Gas Natural

RESOLUCIÓN CREG 175 DE 2021 (V) -*

Fecha de publicación - Diario Oficial: 22 NOV. 2021/ Fecha de expedición: 08 OCT. 21/ Última actualización del editor: 30 AGO. 2022.

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 del editor: Resumen de Modificaciones: Resoluciones CREG No. 1022 010 de 2022 (V) 102 006 de 2022 (S.V), No. 102 005 de 2022 (S.V),  y No. No. 102 001 de 2022 (V). 

Comentario: Revisar comentarios a los artículos 18,22,27 y 40 de la presente resolución relativos al alcance y aplicación de la Resolución CREG 102 008 de 2024 que resolvió las solicitudes particulares de interés general recibidas por la Comisión.

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 constitucionales¹ y legales² 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 expuso³:

“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:

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.

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.— Modificado. Resolución 1002 010 de 2022, art. 1, CREG. Cálculo de cargos actualizando Tasa de Costo de Capital y moneda de los cargo. Para los sistemas de transporte que actualmente no tengan en trámite actualización de cargos con base en el artículo 7 de la presente resolución, los transportadores deberán aplicar los procedimientos descritos en el presente artículo, a partir del primer día calendario del décimo mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.

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:

IEcopa = IEa x TRMa

PNIcopa = PNIa x TRMa

IACcopa = IACa xTRMa

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, IEa , e inversiones del PNI:

Donde:

 IEf,a:  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.

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

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

DEC_IACpr,i:  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.

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

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

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

VP(PNIcopa, IACcopa, Tkc): Valor presente de PNIcopa e IACcopa descontado a la tasa Tkc.

VP(CAPa,i, Tkc):    Valor presente del CAPa,i, descontado a la tasa Tkc.

pr: Proyecto IAC.

Pr: Número de Proyectos IAC.

a: 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:

IEv,a:    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 1-  .

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

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

DEV_IACPr,i:  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.

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

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

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

VP(PNIcopa,IACcopa, Tkv): Valor presente de PNIcopa e IACcopa descntando a la tasa Tkv

VP(VOLa,i, Tkv):    Valor presente del VOLa,i, descontado a la tasa Tkv.

pr:  Proyecto de las IAC.

 Pr:  Número de Proyectos IAC.

 a:  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:

CFAOMa:  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.

VP(AOMi,a,Tkc):    Valor presente de Gasto de AOM en pesos colombianos del año  en la fecha a, descontado a la tasa .

CAPa,i:  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.

VP (CAPa,i, Tkv):    Valor presente del CAPa,i, descontado a la tasa Tkv.

a:  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.— Eliminado. Resolución 102 010 de 2022, art. 2, CREG.

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. 4º— Adicionado. 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. 5º— Adicionado. 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. 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, GEC. Los 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 m + 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, AGIM . Durante 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  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   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 y  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.

 Demanda esperada de volumen asociada a la inversión existente, expresada en kpc-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 volumen asociada a la inversión tipo II, , para el horizonte de proyección, expresada en kpc-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 kpc-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 volumen a través de cargos variables expresados en pesos colombianos.

 Valor presente de la demanda   Valor presente de la demanda descontada a la tasa

22.3.    Parejas de cargos regulados. Corresponderán al conjunto de parejas de cargos que se formarán teniendo en cuenta los cargos calculados de conformidad con lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución, así:

Donde:

 Cargo fijo total, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

 Cargo variable total, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpc-año.

22.4.    Cálculo de cargos fijos que remuneran los gastos de  de inversión existente,   Para el cálculo de los cargos fijos que remuneran los gastos de  de inversión existente, se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

 Cargos fijos que remuneran los gastos de AOM de inversión existente, PNI e IAC para el período tarifario , expresados en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

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

 Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de inversión existente de las inversiones  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.

 Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de inversión existente de las inversiones  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.

 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 los gastos de administración, operación y mantenimiento para  , descontados a la tasa .

 Valor presente de la demanda esperada de capacidad  , descontadas a la tasa

PAR.1.— Para la actualización de la información cuando se incluyen inversiones  se extenderán las series de demanda de capacidad y de volumen así como de los gastos de AOM hasta completar el horizonte de proyección de 20 años, a partir de la aplicación de las disposiciones del Artículo 21 . En el caso del  se extenderán los valores hasta completar el horizonte de proyección de 20 años, considerando los valores i)  y ii) .

PAR.2.— La CREG podrá establecer cargos regulados de transporte para una porción de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a un grupo de gasoductos. En tal caso, la porción restante se remunerará a través de cargos independientes para cada tramo.

ART. 23.— Cargos para el servicio de transporte de gas a contraflujo. Los cargos máximos para el servicio de transporte de gas a contraflujo serán los mismos adoptados para el respectivo tramo o grupo de gasoductos, de conformidad con el Artículo 22 de la presente resolución.

PAR.— El transportador estará obligado a atender las solicitudes de servicio de transporte a contraflujo si la prestación de este servicio es técnicamente viable. En caso de que el transportador indique que no es factible la prestación del servicio a contraflujo, deberá justificarlo.

ART. 24.— Actualización de cargos regulados. Los cargos regulados calculados de conformidad con el Artículo 22 de la presente resolución se actualizarán aplicando las siguientes reglas:

24.1.    Actualización de las Parejas de Cargos Regulados. El transportador actualizará las parejas de cargos regulados al finalizar cada año transcurrido desde la fecha base, de acuerdo con la variación anual del IPP definido en el Artículo 2 de la presente resolución, mediante la siguiente fórmula:

Donde:

 Pareja de cargos regulados aplicables en el año x.

 Pareja de cargos regulados, para la fecha base, establecida de     conformidad con el numeral 22.3 de la presente resolución.

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

 Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre del año de la fecha base x - 1.

x:  Año en el cual se actualizan los cargos regulados.

24.2.    Actualización de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM. El transportador actualizará los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM al finalizar cada año transcurrido desde la fecha base, de acuerdo con la variación anual del IPC nacional definido en el Artículo 2 de la presente resolución, mediante la siguiente fórmula:

Donde:

 Cargo regulado de AOM aplicable en el año x.

 Cargo regulado de AOM para la fecha base, establecido de conformidad con el numeral 22.4 de la presente resolución.

Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para el mes de diciembre del año  x - 1.

 Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para el mes de diciembre del año de la fecha base.

x:  Año en el cual se aplica el cargo regulado de AOM.

PAR.1.— En caso de que alguno de los índices que se utilizan para actualización se deje de publicar, la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante circular el nuevo índice.

PAR.2.— La aplicación de los cargos a las cantidades contratadas y a los volúmenes transportados se hará como se establece en el Artículo 43 de la presente resolución.

ART. 25.— Costo de capital. La Comisión aplicando la metodología incluida en la Resolución CREG 004 de 2021 y aquella que la modifique adicione o sustituya, en resolución aparte, determinará las siguientes tasas para hacer el cálculo de los cargos:

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

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

Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado expresado en pesos colombianos, para los proyectos IPAT de los planes de abastecimiento de gas natural.

PAR.— Cuando se dé aplicación a lo previsto en el Artículo 28 y se ajusten los cargos, para el tramo o grupo de gasoductos objeto del cálculo tarifario, se utilizará en el cálculo la tasa de descuento con el procedimiento previsto en el parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021, o la que la modifique o sustituya.

Capítulo II

Disposiciones sobre vida útil normativa

ART. 26.— Determinación de la vida útil de un activo. Para los activos asociados a la , la vida útil se contará, según cada caso, a partir de: i) su fecha de entrada en operación comercial, ii) el reconocimiento de un costo de oportunidad de acuerdo con la Resolución CREG 001 de 2000, iii) el reconocimiento por primera vez en los cargos tarifarios aprobados por la CREG, o iv) el ajuste tarifario por aplicación de un nuevo período de vida útil normativa con los valores  

Para los activos asociados a las , la vida útil se contará a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos calculados con la Resolución CREG 126 de 2010. Para los activos asociados a las ,  y activos que se remplacen al finalizar el período de vida útil normativa, la vida útil normativa se contará a partir del mes y del año de la entrada en vigencia de los cargos del respectivo activo.

En el caso de los activos   la vida útil normativa corresponde a la del activo principal.

ART. 27.— Inversión a reconocer en activos que cumplan el período de vida útil normativa. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, cuya vida útil normativa se cumpla dentro del período tarifario vigente, se aplicarán las siguientes reglas:

a)    Dentro del término establecido en el Artículo 8 de la presente resolución, el transportador deberá declarar los activos que cumplirán el período de vida útil normativa durante los primeros cinco años del período tarifario t.

En esta identificación, el transportador declarará, en el Anexo 2 de la presente resolución, tal como consta en las respectivas resoluciones particulares y/o en los documentos soporte:

i.    Nombre del activo.

ii.    El año y mes de entrada en operación.

iii.    El año y mes en el que la Comisión por primera vez lo reconoció en los cargos tarifarios.

iv.    El año y mes en el que se cumplirá el período de vida útil normativa.

v.    Si tiene variantes, debe declarar la fecha de entrada en operación y sus características de acuerdo con el Anexo 2.

