 ó 31 días, según el calendario común.

Parejas de cargos regulados: Es el conjunto de cargos aplicables al servicio de transporte en contratos firmes, que remuneran los costos de inversión reconocidos por la CREG, distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en diferentes proporciones. Cuando se haga referencia a la determinación de cargos fijos y cargos variables, esto se referirá tanto a las fracciones fija y variable de los cargos (i.e. variables  y ), como a su respectivo valor (i.e. variables  y).

Período estándar de pagos al transportador, : Tiempo durante el cual un transportador incumbente espera recibir el ingreso anual esperado, , para remunerar un proyecto de , definido en 20 años. Durante este período el transportador se obliga a operar y mantener el proyecto de , incluyendo el abandono, y a cumplir las demás obligaciones adquiridas con la ejecución del proyecto.

Período tarifario : Período tarifario regulado por la presente resolución. Este período inicia a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución con una duración de cinco años. Vencido este período la metodología continuará rigiendo hasta que se expida una nueva.

Período tarifario : Período tarifario regulado por la Resolución CREG 126 de 2010 y aquellas que la han modificado y complementado. El período tarifario t-1 finaliza para cada transportador cuando se calculen los cargos conforme a las disposiciones de la presente resolución.

Producer Price Index, PPI: Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312).

Programa de nuevas inversiones, PNI: Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé poner en operación comercial en cada año del período tarifario, para mantener la continuidad o extender la prestación del servicio de transporte. Para efectos regulatorios, estos proyectos corresponderán únicamente a gasoductos de variantes, de proyectos de red tipo I de transporte y proyectos de la red tipo II de transporte. El programa de nuevas inversiones no incluirá las inversiones en proyectos que hagan parte del plan de abastecimiento de gas natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía. La descripción de la red tipo I está incluida en el Artículo 3 y para el tipo II en el Artículo 4 de la presente resolución.

Sistema de transporte existente: Son los activos del SNT para los cuales, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, el transportador les aplica cargos regulados.

Servicio de transporte de gas a contraflujo: Es el servicio de transporte de gas en el cual se involucran tramos de gasoductos del SNT que presentan Condición de Contraflujo. Este servicio estará sujeto a las reglas definidas en la Resolución CREG 071 de 1999 o aquellas que la complementen o modifiquen.

Sistema troncal de transporte, STT: Es el tramo o grupo de gasoductos del SNT, con diámetros iguales o superiores a 16 pulgadas, derivados de puntos de entrada de campos de producción o de puntos de transferencia de otro(s) sistema(s) de transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta Sistemas Regionales de Transporte, mercados relevantes de comercialización, la conexión de usuario(s) no regulado(s), otro(s) sistema(s) de transporte y sistemas de almacenamiento. Esta definición se utilizará únicamente para efectos de aplicar el factor de utilización normativo.

Sistema regional de transporte, SRT: Es el tramo o grupo de gasoductos del SNT, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de sistemas troncales de transporte, puntos de entrada de campos de producción o puntos de transferencia de otros sistemas de transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta otro(s) sistema(s) regional(es) de transporte, mercados relevantes de comercialización, la conexión de usuarios no regulados o sistemas de almacenamiento. También aquellos que permiten transportar gas natural entre dos o más mercados relevantes de comercialización. Los sistemas regionales de transporte no incluirán activos pertenecientes a sistemas de distribución. Esta definición se utilizará únicamente para efectos de aplicar el factor de utilización normativo.

Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc: Es la tasa que se utilizará para el cálculo de los cargos de transporte que permiten remunerar los costos de inversión y calcular los gastos de administración, operación y mantenimiento, reconocidos por la CREG, a través de cargos fijos por derechos de capacidad firme.

Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv: Es la tasa que se utilizará para el cálculo de los cargos de transporte que permiten remunerar los costos de inversión reconocidos por la CREG, a través de cargos variables por volumen transportado.

Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado para proyectos de los Planes de Abastecimiento de Gas -PAG – Tkip: Es la tasa que se utilizará para el cálculo de los cargos de transporte que permiten remunerar los costos de inversión reconocidos por la CREG, a los proyectos PAG.

Tasa representativa del mercado, TRM: Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.

Vida útil normativa, VUN: Es el período de 20 años, del cual dispone el transportador, de acuerdo con la regulación, para recuperar el valor eficiente de la inversión. Vencido este período se asumirá para todos los efectos que el valor eficiente de la inversión reconocida fue remunerado en su totalidad. Para aquellos gasoductos construidos bajo esquema contractual de BOMT, se mantiene el período de treinta (30) años para la vida útil normativa.

ART. 3. Red tipo I de transporte. La red tipo I de transporte corresponderá a aquellos gasoductos incluidos en el Anexo 7 de la presente resolución. La Comisión podrá incorporar, mediante resolución, nuevos gasoductos a la red tipo I de transporte teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) Que el gasoducto de transporte conecte campos de producción o importación de gas natural con el SNT; y

b) Que el nuevo gasoducto conecte el SNT con una ciudad capital de departamento.

PAR. Los gasoductos de la red tipo I de transporte serán parte del programa de nuevas inversiones, PNI. El cálculo de cargos para este tipo de inversiones se hará según lo previsto en el Artículo 44 y en el Artículo 22, siguiendo los procedimientos establecidos para   y 

ART. 4. Red tipo II de transporte. La red tipo II de transporte corresponderá a aquellos gasoductos del SNT que no estén incluidos en el Anexo 7 de la presente resolución, y a aquellos que la Comisión no incorpore a la red tipo I de transporte de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 3 de la presente resolución, así como tampoco a (i) los gasoductos de conexión que se ejecuten mediante los procedimientos que se establecen en la Resolución CREG 033 de 2018, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; (ii) los gasoductos que se ejecuten mediante el mecanismo de Open Season adoptado en la Resolución CREG 155 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; y (iii) los gasoductos dedicados.

Harán parte de la red tipo II de transporte:

a)    Los gasoductos que se deriven de gasoductos de la red tipo I o tipo II del SNT.

b)    Los gasoductos que conecten una nueva fuente de suministro con un sistema de distribución no conectado al SNT.

c)    Los gasoductos que se construyan desde un sistema de distribución existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente, para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos, que no tengan interés económico entre sí, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6 de la Resolución CREG 057 de 1996, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

Título II

Aplicación de la metodología

ART. 5. Descripción de la metodología. La metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural que establece esta resolución es un conjunto de variables y unos procedimientos de cálculo para determinar los cargos correspondientes. Las variables más relevantes son las inversiones, los gastos AOM, la proyección de la demanda a 20 años y la tasa de descuento.

La metodología considera para el cálculo de los cargos de transporte de gas natural durante el período tarifario, las siguientes aplicaciones: i) cálculo con los  valores que se conocen al entrar en vigencia; ii) cálculo con la información que reportan  los agentes de las variables de inversiones para la actualización de la base de activos, los gastos AOM, la proyección de la demanda a 20 años, para los cuales la comisión definirá los valores eficientes; iii) cálculo cuando se haga la puesta en operación de los proyectos del plan quinquenal de inversiones u otras no previstas; iv) cálculo cuando existan activos que cumplen VUN y continúan y/o entran en operación. 

Las actualizaciones de los cargos de que tratan los numerales iii) y iv) podrán hacerse cada dos años, teniendo en cuenta los proyectos que entren en operación.

Capítulo I

Cálculo y estimación de cargos

ART. 6.— Cálculo de cargos actualizando Tasa de Costo de Capital y moneda de los cargos. A partir del primer día calendario del séptimo mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, los agentes transportadores aplicarán los cargos resultantes para el cobro del transporte siguiendo el procedimiento que se describe en los siguientes literales de manera mensual, y hasta que se actualicen los cargos, acorde con el Artículo 10 y siguientes de aplicación de la presente metodología, y estos se encuentren en firme. Los cargos regulados resultantes de la aplicación de este procedimiento reemplazarán los cargos regulados vigentes definidos con base en la resolución CREG 126 de 2010.

a)    Procedimiento para calcular los valores de la base de activos en dólares americanos al 31 de diciembre de 2021: En cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos, de acuerdo con la resolución particular que se encuentre vigente y aplique para el sistema de transporte, se calculan los valores de las inversiones que están en los respectivos cargos en dólares americanos a 31 de diciembre de 2021, conforme la siguiente expresión:

Donde:

   Valores de las inversiones existentes en cargos vigentes en dólares americanos en la fecha a .

    Valores de las inversiones existentes en dólares americanos en los cargos vigentes en la fecha ba, conforme a la resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo definido como   en el artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.

