Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 95 DE 2016 

(Julio 11)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución, ‘por la cual se complementa la Resolución CREG 202 de 2013 y se definen otras disposiciones’”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

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

A través de la Resolución CREG 52 de 2014 se modificó el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.

A través de la Resolución CREG 138 de 2014 se modificó y adicionó la Resolución CREG 202 de 2013, atendiendo inquietudes y comentarios de los agentes.

Mediante la Resolución CREG 112 de 2015 se modificó el plazo previsto para la presentación de las solicitudes tarifarias de aprobación de cargos de distribución.

Mediante la Resolución CREG 125 de 2015 se modificó y adicionaron los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6º, el parágrafo 2º del numeral 9.5, del artículo 9º, el artículo 12, el numeral 13.4 al artículo 13, el numeral 4.8, del anexo 4, numeral 5.8 del anexo 5, el anexo 9 y el anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Por medio de la Resolución CREG 141 de 2015 se modificaron los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6º de la Resolución CREG 202 de 2013, modificados por la Resolución CREG 52 de 2014, 138 de 2014, 112 de 2015 y 125 de 2015.

Con la Resolución CREG 95 de 2015 se aprobó la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.

En la Resolución CREG 96 de 2015 se definen los valores de la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.

A través de la Resolución CREG 93 de 2016 se revocó parcialmente la Resolución CREG 202 de 2013, modificada por las resoluciones CREG 138 de 2014 y 125 de 2015 y se ordena el archivo de unas solicitudes tarifarias.

Es necesario establecer los aspectos revocados para la aplicación de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería consignada en la Resolución CREG 202 de 2013.

La comisión elaboró la presente propuesta regulatoria que se somete a consulta, en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 2696 de 2004 y del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 724 del 11 de julio de 2016, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. Hágase público el proyecto de resolución “Por la cual se complementa la Resolución CREG 202 de 2013 y se definen otras disposiciones”.

ART. 2º—Presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Se invita a los usuarios, a los agentes, a las autoridades locales, municipales y departamentales, a las entidades y a los demás interesados para que dentro de los noventa (90) días siguientes a la publicación de la presente resolución, remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución adjunto.

Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al director ejecutivo de la comisión, a la dirección: avenida calle 116 # 7-15, interior 2 oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ART. 3º—Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 11 de julio de 2016.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

“Por la cual se complementa la Resolución CREG 202 de 2013 y se definen otras disposiciones”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 definió el servicio público domiciliario de gas combustible como el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible y estableció la actividad de comercialización como complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible.

Según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por uso, se regirán exclusivamente por esa ley.

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

Según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.

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

A través de la Resolución CREG 202 de 2013 se establecieron 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 52 de 2014, la Resolución CREG 138 de 2014, la Resolución CREG 112 de 2015, la Resolución CREG 125 de 2015, y la Resolución CREG 141 de 2015 se modificó y adicionó la Resolución CREG 202 de 2013.

Con la Resolución CREG 95 de 2015 se aprobó la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.

En la Resolución CREG 96 de 2015 se definen los valores de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia (Rr,a) y la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible.

Por medio de la Circular CREG 105 de 2015 se publicó el documento CREG 95 de 2015, que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de otros activos para la actividad de distribución conforme a lo definido en los anexos 9 y 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.

A través de la Circular CREG 111 de 2015 y conforme a lo definido en la Resolución CREG 141 de 2015, la cual modifica la Resolución CREG 202 de 2013, se definió el cronograma comprendido entre el periodo del 7 al 30 de octubre de 2015, para que las empresas que prestan servicio de gas combustible por redes en mercados relevantes de distribución que cumplieron periodo tarifario realizaran el proceso de reporte de información correspondiente a las solicitudes de cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería para los mercados existentes de distribución que concluyeron periodo tarifario o que no hayan cumplido pero que decidieron acogerse a lo establecido en el numeral 6.5, de la Resolución CREG 202 de 2013.

Mediante la Resolución CREG 93 de 2016 se revocó parcialmente la Resolución CREG 202 de 2013, modificada por las resoluciones CREG 138 de 2014 y 125 de 2015 y se ordena el archivo de unas actuaciones tarifarias.

De acuerdo con lo anterior, se hace necesario establecer los aspectos revocados para la correcta aplicación de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 724 del 11 de julio de 2016, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE:

ART. 1º—Establézcase el parágrafo 4º del numeral 5.2 del artículo 5º de la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones.

PAR. 4º—Los municipios o mercados relevantes de distribución que cuenten con recursos públicos del Fondo especial de cuota de fomento, del Fondo nacional de regalías, de las alcaldías, gobernaciones, entes territoriales u otros y cuyo destino sea la infraestructura de distribución, deberán conservar la estructura del mercado relevante de distribución, según se hayan aprobado los recursos para los distintos proyectos, es decir, no podrán unirse con municipios que no cuentan con estos recursos, ni con aquellos municipios que no hicieron parte de los proyectos inicialmente aprobados por parte de los fondos para el otorgamiento de recursos. Esta disposición no aplica para mercados relevantes de distribución intervenidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para liquidación de prestador del servicio en dicho mercado o para los mercados cuyos aportes públicos hayan sido destinados únicamente para las conexiones de usuarios.