Si dentro del término establecido en el Artículo 8, el transportador no declara la información requerida, la Comisión podrá iniciar, de oficio, las actuaciones administrativas que permitan asignar valor cero al activo y el ajuste en los cargos.

b)    Para cada uno de los activos que terminan el período de vida útil normativa, el transportador declarará:

i.    La decisión de reponer o continuar con el activo para la siguiente vida útil normativa, con base en la información de que dispone el transportador y el mecanismo de valoración CREG del Anexo 1 de la presente resolución.

ii.    Para los activos que decida seguir operando, la información solicitada en el Anexo 2 de la presente resolución.

iii.    Para los activos que decida reemplazar manteniendo la misma capacidad de transporte, la información solicitada en el Anexo 2 de la presente resolución. En este caso, se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, PNI. Para el cálculo de cargos para este tipo de inversiones, se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22, siguiendo los procedimientos establecidos para   y  

iv.    Si el transportador considera que el activo que cumple vida útil normativa tiene una capacidad diferente a la requerida y decide reemplazarlo en su totalidad por uno de mayor capacidad, se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, PNI. Para el cálculo de cargos para este tipo de inversiones se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22, siguiendo los procedimientos establecidos para  y  .

v.    Si el transportador mantiene el activo existente y hace una ampliación de capacidad mediante un loop o una estación de compresión, deberá seguir el procedimiento previsto para una IAC, y para el activo que continúa operando deberá entregar la información correspondiente a lo definido en el literal e) del presente artículo.

c)    La Comisión verificará el año de finalización del período de vida útil normativa, e identificará los valores de los activos en los cargos tarifarios vigentes que cumplirán el período de vida útil normativa durante el período tarifario  de cinco años, de acuerdo con la información contenida en las respectivas resoluciones particulares y/o en los documentos soporte, entre otros.

d)    En caso de que la empresa declare que requiere reponer el 100% del activo que finaliza el período de vida útil normativa, la Comisión aplicará el procedimiento establecido en el Anexo 1 de la presente resolución para determinar el costo de reposición a nuevo de cada activo, VRAN. Este valor no incluirá estaciones reguladoras de puerta de ciudad, ERPC, las cuales se valorarán según lo establecido en el Artículo 45 de la presente resolución. En este caso, el AOM y la demanda de capacidad y de volumen serán los previstos para el respectivo tramo antes de su reemplazo.

Para el caso de gasoductos en los que se hayan construido variantes durante el período de vida útil normativa, no será necesario declarar que se requiere reponer la variante, siempre y cuando la variante no tenga más de cinco años de construida y esté en condiciones de continuar en operación durante un nuevo período de VUN, contado a partir de la fecha de entrada en operación comercial. El transportador deberá documentar y declarar la condición de la variante.

e)    Si la decisión del transportador es continuar operando el activo existente, deberá seguir el siguiente procedimiento:

i.    El transportador declarará el tipo de inversión y su valor, para los siguientes cinco años, que requiere el activo para continuar operando durante su vida útil normativa, con el suficiente detalle y justificación. Esta información deberá ser declarada de acuerdo con Anexo 2 de la presente resolución.

ii.    Según el tipo de inversión y el valor de la inversión, la CREG podrá contratar un auditor para: (i) verificar la necesidad de la inversión, y (ii) establecer un valor eficiente de referencia de la inversión.

iii.    En la determinación de los cargos tarifarios, la CREG incluirá el valor de las inversiones eficientes calculadas en el literal vi) que requiere el transportador para mantener en operación el activo. En este caso, el AOM y la demanda de capacidad y de volumen serán los previstos para el respectivo tramo, antes de su reemplazo.

iv.    Mientras el transportador ejecuta el 100% de las inversiones que requiere para mantener en operación el activo, se retirará de la base de activos el valor correspondiente al activo que ha cumplido período de vida útil normativa, y en la base tarifaria se reconocerá el valor eficiente determinado por la CREG del valor presente de las inversiones para mantener en operación el activo. En las resoluciones de cargos particulares se reconocerán las inversiones declaradas para los siguientes cinco años con el valor eficiente determinado por la CREG.

v.    Los valores de inversión aprobados en el presente literal remunerarán todas las inversiones eficientes requeridas, tales como inversiones en reparaciones, variantes y reposiciones parciales, para mantener la integridad y seguridad de los activos correspondientes durante su nuevo período de vida útil normativa.

vi.    Cuando el transportador ejecute el 100% de cada una de las inversiones que requiere para mantener en operación el activo, en la base tarifaria solo se reconocerá el valor eficiente de las inversiones ejecutadas, las cuales se incluirán en cargos de acuerdo con lo establecido en el Artículo 28 de la presente resolución. El valor eficiente,  VAO, se determinará siguiendo las siguientes fórmulas:

Donde:

VAO: Valor eficiente de la inversión en caso de que el transportador decida continuar operando el activo durante el siguiente período de vida útil normativa. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Apr: Valor aprobado de las inversiones para mantener el activo en operación, determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Real: Valor real de las inversiones para mantener el activo en operación 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.

Real_opr: Valor real de las inversiones para mantener el activo en operación, 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. Los valores en dólares americanos se convertirán a pesos colombianos utilizando la TRM de la fecha de puesta en operación.

 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 en que entró en operación comercial.

f)    Si la decisión del transportador es reemplazar el activo existente, deberá seguir el siguiente procedimiento:

i.    Cuando el transportador decida reemplazar un activo que cumple vida útil normativa por otro de distintas características de longitud y diámetro, se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, PNI. Para el cálculo de cargos para este tipo de inversiones se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22 de la presente resolución, siguiendo los procedimientos establecidos para  y  en los siguientes casos:

a.    Cuando sea un diámetro diferente al existente.

b.    Cuando la longitud tenga una diferencia de +/- 10% a la del trazado original.

En caso de aplicarse cualquiera de los literales a. o b. el transportador deberá justificar el cambio en su solicitud.

ii.    Mientras el transportador repone el activo, se continuará reconociendo el valor del activo que se encuentra en la base tarifaria.

iii.    Cuando el transportador remplace el 100% del activo, el valor eficiente, VRAN,  se determinará siguiendo las siguientes fórmulas:

Donde:

VRAN: Valor eficiente de la inversión del nuevo activo. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Apr: Valor aprobado para el nuevo activo, determinado con base en lo establecido en el Anexo 1, en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Real: Valor real del nuevo activo, 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.

Real_opr: Valor real del nuevo activo, 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. Los valores en dólares americanos se convertirán a pesos colombianos utilizando la TRM 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 el nuevo activo.

g)    El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma para: (i) construir el gasoducto que va a reemplazar, y (ii) realizar las inversiones para mantener el gasoducto en operación.

En el plazo definido en 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 cada proyecto. 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, el transportador deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de los mismos a la Comisión y a la SSPD.

PAR.1.— El gasoducto ramal al cual se le apliquen las disposiciones descritas en el presente artículo continuará estampillado.

PAR.2.— Para variantes el período de vida útil normativo será el mismo del tramo correspondiente.

PAR.3.— Para inversiones IAC el período de vida útil normativo será determinado a partir de su puesta en operación comercial.

PAR.4.— Para gasoductos tipo II que al cumplir su VUN, cambian su punto de entrada o punto de salida o su CMMP se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, PNI.

PAR.5.— En el caso de que el transportador identifique que un tramo de gasoducto debería ser abandonado por razones insalvables de tipo técnico o de suficiencia financiera bajo condiciones de eficiencia económica deberá presentar a la CREG la justificación correspondiente y un plan de acción en el que se establezca cómo se va a atender a la demanda que depende del gasoducto que pretende abandonar y la CREG determinará la necesidad del abandono. El plan de atención a la demanda deberá presentarse al menos un año antes de que este hecho suceda. Si se confirma lo solicitado por el transportador la CREG retirará dicho activo de la base correspondiente.

PAR.6.— Durante la vigencia de la presente metodología, si el transportador requiere desarrollar inversiones adicionales a las declaradas para los primeros 5 años del nuevo período VUN el transportador podrá presentarlas con la justificación correspondiente a consideración de la Comisión. En caso de ser aceptadas se aplicarán las disposiciones del Artículo 28.

ART. 28.—    Reglas para la inclusión de inversiones que han cumplido período de vida útil normativa, , y  valores de  y   en los cargos regulados. La Comisión podrá realizar revisiones tarifarias de oficio cada dos años a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos aprobados por la CREG con base en la metodología de la presente resolución, teniendo en cuenta las inversiones, las demandas y los gastos de AOM asociados a proyectos , así como las incluidas en el Artículo 17 y en el Artículo 29 de la presente resolución.

