Comisión de Regulación de Energía y Gas

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 37 DE 2014 

(Marzo 20)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general “por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013””.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

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

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo de lo Contencioso Administrativo, la comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución para la adopción de fórmulas tarifarias que pretenda expedir.

Mediante la Resolución CREG 090 de 2012 la comisión ordenó hacer público el proyecto de resolución de carácter general “por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones”.

Mediante la Resolución CREG 202 de 2013, la comisión estableció los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

A través de las comunicaciones de: Llanogas S. A. ESP con radicados CREG E-2014-001644 y E-2014-001737, Promesa S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001488, Andesco Radicado CREG E-2014-001069, Gas Natural Fenosa S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001108, Naturgas radicados CREG E-2014-001113 y E-2014-001970, Gases de Occidente S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001323, Efigas S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001358, Gases de La Guajira S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001371, Gases del Caribe S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001387, Surtigas S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001421 presentaron algunas inquietudes sobre la aplicación de lo dispuesto en la Resolución CREG 202 de 2013.

Una vez analizadas las inquietudes presentadas, la comisión considera necesario hacer unos ajustes a la Resolución CREG 202 de 2013.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su Sesión número 598 del 20 de marzo de 2014, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013”.

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013”.

ART. 2º—Presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio para que remitan sus observaciones o sugerencias dentro de los ocho (8) días hábiles siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Se solicita enviar estos comentarios a la CREG en medio magnético en archivo de texto y medio físico.

ART. 3º—Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse a Carlos Fernando Eraso Calero, director ejecutivo de la comisión, a la siguiente dirección: avenida calle 116 Nº 7-15, Edificio Torre Cusezar, interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ART. 4º—Vigencia. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite. Publíquese en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 20 de marzo de 2014.

Proyecto de resolución

“Por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo del Decreto 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

El servicio público domiciliario de gas combustible ha sido definido por la Ley 142 de 1994 como “el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. (…)”.

Según lo dispone el artículo 34 de la Ley 142 de 1994, se consideran restricciones indebidas a la competencia, entre otras, la prestación gratuita o a precios o tarifas inferiores al costo, de servicios adicionales a los que contempla la tarifa.

Conforme al artículo 75 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ejercer el control, la inspección y vigilancia de las entidades que prestan servicios públicos domiciliarios.

El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.

En virtud del principio de suficiencia financiera definido en el numeral 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

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

De conformidad con el numeral 87.8 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 toda tarifa tendrá un carácter integral en el sentido que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras.

El numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 estableció que:

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

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

Según lo dispuesto por el numeral 88.1 del artículo 88 de la Ley 142 de 1994, la comisión reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.

El artículo 90 de la Ley 142 de 1994 establece que sin perjuicio de otras alternativas que pueden definir las comisiones de regulación, podrán incluirse un cargo por unidad de consumo, un cargo fijo, un cargo por aportes por conexión; así mismo determina que las comisiones de regulación siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas.

En relación con el cargo fijo, el numeral 90.2 del artículo 90 de la Ley 142 de 1994, dispone que dentro de las fórmulas tarifarias podrá incluirse un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.

El artículo 91 de la Ley 142 de 1994 dispuso que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio.

El artículo 98 de la Ley 142 de 1994 prohíbe a quienes presten servicios públicos ofrecer tarifas inferiores a sus costos operacionales promedio con el ánimo de desplazar competidores, prevenir la entrada de nuevos oferentes o ganar posición dominante ante el mercado o ante clientes potenciales.

Los artículos 106 y siguientes de la Ley 142 de 1994 establecen los procedimientos que deben aplicarse con el propósito de producir actos administrativos unilaterales a que dé origen el cumplimiento de la citada ley.

El artículo 125 de la Ley 142 de 1994 establece disposiciones relacionadas con la actualización de las tarifas que se cobran a los usuarios.

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994, establece el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, vencido el cual, estas continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.

El artículo 136 de la Ley 142 de 1994, dispone que la prestación continua de un servicio de buena calidad es la obligación principal de las empresas de servicios públicos domiciliarios.

Mediante la Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.

Con base en los mencionados criterios, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el cargo promedio de distribución (Dt) y el cargo máximo base de comercialización (Co) a cada uno de los mercados relevantes atendidos por las empresas prestadoras del servicio público de gas combustible.

El régimen tarifario definido en las resoluciones antes citadas, fue aprobado bajo la modalidad de libertad regulada.