En los mercados relevantes de distribución que cuenten con recursos públicos, los cargos de distribución correspondientes a l[o]s componentes que remuneran la inversión base en distribución del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario inversión Dinv(AUR)k y Dinv(AUNR)k que resulten de la aplicación de la metodología consignada en esta resolución, no podrán ser superiores al cargo promedio de distribución correspondiente a[l] componente que remunera inversión que fue aprobado con la anterior metodología y con la cual se asignaron los recursos públicos.

ART. 2º—Establézcanse las siguientes definiciones de las componentes de las fórmulas del numeral 9.1.1.1 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones.

QTkDemanda real total anual ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 de la presente resolución, del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k obtenida en la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
R95RCREGF1
ViVolumen anual medido en metros cúbicos (m3) en la fecha de corte en el punto de inyección i al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
nNúmero total de puntos de inyección al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
pPorcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3.7%.
Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello, se utilizará la información de inyección y demanda a la fecha de corte, reportada en la solicitud tarifaria.
∆DemandaFUEVolumen de gas expresado en metros cúbicos (m3) que se agrega a la demanda residencial del mercado por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente “FUE” conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución.
QReskDemanda real anual correspondiente a usuarios del uso residencial, ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución, del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución obtenida en la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3). Se entiende por demanda real aquella medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

ART. 3º—Establézcanse las siguientes definiciones de las componentes de las fórmulas del numeral 9.1.1.2, del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones.

QTmeDemanda real total anual ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 de la presente resolución, de los mercados relevantes existentes de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar a mercados relevantes existentes de distribución municipios nuevos obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
R95RCREGF3
Vi Volumen anual medido en metros cúbicos (m3) en la fecha de corte en el punto de inyección i al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
nNúmero total de puntos de inyección al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
pPorcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3.7%.
Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello, se utilizará la información de inyección y demanda a la fecha de corte, reportada en la solicitud tarifaria.
∆DemandaFUEVolumen de gas expresado en metros cúbicos (m3) que se agrega a la demanda residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente “FUE” conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución
(QNoResRS + QRes)meSuma de la demanda real anual de usuarios diferentes a los de uso residencial que está conectada a la red secundaria y de la demanda real anual correspondiente al tipo de usuarios residencial ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución, del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados relevantes existentes de distribución municipios nuevos, obtenida en la fecha de corte, expresado en metros cúbicos (m3). Se entiende por demanda real la medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

ART. 4º—Establézcanse las siguientes definiciones de las componentes de las fórmulas del numeral 9.2.1.1, del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones.

 Demanda real total anual ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 de la presente resolución, del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, obtenida en la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
R95RCREGF2
ViVolumen anual medido en metros cúbicos (m3) en la fecha de corte en el punto de inyección i al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
n Número total de puntos de inyección al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
p Porcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3.7%.
Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello, se utilizará la información de inyección y demanda a la fecha de corte, reportada en la solicitud tarifaria.
∆DemandaFUEVolumen de gas expresado en m3 que se agrega a la demanda residencial del mercado k por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente “FUE” conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución.
QReskDemanda real anual correspondiente al tipo de usuarios residencial ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución, del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, obtenida en la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).

ART. 5º—Establézcanse las siguientes definiciones de las componentes de las fórmulas del numeral 9.2.1.2, del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones.

 (QNoResRS + QRes)meSumatoria de la demanda de usuarios diferentes al uso residencial que utilizan la red secundaria y de la demanda real anual correspondiente al tipo de usuarios residencial ajustada por factor de uso “FUE” conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución 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 existen-tes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QTmeDemanda real total anual ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución, 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).
R95RCREGF3
ViVolumen anual medido en metros cúbicos (m3) en la fecha de corte en el punto de inyección i al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
nNúmero total de puntos de inyección al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
pPorcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3.7%.
Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello, se utilizará la información de inyección y demanda a la fecha de corte, reportada en la solicitud tarifaria.
∆DemandaFUEVolumen de gas expresado en metros cúbicos (m3) que se agrega a la demanda residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente “FUE” conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución.
QResmeDemanda real anual correspondiente al tipo de usuarios residencial ajustada por factor de uso eficiente “FUE”, conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y anexo 19 de la presente resolución, 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).

ART. 6º—Establézcase el anexo 9 citado en el literal b) del numeral 9.4, de la Resolución CREG 202 de 2013 correspondiente a Otros activos.

Anexo 9

Otros activos

El porcentaje de otros activos eficiente que se reconocerá durante el próximo período tarifario, se estimará de acuerdo con el siguiente procedimiento:

El porcentaje que se obtenga como eficiente se aplicará a cada mercado relevante de distribución conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9º de la presente resolución.

9.1. Porcentaje de otros activos para mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de períodos tarifarios concluidos.