Título III

Otras disposiciones

Capítulo I

Agregación o seccionamiento de tramos

ART. 29.— Agregación o seccionamiento de tramos existentes. La Comisión, cuando evidencie que la agregación de los tramos regulatorios o seccionamiento de tramos permiten aumentar la oferta de gas en el mercado y, en consecuencia, garantizar la prestación del servicio público domiciliario de gas natural de manera continua y en condiciones de eficiencia, aplicará los siguientes aspectos:

a)    Casos en los que iniciará el proceso: podrá establecer cargos regulados de transporte agregando dos (2) o más tramos regulatorios o seccionando un (1) tramo, en los siguientes casos:

i.    Cuando en los planes de abastecimiento de gas natural se solicite agregar tramos regulatorios o seccionar un (1) tramo.

ii.    Cuando en los análisis de la CREG se determine la conveniencia de agregar tramos regulatorios o seccionar un (1) tramo para aumentar y hacer más competitiva la oferta de gas natural en el mercado.

iii.    Cuando un agente o un tercero interesado lo solicite.

b)    Condiciones: Para la agregación de los tramos regulatorios o seccionamiento de tramos se deben cumplir las siguientes condiciones:

i.    Deben estar determinados los tramos involucrados.

ii.    Debe haber un análisis de beneficio costo y de las implicaciones que tendrá para el mercado a cargo de quien solicite de acuerdo al literal a)

iii.    Todos los tramos incluidos deben ser parte activa en el transporte de gas asociado al nuevo tramo.

c)    Procedimiento: El procedimiento a seguir para la agregación o seccionamiento de tramos es como sigue:

i.    La CREG evaluará la conveniencia de la agregación o seccionamiento de tramos.

ii.    El director ejecutivo de la CREG publicará, mediante circular, la información, análisis y los estudios de beneficio – costos disponibles.

iii.    Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la circular de la CREG, los agentes productores, la demanda, usuarios, remitentes y demás interesados podrán enviar preguntas y comentarios a la CREG en relación con la información reportada en la Circular.

iv.    De las preguntas y comentarios recibidos se dará traslado a la parte interesada en la agregación o seccionamiento de tramos regulatorios para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles siguientes al recibo, envíe a la CREG sus comentarios y respuestas.

v.    La CREG evaluará la información recibida, la confrontará con la disponible en la Comisión y hará los análisis correspondientes. Adicionalmente, podrá exigir explicaciones a la parte interesada para adoptar la decisión final. 

vi.    La solicitud de agregación de tramos se puede hacer i) en la solicitud de cargos, el transportador incumbente podrá solicitar la agregación de tramos, teniendo en cuenta lo previsto en este artículo, ii) durante el período tarifario vigente, al menos un año antes a las revisiones tarifarias previstas en el Artículo 28 de la presente resolución.

PAR.1.— Cuando en el proceso de agregación se involucren tramos de más de un transportador los agentes deberán convenir entre ellos las condiciones y ponerlas a consideración de la CREG como parte del proceso de estampillamiento.

PAR.1. — Cuando la solicitud de que trata este artículo se realice antes de la entrada en vigencia de los nuevos cargos regulados de transporte aprobados con base en la metodología de la presente resolución, la Comisión analizará la procedencia de acumular dicha solicitud dentro de la actuación administrativa que decida la solicitud de nuevos cargos regulados por parte del transportador del respectivo sistema de transporte. En caso de no acumular esta solicitud en la actuación administrativa de ajuste de nuevos cargos, esta se resolverá de manera separada.

PAR.2.— Cuando la solicitud de que trata este artículo se realice después de la entrada en vigencia de los nuevos cargos regulados de transporte aprobados con base en la metodología de la presente resolución, la Comisión adelantará el análisis de la solicitud y, si hay lugar a adoptar la agregación o seccionamiento de unos tramos o del tramo, se aplicarán los períodos de ajuste dispuestos en el Artículo 28 de la presente resolución.

PAR.3.— Cuando, dentro de una actuación administrativa a efectos de establecer los cargos regulados para un sistema de transporte, simultáneamente se presentan solicitudes para la aplicación de ambas alternativas que cobijan un mismo tramo, la Comisión evaluará ambas solicitudes de acuerdo con los procedimientos aquí establecidos, considerando la aplicación de la alternativa que mejor permita el cumplimiento de los fines y objetivos en relación con aumentar la oferta de gas en el mercado, a fin de garantizar la prestación del servicio público domiciliario de gas natural de manera continua y en condiciones de eficiencia.

ART. 30.—  Procedimiento para agregar o seccionar tramos regulatorios. Cuando, de acuerdo con las disposiciones del Artículo 29, se decida agregar o seccionar tramos regulatorios, se procederá así:

i. Cuando la decisión sea agregar dos o más tramos regulatorios los valores de las inversiones y los gastos de AOM existentes en la base tarifaria, más las inversiones que se aprueben para el nuevo tramo se agregarán. En el caso de los valores de las demandas, estas corresponderán a las del nuevo tramo.

ii. Cuando la decisión sea seccionar un tramo regulatorio existente los valores de las inversiones y los gastos de AOM existentes en la base tarifaria se desagregarán en función de la separación. El mismo tratamiento tendrán las nuevas inversiones y los valores de las demandas.

PAR.— El trámite del estampillamiento o seccionamiento debe cumplir con todos los pasos para determinación de cargos previstos en esta resolución o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Capítulo II

Remuneración de proyectos IPAT

ART. 31.—    Inversión en proyectos de IPAT que ejecuta el transportador incumbente. Durante el período tarifario t el transportador podrá ejecutar inversiones en proyectos prioritarios incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural aprobado por el Ministerio de Minas y Energía, que se encuentren embebidos dentro de su sistema de transporte, IPAT, para lo cual se aplicará el procedimiento establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

Cuando se trate de gasoductos y estaciones de compresión, el transportador deberá declarar a la Comisión la información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución asociada al respectivo proyecto IPAT. Con base en esta información, y aplicando el mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 de la presente resolución, la Comisión determinará el valor a reconocer por los activos correspondientes a gasoductos y estaciones de compresión u otros activos, expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

Para el caso de activos distintos a gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión establecerá el valor a reconocer de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

Los anteriores valores corresponderán a las inversiones del plan de abastecimiento asociados a cada proyecto  IPAT en el respectivo tramo de gasoducto.

Cada vez que un proyecto IPAT entre en operación comercial, y dentro de los tres meses siguientes, el transportador deberá declarar a la Comisión el valor real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en el formato del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.

Si el valor real del activo es distinto del valor aprobado mediante resolución  , para cada proyecto  la Comisión determinará un valor ajustado , así:

Donde:

 Valor ajustado de  , expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.

Apr: Valor reconocido del proyecto IPAT,  expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información. Este valor será determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución.

Real: Valor real del proyecto IPAT 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 del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.

La Comisión realizará el ajuste a que haya lugar, con el fin de incluir en el flujo de ingresos el valor ajustado de las inversiones del proyecto IPAT,

PAR.1.— La Comisión podrá verificar la información reportada en el Anexo 3 de la presente resolución mediante los mecanismos que considere pertinentes.

PAR.2.— Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias estándar.

ART. 32.—   Gastos de administración, operación y mantenimiento de proyectos de IPAT que ejecuta el transportador incumbente. Para determinar los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a cada proyecto IPAT,  , se aplicará el siguiente procedimiento:

El transportador declarará a la CREG los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, asociados a cada proyecto IPAT, como se dispone a continuación:

a)    Gastos fijos en compresión asociada a proyectos de IPAT,  : Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

1.    El transportador declarará los gastos esperados directamente relacionados con cada estación para el período PEP, 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. Estos gastos estarán expresados en pesos colombianos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos de estos gastos: justificación de las horas proyectadas de uso de los compresores, copia de las curvas típicas de consumo de lubricantes de las máquinas de acuerdo con las especificaciones técnicas dadas por los fabricantes, entre otros.

2.    La CREG 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 , para cada año del PEP .

b)    Gastos en gasoductos asociados a proyectos de IPAT: Para gasoductos se aplicará el siguiente procedimiento:

1.    El transportador declarará a la Comisión, para cada año del PEP, la estimación de los gastos asociados al gasoducto, distintos a gastos en corridas con raspador inteligente y gastos asociados al costo de oportunidad del gas de empaquetamiento. Estos gastos estarán expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible.

2.    El transportador declarará a la Comisión, para el PEPT, la estimación de los gastos en corridas con raspador inteligente, expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos de esta estimación. Se reconocerá máximo una corrida con raspador inteligente cada cinco años. Los gastos en corridas con raspador inteligente se reconocerán únicamente para gasoductos de diámetros iguales o superiores a 4 pulgadas.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes corresponderán a los gastos en corridas con raspador inteligente asociados al gasoducto,

3.    El transportador declarará a la Comisión el gas de empaquetamiento asociado al gasoducto, , expresado en MBTU, y adjuntará los respectivos soportes de cálculo. Para realizar los cálculos del   se utilizarán las condiciones físicas promedio de operación esperadas en el respectivo gasoducto para los primeros 12 meses de operación. La Comisión podrá verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el transportador.

La Comisión calculará los gastos asociados al costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, utilizando la siguiente expresión:

Donde:

 Gastos asociados al gas de empaquetamiento del gasoducto IPAT  para cada año del PEPT, expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.

PGE: 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.

 Tkip: Tasa promedio de costo de capital establecida en el Artículo 25 de la presente resolución.

TRM: TRM del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de información del transportador.