      Valores del programa de nuevas inversiones en dólares americanos en cargos vigentes en la fecha .

   Valor presente del programa de nuevas inversiones en dólares americanos en los cargos vigentes en la fecha ba, conforme a la resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo definido como   en el artículo 6 de la Resolución CREG 126 de 2010.

 

: Valor presente de las inversiones en aumento de capacidad en dólares americanos en cargos vigentes en la fecha a.

 Valores de las inversiones en aumento de capacidad en dólares americanos en los cargos vigentes en la fecha ba conforme a la resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo definido como  en el Artículo 8 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha a.

Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha ba.

Diciembre 31 de 2021.

Fecha base en la que están los cargos aprobados aplicando la Resolución CREG 126 de 2010.

b)    Procedimiento para calcular los valores de la base de activos en dólares americanos del 31 de diciembre de 2021 a pesos colombianos a 31 de diciembre de 2021: A partir del procedimiento indicado en el numeral anterior, calcular los valores de las inversiones en pesos colombianos a 31 de diciembre de 2021, conforme a la siguiente expresión:

Donde:

 

 Valores de las inversiones existentes en cargos vigentes en pesos colombianos en la fecha a.
Valores de las inversiones existentes en dólares americanos en los cargos vigentes, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.

 Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos en los cargos vigentes en la fecha a.

    Valores del programa de nuevas inversiones en dólares americanos en los cargos actuales, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.

 Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos colombianos en cargos vigentes en la fecha a.

 Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en dólares americanos en los cargos actuales, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.

 Tasa representativa del mercado en la fecha .

 Diciembre 31 de 2021.

c)    Procedimiento para calcular los valores de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, en pesos colombianos del 31 de diciembre de 2021: En cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos, de acuerdo con la resolución particular que actualmente aplica para el sistema de transporte, calcular los valores de los AOM que están en los respectivos cargos, en pesos colombianos a 31 de diciembre de 2021, conforme la siguiente expresión:

Donde:

  Gasto de AOM en pesos colombianos del año  en la fecha a.

 Gasto de AOM en pesos colombianos del año  en la fecha ba. Aprobados en los cargos vigentes en la fecha ba, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a la variable  definida en el numeral 15.4 del artículo 15 de la Resolución CREG 126 de 2010.

 Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el DANE en la fecha .

Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el DANE en la fecha ba.

Diciembre 31 de 2021.

   Fecha base en la que están los cargos aprobados con la Resolución CREG 126 de 2010.

d)    Procedimiento para la estimación de los cargos a 31 de diciembre de 2021: Cada transportador, para cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos, teniendo en cuenta las instrucciones señaladas en los numerales anteriores, seguirá el siguiente procedimiento:

i.    Cargos fijos. Utilizando la información de inversión y de AOM señalada en los literales b) y c), y la información de demanda de capacidad y de volumen actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente ecuación para el cálculo de los cargos fijos que remuneran la inversión existente, , e inversiones del :

Donde:

Valores de las inversiones para la componente fija existentes en pesos colombianos en la fecha a.

Cargo fijo correspondiente al valor  que remunera costos de inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

Corresponde a los siguientes valores: 0; 0,10; 0,20; 0,40; 0,50; 0,60; 0,70; 0,80; 0,85; 0,90; 0,92; 0,94; 0,96; 0,98 y 1.

Valores de las inversiones existentes en pesos colombianos en la fecha a.

Demanda anual esperada de capacidad para el año i asociada a inversión existente,  expresada en kpcd-año, conforme a la resolución particular aprobada en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010.

Demanda anual esperada de capacidad para el año i, de cada proyecto Pr, asociada a las IAC, expresada en kpcd-año, conforme a la resolución particular aprobada en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010.

Demanda anual esperada de capacidad total para el año i, expresada en kpcd-año.

Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos en la fecha a.

Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos colombianos en la fecha a.

 Valor presente de   descontado a la tasa .    

Valor presente del  , descontado a la tasa 

 Proyecto IAC.

 Número de Proyectos IAC.

 Diciembre 31 de 2021.

ii. Cargos variables. Utilizando la información de inversión y de AOM señalada en los literales b) y c), y la información de demanda de volumen actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente ecuación para el cálculo de los cargos variables que remuneran la inversión existente, , e inversiones del :

 

Donde:

 Valores de las inversiones para la componente variable existentes en pesos colombianos en la fecha a.

 Cargo variable correspondiente al valor  que remunera costos de inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpc.

 Corresponderá a .

 Valores de las inversiones en pesos colombianos en la fecha . Estos valores corresponden a los que están en las siguientes variables: .

 Demanda anual esperada de volumen asociada a inversión existente para el año i expresada en kpc-año.

 Demanda anual esperada de volumen para el año i, de cada proyecto Pr, asociada a las IAC, expresada en kpc-año, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010.

 Demanda anual esperada de volumen total para el año i, expresada en kpc.

 Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos en la fecha a.

 Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos colombianos en la fecha a.

 Valor presente de   descontado a la tasa 

 Valor presente del , descontado a la tasa 

 Proyecto de las IAC.

 Número de Proyectos IAC.

 Diciembre 31 de 2021.

iii.    Cargos fijos que remuneran los gastos de AOM de inversión existente, programa de nuevas inversiones e inversiones de ampliación de capacidad. Utilizando la información actualizada de AOM señalada en el literal c), y la información de demanda de capacidad actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente ecuación para el cálculo de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM:

Donde:

 Cargos fijos que remuneran los gastos de  de inversión existente, programa de nuevas inversiones e inversiones de ampliación de capacidad, expresados en pesos colombianos de la fecha a por kpcd-año.

 Valor presente de Gasto de AOM en pesos colombianos del año  en la fecha a, descontado a la tasa .

 Demanda esperada de capacidad total del año i, expresada en kpcd-año, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010.

 Valor presente del , descontado a la tasa 

 Diciembre 31 de 2021.

e) Aplicación de los cargos calculados por el agente, publicación y reporte: Cada uno de los transportadores aplicará mensualmente los cargos calculados con el procedimiento anterior, conforme a los literales de este artículo, para lo cual deberá:

i.    Publicar, por lo menos cinco (5) días hábiles antes de terminar el mes anterior, los cargos calculados en pesos colombianos, tanto de inversión como de AOM, en sus respectivos BEO, además de enviar al gestor del mercado de gas natural y a cada uno de los remitentes una comunicación anunciando los nuevos cargos, y su publicación en un diario de amplia circulación en las zonas donde están ubicados sus remitentes. Se deberá indicar la fecha a partir de la cual quedarán vigentes. Los cargos se actualizarán anualmente de acuerdo con lo previsto en el Artículo 24.?

ii.    Reportar a la SSPD, en los formatos que esta defina dentro del SUI, la información con la cual se calculan los nuevos cargos, con el fin de que esta entidad pueda hacer las actividades en el ámbito de sus competencias.

iii.    Enviar una comunicación formal a la SSPD y a la CREG, en donde incluya la memoria de cálculo y los soportes de publicación de los nuevos cargos.

ART. 7.— Transición para activos VUN. Los cargos de transporte de los tramos que cuentan con activos que cumplieron el período de VUN a 31 de diciembre de 2020, y para los cuales la CREG aprobó o aprobará los valores a retirar, VRAN y VAO, se ajustarán de acuerdo con la metodología que originó la solicitud de valoración de los activos que cumplieron el período de VUN. Igual tratamiento se aplicará para los activos que: (a) ya fueron valorados, (b) la empresa declaró que los repondría, (c) la empresa declaró el remplazo y la puesta en operación comercial y (d) la SSPD verificó la puesta en operación.

PAR. El presente artículo aplicará hasta el último día calendario del sexto mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.

ART. 8. Actualización de las variables de inversión, AOM, PNI, IAC y demandas para actualizar los cargos definidos en el Artículo 6. Dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, los transportadores deberán solicitar la actualización de los cargos, para que incluyan a su vez las actualizaciones de inversión, AOM, PNI, IAC y demandas, como se establece en los siguientes literales:

a)    La actualización de variables, para actualizar los cargos, surtirá el trámite previsto en los artículos 108 y siguientes de la Ley 142 de 1994, y en lo no previsto en esta norma, se aplicarán las disposiciones del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

b)    Los agentes deberán presentar a la Comisión una solicitud de actualización de cargos que contenga la información exigida en los artículos, 9, 12, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 y 27 de la presente resolución.

c)    Los agentes deberán realizar una presentación a la Comisión de la solicitud de actualización de variables. En esta presentación se deberán exponer, por lo menos, los siguientes puntos: (i) inversión existente; (ii) inversiones en aumento de capacidad y su justificación; (iii) inversiones del programa de nuevas inversiones y su justificación; (iv) determinación de los gastos de AOM; (v) demandas para el horizonte de proyección; (vi) cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo, CMMP; (vii) cargos preliminares calculados por el agente; (viii) activos que cumplen vida útil normativa y su continuidad, e (ix) impactos de estos nuevos cargos.