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

Otros activos
CuentasNombre
1610Semovientes
1630Equipos y materiales en depósito
1635Bienes muebles en bodega
1636Propiedades, planta y equipo en mantenimiento
1643Vías de comunicación y acceso internas
194103Maquinaria
194104Equipo
194105Muebles y enseres
1655Maquinaria y equipo
1660Equipo médico y científico
1665Muebles, enseres y equipos de oficina
1670Equipos de comunicación y computación
1675Equipo de transporte, tracción y elevación
1680Equipos de comedor, cocina, despensa y hotelería
199953Semovientes
199958Equipos y materiales en depósito
199959Bienes muebles en bodega
199960Propiedades, planta y equipo en mantenimiento
199963Vías de comunicación y acceso internas
199966Maquinaria y equipo
199967Equipo médico y científico
199968Muebles, enseres y equipo de oficina
199969Equipo de comunicaciones y computación
199970Equipo de transporte, tracción y elevación
199971Equipo de comedor, cocina, despensa y hotelería
197007Licencias
197008“Software”
194190Bienes adquiridos en “leasing financiero” - Otros activos - En vehículos
191008Estudios y proyectos

Activos
CuentasNombre
1645Plantas, ductos y túneles
1650Redes, líneas y cables
199964Plantas, ductos y túneles
199965Redes, líneas y cables

Arriendos
CuentasNombre
751703Maquinaria y equipo
751704Equipo de oficina
751705Equipo de computación y comunicación
751707Flota y equipo de transporte
751706Equipo científico
751790Otros
511118Arrendamiento

En todo caso el director ejecutivo podrá solicitar a las empresas información adicional a la descrita en este anexo independientemente de si esta se encuentra en actuaciones administrativas que se surtieron o se surtan al interior de la comisión.

Cuando las empresas estén prestando el servicio en sus respectivos mercados relevantes, y que hayan concluido su período tarifario y no hayan reportado la información del numeral anterior se les reconocerá el 90% del porcentaje mínimo reconocido de otros activos de acuerdo con los resultados obtenidos.

2. La comisión podrá adelantar durante el proceso tarifario revisiones y depuraciones adicionales a la información de las cuentas de activos y otros activos presentada por las empresas de acuerdo con el análisis de diferentes variables.

3. Luego se establecerá para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, el porcentaje de otros activos eficiente a reconocer, el cual se definirá de acuerdo con la siguiente fórmula:

R95RCREGF4
 

%OAeficientePorcentaje de otros activos eficiente que se reconocerá en los cargos de distribución de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario. Este porcentaje se aplicará conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9º de la presente resolución.
%OArydPorcentaje de otros activos resultante del reporte de las empresas y de ejercicios de depuración realizados por la comisión.
%OAremPorcentaje de otros activos remunerados actualmente en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 11 de 2003.
%OAmax reconocerValor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los otros activos reportados y depurados (%OAryd) y el porcentaje de otros activos remunerados actualmente en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 11 de 2003 (%OArem), ordenados de menor a mayor y de cada una de las empresas consideradas en la circular CREG 105 de 2015:
R95RCREGF5

4. El monto correspondiente a otros activos se determinará conforme al porcentaje de otros activos eficiente establecido de acuerdo a lo descrito en los numerales anteriores y aplicando como se indica el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9º de la presente resolución.

9.2. Porcentaje de otros activos para mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de y municipios nuevos.

El porcentaje de otros activos eficientes será el resultante para los mercados existentes del procedimiento anterior y para los municipios nuevos del determinado como se indica en el numeral 9.3, de este anexo.

9.3. Valor de otros activos a reconocer en mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos.

1. Teniendo en cuenta el valor de otros activos y el de activos presentados en la solicitud tarifaria por la empresa para los mercados relevantes de distribución conformados por municipios nuevos se establecerá el porcentaje eficiente de otros activos así:

R95RCREGF6
 

Donde:

%OAeficientePorcentaje de otros activos eficiente que se reconocerá en los cargos de distribución de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario. Este porcentaje se aplicará conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9 de la presente resolución.
%OArPorcentaje de otros activos resultante del reporte de la empresa en la solicitud tarifaria.
%OAmax reconocerValor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los otros activos reportados y depurados (%OAryd) y el porcentaje de otros activos remunerados actualmente en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 11 de 2003 (%OArem), ordenados de menor a mayor y de cada una de las empresas consideradas en la circular CREG 105 de 2015:
R95RCREGF7

2. El monto correspondiente a otros activos se determinará conforme al porcentaje de otros activos eficiente y de acuerdo a lo indicado en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9º de la presente resolución.

ART. 7º—Establézcase el numeral 9.7, de la Resolución CREG 202 de 2013 correspondiente a Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM).

9.7. Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM).

El monto de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de cada mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario no podrá ser mayor al valor total de la inversión base del respectivo mercado por el porcentaje eficiente para gastos de AOM tal y como se describe en el anexo 10 de la presente resolución.

No se remunerarán como gastos de AOM de distribución de gas combustible por redes de tubería, los asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio que no forman parte de la actividad regulada de distribución de gas combustible por redes de tubería, tales como: (i) conexión de usuarios (construcción de acometidas, venta, calibración e instalación de medidores y revisión previa), (ii) construcción y/o instalación de redes internas, (iii) corte y reconexión, suspensión y reinstalación del servicio, (iv) revisiones periódicas de las instalaciones internas de los usuarios, (v) calibración de medidores, (vi) servicios de laboratorios de metrología, (vii) transporte y almacenamiento de gas natural comprimido (GNC), (viii) servicio de gas natural vehicular (GNV), (ix) servicios a los equipos requeridos para la conexión y/u operación de estaciones de GNV, (x) transporte a granel de GLP, (xi) transporte de GLP por cilindros, (xii) programas de financiación de gasodomésticos, (xiii) construcción de redes internas, (xiv) comercialización de gas; y otros que la comisión considere que no forman parte de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.