 : Gas de empaquetamiento asociado al gasoducto en kpc.

c)    Gastos asociados a infraestructura distinta a estaciones de compresión y gasoductos,  : para esta infraestructura se aplicará el siguiente procedimiento:

1.    El transportador declarará a la Comisión la estimación de los gastos totales asociados a esta infraestructura para cada año del PEPT , expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos que justifiquen los respectivos valores.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes corresponderán a los gastos asociados al proyecto IPAT correspondiente a infraestructura distinta a estaciones de compresión y gasoductos,  , para cada año del PEPT.

Los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados al proyecto ,   serán los siguientes, según el tip

PAR.1.— Con base en las disposiciones de los artículos 33, 34 y 35 de la presente resolución, la Comisión expedirá una resolución en la que adoptará el flujo de ingresos para remunerar el valor eficiente de las inversiones y los gastos de AOM del proyecto e IPAT, como se establece en el capítulo VI de la presente resolución.

ART. 33.— Flujo de ingresos para remunerar inversión. Para cada proyecto IPAT, la CREG calculará anualidades para remunerar la inversión durante el período estándar de pagos al transportador incumbente, así:

Flujo de ingresos en pesos: Para cada año del período estándar de pagos al transportador incumbente se fijará el valor obtenido de aplicar la siguiente expresión:

Donde:

 Ingreso anual esperado para remunerar la inversión del proyecto de IPAT , expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

 Valor eficiente de la inversión del proyecto IPAT, determinado de conformidad con lo establecido en el Artículo 31 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

  Valor eficiente de otras inversiones en el proyecto IPAT, que corresponderá a la suma de los costos de (i) la fiducia que contratará al auditor, (ii) los servicios que prestará el auditor; y (iii) de constituir el patrimonio autónomo de acuerdo con lo establecido en el literal a) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

Tkip: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado expresado en pesos colombianos, para los proyectos de los planes de abastecimiento de gas natural.

na: 20 años

PAR.1.—  Los costos de la fiducia que contratará el auditor y los de constituir el patrimonio autónomo deberán reflejar precios de mercado.

PAR.2.—  Los valores que remuneran la inversión se calcularán dividiendo en 12 el  del año correspondiente y se actualizarán mensualmente con la variación del IPP del mes anterior al mes a actualizar con respecto del IPP del mes de diciembre del año de la declaración de la información.

ART. 34.— Flujo de ingresos para remunerar los gastos de AOM. En la misma resolución que se apruebe el flujo de ingresos anuales para remunerar la inversión del proyecto IPAT, la Comisión aprobará los valores eficientes de los gastos de AOM para el proyecto IPAT para cada año del período estándar de pagos al transportador, , determinados de conformidad con lo establecido en el Artículo 32 de la presente resolución. Estos valores de AOM estarán expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.

PAR.1.— Los valores que remuneran el AOM se calcularán dividiendo en 12 el  del año correspondiente y se actualizarán mensualmente con la variación del IPC del mes anterior al mes a actualizar con respecto del IPC del mes de diciembre del año de la declaración de la información.

ART. 35.— Oficialización de ingresos para el transportador incumbente. Mediante resolución, la Comisión aprobará los valores del flujo de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT.

ART. 36.— Remuneración de tramos o grupos de gasoductos donde haya proyectos de IPAT. La remuneración de los tramos o grupos de gasoductos en los que haya proyectos IPAT  ejecutados por el transportador incumbente, o por terceros mediante los procesos de selección de que trata la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, estará sujeta a las siguientes reglas:

a)    El servicio de transporte en el tramo o grupo de gasoductos, , incluido el servicio de transporte a contraflujo, estará sujeto a los cargos máximos regulados calculados como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución.

b)    El ingreso total generado por la prestación del servicio del mes  lo facturará el transportador en el mes M + 1, así:

Donde:

 Ingreso total por la prestación del servicio de transporte del mes m en el tramo o grupo de gasoductos k, expresado en pesos colombianos.

 Capacidad contratada a través del contrato j para el mes m, en el tramo o grupo de gasoductos k, expresada en miles de pies cúbicos por día. Incluye la capacidad contratada a contraflujo.

 Cargo fijo pactado en el contrato j, actualizado para el año a, en el tramo o grupo de gasoductos k, y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día.

 Cargo fijo del contrato j que remunera los gastos de AOM aprobado por la CREG para tramo o grupo de gasoductos k, actualizado para el año  y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día.

d: Número de días de prestación del servicio de transporte durante el mes m.

D: Número de días del año x .

x: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.

 Cargo variable pactado en el contrato j, actualizado para el año x, para tramo o grupo de gasoductos k, y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos.

 Volumen transportado en virtud del contrato j durante el mes m, en el tramo o grupo de gasoductos k, expresado en miles de pies cúbicos.

n: Número de contratos en el tramo o grupo de gasoductos.

c)    El transportador liquidará en el mes m+1 el ingreso máximo por la prestación del servicio en el mes m , así:

 Ingreso total máximo para el transportador por la prestación del servicio de transporte en el mes m, en el tramo o grupo de gasoductos k, expresado en pesos colombianos.

d: Número de días de prestación del servicio durante el mes m.

D: Número de días del año x.

 Capacidad máxima de mediano plazo para el año  utilizada para el cálculo de los cargos fijos del tramo o grupo de gasoductos k, como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución, expresada en miles de pies cúbicos por día. En los valores de la CMMP no se considerarán los valores de los proyectos IPAT.

En la resolución mediante la cual la CREG apruebe los cargos regulados para el para tramo o grupo de gasoductos k se deberá indicar explícitamente la demanda esperada de capacidad para cada año a.

 Cargo fijo de la pareja 80% fijo – 20% variable aprobado por la CREG para el tramo o grupo de gasoductos k, actualizado para el año a y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día-año.

x: Año para el cual se actualizan los cargos regulados.

 Cargo fijo que remunera los gastos de AOM aprobado por la CREG para el para tramo o grupo de gasoductos k, actualizado para el año a  y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día.

 Cargo variable de la pareja 80% fijo – 20% variable aprobado por la CREG para el tramo o grupo de gasoductos k, actualizado para el año a y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos.

 Volumen máximo de mediano plazo para el año a utilizada para el cálculo de los cargos variables del tramo o grupo de gasoductos k, como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución, expresada en miles de pies cúbicos. En los valores VMMP no se considerarán los valores de los proyectos IPAT.

En la resolución mediante la cual la CREG apruebe los cargos regulados para el respectivo tramo o grupo de gasoductos se deberá indicar explícitamente la demanda esperada de volumen para cada año .

Donde:

x: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.

d)    A partir de la información de los literales b) y c) anteriores, el transportador determinará la diferencia de ingreso, , así:

e)    Si es menor o igual a cero, el transportador tomará el ingreso

Si  es mayor que cero, el transportador disminuirá este valor del costo de prestación del servicio de transporte a los remitentes beneficiarios de los proyectos IPAT construidos en el tramo o grupo de gasoductos k, en concordancia con las disposiciones definidas en la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PAR.1.—  El gestor del mercado realizará anualmente máximo cinco auditorías aleatorias por sistema de transporte, para verificar la liquidación del   de cualquier mes del año y en cualquier tramo o grupo de gasoductos, . Para esto, el transportador deberá mantener disponible la información correspondiente para los últimos doce meses liquidados. Para estas auditorías, el gestor del mercado seleccionará auditores independientes e idóneos, y los costos de estos auditores serán asumidos por el transportador auditado.

PAR.2.—   En resolución aparte, la Comisión podrá establecer un mecanismo particular para determinar los cargos máximos aplicables al servicio de transporte de gas a contraflujo para transportar gas proveniente de la infraestructura de importación de gas del Pacífico de que trata la Resolución CREG 152 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

ART. 38.— Asignación de gastos en combustible o energía eléctrica para estaciones de compresión. Los gastos en combustible o energía eléctrica para compresión en cada tramo o grupo de gasoductos,, se asignarán, a cada beneficiario del proyecto definidos por la UPME de conformidad con lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan que se benefició del servicio de transporte prestado en proporción a las capacidades de transporte que tengan contratadas en el mes m en el tramo o grupo de gasoductos k que incluyan el punto de salida del SNT de transferencia de custodia al beneficiario definido por la UPME con base en la siguiente expresión:

Donde:

 Gastos en combustible y energía para estaciones de compresión a cargo del remitente i  a facturar en el mes m + 2 . Este valor estará expresado en pesos colombianos corrientes.

 Suma de las capacidades máximas contratadas por el remitente i durante el mes m. Incluye todas las modalidades de contratos de transporte en el tramo o grupo de gasoductos k, definidos para efectos tarifarios. Este valor estará expresado en miles de pies cúbicos por día, kpcd.

 Gastos en combustible y energía para estaciones de compresión durante el mes m asociados al tramo o grupo de gasoductos, k, definidos para efectos tarifarios. Este valor estará expresado en pesos colombianos.    

TR: Número total de remitentes que contrataron capacidad de transporte durante el mes m en el tramo o grupo de gasoductos, k, definidos para efectos tarifarios, bajo cualquier modalidad de contrato de transporte.