En comunicación dirigida a cada transportador, la Dirección Ejecutiva de la CREG fijará la fecha y hora para realizar esta presentación.

d)    Los agentes deberán solicitar la actualización de variables y los correspondientes cargos para los tramos o grupos de gasoductos actualizados conforme al Artículo 6 de la presente resolución.

PAR.1.   Si el transportador no solicita cargos para un gasoducto existente, en caso de que siga habiendo demanda en este gasoducto, los cargos para ese gasoducto se determinarán de acuerdo con la mejor información disponible, sin perjuicio de que la situación se le envíe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los efectos permitentes.

PAR.2.  En caso de no recibir la información requerida dentro del plazo aquí previsto, la Comisión podrá iniciar, de oficio, las actuaciones administrativas tendientes a la actualización de los cargos, para lo cual hará uso de la mejor información disponible, sin perjuicio de que la situación se le envíe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los efectos permitentes.

ART. 9.     Declaración de información. La siguiente información deberá ser declarada por el transportador, utilizando para ello los formatos contenidos en los anexos de la presente resolución.

a)    Inversión existente en la red tipo I de transporte.

b)    Inversión existente en la red tipo II de transporte.

c)    Programa de nuevas inversiones.

d)    Inversiones en aumento de capacidad.

e)    Otros gastos de AOM asociados a la inversión existente, el programa de nuevas inversiones y las inversiones en aumento de capacidad.

f)    Demandas esperadas de capacidad y volumen, y capacidad máxima de mediano plazo.

g)    Gas de empaquetamiento.

h)    Información de activos que cumplen vida útil normativa en el período tarifario y su plan de continuidad.

i)    Incluir la información del Anexo 2 de la presente resolución y para inventario de información de activos adjuntar un archivo georreferenciado en formato kmz que incluya cada uno de los tramos y cada estación de compresión. Para cada uno de los tramos de gasoductos: i) existentes, ii) del programa de nuevas inversiones, iii) inversiones en aumento de capacidad y iv) inversiones VUN, si el activo continúa en operación para el siguiente período VUN.

Adicionalmente, el transportador reportará a la Comisión cuáles activos han sido ejecutados o planea ejecutar, parcial o totalmente, con recursos de entidades públicas, o han sido aportados por tales entidades. En estos casos, reportará el monto de los recursos, bienes o derechos aportados, expresado en pesos colombianos de la fecha base, e identificará la entidad pública aportante. Con esta información la Comisión calculará (i) los cargos de transporte que remuneran la inversión correspondiente a recursos públicos; (ii) los cargos de transporte que remuneran la inversión sin recursos públicos; y, (iii) los cargos de transporte que remuneran la inversión total conformada por recursos públicos y no públicos.

La Dirección Ejecutiva de la CREG podrá, mediante circular, ajustar los formatos de reporte incluidos en los anexos, así como la forma de reportar.

PAR. La información distinta a gastos de AOM del período tarifario  corresponderá a aquella de que disponga el transportador hasta el mes anterior a la fecha de la solicitud de ajuste de cargos con la metodología adoptada en la presente resolución para el período tarifario t. Para el caso de los gastos de AOM, la información del período tarifario  será aquella de que disponga el transportador hasta el 31 de diciembre del año anterior a la solicitud.

PAR. 2º  Adicionado. Res.102 001/ 2022, Art.1, CREG. En el caso de los transportadores que no logren presentar la información descrita en el literal i) del presente artículo, su representante legal deberá declarar a la Comisión la fecha en la cual entregará dicha información, la cual debe ser a más tardar dentro de los cuatro (4) meses siguientes al plazo previsto inicialmente. La Comisión no podrá dar trámite a la aprobación de los cargos de transporte solicitados sin esta información.

PAR. 3º  Adicionado. Res.102 001/ 2022, Art.1, CREG. Para los activos que cumplen el periodo de vida útil normativo, VUN, a partir de diciembre de 2022, los transportadores podrán declarar la información de que trata el literal h) del presente artículo hasta el mes de junio del año en que termina el periodo de vida útil normativo, VUN.

PAR. 4ºAdicionado. Res.102 001/ 2022, Art.1, CREG. Para la información que se ordena en el artículo 18.4.5, los transportadores podrán declarar la información hasta el 31 de marzo de 2022.

PAR. 5ºAdicionado. Res.102 001/ 2022, Art.1, CREG. Para la información de las estaciones de regulación de puerta de ciudad, ERPC, de que trata el artículo 45 de la resolución, y que están incluidas en los cargos de transporte que cumplen el periodo de vida útil normativo, VUN, a partir de diciembre de 2022, los transportadores podrán declarar la información en el mes de junio del año en que termina el periodo de vida útil normativo, VUN.

ART. 10.   Actualización de cargos. Las variables que se utilizarán para la actualización de los cargos, acorde a las ecuaciones y fórmulas establecidas en la presente resolución, son las siguientes:

a)    Inversión existente, .

b)    Inversión  

c)    Programa de nuevas inversiones,  .

d)    Inversiones en aumento de capacidad, .

e)    Inversiones no previstas en el  y en las 

f)    Inversiones en activos VUN si continúan en operación.

g)    Gastos de administración, operación y mantenimiento,,.

h)    Factor de utilización 

i)    Demandas esperadas de capacidad y de volumen. La demanda esperada de capacidad, , y la demanda esperada de volumen, 

j)    Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad    

k)    Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de volumen  .

l)    Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado .

ART. 11. Inversión existente, . Para la determinación de la inversión existente se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

 Valor de la componente fija de la inversión existente para el período tarifario , expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor de la componente fija de la inversión existente en pesos colombianos de la fecha a, que se ajusta a la fecha base con IPP.

 Valor de la componente variable de la inversión existente para el período tarifario , expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valores de las inversiones para la componente variable existentes en pesos colombianos de la fecha a, que se ajusta a la fecha base con IPP.

 Diciembre 31 de 2021.

  Fecha Base para los cargos.

  Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.

 Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre de 2021.

PAR1.. Se excluirán de la inversión existente los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de  

PAR.2.  Los terrenos sobre los que están construidas estaciones de compresión se excluirán de la inversión a reconocer, cuando la respectiva estación de compresión cumpla su vida útil normativa. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de

PAR.3. Los terrenos sobre los que se construyan nuevas estaciones de compresión, a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, no se incluirán en la inversión a reconocer. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de

ART. 12. Inversión   e  Para la determinación de la inversión e  se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

 Es la diferencia de los valores para cada uno de los años j de las inversiones 

Valor eficiente de la inversión z que fue ejecutada en el año j del período tarifario , y que no estaba incluida en el programa de nuevas inversiones o en el plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte, que esté y continúe en operación comercial en el período , siempre y cuando esté justificada, y en criterio de la Comisión, se considere necesaria en el SNT para la atención del servicio público domiciliario de gas natural. Este valor se expresará en dólares americanos de la fecha de puesta en operación comercial (oper).

Valor eficiente de la inversión z que fue ejecutada en el año j  del período tarifario , y no estaba incluida en el programa de nuevas inversiones o en el plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte, que esté y continúe en operación comercial en el período, siempre y cuando esté justificada, y en criterio de la Comisión se considere necesaria en el SNT para la atención del servicio público domiciliario de gas natural. Este valor se expresará en pesos colombianos de la fecha base, fb.

 Valor eficiente de la inversión x reconocida en   que no esté o no continúe en operación comercial en el período tarifario t. También corresponde al valor de inversiones que se retiran de la base tarifaria por la ejecución de variantes. Este valor está expresado en dólares americanos de la fecha ba.

 Valor eficiente de la inversión x reconocida en   que no esté o no continúe en operación comercial en el período tarifario t. También corresponde al valor de inversiones que se retiran de la base tarifaria por la ejecución de variantes. Este valor se expresará en pesos colombianos de la fecha base, fb.

 Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha base.

 Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha ba.

 Fecha base en la que están los cargos aprobados aplicando la Resolución CREG 126 de 2010.

 Fecha de puesta en operación comercial

 Para IFPNI, año dentro el período tarifario t-1, y para INO, año dentro de los períodos tarifario t-1 y t.