PAR. 1º—Se reconocerán en forma adicional, los gastos de AOM eficientes involucrados en confiabilidad, en la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas y los requeridos para el cumplimiento de la Resoluciones CREG 59 de 2012, 127 de 2013 y sus respectivas modificaciones.

PAR. 2º—Los valores de gastos de AOM serán ajustados a pesos de la fecha base con el índice de precios al consumidor (IPC) publicado por el DANE o la entidad competente.

PAR. 3º—Cuando los porcentajes eficientes de AOM determinados con lo descrito anteriormente, impliquen una disminución en los ingresos del distribuidor con respecto a los ingresos que venía recibiendo conforme a lo establecido en la anterior metodología tarifaria, el distribuidor deberá alcanzar los gastos eficientes en un período de transición de cinco años, contados a partir de la aprobación del respectivo cargo de distribución. Para esto, el distribuidor deberá primero determinar la diferencia entre los gastos de AOM eficientes y los gastos de AOM vigentes conforme a la Resolución CREG 11 de 2003. Segundo, descontar de los gastos de AOM reconocidos en los cargos de distribución vigentes durante el primer año la mitad de la diferencia mencionada. Tercero, determinar la diferencia entre el valor de los gastos de AOM reconocidos durante el primer año y los gastos de AOM eficientes, dividirla por dos y descontarla de los gastos de AOM reconocidos en el cargo de distribución vigente durante el segundo año. Repetir este procedimiento hasta el cuarto año. En el quinto año, determinar la diferencia entre el valor de los gastos de AOM reconocidos durante el cuarto año y los gastos de AOM eficientes, y descontarla de los gastos de AOM reconocidos en el cargo de distribución vigente durante el quinto año.

ART. 8º—Establézcase el numeral 9.8, de la Resolución CREG 202 de 2013 correspondiente a Demandas de volumen.

9.8. Demandas de volumen.

9.8.1. Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes de distribución y agregación de mercados existentes de distribución.

El volumen de demanda a utilizar para el cálculo de los cargos de distribución corresponderá a la demanda real anual ajustada y resultante de aplicar el factor de uso eficiente “FUE” conforme a lo definido en el anexo 19 de esta resolución.

El distribuidor reportará en su solicitud tarifaria y para el año de corte la información correspondiente a la demanda de volumen así:

1. Demanda anual total obtenida en el año de corte para cada uno de los mercados relevantes de distribución existentes, expresada en metros cúbicos (m3).

2. Los valores de demanda deben estar discriminados por tipo de usuario (residencial, comercial, industrial, GNV y otros), así como conexión a tipo de red primaria y secundaria como se indica en el anexo 11 de esta resolución y deberán tener descontado el efecto del factor del poder calorífico.

3. En la información de demanda se deben indicar las ventas del comercializador incumbente así como las realizadas por terceros en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario y las ventas a otros mercados relevantes de distribución conectados al mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario.

4. La demanda anual de volumen reportada por el distribuidor será verificada con la información reportada al sistema único de información (SUI). En caso de presentarse diferencias, la CREG designará un perito para que verifique los datos utilizados por la empresa para el cálculo de la demanda reportada respecto a los datos de facturación y de contabilización de ventas.

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

El volumen de demanda a utilizar para el cálculo de los cargos de distribución corresponderá a la demanda real anual ajustada y resultante de aplicar el factor de uso eficiente (FUE) conforme a lo definido en el anexo 19 de la presente resolución.

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

1. Demanda anual total a la fecha de corte para cada uno de los municipios que cuentan con servicio o que conformaron los mercados existentes de distribución y que van a conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario.

Los valores de demanda deben estar discriminados por municipio, tipo de usuario (residencial, comercial, industrial, GNV y otros), así como conexión a tipo de red primaria y secundaria como se indica en el anexo 11 y el anexo 14 de esta resolución.

2. En la información de demanda se debe indicar las ventas del comercializador incumbente así como las realizadas por terceros en el mercado de distribución para el siguiente período tarifario y las ventas a otros mercados relevantes de distribución conectados al mercado de distribución para el siguiente período tarifario.

3. La demanda de volumen reportada por el distribuidor será verificada con la información reportada al sistema único de información (SUI). En caso de presentarse diferencias, la CREG designará un perito para que verifique los datos utilizados por la empresa para el cálculo de la demanda reportada respecto a los datos de facturación y de contabilización de ventas.

4. Para los municipios nuevos que van a conformar el mercado relevante de distribución para el próximo período tarifario el distribuidor deberá reportar los volúmenes de demanda así:

4.1. Para un horizonte de proyección de 20 años reportará los volúmenes anuales proyectados de consumo de los usuarios de los municipios nuevos y que conformarán el sistema de distribución (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al anexo 12 de la presente resolución. No obstante, la proyección debe ser creciente del primer año de proyección hasta el quinto o décimo y permanecer constante del año quinto o décimo en adelante. Los volúmenes proyectados deben ser consistentes con el programa de nuevas inversiones para dichos municipios.