: Factor ponderador para cada uno de los puntos de salida del SNT definidos por la UPME para identificar la porción del aporte de los beneficiarios en el nodo respectivo.

PAR.1.— El valor GECR hará parte del costo de prestación del servicio de transporte como se establece en el Artículo 43 de la presente resolución, y se deberá mostrar de manera desagregada de otros costos en la factura del servicio de transporte.

PAR.2.— A partir de la vigencia de la presente resolución y hasta la entrada en vigencia de los cargos aprobados con base en la metodología de la presente resolución, los transportadores deberán realizar las adecuaciones que requieran en sus sistemas de información para cumplir con lo dispuesto en la presente resolución.

PAR.3.— La ecuación incluida de este artículo se podrá ajustar considerando entre otros elementos la definición de la variable  cuando sea necesario para dar cumplimiento a las disposiciones adoptadas en el Decreto 2345 de 2015, por el cual se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, o aquellos que los modifiquen o sustituyan, en relación con el plan de abastecimiento de gas natural.

ART. 39.—  Capacidad adicional generada por obras del plan de abastecimiento de gas natural: Cuando se ejecuten proyectos IPAT, o proyectos a través de los procesos de selección de que trata la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, que generen aumento en la capacidad de transporte de un sistema de transporte existente, el transportador responsable de este sistema deberá determinar la capacidad final del sistema con los nuevos proyectos, así:

ART. 40.— Disposiciones para gasoductos dedicados. Los gasoductos dedicados deben cumplir las siguientes disposiciones:

a)    Mientras sea de uso exclusivo, no requiere solicitar cargos a la CREG.

b)    Este gasoducto debe tener libre acceso a terceros, si técnicamente es posible considerando la demanda actual y proyectada del propietario del gasoducto dedicado.

c)    Si hay una solicitud de conexión de un productor comercializador, un transportador, un distribuidor o un usuario no regulado y esta es técnicamente factible el servicio deberá ser prestado por un transportador, quien deberá solicitar cargos a la CREG. En este caso, el gasoducto ya no será dedicado y pasará a ser de uso y le serán aplicables todas las disposiciones contenidas en esta resolución.

La aplicación de la disposición anterior deberá implementarse en un plazo no mayor a un año calendario contado desde que el tercero se conecte al gasoducto. Si ya hay un tercero conectado al gasoducto dedicado el plazo será de un año calendario a partir de la vigencia de la presente resolución.

d)    Para el cálculo de los cargos se aplicará el procedimiento descrito en el Artículo 10 y siguientes de la presente resolución. Respecto a la valoración de la inversión de gasoductos en operación se tendrá en cuenta (i) el valor en libros incluyendo la depreciación del gasoducto al momento de la definición del cargo, y (ii) el plan de inversiones para los siguientes cinco años. Los cargos así determinados estarán vigentes hasta la definición de nuevos cargos con la expedición de una nueva metodología.

Capítulo IV

Negociación de cargos

ART. 41.— Opciones para negociar cargos que remuneran inversión. Los remitentes podrán utilizar las siguientes opciones para negociar los cargos aplicables al servicio de transporte pactado en contratos de capacidad firme, que remuneran inversión:

a) Los comercializadores que representan demanda no regulada y los usuarios no regulados podrán acogerse a cualquiera de las siguientes opciones:

1. Determinación libre de cargos por mutuo acuerdo con el transportador, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.1 de este artículo.

2. Determinación de las parejas de cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.2 de este artículo.

En caso de que los remitentes y el transportador no lleguen al mutuo acuerdo previsto en los numerales anteriores, o si las partes lo convienen, deberán aplicar el procedimiento de aproximación ordinal establecido en el numeral 41.3 de este artículo, dentro de los tres (3) meses siguientes al inicio de la negociación. Para el caso de los remitentes que den aplicación a lo dispuesto en este literal en virtud de sus contratos vigentes, según lo señalado en el parágrafo 3 de este artículo, se entenderá que el inicio de la negociación se da a la entrada en vigencia de los nuevos cargos.

b) Los comercializadores que representan demanda regulada podrán determinar los cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.2 de este artículo, teniendo en cuenta que el cargo fijo deberá considerar un  que sea como mínimo el valor del factor de carga promedio durante el período tarifario t - 1. En caso de que no lleguen al mutuo acuerdo, o si las partes lo convienen, deberán seguir el procedimiento de aproximación ordinal, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.3 de este artículo, dentro de los tres (3) meses siguientes al inicio de la negociación. Para el caso de los remitentes que den aplicación a lo dispuesto en este literal en virtud de sus contratos vigentes, según lo señalado en el parágrafo 3 de este artículo, se entenderá que el inicio de la negociación se da a la entrada en vigencia de los nuevos cargos.

41.1. Determinación libre de cargos de transporte 

Opción mediante la cual los remitentes podrán convenir libremente con el transportador los cargos o esquema de remuneración por servicios de transporte.

Las opciones comerciales que diseñe el transportador deberán ser conocidas por todos los remitentes y dar estricta aplicación al criterio de neutralidad establecido por el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, y no podrán afectar el costo del servicio de los demás usuarios de un tramo o grupo de gasoductos.

41.2. Determinación de cargos regulados por mutuo acuerdo entre las partes 

Opción mediante la cual los remitentes y el transportador podrán seleccionar, libremente y de común acuerdo, las parejas de cargos regulados que se ajusten a su conveniencia, a partir de los cargos establecidos por la CREG según el Artículo 22 de la presente resolución.

41.3. Determinación de cargos regulados por el procedimiento de aproximación ordinal

Opción mediante la cual los remitentes y el transportador aplican el siguiente procedimiento para establecer las parejas de cargos regulados:

a) El transportador preparará una oferta que refleje sus preferencias, en orden descendente, de las diferentes parejas de cargos regulados de que trata el Artículo 22 de la presente resolución.

b) El remitente, en forma similar, preparará una oferta que refleje sus preferencias, en orden descendente, de las diferentes parejas de cargos regulados de que trata el Artículo 22 de la presente resolución. 

c) El transportador y el remitente depositarán sus ofertas en urna sellada, en presencia de un tercero neutral designado de común acuerdo entre las partes.

d) El tercero designado, quien obrará como secretario ad hoc del proceso, abrirá las ofertas y establecerá la pareja de cargos regulados a aplicar por las partes, con sujeción a las siguientes reglas:

1. Elaborará una tabla con las preferencias del transportador y del remitente, en orden descendente.

2. Iniciará el recorrido de la tabla anterior, comenzando por las parejas de cargos regulados de mayor preferencia para las partes. El secretario ad hoc detendrá el recorrido cuando se cumpla alguna de las siguientes condiciones: i) hay coincidencia en el orden de preferencia por una misma pareja de cargos regulados; o ii) se presentan dos parejas de cargos regulados en diferente orden de preferencia.

3. Si se cumple la primera de las condiciones previstas en el numeral anterior, dicha pareja de cargos regulados corresponderá a los cargos a aplicar por las partes.

4. Si se cumple la segunda condición prevista en el numeral 2 de este literal, el cargo a aplicar corresponderá al promedio de las parejas de cargos regulados en diferente orden de preferencia. 

5. Del resultado de la aplicación del procedimiento descrito se elaborará un acta que será suscrita por las partes y por el secretario ad hoc.

41.3.1. Procedimiento de aproximación ordinal si el factor de carga del remitente es igual o superior a 0,5

Cuando el factor de carga promedio de un remitente durante el período tarifario t - 1 sea igual o superior a 0,5, para el procedimiento de aproximación ordinal, este remitente y el transportador sólo podrán expresar preferencias por todas las parejas de cargos regulados disponibles en las  que  sea como mínimo el valor del factor de carga promedio durante el período tarifario t - 1. 

Cuando el valor del factor de carga no coincida con alguno de los valores de , definidos en el Artículo 22 de la presente resolución, se tomará como   mínimo el valor  inmediatamente siguiente al valor  del factor de carga. 

Para el caso de nuevos remitentes en el SNT, se tendrá en cuenta el factor de carga proyectado por dicho remitente.

41.3.2. Procedimiento de aproximación ordinal si el factor de carga del remitente es inferior a 0,5

Cuando el factor de carga promedio de un remitente durante el período tarifario t - 1 sea inferior a 0,5, para el procedimiento de aproximación ordinal, este remitente y el transportador sólo podrán expresar preferencias por todas las parejas de cargos regulados disponibles en las que  sea como mínimo uno (1) menos el valor del factor de carga promedio durante el período tarifario t - 1 .

Cuando el valor resultante de restar el factor de carga a la unidad (1) no coincida con alguno de los valores de , definidos en el Artículo 22 de la presente resolución, se tomará como  mínimo el valor  inmediatamente siguiente al valor resultante de restar el factor de carga a la unidad (1).

Para el caso de nuevos remitentes en el SNT se tendrá en cuenta el factor de carga proyectado por dicho remitente.

PAR.1.—  Para casos en los cuales el servicio de transporte cubra varios tramos de gasoducto, el porcentaje de inversión remunerado a través de cargos fijos, determinado por el procedimiento de aproximación ordinal, aplicará de manera uniforme a todos los tramos involucrados en el servicio de transporte respectivo, siempre que dichos tramos sean de propiedad de un mismo transportador.