 Número total de inversiones para los activos IFPNI en el año j.

 Número total de inversiones para los activos INO en el año j.

 Fecha base.

Para la estimación de la variable  el transportador deberá declarar a la Comisión los valores eficientes de los activos respectivos, y las fechas de entrada en operación de los mismos. Estos valores deberán corresponder a activos que claramente se asocien al rubro de inversiones que se remuneran en la vida útil normativa, y no al rubro de gastos de administración, operación y mantenimiento. Tampoco podrán corresponder a activos que busquen reemplazar infraestructura existente antes de terminar su vida útil normativa.

Adicionalmente se tendrán en cuenta los siguientes aspectos:

i.    Cuando se trate de activos distintos a gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga.

ii.    Para el caso de gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir del mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 de la presente resolución. Para determinar el valor eficiente el transportador deberá declarar la información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

iii.    Si se trata de obras de geotecnia, la Comisión analizará la razonabilidad de incluir dichos valores en la base tarifaria, teniendo en cuenta los siguiente criterios: (i) que estén debidamente justificados; ii) que al momento de iniciar la obra, el gasoducto sobre el cual se realizó tenga más de cinco años de haber entrado en operación comercial; (iii) que al momento de iniciar la obra, el gasoducto sobre el cual se realizó tenga más de cinco años de habérsele reconocido un valor para el siguiente período de vida útil normativa; y, (iv) no se incluirán valores que puedan estar cubiertos con pólizas de seguros.

iv.    Bajo ninguna circunstancia se incluirá, en el monto de las inversiones existentes, aquellos activos propios de la operación retirados del servicio. En todo caso, en la solicitud tarifaria, dichos retiros deberán: (i) ser declarados de conformidad con el procedimiento establecido en el numeral 4.4.4 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan; (ii) observar las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 080 de 2019, sin perjuicio de que la Comisión pueda considerarlos retirados con base en información que tenga disponible; e, (iii) informar de dicho retiro a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

v.    La Comisión podrá realizar auditorías para verificar el inventario de los activos que se encuentren en operación, y que sean declarados por el transportador en su solicitud tarifaria.

PAR.1. — El período de vida útil normativo de las inversiones para aumentar capacidad que se aprueben en la categoría de  se cuenta a partir de que estas entraron en operación.

PAR.2. — Durante la vigencia de esta metodología, la Comisión podrá actualizar los parámetros tales como IVA, agenciamiento aduanero, gastos en puerto, bodegaje en puerto, gravamen arancelario, flete interno, flete internacional, y flete en el exterior, entre otros, que determinan los coeficientes que utiliza el modelo de valoración de gasoductos y estaciones compresoras con la nueva información que identifique en el mercado. El director ejecutivo de la CREG comunicará la actualización de los parámetros mediante circular. Los resultados del modelo así actualizado sólo aplican para las nuevas inversiones a valorar a futuro.

ART. 13. Programa de nuevas inversiones, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador reportará a la Comisión las variantes y extensiones tipo II que prevé poner en operación comercial durante el período tarifario t. Así mismo, deberá declarar la fecha de entrada en operación de estos activos, y la información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución.

b)    La Comisión determinará el valor a reconocer por estos activos a partir del mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 y la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Estos valores corresponderán a las inversiones del programa de nuevas inversiones, , que se dividirán en:

i.    Inversiones en gasoductos de la red tipo II de transporte, ;

ii.    Inversiones en variantes, 

Las inversiones de  no podrán corresponder a gasoductos que busquen reemplazar infraestructura existente antes de terminar su vida útil normativa, o a gasoductos que cumplirán su vida útil normativa en el período tarifario t.

Las inversiones de  se incluirán en los cargos adoptados con base en la metodología de la presente resolución en el momento de su entrada en operación comercial, para lo cual se restará de la base tarifaria el valor del tramo de gasoducto que se reemplace con la variante debidamente justificada.

Las inversiones de  se incluirán en los cargos regulados que adopte la Comisión conforme se establece en el Artículo 14 de la presente resolución, una vez entren en operación comercial.

Cuando un gasoducto incluido en el programa de nuevas inversiones,, entre en operación, el transportador deberá declarar a la Comisión el costo real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en los formatos del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

Si el valor real es distinto del valor    aprobado en los cargos adoptados con base en la metodología de la presente resolución, o en las resoluciones de cargos particulares que remuneren las inversiones de , para cada gasoducto, la Comisión determinará un valor ajustado   o , así:

 

Donde:

 Valor ajustado de la inversión en variantes. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor ajustado de la inversión en gasoductos tipo II. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor aprobado para el gasoducto determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución, y aprobado en el programa de nuevas inversiones   . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la Fecha Base.

 Valor real del gasoducto determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor real del gasoducto determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha de puesta en operación comercial.

 Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.

 Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha de puesta en operación comercial de la variante con la información disponible al momento de cálculo.

c)    El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma para proyectos del programa de nuevas inversiones.

En el plazo definido en el Artículo 8, el transportador deberá entregar un cronograma en formato Microsoft Project, en el que se incluya el diagrama Gantt correspondiente a cada proyecto del PNI. Este cronograma deberá ser reportado a la SSPD para lo relativo a su competencia.

En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial establecidas en el cronograma de cada proyecto del PNI, el transportador deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de los mismos a la Comisión y a la SSPD.

PAR.1.— Se excluirán del programa de nuevas inversiones los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Los terrenos e inmuebles que se requieran exclusivamente para la prestación del servicio de transporte de gas se remunerarán como un gasto de AOM.

PAR.2.— La Comisión incluirá en los cargos regulados los valores de  de acuerdo con lo establecido el Artículo 22 de la presente resolución.

PAR.3.— Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias estándar.

PAR.4.— La vida útil normativa de los activos , se empezará a contar a partir del mes siguiente de la fecha de entrada en operación comercial..

PAR.5.— La Comisión podrá auditar la información declarada en el Anexo 3 de la presente resolución, y solicitar información adicional si así lo considera.

PAR.6.— Cuando se trate de inversiones de , el valor ajustado  se determinará únicamente para aquellas variantes con longitudes superiores o iguales a 1 kilómetro, y diámetros nominales iguales o mayores a 2 pulgadas. Para los gasoductos que no cumplan estas condiciones se mantendrá el valor de .

PAR.7.— La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados cuando el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, sea inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado del petróleo en cilindros, estimado para la misma demanda.

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

Para efectos de estas estimaciones, la CREG utilizará la mejor información disponible, la cual incluirá, entre otros, información histórica de las diferentes componentes de la tarifa, información estadística por áreas geográficas, etc. Las estimaciones de costo unitario de prestación del servicio se harán teniendo en cuenta costos eficientes de tal forma que no se descontarán aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte.

Las tarifas de transporte se modificarán en concordancia con lo establecido en el Artículo 28 cuando se incluyan inversiones de red tipo II de transporte en el cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

ART. 14. Ejecución de extensiones de la red tipo II de transporte. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los cargos de los nuevos gasoductos de la red tipo II de transporte de gas natural se determinarán con sujeción a las disposiciones contenidas en la Resolución 141 de 2011, por la cual se establecen las disposiciones para la aplicación de los criterios de análisis para la inclusión de inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte de gas natural dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

ART. 15. Inversiones en aumento de capacidad, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador declarará a la Comisión las inversiones en aumento de capacidad que prevé poner en operación durante el período tarifario t, expresado en pesos colombianos de la fecha base. Así mismo, deberá declarar la fecha de entrada en operación de estos activos, y la información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución.

b)    La Comisión determinará el valor a reconocer por estos activos a partir del mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 y la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Estos son valores de inversión de referencia los cuales se tendrán en cuenta al ajustar los cargos cuando los activos entren en operación comercial.

Cuando un gasoducto o una estación de compresión incluida en las inversiones en aumento de capacidad,  , entre en operación, el transportador deberá declarar a la Comisión el costo real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en los formatos del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

Si el valor real es distinto del valor  aprobado en las resoluciones de los nuevos cargos adoptados con base en la metodología de la presente resolución, para cada gasoducto o estación de compresión, la Comisión determinará un valor ajustado  , así:

 

Donde:

Valor ajustado de inversión en aumento de capacidad correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor aprobado para el gasoducto o la estación de compresión determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución, y aprobado en inversiones en aumento de capacidad, . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor real del gasoducto o de la estación de compresión determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor real del gasoducto determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha de puesta en operación comercial.

 Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.

 Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre del año en que entró en operación comercial la variante.

c)    El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma para inversiones en ampliación de capacidad.