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

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

5. Para el cálculo de los cargos de distribución se tendrá en cuenta la proyección de demanda de volumen a entregar a los usuarios y por tanto, este volumen no incorporará las pérdidas de gas en el sistema de distribución.

9.8.3. Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos.

1. Para el horizonte de proyección deberán reportarse los volúmenes anuales proyectados de consumo de los usuarios del sistema de distribución (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al anexo 12 de la presente resolución. Los volúmenes proyectados deben ser consistentes con el programa de nuevas inversiones.

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

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

4. Para el cálculo de los cargos de distribución se tendrá en cuenta la proyección de demanda de volumen a entregar a los usuarios y por tanto, este volumen no incorporará las pérdidas de gas en el sistema de distribución.

ART. 9º—Establézcase el anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013 correspondiente a Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM).

Anexo 10

Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de la actividad de distribución de gas combustible

Los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento que se remunerarán en los cargos de distribución de gas combustible, se determinarán según la conformación de los mercado(s) relevante(s) de distribución para el siguiente período tarifario de la siguiente manera:

10.1. Determinación del AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de períodos tarifarios concluidos.

1. Se utilizará la información reportada a la CREG por cada una de las empresas distribuidoras y comercializadoras, que estén prestando el servicio en estos mercados, con la depuración que pudo realizarse por parte de la CREG. La información corresponde a los costos y gastos de AOM de las actividades reguladas de distribución y comercialización de todos los mercados existentes en donde prestan servicio conforme a las cuentas establecidas a continuación y a diciembre de 2013.

Cuentas de AOM
Cuentas que suman
CuentaNombre
51Administración
7505Servicios personales
7510Generales
7535Licencias, contribuciones y regalías
7537Consumo de insumos directos
7540Órdenes y contratos de mantenimiento y reparaciones
7542Honorarios
7545Servicios públicos
7550Materiales y otros costos de operación
7560Seguros
7565Impuestos y tasas
7570Órdenes y contratos por otros servicios
Cuentas que restan
510206Pensiones de jubilación
510207Cuotas partes de pensiones de jubilación
510208Indemnizaciones sustitutivas
510209Amortización cálculo actuarial pensiones actuales
510210Amortización cálculo actuarial de futuras pensiones
510211Amortización cálculo actuarial de cuotas partes de pensiones
510212Amortización de la liquidación provisional de cuotas partes de bonos pensionales
510213Amortización de cuotas partes de bonos pensionales emitidos
510214Cuotas partes de bonos pensionales emitidos
511118Arrendamiento
512007Multas
512008Sanciones
512017Intereses de mora
Costos y gastos de administración, operación y mantenimiento que no deben estar incluidos en las cuentas anteriores de gastos de AOM
1Construcción de acometidas
2Construcción de instalaciones internas
3Reconexiones del servicio
4Corte del servicio
5Calibración de medidores
6Gastos de atención a usuarios no regulados
7Revisiones periódicas de instalaciones internas de gas

2. La comisión podrá adelantar durante el proceso tarifario revisiones y depuraciones adicionales a la información de las cuentas arriba indicadas y presentadas por las empresas de acuerdo con el análisis de diferentes variables.

3. Cuando las empresas no hayan reportado la información de gastos de AOM para cada actividad en el SUI, la comisión le aprobará para efectos tarifarios el 90% de los gastos AOM eficientes vigentes a diciembre de 2013, de una empresa que sea comparable en términos de escala y densidad del mercado (número de usuarios atendidos y número de longitud de la red del sistema de distribución).

4. El valor del gasto de AOM reportado por la empresa y con la depuración que pudo realizar la CREG, se le adicionará el valor de arrendamientos correspondientes a los rubros 751701 (Terrenos) y 751702 (Construcciones y edificaciones).

5. El valor del gasto de AOM obtenido en el numeral 4º anterior se repartirá entre las actividades de distribución y comercialización conforme a los porcentajes que se indican en los siguientes numerales 6º, 7º y 8º.

6. Se tomará la información correspondiente al porcentaje de asignación de los gastos de cada actividad, de acuerdo con lo que hayan reportado las empresas a 31 de diciembre de 2013 en el SUI para las unidades de negocio de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería.

7. Cuando las empresas no hayan reportado los porcentajes de gastos de AOM para las actividades de distribución y comercialización, se dividirán los gastos de AOM totales en partes iguales entre las actividades de comercialización y distribución.

8. Para el gas licuado de petróleo (GLP) por redes de tubería, los porcentajes de gastos de AOM se asignarán en partes iguales para las unidades de negocios de distribución y comercialización.

9. Los gastos de AOM correspondientes a la actividad de distribución se asignarán para cada uno de los mercados relevantes de distribución atendidos por la empresa en forma proporcional al número de usuarios y/o kilómetros de red.

10. Dado que los gastos de AOM de cada uno de los mercados relevantes de distribución fueron tomados con datos a diciembre de 2013, se ajustan a la fecha base utilizando la relación de los kilómetros reportados a la fecha de corte respecto a los kilómetros reportados a diciembre de 2013.

11. A los gastos de AOM de la actividad de distribución asignados al mercado relevante de distribución se les sumará los valores correspondientes a los gastos por concepto de los terrenos, servidumbres e inmuebles conforme a lo establecido en el literal d) del numeral 9.4 del artículo 9º de esta resolución.