PAR.2.—  Las parejas de cargos regulados, independientemente del porcentaje de inversión remunerado a través del cargo fijo, otorgarán derechos de capacidad firme por el 100% de la capacidad contratada.

PAR.3.—  Aquellos remitentes con contratos vigentes darán aplicación a las opciones definidas en este artículo para, de acuerdo con lo pactado en los respectivos contratos, establecer las parejas de cargos y su respectivo valor. La aplicación de las opciones previstas en el presente artículo se dará en aquellos casos donde las partes, en sus contratos firmes de transporte, previeron cambiar las fracciones fija y variable de los cargos pactados (i.e. variables  y  del numeral 22.3 del Artículo 22 de la presente resolución). En este sentido, el valor de la nueva pareja de cargos o fracción fija y variable determinada con el procedimiento previsto en el presente artículo, se ajustará al valor que sea aprobado de acuerdo con la aplicación de la presente metodología (variables y  del numeral 22.3 del Artículo 22 de la presente resolución) en caso de que las partes así lo hayan previsto en el contrato.

ART. 42.—  Determinación de los cargos que remuneran gastos de AOM. Los contratos entre transportadores y remitentes deberán prever el pago, por parte de los remitentes, de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM, determinados de acuerdo con el Artículo 22 de la presente resolución.

Capítulo V

Aplicación de cargos

ART. 43.—  Aplicación de cargos por el servicio de transporte. La remuneración del servicio de transporte de gas natural se basará en un esquema de cargos de paso, consistente en la suma de los cargos correspondientes a cada tramo o grupo de gasoductos comprendidos entre el punto de entrada del gas al SNT y el punto de salida del gas de cada remitente. Los transportadores harán la liquidación mensual del servicio de transporte de acuerdo con lo establecido en el capítulo VI de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, aplicando las siguientes expresiones:

43.1.    Remitentes que no se benefician de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, PAG. Para el caso de remitentes que no se benefician de proyectos de PAG, se aplicarán las siguientes expresiones:

Donde:

 Costo de prestación del servicio de transporte para el remitente i que no se benefician de proyectos de IPAT, expresado en pesos colombianos en el año x.

 Costo por el tramo o grupo de gasoductos k, expresado en pesos colombianos de la fecha base.

k: Número de tramos o grupos de gasoductos entre el punto de entrada del gas al SNT y el punto de salida del gas de cada remitente.

GEC: Gastos en combustible o energía para estaciones de compresión, como se define en el Artículo 18 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Cc: Capacidad contratada, expresada en kpcd.

 Cargo  aplicable en el año x , como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.

 Cargo fijo de AOM aplicable en el año x, como se establece en el numeral 24.2 de la presente resolución.

d: Número de días de prestación del servicio de transporte durante el mes  de prestación del servicio

D: Número de días del año x.

x: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.

 Cargo   aplicable en el año x, como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.

Vt: Volumen transportado al remitente durante el período de prestación del servicio de transporte de gas natural, expresado en kpc.

ICPT: Ingresos de corto plazo para el transportador, tal como se definen en el Artículo 2 de la presente resolución.

43.2.    Remitentes que se benefician de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, PAG. Para el caso de remitentes que se benefician de proyectos de PAG se aplicarán las siguientes expresiones:

Donde:

 Costo de prestación del servicio de transporte para remitentes que se benefician de proyectos de IPAT, expresado en pesos colombianos.

 Fracción de ingresos por el servicio de transporte del mes m.

 Costo de prestación del servicio de transporte al remitente , expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Valor que se disminuye del costo de prestación del servicio según se define en el literal e) del Artículo 36 de la presente resolución, expresado en pesos colombianos de la fecha base.

 Costo por el tramo o grupo de gasoductos k, expresado en pesos colombianos de la fecha base.

k: Número de tramos o grupos de gasoductos entre el punto de entrada del gas al SNT y el punto de salida del gas de cada remitente.

GEC: Gastos en combustible o energía para estaciones de compresión, como se define en el Artículo 18 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos.

 Valor a facturar en el mes m + 1 , del sistema de transporte t, por los servicios prestados en el mes m, al beneficiario j. Valor expresado en pesos colombianos.

Cc: Capacidad contratada, expresada en kpcd.

 Cargo  aplicable en el año a, como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.

 Cargo fijo de AOM aplicable en el año x, como se establece en el numeral 24.2 de la presente resolución.

d: Número de días de prestación del servicio de transporte durante el mes m .

D: Número de días del año x.

 Cargo  aplicable en el año a, como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.

Vt: Volumen transportado al remitente durante el período de prestación del servicio de transporte de gas natural, expresado en kpc.

x: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.

ICPT: Ingresos de corto plazo del transportador como se definen en el Artículo 2 de la presente resolución.

PAR.1.— En los proyectos del PAG distintos a IPATs, los ingresos de corto plazo, definidos en el artículo 19 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, incluirán los valores recaudados por concepto de ejecución de garantías exigidas en el proceso de comercialización de los servicios asociados a los proyectos.

PAR.2.— Cuando la CREG apruebe o haya aprobado cargos que debe asumir toda la demanda del respectivo sistema de transporte, según lo establecido en el parágrafo 2 del Artículo 22 de la presente resolución, y una determinada cantidad de gas natural sea transportada bajo diferentes contratos mediante los cuales se haya contratado capacidad de diferentes tramos o grupos de gasoductos, la remuneración que recibirá el transportador por concepto de estos cargos se calculará con base en los cargos pactados en cada contrato, ponderados por la longitud de gasoducto involucrado en el respectivo contrato. El factor de ponderación será calculado como el cociente entre la longitud de los tramos o grupos de gasoductos utilizados bajo el respectivo contrato para transportar la cantidad de gas, y la longitud total de los tramos o grupos de gasoductos utilizados para transportar dicha cantidad desde el punto de entrada hasta el punto de salida. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos en las resoluciones particulares de cargos.

PAR.3.— La Comisión podrá ajustar el presente artículo, con el fin de incluir el pago al transportador, cuando se establezca el mecanismo para remunerar a los transportadores que realicen la liquidación, actualización, facturación, recaudo y transferencia de los pagos mensuales para el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, o para el adjudicatario cuando se trate de proyectos ejecutados mediante los procesos de selección de que trata la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PAR.4.— La remuneración del adjudicatario de los proyectos IPAT en lo que corresponde al saldo después descontar los ingresos por los servicios prestados se determinará en resolución aparte.

Capítulo VI

Ejecución de extensiones tipo I

ART. 44.— Ejecución de extensiones de la red tipo I de transporte. Con el objeto de realizar cualquier extensión de los gasoductos de la red tipo I de transporte de gas natural a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, distintos a (i) gasoductos de proyectos del PAG, (ii) los gasoductos de conexión que se ejecuten mediante los procedimientos establecidos en la Resolución CREG 033 de 2018 o aquellas que la modifiquen o sustituyan; (iii) 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 (iv) los gasoductos dedicados, se aplicará el siguiente procedimiento con el fin de obtener información sobre los interesados en el proyecto de red Tipo I, para garantizar que el mismo se realice de manera eficiente y al mínimo costo, y aprobar los respectivos cargos por uso:

a)    Cualquier transportador interesado en ejecutar un tramo o un grupo de gasoductos de la red tipo I de transporte podrá presentar solicitud de cargos regulados a la Comisión. Esta solicitud tarifaria se tramitará de la siguiente forma:

1.    El transportador radicará en las oficinas o según el mecanismo que disponga la Comisión un primer sobre, marcado como Sobre No. 1, el cual contendrá la descripción del proyecto: i) identificación de la demanda a atender en MPCD, correspondiente a los usuarios no regulados y mercados relevantes de distribución; ii) las cantidades máximas de gas que se esperan extraer a lo largo del proyecto, especificando los sitios (i.e. km de recorrido del gasoducto desde su punto de inicio) en los cuales se extraerán estas cantidades sin utilizar o hacer uso del SNT existente una vez se retira el gas del gasoducto en cuestión. Las cantidades deberán estar expresadas en kpcd; iii) sitio aproximado del punto de salida del SNT y tramo de gasoducto del SNT del cual se derivaría el nuevo tramo o grupo de gasoductos de red tipo I del SNT; iv) soporte de la solicitud e inicio del trámite de licenciamiento ambiental del proyecto, en los términos del artículo 2.2.2.3.6.1 del Decreto 1076 de 2015 o aquel que lo modifique adicione o sustituya; v) haber informado a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, sobre las características del proyecto frente al cual se lleva a cabo la solicitud tarifaria.

Adicionalmente, mediante comunicación separada, y en el mismo momento de presentar el Sobre No 1, el transportador interesado deberá reportar a la Comisión la información con la caracterización del gasoducto objeto del proyecto de acuerdo con lo previsto en el Anexo 2 de la presente resolución. Dicha información hará parte del expediente administrativo, pero estará sujeta a reserva, y la misma será de acceso público una vez se haga lectura de los sobres de acuerdo con el acto público a que hace referencia el literal e) del presente artículo.