En el plazo definido en el Artículo 8 de la presente resolución, el transportador deberá entregar un cronograma en formato Microsoft Project, en el que se incluya el diagrama Gantt correspondiente a inversiones en aumento de capacidad. Este cronograma deberá ser reportado a la SSPD para lo relativo a su competencia.

En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial establecidas en el cronograma de inversiones en aumento de capacidad, el transportador deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de los mismos a la Comisión y a la SSPD.

PAR.1. Se excluirán de las inversiones en aumento de capacidad los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Los terrenos e inmuebles que se requieran exclusivamente para la prestación del servicio de transporte de gas se remunerarán como un gasto de AOM.

PAR.2. La Comisión incluirá en los cargos regulados los valores de   de acuerdo con lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución. En los cálculos tarifarios no se incluirán inversiones de IAC que no hayan entrado en operación. La vida útil normativa para estos activos se empezará a contar a partir de la entrada en vigencia de los cargos que remuneren la respectiva inversión.

PAR.3. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias estándar.

PAR.4. La Comisión podrá auditar la información declarada en el Anexo 3 de la presente resolución, y solicitar información adicional si así lo considera.

PAR.5. Los productores – comercializadores podrán pactar ampliaciones en la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte y el acceso a esas ampliaciones será de uso exclusivo. Para estos efectos, tanto el productor – comercializador como el transportador, declararán la información relevante de la ampliación a la CREG, y mientras permanezca el contrato de la ampliación, la CREG no dará cargos regulados a esa infraestructura. No obstante, sí técnicamente resulta posible que un tercero tenga acceso a esa infraestructura podrá hacerlo, en cuyo caso sólo pagará el cargo regulado del tramo en donde se ubique esa ampliación.

ART. 16.  Inversiones en estaciones entre transportadores. Las inversiones en estaciones de transferencia entre transportadores que sean realizadas a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución harán parte de la base de activos a reconocer en el tramo o grupo de gasoductos del transportador que requiera la estación.

ART. 17.  Inversiones no previstas en el PNI  y en las IAC . En el evento en que un transportador identifique inversiones no previstas en el , o en las  en el plan de inversiones declarado en el Artículo 9, podrá solicitar su inclusión en el plan de nuevas inversiones. Para esta declaración deberá aplicar los períodos definidos en Artículo 28.

 

Con la información anterior la Comisión determinará su necesidad para la prestación del servicio y si es el caso lo valores eficientes de referencia. La inclusión en los cargos se hará en los períodos previstos en el Artículo 28 posterior a la declaración de la puesta en operación comercial. Entretanto, para la remuneración de estas inversiones, el transportador aplicará, para remitentes con demanda regulada y no regulada, los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos del cual se derive la nueva inversión.

ART. 18.  Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM. Los gastos de administración, operación y mantenimiento para la inversión existente, , para las inversiones en aumento de capacidad,   y para las del programa de nuevas inversiones  se determinarán de acuerdo con los siguientes procedimientos:

18.1.    Gastos de administración, operación y mantenimiento, para inversión existente,  . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

18.1.1.     Gastos contables de administración, operación y mantenimiento, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM registrados en su contabilidad en los últimos 4 años del período tarifario t-1 , en el formato 1 del Anexo 4 de la presente resolución. Estos gastos se desagregarán por tramo o grupo de gasoductos, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base. En la solicitud de cargos el transportador deberá justificar los criterios para calcular el   por tramos.

b)    La Comisión calculará el promedio aritmético de los valores declarados en el literal a), teniendo en cuenta los conceptos identificados con 1 y 1*. Este valor corresponderá a la variable .

Mediante circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG, la Comisión podrá ajustar los formatos del Anexo 4 de la presente resolución cuando sea necesario, a fin de adecuarlo a la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera, NIIF, de acuerdo con las medidas que expidan las autoridades en dicha materia.

18.1.2.     Gastos reconocidos de administración, operación y mantenimiento, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    La Comisión calculará el promedio aritmético de los gastos de AOM reconocidos por la regulación mediante resolución de ajuste de cargos, considerando los últimos 4 años del período tarifario t-1, expresados en pesos colombianos de la fecha base. Para estimar este valor no se tendrán en cuenta los gastos reconocidos por concepto de: i) compresión asociada al sistema de transporte; ii) corridas con raspador inteligente; iii) gas de empaquetamiento; y, iv) terrenos e inmuebles.

b)    Este valor corresponderá a la variable  y estará expresado en pesos colombianos de la fecha base asociada a la aplicación de la presente resolución.

Dentro de los AOM reconocidos, no se incluirán aquellos AOM asociados a inversiones  que se reconocieron en el período tarifario t-1 para un período de 5 años.

18.1.3.     Gastos de administración, operación y mantenimiento para la inversión existente en el horizonte de proyección,  Para la estimación de los gastos de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de proyección, , se considera un mecanismo para incluir una señal de eficiencia. Dicho mecanismo se calcula a partir de los gastos contables de administración, operación y mantenimiento,  y los gastos reconocidos de administración, operación y mantenimiento, , de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

 Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de proyección, expresados en pesos colombianos de la fecha base.

 Gastos contables de AOM, promedio anual, expresados en pesos colombianos de la fecha base.

 Promedio de gastos anuales reconocidos de AOM, expresados en pesos colombianos de la fecha base.

En caso de que el transportador tenga un valor de   superior a 1,1 veces el valor de , la Comisión podrá decretar una prueba con el objetivo de comprobar que efectivamente la empresa tiene un valor de AOM eficiente superior al de la señal regulatoria. Cuando esto ocurra la CREG podrá en los cargos incorporar una señal diferente a la establecida en esta sección del artículo.

 

18.2.    Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a gasoductos de IAC, Para la estimación de esta variable se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:

a)    El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM asociados a cada proyecto de las inversiones en aumento de capacidad, para cada año del horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos, exceptuando los gastos a los que se hace referencia en los numerales 18.4, 18.5 y 18.6 de la presente resolución. Estos gastos deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

b)    La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable

Los gastos anuales de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión en aumento de capacidad, , serán los siguientes:

Donde:

Gastos fijos anuales en compresión asociada a inversión en aumento de capacidad. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Gastos anuales de AOM asociados a la inversión en aumento de capacidad. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Gastos anuales de AOM asociados a corridas con raspador inteligente, costo de oportunidad del gas de empaquetamiento y terrenos e inmuebles de proyectos que forman parte de las inversiones en gasoductos de IAC. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

18.3.    Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a gasoductos de PNI tipo II,  Para la estimación de esta variable se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:

a)    El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM asociados a cada proyecto de   para cada año del horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos, exceptuando los gastos a los que se hace referencia en los numerales 18.4 y 18.5 de la presente resolución. Estos gastos deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

b)    La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable

Los gastos anuales de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión de  serán los siguientes:

Donde:

Gastos anuales de AOM asociados a gasoductos de . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Gastos eficientes anuales de AOM asociados a cada proyecto de . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Gastos anuales de AOM asociados a corridas con raspador inteligente, costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, y terrenos e inmuebles de proyectos que forman parte de las inversiones en gasoductos de . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 

18.4.    Otros gastos de administración, operación y mantenimiento,  Corresponderán a la suma de los gastos fijos en compresión asociada al sistema de transporte, GFC, corridas con raspador inteligente, GCR , costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, GGE, y terrenos e inmuebles, GTI , como se dispone a continuación:

18.4.1.     Gastos fijos en compresión asociada a inversión existente,  Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

18.4.1.1    Gastos de compresión fijos contables, Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador declarará a la Comisión los gastos directamente relacionados con cada estación de compresión, distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas, incluidos en su contabilidad para los últimos cuatro años del período tarifario t-1, en el formato del Anexo 8 de la presente resolución. Estos gastos incluirán los relacionados con lubricantes, mano de obra para operación y mantenimiento, y demás gastos administrativos y operativos de la respectiva estación, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

b)    La Comisión calculará el promedio aritmético de los valores anuales declarados según el literal a) del presente numeral. Este valor corresponderá a la variable .

18.4.1.2    Gastos de compresión fijos reconocidos,  Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    La Comisión calculará el promedio aritmético de los gastos de compresión distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas reconocidos por la regulación mediante resolución de ajustes de cargos, para cada uno de los últimos cuatro años del período tarifario t-1, y para cada estación de compresión.

b)    Este valor, expresado en pesos colombianos de la fecha base, corresponderá a la variable  .

c)    Para las estaciones de compresión que entraron en operación hace menos de 4 años o tengan falencias de información el cálculo se hará con la mejor información disponible en la Comisión.

18.4.1.3    Gastos fijos de cada estación de compresión asociada al sistema de transporte para el horizonte de proyección, . Para la estimación de esta variable se aplicarán las siguientes ecuaciones:

Donde:

 Gastos anuales fijos de cada estación de compresión  por año para el horizonte de proyección, . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Gastos anuales de compresión fijos reconocidos. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Gastos anuales de compresión fijos contables. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Los gastos de compresión fijos para un tramo o grupo de gasoductos se determinarán así:

Donde:

 Gastos fijos de compresión asociados a un tramo o grupo de gasoductos por año para el horizonte de proyección h. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Número de estaciones de compresión asociadas a un tramo o grupo de gasoductos para el horizonte de proyección.

 Gastos fijos de cada estación de compresión  por año para el horizonte de proyección, . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

18.4.2.     Gastos fijos en compresión asociada a inversión en aumento de capacidad IAC, .Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador declarará los gastos anuales esperados directamente relacionados con cada estación de compresión  para el horizonte de proyección distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas, e indicará el tramo o grupo de gasoductos al que está asociada la estación. Así mismo, entregará los soportes técnicos de estos gastos: justificación de las horas proyectadas de uso de los compresores y mantenimientos mayores, copia de las curvas típicas de consumo de lubricantes de las máquinas de acuerdo con las especificaciones técnicas dadas por los fabricantes, entre otros.

b)    La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable .

18.4.3.     Gastos en corridas con raspador inteligente para el horizonte de proyección,  Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador reportará a la Comisión la estimación de los gastos en corridas con raspador inteligente para cada año del horizonte de proyección en que se realice dicho procedimiento. Así mismo, entregará los soportes técnicos de esta estimación, incluyendo el registro de las corridas del período tarifario t-1. Se reconocerá máximo una corrida con raspador inteligente cada cinco años. Estos gastos deberán ser expresados en pesos colombianos de la fecha base. Se debe presentar a la CREG un informe ejecutivo de los resultados de cada corrida.

b)    La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable .

Los gastos en corridas con raspador inteligente se reconocerán únicamente para gasoductos de diámetros iguales o superiores a 4 pulgadas.

18.4.4.     Gastos asociados al gas de empaquetamiento para el horizonte de proyección,  Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador reportará a la Comisión el gas de empaquetamiento para cada tramo de gasoducto, , expresado en MBTU, y adjuntará los soportes del cálculo del  en la solicitud tarifaria. Para realizar los cálculos del  de los activos asociados a la inversión existente, se utilizarán las condiciones físicas promedio de operación de los treinta y seis (36) meses anteriores a la solicitud tarifaria.

Para los proyectos de IAC  y PNI de proyectos de red tipo I y proyectos de la red tipo II de transporte, el transportador deberá realizar los cálculos teniendo en cuenta las condiciones físicas promedio de operación esperadas en el respectivo proyecto para los primeros doce (12) meses de operación. La Comisión podrá verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el transportador.

b)    La Comisión tomará el precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado, ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de comercialización establecido en el artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se tomará la información de los últimos doce meses en los que haya información de contratos que permita calcular el precio promedio ponderado. Este precio corresponderá al precio para valorar el gas de empaquetamiento

Este precio estará expresado en dólares de la fecha base. En caso de requerirse, este precio se actualizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. En caso de que este índice se deje de publicar, la Dirección Ejecutiva de la CREG podrá definir, mediante circular, un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.

c)    La Comisión estimará el valor del gas de empaquetamiento, , multiplicando la variable  por la variable  

d)    La Comisión determinará el costo de oportunidad del capital invertido en el gas de empaquetamiento para cada año del horizonte de proyección,, con base en la siguiente expresión:

Donde:

 Gastos asociados al gas de empaquetamiento para el horizonte de proyección. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado, ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de comercialización establecido en el Artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se tomará la información del año anterior más reciente en el que haya información de contratos que permita calcular el precio promedio ponderado.

Este precio estará expresado en dólares americanos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de información del transportador. En caso de requerirse, este precio se actualizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. En caso de que este índice se deje de publicar, la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante circular un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.

  TRM de la fecha base.

 Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos expresados en pesos colombianos.

18.4.5.     Gastos en terrenos, inmuebles y servidumbres para el horizonte de proyección,   Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a)    El transportador declarará a la Comisión el valor catastral de los terrenos, inmuebles y las escrituras de las servidumbres asociados exclusivamente a la prestación del servicio de transporte de gas natural, por tramo de gasoducto, expresado en pesos colombianos de la fecha base. Así mismo, entregará los soportes de esta valoración.

b)    La Comisión determinará el valor anual a incorporar en los gastos de AOM, durante el horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos, calculado como el costo de deuda real, según definición en la metodología de tasa de descuento vigente, multiplicado por el valor catastral vigente reportado por el transportador. Este valor corresponderá a la variable .

18.4.6 AOM totales de la inversión existente.

Los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión existente,  , serán los siguientes:

Donde:

 Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión existente. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Gastos de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de proyección. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Otros gastos de administración, operación y mantenimiento. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Remuneración de inversiones menores en el AOM, este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 

18.5.    Gastos en combustible o energía para compresión, GECLos gastos en combustible o energía eléctrica para la compresión se liquidarán y facturarán dentro de los primeros cinco días calendario del mes m+2 donde m es el mes de prestación del servicio de transporte:

a)    El transportador determinará el costo del suministro de combustible, o energía eléctrica (en estaciones que comprimen el gas utilizando energía eléctrica), en cada estación de compresión para liquidar y facturar a sus remitentes los costos fijos y los variables en combustible o energía eléctrica en que incurrió el transportador para operar dichas estaciones de compresión. Para esto, el transportador deberá:

1.    Tomar el valor facturado por los proveedores de combustible o energía eléctrica para las estaciones de compresión, correspondiente al mes m de prestación del servicio de transporte.

En caso de que los proveedores de combustible o energía eléctrica incluyan en su factura el costo de cantidades distintas a las utilizadas para compresión, por ejemplo, cantidades para desbalances, pérdidas de gas o energía no destinada a estaciones de compresión, el transportador deberá desagregar el valor correspondiente a estaciones de compresión y a otros con base en las cantidades contratadas para el funcionamiento de las estaciones en el respectivo período.

La cantidad de combustible o energía eléctrica contratada para operar las estaciones de compresión deberá estar fundamentada en los consumos máximos esperados según las curvas típicas de consumo de combustible y energía eléctrica de las máquinas, de acuerdo con las especificaciones técnicas dadas por los fabricantes. Esta contratación deberá realizarse bajo criterios objetivos y transparentes de acuerdo con las reglas previstas en los mercados de cada uno de estos energéticos de los cuales deberá almacenar los soportes e información auditable.

2.    Una vez determinado el valor del combustible y la energía eléctrica del mes para las estaciones de compresión, el transportador lo asignará a cada estación a prorrata de la capacidad de compresión, según su uso, utilizadas en el mes m en cada estación.

El valor asignado a cada estación i corresponderá al valor de la variable  a facturar a los remitentes en el mes + 2 .

b)    El transportador calculará los gastos en combustible o energía a facturar a los remitentes en el mes  por la prestación del servicio de transporte en el mes m + 2  en cada tramo o grupo de gasoductos, k, que se definan para efectos tarifarios y donde haya estaciones de compresión, así:

Donde:

 Gastos en combustible o energía para compresión asociados a un tramo o grupo de gasoductos k a facturar en el mes m + 2 . Este valor estará expresado en pesos colombianos.

 Número de estaciones de compresión asociadas a un tramo o grupo de gasoductos k. 

Gastos en combustible o energía para compresión para la estación .

i : Este valor estará expresado en pesos colombianos.

c)    El transportador publicará en su boletín electrónico de operaciones, para sus remitentes y para las entidades de vigilancia y control, la información que haya utilizado para determinar los costos en combustible o energía para cada estación de compresión a facturar a sus remitentes en el mes m + 2. Esta información incluirá valores facturados por los proveedores, valores facturados correspondientes a combustible y energía para estaciones de compresión, cantidades consumidas en cada estación de compresión, capacidad instalada en cada estación utilizada para asignar costos de combustible por estación, entre otros.

d)    El transportador conservará los soportes de cálculo de los costos en combustible o energía para cada estación de compresión, para cuando la autoridad competente o los remitentes los soliciten.

18.6.    Remuneración de inversiones menores en el AOM, AGIMDurante los primeros cinco años del horizonte de proyección dentro de los valores de AOM se remunerarán, con el debido soporte y justificación, los valores eficientes de las inversiones menores no incluidas en las inversiones IEt, PNI e IAC asociadas exclusivamente al servicio de transporte para lo cual se deberá tener en cuenta lo siguiente:

a)     El transportador deberá declarar los activos de inversiones menores por tramo para cada uno de los años del período tarifario t acorde a la clasificación definida en el formato 3 del Anexo 4. Gastos de administración y mantenimiento.

b)    Los períodos de remuneración serán de cinco años.

c)    Se deberá presentar la información acorde a lo estipulado en el Artículo 9.

d)    Como en cada sistema de transporte los conceptos son generales a todo el sistema el transportador deberá, con criterios de eficiencia, desagregarlos en cada tramo regulatorio.

Parágrafo 1. La CREG podrá hacer auditorías sobre toda la información reportada por los transportadores relacionada con el cálculo del AOM.

Parágrafo 2. En la declaración de la información de   toda conducta que tenga por objeto o efecto incorporar gastos de AOM que regulatoriamente no se deben reconocer será reportada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia, en concordancia con las disposiciones de la Resolución CREG 080 de 2019 sobre reglas de comportamiento en el mercado.

Parágrafo 3. Los valores de AOM de que trata el presente artículo deberán ser declarados de manera anual para el período comprendido entre el 1 de enero y 31 de diciembre para cada año.

Parágrafo 4. Los gastos de AOM asociados a corridas con raspador inteligente, gas de empaquetamiento y terrenos e inmuebles, de proyectos que forman parte de las inversiones en gasoductos de IAC y de , se determinarán siguiendo el procedimiento descrito en los numerales 18.4.3. a 18.4.5. del presente artículo, cuando estos apliquen. Para estos efectos, el transportador reportará los gastos esperados por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos. La suma de estos tres gastos corresponderá a la variable  para inversiones de IAC y a la variable   para inversiones de

ART. 19. Inversiones y gastos de AOM que se excluyen de los cargos de transporte. Las inversiones y los gastos de AOM correspondientes a activos de conexión, puntos de entrada, puntos de salida, estaciones de entrada, estaciones de salida, estaciones para transferencia de custodia, sistemas de almacenamiento, estaciones de compresión diferentes a las requeridas para el transporte de gas no serán consideradas para los cálculos de los cargos de transporte. Los costos de estos activos serán cubiertos por los agentes o usuarios que se beneficien de los mismos.

Aquellas conexiones, puntos de entrada, puntos de salida, estaciones de entrada, estaciones de salida y estaciones para transferencia de custodia, que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución se encuentren incluidas en los cargos de transporte, podrán mantenerse en la base de activos a reconocer en el tramo o grupo de gasoductos del transportador correspondiente. Igual tratamiento se dará a las ampliaciones o actualizaciones de dichos activos. El transportador, en su solicitud de nuevos cargos, deberá presentar la relación detallada de todos los elementos anteriormente enumerados.

ART. 20. Cálculo del factor de utilización. Para la determinación del factor de utilización se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

 Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos x .

 Demanda máxima de capacidad real, reportada por el transportador, para cada uno de los años del período comprendido entre el año b y el año e. En caso de que el transportador no reporte esta información, la Comisión tendrá en cuenta la mejor información disponible. Esta demanda deberá ser mayor o igual a la máxima capacidad contratada para cada uno de los años comprendidos entre el año b  y el año e . Expresada en kpcd.

 Demanda máxima esperada de capacidad, para cada uno de los años del período comprendido entre el año e + 1 y el año y. Esta demanda deberá ser mayor o igual a la máxima capacidad contratada para cada uno de los años comprendidos entre el año e + 1 y el año y. Expresada en kpcd.

 Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada uno de los años del período comprendido entre el año b y el año e. En caso de que el transportador no reporte esta información, la Comisión tendrá en cuenta la mejor información disponible. Expresado en kpcd.

 Es el máximo volumen de gas esperado transportable en un día de gas, para cada uno de los años del período comprendido entre el año e + 1 y el año y , calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en el Anexo 5 de la presente resolución. Expresado en kpcd.

 Es el primer año de la vida útil normativa del tramo o grupo de gasoductos . En caso de que se haya ampliado la capacidad de ese tramo o grupo de gasoductos, a través de compresores o loops, la variable b corresponderá al resultado de calcular el promedio entre el primer año de vida útil normativa del tramo o grupo de gasoductos x , y el primer año de vida útil normativa de la ampliación.

 Es el último año del período tarifario t - 1.

 y = b + 20

PAR.1. El transportador deberá reportar las anteriores variables, debidamente soportadas con criterios técnicos objetivos, tales como escenarios macroeconómicos, infraestructura prevista, análisis de mercado, contratos de transporte, entre otros.

PAR.2. En el cálculo de factor de utilización no se incluirán cantidades de las variables DMC, DEC, CM y CME que resulten de la ejecución de proyectos de plan de abastecimiento de gas natural definido en el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 2345 del mismo año, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.

PAR.3. Cuando un tramo o grupo de gasoductos termine su primer período de vida útil normativa, el factor de utilización se volverá a contabilizar a partir del siguiente período de vida útil normativa. Si el tramo o grupo de tramos tuvo ampliaciones dentro del período tarifario anterior (t-1), se considera para el cálculo del factor de utilización contar el primer período de vida útil normativa a partir del valor de la variable b promediada.

PAR.4. Para el cálculo de las variables e,b,y, se tomará el año calendario independiente del mes.

ART. 21. Demandas esperadas de capacidad y de volumen. La demanda esperada de capacidad, DEC, y la demanda esperada de volumen, DEV , se determinará de conformidad con lo dispuesto a continuación:

a)    El transportador reportará las demandas esperadas de capacidad y de volumen para cada tramo o grupo de gasoductos asociadas a la inversión existente,, y las demandas esperadas de capacidad y de volumen asociadas a cada uno de los proyectos de   y de

Las demandas asociadas a la inversión existente, , corresponderán a las demandas esperadas de capacidad,  , y las demandas esperadas de volumen, , para el horizonte de proyección.

Las demandas asociadas a cada uno de los proyectos de  corresponderán a las demandas esperadas de capacidad, , y las demandas esperadas de volumen, , para el horizonte de proyección de cada proyecto contado a partir del año de entrada en operación del respectivo activo. Para estos efectos, el transportador reportará las demandas esperadas por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

Las demandas asociadas a cada uno de los proyectos de  corresponderán a las demandas esperadas de capacidad, , y las demandas esperadas de volumen,, para el horizonte de proyección de cada proyecto contado a partir del año de entrada en operación del respectivo activo. Para estos efectos, el transportador reportará las demandas esperadas por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

Estas demandas deberán estar debidamente soportadas con criterios técnicos objetivos, tales como escenarios macroeconómicos, infraestructura prevista, análisis de mercado, contratos firmes de transporte vigentes para el horizonte de proyección, entre otros.

Cuando se trate de un tramo con condición de contraflujo, las demandas esperadas de capacidad y de volumen a reportar por el transportador corresponderán a las capacidades agregadas esperadas en ambas direcciones, y a los volúmenes agregados esperados en ambas direcciones, respectivamente. Además, el transportador deberá reportar dichas demandas para cada dirección contractual.

Adicionalmente, el transportador deberá declarar a la CREG la capacidad total contratada por tramo o grupo de gasoductos definido para efectos tarifarios, desagregada por tipo de remitente (distribuidor-comercializador, industria, generador térmico, comercializador de gas natural vehicular), para cada año del horizonte de proyección. Esta información deberá ser consistente con la declarada por el transportador al gestor del mercado.

b)    Una vez se inicie el trámite administrativo tendiente a resolver la solicitud tarifaria, el director ejecutivo de la Comisión publicará, mediante circular, las demandas esperadas de capacidad y de volumen reportadas por el transportador, así como la capacidad total contratada declarada por el agente.

c)    En las Demandas Esperadas de Capacidad DEC y en las Demandas Esperadas de Volumen  no se considerarán los proyectos IPAT.

d)    Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la circular de la Comisión, los terceros interesados podrán enviar preguntas y comentarios a la Comisión en relación con las proyecciones de demanda del transportador. De estas preguntas y comentarios se dará traslado al transportador para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles siguientes al recibo, responda las preguntas y se pronuncie sobre los comentarios, en documento que deberá presentar a la Comisión dentro de este último plazo.

e)    La Comisión analizará la información mencionada en los literales a) y c) de este numeral, la confrontará con la disponible en la Comisión, y podrá exigir explicaciones al transportador, de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición.

Así mismo, la Comisión podrá decretar pruebas dentro del proceso tarifario para evaluar las proyecciones de demanda reportadas por el respectivo agente. De ser necesario, la Comisión solicitará al transportador que revise y ajuste, si es necesario, la proyección de demanda.

f)    En todo caso, no se admitirán demandas esperadas de capacidad y de volumen inferiores a aquellas que resulten de aplicar el factor de utilización normativo que se define en el numeral 21.1 de la presente resolución.

g)    Las demandas resultantes de los análisis previstos en los literales d) y e) de este numeral corresponderán a: (i) las variables  que serán utilizadas para el cálculo de los cargos de transporte que remuneran la inversión existente, ; (ii) las variables  y  que serán consideradas en la revisión tarifaria de que trata el Artículo 8 de la presente resolución al momento de incluir la inversión   en los cargos regulados; y, (iii) las variables   y&nbs

g)    Las demandas resultantes de los análisis previstos en los literales d) y e) de este numeral corresponderán a: (i) las variables  y  que serán utilizadas para el cálculo de los cargos de transporte que remuneran la inversión existente, ; (ii) las variables  y  que serán consideradas en la revisión tarifaria de que trata el Artículo 8 de la presente resolución al momento de incluir la inversión  en los cargos regulados; y, (iii) las variables  que serán consideradas en los cargos regulados que se adopten para inversiones de 

h)    Para efectos del cálculo de los cargos de transporte se tendrá en cuenta: (i) la proyección de demanda entregada por el transportador, sin incluir las pérdidas de gas en el sistema de transporte; (ii) las observaciones que las partes interesadas formulen a las proyecciones del transportador; y, (iii) la información en el gestor del mercado del valor de la demanda para cada tramo o grupo de gasoductos en los últimos tres (3) años. Para los primeros cinco (5) años del horizonte de proyección, los valores de demanda no podrán ser inferiores al promedio de los valores de los 3 últimos años del período tarifario t-1. El gestor deberá tener disponible dicha información, de no haber sido recibida de los agentes, el Gestor deberá hacer el respectivo reporte a la SSPD.

i)    Cuando se observe que la declaración de la demanda en cada uno de los primeros 5 años del horizonte de proyección es inferior al promedio de los 3 últimos años de los valores que están en el gestor del mercado, la CREG utilizará el promedio de demanda del gestor para cada uno de los años que estén por debajo de dicho promedio, salvo en los casos en los que el transportador demuestre lo contrario.

j)    Si al aplicar el factor de ajuste a la y  la  se obtienen valores superiores a la CMMP, la  y la  se acotarán a la CMMP .

k)    Para el cálculo de la capacidad máxima de mediano plazo, el transportador deberá aplicar el procedimiento establecido en el Anexo 5 de la presente resolución. Esta capacidad deberá estar desagregada para el sistema de transporte asociado a: (i) la inversión existente,  ; (ii) la inversión existente, , más cada uno de los proyectos de como se establece en el Anexo 5 de la presente resolución; y, (iii) la inversión de 

21.1.    Factor de utilización normativo. Cuando se trate de grupo de gasoductos, para efectos de aplicar el factor de utilización normativo, se tendrá en cuenta la capacidad máxima de mediano plazo del tramo donde se encuentren los puntos de entrada o las inyecciones de gas del respectivo grupo de gasoductos. El factor de utilización normativo se establecerá con sujeción a las siguientes reglas:

21.1.1.     Factor de utilización normativo para STT. El factor de utilización normativo para un STT  será igual a 0,5. Si el factor de utilización de un es inferior al factor de utilización normativo, la Comisión ajustará la DEC y DEV la , multiplicándolas por el siguiente factor:

Donde:

 Factor de ajuste para el tramo o grupo de gasoductos x . Factor de ajuste a las demandas para el tramo o grupo de gasoductos x.

 Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos x,  según lo definido en el Artículo 20 de la presente resolución.

21.1.2.     Factor de utilización normativo para SRT. El factor utilización normativo para un SRT será igual a 0,4. Si el factor de utilización de un SRT es inferior al factor de utilización normativo, la Comisión ajustará la DEC y la DEV multiplicándolas por el siguiente factor:

Donde:

 Factor de ajuste para el tramo o grupo de gasoductos x.

 Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos x, según lo definido en el Artículo 20 de la presente resolución.

ART. 22. Cargos máximos regulados por servicios de transporte de capacidad firme. La Comisión establecerá, para cada tramo o grupo de gasoductos, cargos máximos regulados para remunerar los costos de inversión y gastos de AOM, aplicables al servicio de transporte de capacidad firme, siguiendo los siguientes lineamientos.

a)    Para incluir en los cargos regulados los valores de   y  , el transportador deberá solicitar el ajuste tarifario un mes antes al cumplimiento de los períodos definidos en el Artículo 26 de la presente resolución.

b)    Se somete el servicio de transporte en contratos de capacidad firme al régimen de libertad regulada definido en la Ley 142 de 1994. En consecuencia, este servicio se remunerará a través de los cargos regulados de que trata la presente resolución. De conformidad con los artículos 14.10 y 88.1 de la misma Ley, los cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión son cargos máximos. Por tanto, para la aplicación del procedimiento de que trata el Artículo 41 de la presente resolución, el transportador podrá ofrecer cargos fijos y variables inferiores a los calculados según lo dispuesto en los numerales 22.1 a 22.3 de la presente resolución, dando cumplimiento en todos los casos al principio de neutralidad, en los términos de la Ley 142 de 1994.

c)    Conforme a los lineamientos indicados en el Artículo 29 de la presente resolución, la CREG podrá establecer cargos regulados de transporte para remunerar la inversión y los gastos de AOM agregando (i) tramos regulatorios, o (ii) dividiendo tramos regulatorios, correspondientes a los grupos de gasoductos que se definieron en las resoluciones particulares de cargos aplicados en el período tarifario t -1.

d)    En el cálculo de los cargos regulados de que trata el presente artículo no se considerarán demandas generadas por proyectos de  IPAT.

e)    Para el cálculo de los cargos regulados de referencia de los tramos que tengan inversiones y gastos para atender necesidades de contraflujo, se deberá tener en cuenta la inversión total en dichos tramos y la demanda equivalente como la suma de las demandas en los dos sentidos. El AOM será el total de los gastos de AOM en dichos tramos. El transportador y el remitente aplicarán los artículos 41 y 42 de la presente resolución para la determinación de los cargos que remuneran inversiones y gastos de AOM.

22.1.    Cálculo de cargos fijos regulados de referencia para la remuneración de la inversión. Para el cálculo de los cargos fijos se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

 Cargo fijo que remunera costos de inversión existente y las inversiones  expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

 Valor de la inversión existente, expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Es el valor presente de los valores  con la Tkc, conforme al Artículo 12.

 Valor presente ajustado de la inversión en variantes con la Tkc. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la  entre en operación conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el   teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.

 Valor presente ajustado de inversiones del PNI correspondientes a redes tipo II con la Tkc. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la  entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el   teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.

 Valor presente ajustado de inversión en aumento de capacidad correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión con la tasa Tkc. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 14 de la presente resolución. Cuando la  entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el   teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.

 Corresponde a uno de los siguientes valores: 0; 0,10; 0,20; 0,40; 0,50; 0,60; 0,70; 0,80; 0,85; 0,90; 0,92; 0,94; 0,96; 0,98 y 1.

 Demanda esperada de capacidad asociada a la inversión existente, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión    en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21 .

 Demanda anual esperada de capacidad asociada a la inversión tipo II, , para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión   en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21 .

 Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos IAC, para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21 .

 Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos expresados en pesos colombianos.

 Valor presente de la demanda descontada a la tasa .

 

22.2.    Cálculo de cargos variables regulados de referencia para la remuneración de la inversión. Para el cálculo de los cargos variables se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

 Cargo variable que remunera costos de inversión existente y las inversiones , expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpc-año.

Valor de la inversión existente, expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Es el valor presente de los valores  con la Tkv, conforme al Artículo 12.

 Valor presente ajustado de la inversión en variantes con la Tkv. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la  entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el   teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.

 Valor presente ajustado de inversiones del PNI correspondientes a redes tipo II con la tasa Tkv. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la  Valor presente ajustado de inversiones del PNI correspondientes a redes tipo II con la tasa Tkv. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la , entre en operación conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el  teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.

 Valor presente ajustado de inversión en aumento de capacidad correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión con la tasa Tkv. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 14 de la presente resolución. Cuando la   entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el  teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.