12. Una vez definido lo anterior se establecerá para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, el porcentaje de AOM eficiente a reconocer (%AOMeficiente) se definirá de acuerdo con la siguiente fórmula:

R95RCREGF0
R95RCREGF0
 

Donde:

AOMrydGastos de AOM anuales reportados por las empresas y con la depuración que pudo realizar la comisión, asignados para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, expresados en pesos de la fecha base. Estos gastos incluyen los conceptos de terrenos, servidumbres e inmuebles.
AOMremGastos de AOM anuales remunerados actualmente. Estos se calculan conforme a la siguiente fórmula y se expresan en pesos de la fecha base.
Donde,
R95RCREGF9
DtAOMzCargo promedio de distribución correspondiente a remuneración de la componente AOM y para el mercado existente z aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 11 de 2003. Expresado en pesos por metro cúbico de la fecha base.
Para las zonas que dejaron de ser áreas de servicio exclusivo, se tomará como componente del cargo que remunera gastos de AOM el cargo de distribución actual que se viene cobrando en dicha zona multiplicado por el porcentaje del componente AOM del cargo residencial para el mercado existente z. Porcentaje resultante de la aplicación de la metodología establecida en la presente resolución con la información reportada en la primera solicitud tarifaria que incluya el mercado existente z.
QzDemanda total reportada en la fecha de corte para el mercado existente z aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 11 de 2003.
zMercado relevante de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 11 de 2003.
nNúmero de mercados existentes aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 11 de 2003 y que conformarán el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario.
BRABase regulatoria de activos es el monto total de la inversión base correspondiente a activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio, a reconocer para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario, expresada en pesos de la fecha base.
AOMmax reconocerValor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los AOM reportados y depurados (AOMryd) y el porcentaje de AOM remunerados actualmente (AOMrem), ordenados de menor a mayor y de cada uno de los mercados existentes:
R95RCREGF10
Esta mediana se estima con la mejor información disponible de todos los mercados relevantes de distribución existentes, excluidos los mercados que no tienen información completa, o que su negocio predominante no sea el servicio de gas natural por redes de tubería, o que sean mercados especiales, o mercados donde un transportador de gas preste el servicio de distribución, o que presenten información inconsistente.

13. El monto eficiente de gastos de AOM que se considerará en los cálculos de los cargos de distribución se determinará con el porcentaje eficiente de AOM (%AOMeficiente) establecido para cada mercado y multiplicado por el valor del BRA.

14. En los casos de mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario donde se preste el servicio por más de un distribuidor se sumará el AOM anual eficiente de cada empresa resultante para el mercado relevante.

10.2. Definición de AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos.

Para la determinación de los cargos de distribución correspondientes a los gastos de AOM, se tendrán en cuenta los gastos de AOM anuales eficientes de los mercados existentes resultantes del procedimiento anterior y el valor presente neto, descontado con la tasa de retorno definida en el numeral 9.9 de la presente resolución, de la proyección de gastos de AOM eficientes a precios de la fecha base durante el horizonte de proyección de 20 años, correspondiente a los municipios nuevos que conformarán el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario, determinados como se indica en el numeral 10.3, de este anexo.

10.3. Definición de AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos.

1. Para los mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos, el distribuidor deberá presentar la proyección de gastos de AOM durante el horizonte de proyección de veinte (20) años y concordante con los costos que se remuneran dentro de las actividad de distribución.

2. En esta proyección de gastos de AOM de distribución, el incremento anual de gastos de AOM en cada uno de los años, desde el 2 hasta el 20, deberá ser menor o igual al incremento anual de demanda.

3. En caso en que el incremento anual de gastos de AOM en un año de la proyección sea mayor al incremento de la demanda en ese año, el gasto de AOM de ese año se ajustará al menor de los crecimientos entre el de AOM y el de la demanda.

4. Posteriormente se determinará el porcentaje de AOM eficiente de acuerdo con la siguiente fórmula:

R95RCREGF11
 

Donde:

AOMrPromedio de los gastos de AOM de los cinco (5) años reportados por las empresas en el horizonte de proyección y ajustados conforme al numeral 2º anterior. Expresados en pesos de la fecha base.
AOMmax reconocerValor de la posición central del conjunto de datos correspondientes a la semisuma de los porcentajes de los AOM reportados y depurados (AOMryd) y el porcentaje de AOM remunerados actualmente (AOMrem), ordenados de menor a mayor y de cada uno de los mercados existentes:
R95RCREGF12
Esta mediana se estima con la mejor información recaudada de todos los mercados relevantes de distribución existentes, excluidos los mercados que no tienen información completa, o que su negocio predominante no sea el servicio de gas natural por redes de tubería, o que sean mercados especiales, o mercados donde un transportador de gas preste el servicio de distribución, o que presenten información inconsistente.
BRAN Base regulatoria de activos es la sumatoria de las inversiones reportadas en el programa de inversiones para los cinco (5) años del siguiente periodo tarifario. Esta incluye los activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio, expresada en pesos de la fecha base.

5. Cuando el porcentaje eficiente de gastos de AOM corresponda con el porcentaje de la relación (AOMr/BRAN) se utilizará la proyección de los gastos de AOM reportada por la empresa, para determinar los cargos de distribución.