2.    El transportador preparará un segundo sobre, marcado como Sobre No. 2, que contendrá la siguiente información relacionada con el cálculo de los cargos propuestos para el proyecto definido en el numeral anterior, y será presentado por el proponente en los términos del literal b) del presente artículo:

i.    Valor de la inversión en el proyecto en pesos colombianos de la fecha base.

ii.    Descripción detallada del gasoducto de acuerdo con lo establecido en el Anexo 2 de la presente resolución.

iii.    Parejas de cargos según los valores de   y  calculados como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución.

iv.    Cargo fijo, CFAOM, que remunera los gastos de AOM asociados a la inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

v.    El cargo equivalente, CE, calculado así:

Donde:

CE: Cargo equivalente, expresado en pesos colombianos de la fecha basepor kpcd-año.

CF: Pareja de cargos en la que  es igual a 1.

 Cargo Fijo AOM expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

vi.    Archivo con la simulación y memorias de cálculo, en las que utilizando modelos de dinámica de fluidos se pueda establecer que la capacidad máxima de mediano plazo del proyecto propuesto, determinada como se establece en el Anexo 5 de la presente resolución, permite atender la demanda identificada. Esta simulación debe contener el archivo fuente y los resultados, así como todos los parámetros técnicos utilizados en el cálculo, y deberá considerar el perfil de demanda, las características de longitud y diámetro del proyecto, presiones de recibo y extracciones en cada punto de entrada y salida a lo largo del gasoducto de acuerdo con lo previsto en la regulación, así como la cromatografía del proyecto.

3.    El transportador preparará un tercer sobre, marcado como Sobre No. 3, que contendrá la información de que tratan los artículos 18 y 21 de la presente resolución. Este sobre sólo se abrirá en caso de que ocurra el escenario previsto en el literal g) de este artículo.

b)    Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud tarifaria a que hace referencia el numeral 1 del literal a) del presente artículo, y una vez verificado que el Sobre No. 1 de que la solicitud contiene la información requerida, la Comisión publicará la información de dicho sobre, mediante circular.

La Comisión, mediante circular, fijará la fecha en la que, en acto público, el transportador deberá depositar el sobre No 2. En el evento en que no llegue a ser depositado el sobre No 2 del transportador, y si durante el lapso de los dos meses a que hace referencia el literal c) del presente artículo no se presentan sobres de otros proponentes, la Comisión podrá, con base en lo dispuesto en el artículo 18 y el numeral 11 del artículo 9 de la Ley 1437 de 2011, y en la medida que sea identificada una demanda que deba ser atendida, aprobar de oficio un cargo de transporte, con el fin de que cualquier transportador pueda llevar a cabo la ejecución del gasoducto para la atención del mercado previsto para el efecto, reflejando una correcta aplicación de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y su aplicabilidad en la metodología de transporte de gas natural.

La Comisión dispondrá de una urna sellada y debidamente marcada para este proceso, donde se depositarán los sobres No 2.

c)    Durante el término de dos meses, contados a partir de la publicación de la información del sobre No. 1, se recibirán solicitudes de otros transportadores interesados en ejecutar el proyecto descrito en la circular correspondiente. Estas solicitudes deberán presentarse en sobre cerrado y contendrán la información relacionada en el numeral 2 del literal a) del presente artículo.

Estos sobres se depositarán en la urna sellada dispuesta para el proceso. Estas solicitudes no contendrán los Sobres Nos. 1 y 3 a los que se hace referencia en el literal a) del presente artículo. La demás información hará parte del correspondiente expediente administrativo.

d)    Una vez la Comisión reciba una solicitud tarifaria para un tramo o grupo de gasoductos de la red tipo I, no tendrá en cuenta solicitudes posteriores, distintas a las señaladas en el literal c) anterior, con las que se busque atender la demanda previamente identificada. En tal caso, la Comisión le indicará a los solicitantes que ya existe solicitud sobre dichos gasoductos y que se surtirá el proceso regulatorio previsto.

e)    Transcurridos los dos (2) meses de publicación, y dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes, la Comisión abrirá en un acto público los sobres depositados en la urna por parte de los proponentes, y hará una lectura de la información de cada transportador según lo definido en el numeral 2 del literal a) del presente artículo. De este acto quedará acta donde se indicarán los participantes y la información reportada por cada transportador según lo definido en el numeral 2 del literal a) del presente artículo.

Una vez terminado al acto público, la Comisión establecerá si los sobres de los proponentes cumplen con la totalidad de la información prevista en el numeral 2 del literal a) del presente artículo. Así mismo, establecerá si efectivamente las propuestas permiten atender la demanda identificada de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1 del literal a) del presente artículo.

Cuando esta información no se encuentre completa o se establezca que el proyecto no permite atender la demanda identificada, la Comisión declarara que el contenido y la información allegada en el sobre No 2 por parte de alguno de los proponentes no fue presentada en los términos previstos en el presente artículo o que la misma no permite definir un cargo en los términos del literal f) presente artículo.

f)    Si en el proceso hubo dos (2) o más transportadores que no tienen interés económico entre sí, frente a los cuales las propuestas del Sobre No, 2 no se hayan declarado inválidas en los términos del literal anterior, la Comisión aprobará, mediante resolución de carácter particular, los cargos del solicitante que haya presentado el menor valor del cargo equivalente, CE . Estos cargos de transporte serán independientes para cada tramo o grupo de gasoductos de red tipo I, según el caso. Los cargos estarán vigentes por un período de veinte (20) años, período condicionado a lo establecido en el literal h) del presente artículo. Finalizado este período, a estos activos se les aplicará la metodología que esté vigente para remunerar la actividad de transporte de gas.

El interés económico se deberá entender en la forma como se define en el artículo 6 de la Resolución 057 de 1996, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

g)    Si dentro de este procedimiento solo se presenta una solicitud tarifaria frente a la cual el Sobre No. 2 no se haya declarado inválido, o en el evento en que las propuestas del Sobre No. 2 se hayan declarado inválidas en los términos del literal anterior, y se identifique por parte de la Comisión, a partir de la información del expediente tarifario, la existencia de una demanda que debe ser atendida, con base en lo dispuesto en el artículo 18 y el numeral 11 del artículo 9 de la Ley 1437 de 2011, la Comisión de oficio aprobará, mediante resolución de carácter particular, los cargos regulados aplicando la metodología de cálculo de cargos regulados aplicando el artículo 9 y siguientes. Con estos cargos cualquier transportador pueda llevar a cabo la ejecución del gasoducto para la atención del mercado previsto para el efecto, reflejando una correcta aplicación de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y su aplicabilidad en la metodología de transporte de gas natural. Los cargos estarán vigentes por el período tarifario t ; finalizado este período, a estos activos se les aplicará la metodología que esté vigente para remunerar la actividad de transporte de gas.

h)    El transportador que haya presentado la solicitud para realizar la extensión con el menor valor del cargo equivalente, CE , al cual se le hayan aprobado los cargos según lo previsto en el literal f) anterior, deberá publicar el cronograma del proyecto en su página web, y deberá mantener actualizada la información sobre el avance del mismo. Si transcurridos doce (12) meses desde que haya quedado en firme el ajuste de los cargos regulados, este transportador no ha iniciado la construcción del gasoducto, quedará sin efectos la resolución mediante la cual se aprobaron los cargos regulados en los términos del numeral 4 del artículo 91 de la Ley 1437 de 2011 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, salvo que el agente demuestre que no inició la construcción por no haber sido expedida la licencia ambiental por razones ajenas al mismo.

Se entenderá que el transportador no ha iniciado la construcción del gasoducto doce (12) meses después de que haya quedado en firme el ajuste de los cargos regulados, si al finalizar este plazo no ha concluido los diseños, no ha obtenido la licencia ambiental, no ha adquirido tubería y no ha iniciado las obras de ingeniería necesarias y asociadas para poner en operación el gasoducto.

i)    Dentro de la inversión del nuevo tramo o grupo de gasoductos de red tipo I de transporte se debe incluir la estación de transferencia de custodia entre transportadores, tal como se establece en el RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o sustituyan. En esta situación, el transportador al cual se conectará el nuevo proyecto debe indicar, en forma desagregada y soportada, a todos los transportadores interesados en participar en este procedimiento, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes al requerimiento realizado por los mismos, los costos eficientes de conexión, para que sean incluidos en las solicitudes de los interesados en ejecutar el proyecto. El no suministro o el suministro inoportuno de esta información será informado a la autoridad competente.

PAR.1.— El procedimiento previsto en este artículo se adelantará para los propósitos previstos en los artículos 14.12 y 92 de la Ley 142 de 1994. Por tanto, tendrá como objetivos específicos obtener información sobre los interesados en el proyecto, garantizar que el mismo se realice al mínimo costo y aprobar los respectivos cargos por uso, y no tendrá como fin seleccionar a un contratista ni celebrar contrato alguno con el Estado.

PAR.2.— Los proyectos asociados a inversiones en aumento de capacidad no serán considerados extensiones de la red tipo I de transporte.

PAR.3.— En el caso de que el contenido de los sobres no corresponda la descripción definida en este artículo, se considerará que no presentó oferta.