Mediante la Resolución CREG 202 de 2013 la CREG estableció los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

A través de las comunicaciones de: Llanogas S. A. ESP con radicados CREG E-2014-001644 y E-2014-001737, Promesa S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001488, Andesco Radicado CREG E-2014-001069, Gas Natural Fenosa S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001108, Naturgas radicados CREG E-2014-001113 y E-2014-001970, Gases de Occidente S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001323, Efigas S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001358, Gases de La Guajira S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001371, Gases del Caribe S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001387, Surtigas S. A. ESP Radicado CREG E-2014-001421 presentaron algunas inquietudes sobre la aplicación de lo dispuesto en la Resolución CREG 202 de 2013.

Una vez analizadas las inquietudes presentadas, la comisión considera necesario modificar y adicionar la Resolución CREG 202 de 2013.

En consecuencia,

RESUELVE:

ART. 1º—Modifíquese el numeral iii) del artículo 4º de la Resolución CREG 202 de 2013 así:

iii) Para la determinación de cargos de distribución de un sistema de distribución de un mercado relevante de distribución que se conecta a otro se aplicará el procedimiento establecido en el literal II del anexo 1 de la presente resolución.

ART. 2º—Adiciónese el parágrafo 5º al numeral 5.2, y el parágrafo 3º al numeral 5.3 del artículo 5º de la Resolución CREG 202 de 2013 así:

5.2. Criterios para la conformación de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario

“(…)

PAR. 5º—Los municipios que pertenecen a un mercado existente de distribución y a los que le fueron asignados recursos públicos posteriormente a la aprobación del cargo de distribución en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, para la conformación de mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario, deberán aplicar lo dispuesto en el numeral 6.8.1 del artículo 6º de la presente resolución”.

5.3. Mercado relevante de distribución especial para el siguiente periodo tarifario.

“(…)

PAR. 3º—Los centros poblados que pertenecen a un municipio que contaba con cargo promedio de distribución en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 y a los cuales se les haya asignado recursos públicos con posterioridad a la aprobación del cargo, podrán constituirse como mercados especiales en los términos establecidos en el numeral 6.8.1, del artículo 6º de la presente resolución”.

ART. 3º—Modifíquese el numeral 6.4; el numeral i) del numeral 6.5, y adiciónese el numeral 6.8.1 al artículo 6º de la Resolución CREG 202 de 2013.

6.4. Solicitud tarifaria de periodos tarifarios concluidos

Solo los distribuidores que atienden usuarios en mercados existentes de distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y que hayan concluido el periodo tarifario, deberán someter a aprobación de la comisión el estudio de los cargos de distribución aplicables para el siguiente periodo tarifario, con sujeción a la metodología y demás criterios establecidos en la presente resolución, a más tardar, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes, contados a partir de la firmeza de la resolución que apruebe la tasa de retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas.

Si transcurrido el término de que trata el presente artículo, los distribuidores no han remitido su solicitud con la correspondiente información, la comisión procederá de oficio, a determinar los cargos de distribución aplicables al mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario y corresponderá al noventa por ciento (90%) del cargo de distribución que sea más bajo entre los cargos de distribución vigentes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

6.5. Cargos promedios de distribución que no hayan estado vigentes durante cinco (5) años

“(…)

(i) Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos de distribución una vez entre en vigencia esta resolución. En este caso, a más tardar dentro de los quince (15) días hábiles siguientes contados a partir de la firmeza de la resolución que apruebe la tasa de retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas, sólo el distribuidor que está prestando el servicio en los mercados existentes de distribución deberá presentar a la CREG una solicitud de cargos de distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario establecidas en el artículo 5º de esta presente resolución. Los nuevos cargos de distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el artículo 7º del presente acto administrativo.

En caso de existir más de un distribuidor atendiendo el mismo mercado relevante, todos los distribuidores deberán renunciar a la vigencia del cargo promedio de distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003 y presentar cada uno su respectiva solicitud tarifaria en los términos de este numeral; de lo contario, no podrán acogerse a la opción aquí establecida.

En los mercados relevantes de distribución que tengan cargo de distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, donde su vigencia sea inferior a un (1) año y en los cuales no se haya iniciado la prestación del servicio, sólo los distribuidores que solicitaron el cargo para el respetivo mercado, podrán acogerse a lo establecido en este numeral solicitando a la CREG que sea considerado como nuevo mercado de distribución solo para efectos de la aplicación de la metodología establecida en esta resolución. Para lo cual debe existir manifestación expresa de la renuncia a la vigencia del cargo promedio de distribución vigente”.

6.8.1. Solicitudes de cargos de distribución para el siguiente periodo tarifario en mercados relevantes de distribución existentes donde posterior a la determinación del cargo en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 a alguno(s) de sus municipio(s) o centro(s) poblados le fueron asignados recursos públicos.

Si a alguno de los municipios que conforman un mercado relevante de distribución existente y que con posterioridad a la aprobación del cargo promedio de distribución en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, le fueron asignados recursos públicos para la definición de sus cargos de distribución se les aplicará las siguientes reglas:

(i) Los municipios que sean beneficiarios de los recursos públicos deberán retirarse del mercado existente de distribución al cual pertenecen y constituirse como otro mercado existente de distribución. Para el efecto, el (los) Distribuidor(es) deberá(n) solicitar a la comisión la aprobación de la desagregación del mercado existente de distribución inicial y los cargos correspondientes.

(ii) Los centros poblados beneficiarios de los recursos públicos podrán retirarse del mercado existente de distribución y conformar un mercado relevante especial. El cálculo de sus cargos de distribución se hará a partir de costos medios históricos.

(iii) Los casos señalados en este numeral, así como otros que no estén contemplados en la presente resolución, serán analizados por la comisión individualmente considerando los siguientes aspectos:

• Los cargos de distribución se calcularán buscando mantener el beneficio de los recursos públicos en cabeza de sus destinatarios.

• Cuando en el mismo municipio o centro poblado existan dos o más redes independientes que atienden diferente demanda, para la remuneración de la inversión base se considerará la suma de los activos correspondientes a cada red. Se tomará la demanda total del mercado y los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) eficientes para todo el mercado.

En las resoluciones particulares se desagregarán los cargos de distribución resultantes del cálculo tarifario en: (i) componente de inversión pagada con recursos públicos; (ii) componente de inversión pagada con recursos de la(s) empresa(s) y (iii) componente que remunera gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM).

• Cuando las redes de distribución con recursos públicos hayan entrado a competir con las redes construidas con anterioridad por una empresa con recursos privados, se tomará para el cálculo de la inversión base la red constituida inicialmente, el valor total de la demanda del mercado y los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) eficientes. Para este análisis, si se considera necesario se podrán utilizar auditorías o peritajes designados por la comisión.

• Cuando en un mercado coincida más de un distribuidor y alguno recaude dineros por encima de su inversión base reconocida por el cobro de los cargos de distribución definidos para el mercado, estará obligado a pagarle los valores correspondientes al otro distribuidor que realizó las inversiones, incluyendo los costos financieros calculados con un interés bancario corriente para consumo y ordinario que es certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia, dentro de los siguientes treinta (30) días contados a partir de la facturación de los usuarios del mercado. El retraso en los pagos correspondientes generará intereses de mora máximo legal vigente.

ART. 4º—Modifíquese el numeral 9.2.1.2 y el numeral 9.4, del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013.

9.2.1.2. Mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos

 

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Donde:

IBMERPmeInversión base correspondiente a la red primaria de lo(s) mercado(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1, de esta resolución.
IBMENRPmnInversión base correspondiente a la red primaria de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2, de esta resolución.
IBMERS(NoRes)meInversión base correspondiente a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al uso residencial de lo(s) mercado(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes)me sobre el total de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes)me y el resultado de esta relación por el valor de la inversión base de la red secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1, de esta resolución.
IBMENRS(NoRes)mnInversión base correspondiente a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al uso residencial de lo(s) mercado(s) relevante(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la proyección de demanda para uso diferente al residencial y (QNoRes)mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (QNoRes + QRes)mn y el resultado de esta relación por el valor de la inversión base de la red secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2, de esta resolución.
AOMRPmeGastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento de los mercado(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k para el tipo de red primaria, conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresado en pesos de la fecha base. Los gastos de AOM eficientes para la red primaria de distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red primaria sobre los kilómetros red total del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red primaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
CAE(VP(AOM(PR)RPmn)Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la red primaria para los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Los gastos de AOM eficientes para la red primaria, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red primaria sobre los kilómetros red totales del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red primaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
AOMRS(NoRes)meGastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el valor de los gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento de la red secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1, de esta resolución.
CAE(VP(AOMRS(NoRes)mn)Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial para los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresado en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el valor de los gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento de la red secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1, de esta resolución.
QTmeDemanda total real anual de los mercados existentes de distribución que van a conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QResmeDemanda real anual correspondiente al tipo de usuarios residencial de los mercados existentes de distribución que van a conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR)Tmn))Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda total de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR)Resmn))Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de los usuarios de uso residencial de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresada en metros cúbicos (m3).

 

“9.4. Inversión base

La inversión base denominada IBME, IBMEN o IBMN, comprenderá la inversión realizada o la inversión a realizar en los activos que se describen a continuación y en el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario:

a) Activos inherentes a la operación

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

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

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

b) Otros activos

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

El monto de los otros activos reportados por la empresa tanto en inversión existente como en programa de nuevas inversiones no podrá ser superior al monto de la inversión en activos inherentes a la operación e inversiones en terrenos e inmuebles por el porcentaje establecido en el anexo 9 de la presente resolución.

c) Activos asociados al control de la calidad del servicio

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

d) Inversiones en terrenos, servidumbres e inmuebles

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

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

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

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

Las unidades constructivas que forman parte de los activos inherentes a la operación, los otros activos, los activos asociados a control de la calidad del servicio, serán llevados a pesos de la fecha base de cálculo con el Índice de precios al productor (IPP) publicado por el DANE”.

ART. 5º—Modifíquese el numeral 13.2 del artículo 13 de la Resolución CREG 202 de 2013.

13.2. Reposición de activos para el siguiente periodo tarifario

El distribuidor podrá presentar en su solicitud tarifaria un programa de reposición de activos para el siguiente periodo tarifario, de acuerdo con el anexo 17 de esta resolución. Este programa solo será aceptable para aquellos activos que clasifiquen dentro de inversión existente (IE) que estén en servicio y que hayan cumplido su vida útil normativa de operación, exceptuando terrenos y edificaciones.

El programa de reposición deberá indicar, dentro del mercado relevante de distribución, los activos existentes que serán retirados de la inversión base existente (IE) y serán homologados a las unidades constructivas de acuerdo con el anexo 5 de esta resolución, su ubicación a través de coordenadas georreferenciadas y el activo por el cual será remplazado, si así ocurre de acuerdo con las unidades constructivas del anexo 7 y anexo 8.

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

También se podrán incluir dentro del programa de reposición de activos para el siguiente periodo tarifario de que trata este artículo, las estaciones de regulación de puerta de ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural cuando se den las siguientes condiciones: i) que la estación de regulación de puerta de ciudad se esté remunerando a través de los cargos establecidos para un gasoducto de transporte de gas natural; ii) que el gasoducto de transporte cumpla el periodo de vida útil normativa, VUN, antes del vencimiento del periodo tarifario de los cargos de distribución aprobados con la presente metodología; iii) que la empresa transportadora haya hecho la solicitud a la CREG de que trata el literal a) del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el reconocimiento de la inversión a la terminación de VUN y, iv) en la resolución particular de ajuste de los cargos de transporte no se haya incluido la estación de regulación de puerta de ciudad que estaba en el respectivo gasoducto.

El distribuidor sólo podrá aplicar el delta de reposición de acuerdo a su programa de reposición aprobado previamente por la comisión en la resolución particular que le aprueba cargos, y siempre y cuando entre en operación el activo de reposición correspondiente. Adicionalmente a esto, en el caso de las estaciones de regulación de puerta de ciudad de que trata el inciso anterior, el distribuidor solo podrá aplicar el delta de reposición si y solo si estos activos ya no se remuneran dentro de los cargos establecidos para un gasoducto dentro de la actividad de transporte de gas natural.

Lo anterior se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

 

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Donde:

 

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ART. 6º—Modifíquese el literal c) del artículo 15 de la Resolución CREG 202 de 2013.

ART. 15.—Mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario en donde hay más de un distribuidor.

“(…)

c) Si la red de distribución se conecta a la red de otro distribuidor en el mismo mercado, se considerará para la remuneración de la inversión base, los activos de la totalidad de las redes y se tomará la demanda total del mercado. Se reconocerá la suma de los gastos eficientes de AOM de cada uno de los distribuidores que atienden el mercado relevante. Los comercializadores pagarán a los distribuidores respectivos lo correspondiente al componente de inversión y AOM de acuerdo con el porcentaje de participación en la inversión base de cada propietario”.

ART. 7º—Modifíquese el numeral II del anexo 1 de la Resolución CREG 202 de 2013.

II. Definición de los cargos que debe pagar un mercado de distribución que se conecta al sistema de distribución de otro mercado relevante de distribución

Conforme a lo establecido en el numeral ii) del artículo 4º de la presente resolución, el sistema de distribución que se conecte a otro sistema de distribución debe pagar por su uso.

La CREG en las resoluciones particulares de cargos de distribución establecerá los cargos que como máximo deberán pagar los usuarios del mercado relevante de distribución que se conecta a otro mercado relevante, de acuerdo con el tipo de red al que se conecta.

Para ello dentro de la solicitud tarifaria se deberá indicar a qué red se conectará ya sea primaria o secundaria del otro sistema de distribución, la demanda del sistema de distribución que se conecta y demás información necesaria como la inversión en la estación de transferencia de custodia y gasoducto de conexión que se adicionará a la inversión base del mercado existente de distribución o del nuevo mercado de distribución, con el fin de establecer el cargo equivalente de la conexión.

El cálculo del cargo de distribución corresponderá al cargo de distribución aprobado en el mercado al que se conecta ajustado con la demanda asociada al sistema de distribución que se conectan y de acuerdo a lo citado en el numeral iv) del artículo 4º de esta resolución.

ART. 8º—Vigencia de la presente resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.