6. En los casos en que el porcentaje eficiente de gastos de AOM corresponda con AOMmax reconocer, se multiplicará el gasto de AOM proyectado para cada uno de los años, reportado por la empresa, por el siguiente factor:

R95RCREGF13
 

10.4. Otros gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM).

A los gastos de AOM eficientes para la actividad de distribución determinados conforme a los numerales 10.1, 10.2 y 10.3 de este anexo, se le sumarán los valores que corresponden a los siguientes conceptos:

a) Los gastos de AOM eficientes para la infraestructura de confiabilidad de acuerdo a lo establecido en el parágrafo 1º del numeral 9.7 del artículo 9º de esta resolución;

b) Los gastos de AOM eficientes para la actividad de revisiones periódicas que establezca la CREG, conforme a las obligaciones establecidas a las empresas distribuidoras en la Resolución CREG 59 de 2012 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, de acuerdo a lo establecido en el parágrafo 1º del numeral 9.7 del artículo 9º de esta resolución. Las empresas deberán presentar los gastos en que incurren al realizar las revisiones periódicas de las instalaciones internas y descontar de estos el valor pagado a los organismos de inspección acreditados;

c) Los gastos para el desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG 127 de 2013 en: literal d) del artículo 19 y la adición del numeral 4.28.2 establecida en el artículo 4º.

10.5. Certificación de la información contable.

El reporte de información de costos y gastos de AOM que se realice en la solicitud tarifaria deberá estar certificada por el revisor fiscal de la empresa en el que conste que se ejecutaron como mínimo las siguientes actividades:

a) Verificación de que la empresa tenga implementado un sistema de costos y gastos por actividades conforme a lo previsto en la Resolución SSPD 33635 de 2005;

b) Verificación de que la asignación de recursos (conceptos de costos directos de personal, materiales, planta y equipo, edificios, misceláneos y costo de bienes y servicios para la venta) se hayan efectuado en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo;

c) Verificación de que la asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se hayan efectuado a través de “drivers” o factores de asignación que muestren la situación de la empresa;

d) Verificación de que los gastos administrativos o de soporte se hayan asignado por cada proceso a las unidades de servicio o negocio;

e) Verificación de que el sistema permita establecer claramente los costos de la gestión operativa, de la gestión comercial y de la gestión de estrategia y soporte con base en la conformación establecida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en el anexo 2 de la Resolución 33635 de 2005;

f) Verificación de que en el informe de costos y gastos de AOM se utilicen únicamente las cuentas consideradas por la normativa vigente;

g) Verificación de que el sistema separa claramente los costos de los negocios no regulados o no relacionados con servicios públicos;

h) Verificación de que los outsourcing y concesiones entregan información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades;

i) Verificación de que las cuentas identificadas como de costo de bienes y servicios para la venta, en el sistema unificado de costos y gastos, solo estén afectando los procesos de la gestión comercial;

j) Verificación de que dentro del reporte de costos y gastos de AOM no se incluyan erogaciones causadas por situaciones que son ajenas a las actividades de distribución y comercialización de gas combustible;

k) Conciliación de la información de gastos y costos de AOM, con lo reportado al sistema de costos y gastos para la actividad de distribución y los saldos de contabilidad según el plan único de cuentas, verificación de la consistencia de la información con los valores totales por cuenta.

l) Dar sin ambigüedades el visto bueno o concepto de salvedad sobre la información suministrada por las empresas sobre los costos y gastos de AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería.

m) Las empresas deberán reportar, en el mes de abril de cada año, la información contable del año inmediatamente anterior, certificada y auditada en la forma anteriormente indicada.

En todo caso el director ejecutivo podrá solicitar a las empresas información adicional a la descrita en este anexo independientemente de si esta se encuentra en actuaciones administrativas que se surtieron o se surtan al interior de la comisión.

ART. 10.—Establézcase el anexo 19 de la Resolución CREG 202 de 2013 citado en el numeral 9.8 Demandas de volumen de la presente resolución.

Anexo 19

Factor de uso de redes de distribución

El factor de uso de redes de distribución “FU” muestra el nivel de utilización de una red de distribución con relación a su utilización potencial máxima.

Se adopta como criterio de eficiencia el factor de uso eficiente “FUE” que corresponde al mínimo factor de uso requerido para efectos tarifarios y para la aplicación de la metodología establecida en la presente resolución.

El factor de uso eficiente “FUE” de las redes de distribución se establece como 0.92 y resulta de la información que es reportada directamente al Ministerio de Minas y Energía (en adelante MME) por parte de las empresas distribuidoras y comercializadoras del servicio público domiciliario de gas combustible distribuido por redes, en cumplimiento de la Circular 9041 del 18 de noviembre de 2014 en relación con coberturas del servicio y la de consumos reportada al SUI. Esta información corresponde a la del año 2014.

El FU se determinará para cada uno de los municipios, con prestación de servicio de gas combustible por redes de tubería, que conforman el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario de la siguiente manera:

R95RCREGF14
 

Donde:

FUmunicipioNivel de utilización de la red de distribución del municipio con relación a su potencial de utilización máxima.
QRmunicipioDemanda de los usuarios residenciales del municipio y presentada por el distribuidor en su solicitud tarifaria a la fecha de corte. Expresada en metros cúbicos (m3).
QAmunicipioCorresponde a la demanda potencial para todos los usuarios anillados del municipio. Esta se determina como el producto de multiplicar el número de usuarios anillados por estrato reportado por los distribuidores, conforme a la Circular del MME 9041 del 18 de noviembre de 2014, por el consumo promedio de los usuarios residenciales reportado en el SUI para el mismo municipio.

Si el factor de uso “FU” de las redes de distribución es inferior al factor de uso eficiente “FUE”, la comisión ajustará la demanda residencial reportada en la solicitud tarifaria para cada municipio con el factor de ajuste que se determina con la siguiente formula:

R95RCREGF15
 

La demanda total reportada para cada municipio en la solicitud tarifaria se incrementará con el delta de demanda que resulte de la diferencia de la demanda residencial ajustada por efecto del (sic) y la demanda residencial presentada en la solicitud tarifaria.

Por lo tanto, el delta total de la demanda de la solicitud tarifaria corresponderá a:

R95RCREGF16
R95RCREGF16
 

Donde n es el número total de municipios, con prestación de servicio de gas combustible por redes de tubería, que conforman el mercado relevante para el siguiente periodo tarifario.

ART. 11.—Establézcanse los siguientes parágrafos al artículo 11 de la Resolución CREG 202 de 2013.

PAR. 1º—De aplicar lo dispuesto en este artículo, el distribuidor deberá implementarlo en un período de cinco a diez años.

PAR. 2º—Cuando de la aprobación de cargos de distribución resulten incrementos a los cargos de distribución vigentes a los usuarios de uso residencial y resulten decrementos a los cargos de distribución vigentes a los usuarios de uso no residencial, el distribuidor propondrá una opción tarifaria que la CREG aprobará en la resolución particular de aprobación de cargos. La opción tarifaria presentada por el distribuidor a la CREG deberá cumplir con los siguientes criterios:

1. Los incrementos en los cargos de distribución a los usuarios de uso residencial deberán ser constantes para cada mes que contemple la senda tarifaria.

2. Los decrementos en los cargos aplicables a los usuarios diferentes a los de uso residencial deberán como máximo compensar los valores dejados de recibir por la aplicación del primer criterio, manteniendo la empresa el riesgo de la demanda.

3. En caso de que los decrementos en un mes particular no cumplan el criterio del numeral anterior, la empresa no deberá aplicar decrementos a los cargos de los usuarios diferentes a los de uso residencial.

4. En caso de darse lo dispuesto en el numeral anterior, el distribuidor llevará una cuenta por concepto del saldo acumulado que se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:

R95RCREGF01
R95RCREGF01
 

Donde

DACk,m,jSaldo acumulado en el mes m del distribuidor j que resulta de aplicar la senda tarifaria en el mercado relevante para el siguiente periodo tarifario k.
D(AUR)kCargo de distribución aprobado para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, aplicable a los usuarios residenciales.
D(AUR)k,m-1,kCargo de distribución aplicado a los usuarios residenciales del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, en el mes m-1 por el distribuidor j.
VARk,m-1,jValor por concepto de ventas de gas a usuarios residenciales efectuadas por el distribuidor j en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, en el mes m-1, expresado metros cúbicos (m3). Si es menor al promedio mensual de las ventas de gas a estos usuarios, reportadas por el distribuidor al momento de aprobar los cargos (llámense), (sic) según el anexo 15 de la presente resolución, entonces
R95RCREGF18
De lo contrario,
R95RCREGF19
D(AUNR),kCargo de distribución aprobado para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, aplicable a los usuarios diferentes a los del uso residencial.
D(AUNR),k,m-1,jCargo de distribución aplicado a los usuarios diferentes a los del uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k, en el mes m-1 por el distribuidor j.
VANRk,m-1Valor por concepto de ventas de gas a usuarios diferentes a los del uso residencial, efectuadas por el distribuidor j en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, en el mes m-1, expresado metros cúbicos (m3). Si las ventas de gas a usuarios diferentes a los del uso residencial en el mes m-1 por el distribuidor j en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k (VNRk,m-1,j), son mayores al promedio mensual de las ventas de gas a usuarios diferentes a los del uso residencial reportadas por el distribuidor al momento de aprobar los cargos (llámense VRUNR), según lo establecido en el anexo 15 de la presente resolución, entonces
R95RCREGF20
De lo contrario,
R95RCREGF21

5. Cuando los cargos de distribución aplicados a los usuarios residenciales sean iguales a los cargos de distribución aprobados a estos usuarios, los cargos de distribución aplicados a usuarios diferentes a los del uso residencial deberán tener decrementos conforme a la reducción del saldo acumulado DAC.

6. El cargo promedio de distribución aprobado aplicable a los usuarios diferentes a los de uso residencial para la aplicación de la metodología de canasta de tarifas para usuarios diferentes de uso residencial, de que trata el artículo 10 de la presente resolución, será igual al cargo efectivamente aplicado mes a mes en esta senda tarifaria.

PAR. 3º—El distribuidor reportará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) un balance mensual de la opción tarifaria de que trata este artículo.

Publíquese y cúmplase.

Firma del proyecto,

El Presidente,

Germán Arce Zapata.

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Jorge Pinto Nolla.