Capítulo VII

Estaciones reguladoras de puerta de ciudad en transporte

ART. 45.— Estaciones reguladoras de puerta de ciudad, ERPC, incluidas en los cargos de transporte. Para aquellas ERPC que hayan sido incluidas y remuneradas en la base de activos del respectivo sistema de transporte, y que hayan cumplido su vida útil normativa, o que cumplan su vida útil normativa dentro de los cinco años siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, y que no hayan sido incluidas dentro de una solicitud tarifaria de cargos de distribución de gas combustible atendiendo lo dispuesto en el numeral 13.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, como parte de un programa de reposición de activos, se aplicará lo siguiente:

a)    El distribuidor que se beneficie de la respectiva ERPC y el transportador responsable del sistema de transporte del cual se derive la ERPC acordarán quién asume la responsabilidad de la estación, entendida esta como la obligación de mantenerla disponible, en operación o ampliarla, y con destino a la prestación del servicio público domiciliario. En este caso, la remuneración será como sigue:

i.    El valor a reconocer por la ERPC  y sus gastos de AOM  se remunerarán en la actividad de transporte si el transportador asume la responsabilidad de la estación. Estos valores harán parte del grupo de gasoductos ramales en aquellos sistemas donde aplique, o del tramo de gasoducto del cual se derive la estación cuando no haya grupo de gasoductos ramales.

ii.    El valor a reconocer por la ERPC y sus gastos de  AOM se remunerarán en la actividad de distribución bajo los principios que remuneran los activos de dicha actividad, si el distribuidor que se beneficie de la estación asume la responsabilidad de la misma. Estos valores se incluirán en la base de activos y de gastos del mercado relevante de distribución que utilice la ERPC .

iii.    El agente que asuma la responsabilidad de la estación deberá informarlo a la Comisión y solicitar el ajuste de cargos de transporte o de distribución derivado de la ERPC asociada a un tramo o grupo de gasoductos que cumplieron su vida útil normativa. Esta solicitud deberá realizarse dentro del término establecido en el Artículo 8 de la presente resolución y en el formato conjunto establecido en el Anexo 9 de la presente resolución.

b)  Modificado. Res.102 001/ 2022, Art.2, CREG. Para las ERPC que ya cumplieron con el periodo de vida útil normativo, si el distribuidor que se beneficie de la respectiva ERPC y el transportador responsable del sistema de transporte del cual se derive la ERPC no presentan el formato establecido en el Anexo 9 de la presente resolución manifestando el acuerdo sobre quién asume la responsabilidad de la estación, dentro de los tres (3) meses siguientes a la expedición de la presente resolución, se aplicará lo siguiente:

i.  El valor a reconocer por la ERPC y sus gastos de ERPC se remunerarán en la actividad de transporte si el cargo de distribución vigente del mercado relevante de distribución que utilice la ERPC se incrementa en más del 10%, al incluir en la base de activos y de gastos de este mercado relevante, el valor de reposición a nuevo y los gastos de la ERPC. En este caso, el valor a reconocer y los gastos de ERPC harán parte del grupo de gasoductos ramales en aquellos sistemas donde aplique, o del tramo de gasoducto del cual se derive la estación, cuando no haya grupo de gasoductos ramales.

ii. El valor a reconocer por la ERPC y sus gastos de ERPC se remunerarán en la actividad de distribución si el cargo de distribución vigente del mercado relevante de distribución que utilice la ERPC se incrementa hasta un 10%, al incluir en la base de activos y de gastos de este mercado relevante, el valor de reposición a nuevo y los gastos de AOM de la ERPC. En este caso, el valor a reconocer y los gastos de ERPC se incluirán en la base de activos y de gastos del mercado relevante de distribución que utilice la ERPC.

iii. La Comisión ajustará de oficio los cargos de transporte o de distribución según corresponda.

PAR.1.—  Las ERPC que hayan sido incluidas y remuneradas en la base de activos del respectivo sistema de transporte, y que hayan cumplido su vida útil normativa, o que cumplan su vida útil normativa dentro de los cinco años siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, deberán ser declaradas por el transportador y el distribuidor beneficiario dentro del término establecido en el Artículo 8  de la presente resolución, y en el formato conjunto establecido en el Anexo 10 de la presente resolución.

PAR.2.—  El valor de reposición a nuevo y el valor a reconocer por ERPC y sus gastos de AOM se determinarán como se establece en el numeral 13.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por la Resolución CREG 138 de 2014, o aquellas que los modifiquen o sustituyan. El valor a reconocer en transporte se convertirá a pesos colombianos de la fecha base utilizando el Índice de precios al Productor Oferta Interna.

PAR.3.—  Los cargos de distribución o de transporte se ajustarán en los momentos determinados en el Artículo 24 de la presente resolución, para dar aplicación a las disposiciones establecidas en el presente artículo.

PAR.4.—  Los transportadores y los distribuidores deberán incluir en el formato conjunto del  Anexo 10 de la presente resolución las ERPC que estaban incluidas y remuneradas en la base de activos del sistema de transporte, y que a la entrada en vigencia de la presente resolución no están incluidas, ni en la base de activos de transporte, ni en la de distribución de gas natural.

PAR.5.—  En el caso de una ERPC que haya sido remunerada en la actividad de transporte y pase a ser remunerada en distribución de gas natural, el valor a reconocer por parte del distribuidor al transportador estará acotado a lo establecido en el numeral 13.2 de la Resolución CREG 202 de 2013.

PAR.6.—  La Comisión utilizará en el análisis la mejor información disponible además de la declarada por el transportador. En el caso de que el transportador no cuente con la información relacionada con los costos, la Comisión utilizará el valor eficiente y podrá tener en cuenta el valor contable en libros declarado por el transportador, para lo cual el transportador deberá presentar los respectivos soportes.

Título IV

Disposiciones finales

ART. 46.— Otras disposiciones. i) Cuando en el artículo 1, de la Resolución CREG 141 de 2011 se haga referencia a los artículos 8, y 9 de la Resolución CREG 126 de 2010 debe entenderse a que se hace referencia a los artículos 18, y 21 de la presente resolución. ii) Cuando en el artículo 2, de la Resolución CREG 141 de 2011 se haga referencia al parágrafo 4 artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010 debe entenderse a que se hace referencia al parágrafo 7 del  Artículo 13 de la presente resolución iii) Cuando en el artículo 3, de la Resolución CREG 141 de 2011 se haga referencia al literal f) artículo 24 de la Resolución CREG 126 de 2010 debe entenderse a que se hace referencia al literal f del Artículo 44 de la presente resolución.

ART. 47.— Derogatorias. La presente resolución deroga la Resolución CREG 126 de 2010, así como aquellas que la modifiquen, el artículo 4 de la Resolución CREG 090 de 2016, y el parágrafo 5 del artículo 15 y el parágrafo 2 del artículo 19 de la Resolución CREG 185 de 2020, así como aquellas que le sean contrarias.

ART. 48.— Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

ANEXO 1.

VALORACIÓN DE INVERSIONES EN GASODUCTOS, ESTACIONES DE COMPRESIÓN Y OTROS ACTIVOS.

1 Mecanismo de valoración

Para establecer el valor a reconocer por inversiones en gasoductos, estaciones de compresión y otros activos se utilizará el siguiente procedimiento, y en el mismo orden:

i. La Comisión realizará la revisión de la información para verificar que permita realizar la estimación del valor de referencia correspondiente. Como parte de esta revisión, se verificará si las características de los activos a valorar se encuentran dentro del rango de aplicación de los modelos de valoración de la Comisión para gasoductos y estaciones de compresión.

ii. Se determinará un valor de referencia con base en el modelo de valoración descrito en el numeral 2 del presente anexo para gasoductos, y en el numeral 3 para estaciones de compresión.

En el caso de activos distintos a gasoductos o estaciones de compresión, la comisión podrá contratar un Auditor para llevar a cabo la valoración de los activos, cuyo insumo podrá ser utilizado dentro de la estimación del valor de referencia y en las demás actividades que considere la Comisión.

La Comisión podrá aplicar costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga para determinar el valor a reconocer, si a partir de otra información disponible, la Comisión, en el marco del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, identifica que el valor de referencia determinado según lo dispuesto en el inciso anterior puede trasladar costos ineficientes al usuario en los cargos de transporte, o dejar de reconocer costos eficientes al transportador.

iii. En caso de que los activos a valorar se encuentren por fuera de los rangos de aplicación de los modelos de valoración de gasoductos y de estaciones de compresión con que cuenta la Comisión, se recurrirá a otras fuentes de información, con el objetivo de contar con la mejor estimación posible de la valoración de estos activos.

iv.  Si el valor solicitado por el agente en el Anexo 2 de la presente resolución es menor o igual al valor determinado por la Comisión, el valor de referencia será el valor solicitado por el agente.

v. Una vez construido el activo se realizará la comparación entre el valor de referencia determinado en el literal ii, con el valor real declarado por el agente en el Anexo 3 de la presente resolución. La determinación del valor a reconocer en cargos se realizará mediante la comparación del valor real y del valor estimado, aplicando la banda de ajuste descrita mediante la siguiente ecuación:

Donde: