HomeMy WebLinkAboutRESOLUCIÓN CREG 175 - Resolución Creg 175 de 2021República de Colombia
Ministerio de Minas y Energía
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
RESOLUCIÓN No. 175 DE 2021
( 08 OCT. 2021 )
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del
servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del
Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de
transporte de gas natural
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las
conferidas por la Ley 142 de 1994 y los Decretos 2253 de 1994,1260 de 2013,
2255 de 2015 y,
C O N S I D E R A N D O Q U E:
El artículo 365 de la Constitución Política establece que “los servicios públicos
son inherentes a la finalidad social del Estado. Es deber del Estado asegurar su
prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”. Así mismo,
estipula que “(l)os servicios públicos estarán sometidos al régimen jurídico que
fije la ley, podrán ser prestados por el Estado, directa o indirectamente, por
comunidades organizadas, o por particulares. En todo caso, el Estado
mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios (…)”.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 14, numeral 14.28, de la Ley 142 de
1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria
del servicio público domiciliario de gas combustible.
Es derecho de todas las empresas construir, operar y modificar sus redes e
instalaciones para prestar los servicios públicos, para lo cual cumplirán con los
mismos requisitos exigidos por la ley a todos los prestadores, como lo garantiza
el artículo 28 de la Ley 142 de 1994.
Las personas jurídicas que produzcan para ellas mismas, o como consecuencia
o complemento de su actividad principal, los bienes y servicios propios del objeto
de las empresas de servicios públicos, pueden prestar las actividades que
integran el servicio público, para lo cual deben sujetarse a la Ley 142 de 1994
en sus actos o contratos que celebren para suministrar los bienes o servicios
cuya prestación sea parte del objeto de las empresas de servicios públicos, a
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RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 2/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
otras personas en forma masiva, o a cambio de cualquier clase de remuneración,
y están obligadas a constituirse en empresas de servicios públicos cuando la
Comisión así lo exija, como está previsto en dicha Ley, como lo prevén los
artículos 15 y 16 de la Ley 142 de 1994.
La Ley 142 de 1994 obliga a todos los prestadores del servicio a facilitar el acceso
e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o
que sean grandes usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización
y prestación de los servicios; los faculta para celebrar contratos que regulan el
acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la
prestación de servicios públicos; y en su defecto, los somete a la servidumbre
que puede imponer la CREG para tales efectos.
De acuerdo con lo previsto en la Ley 142 de 1994, le corresponde a la Comisión
ejercer la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios
públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás
casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos,
para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean
económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y
produzcan servicios de calidad, para lo cual puede, entre otras, proponer la
adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante
y adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las
empresas en el mercado, conforme a los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994.
La Ley 401 de 1997 establece que el gas combustible que se transporte por red
física a todos los usuarios del territorio nacional, se regirá por las disposiciones
contenidas en la Ley 142 de 1994, con el propósito de asegurar una prestación
eficiente del servicio público domiciliario.
La Comisión debe establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte
e interconexión a las redes, con sujeción a los criterios que, según dicha ley,
deben orientar el régimen tarifario, para lo cual puede establecer topes máximos
y mínimos de tarifas, conforme a los artículos 73.11, 73.22 y 88 de la Ley 142
de 1994. Así mismo, la definición de estas tarifas debe considerar los criterios
tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y la aplicación de
estos de acuerdo con cada actividad sujeta a regulación, al igual que no pueden
trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente por parte de las
empresas.
Los numerales 87.1 y 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 definen los
principios de eficiencia económica y suficiencia financiera así:
“87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que
éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las
fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de
productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los
usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias
no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que
las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la
competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas
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RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 3/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar
el servicio, como la demanda por éste.
87.4. Por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas de tarifas garantizarán la
recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la
reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas
en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector
de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos
que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios.”
Las fórmulas tarifarias que defina la Comisión deben garantizar a los usuarios,
a lo largo del tiempo, los beneficios de la reducción promedio de costos en las
empresas que prestan el servicio, según exigencia del artículo 92 de la Ley 142
de 1994. Toda tarifa debe tener un carácter integral, en el sentido de que
supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características
definirán las comisiones reguladoras, como lo exige el numeral 87.8 del artículo
87 de la Ley 142 de 1994. Por mandato legal, las fórmulas tarifarias tendrán una
vigencia de por lo menos cinco años, o hasta que la Comisión defina unas
nuevas.
En la definición de las fórmulas tarifarias, la Comisión debe tener en cuenta las
condiciones preexistentes de la actividad sujeta a regulación para dicha
definición, como son los costos eficientes de los activos existentes en operación,
las características de los mercados atendidos y las condiciones de operación del
servicio, así como de aquellas que le son propias, en este caso, para la actividad
de transporte de gas natural; y otras sobrevinientes durante el período de
vigencia de la fórmula, y que por autorización legal pueden incorporarse,
principalmente, aquellas que se relacionan con los gastos de administración,
operación y mantenimiento, incluyendo los costos de la expansión, las
variaciones en los índices de precios, el riesgo de negocios comparables, el
aumento en los factores de productividad, las innovaciones tecnológicas y la
reducción promedio de los costos, entre otros. Igualmente, allí se deben
considerar los lineamientos legales y reglamentarios a los que se sujeta la
regulación.
El período de vigencia de las metodologías y fórmulas tarifarias previsto por la
Ley 142 de 1994 busca la estabilidad en los criterios, variables y esquemas a
través de los cuales se calculan las tarifas aplicables a los usuarios, y dar señales
estables de inversión para garantizar la prestación continua del servicio y la
ampliación de la cobertura por parte de las empresas.
El ejercicio de las facultades regulatorias previstas en los artículos 73 y 74.1 de
la Ley 142 de 1994, incluidas aquellas en materia tarifaria, debe entenderse
como un mecanismo de intervención del Estado en la economía, a fin de
garantizar la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios de
energía eléctrica y gas combustible, y el buen funcionamiento del mercado, entre
otros, por lo cual, estas facultades deben atender los fines constitucionales y
legales que persigue la prestación de los servicios públicos domiciliarios
regulados en dicha Ley.
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RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 4/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
La regulación corresponde entonces a una actividad continua y permanente, la
cual comprende el seguimiento de la evolución del sector y la actividad
correspondiente, y que implica la adopción de diversos tipos de decisiones y
actos adecuados, tanto para orientar la dinámica del sector hacia los fines que
la justifican en cada caso, fines que están previstos en la Ley 142 de 1994, así
como en los decretos mediante los cuales el Gobierno Nacional define los
lineamientos de política para el sector regulado, y, también, para permitir el flujo
de la actividad socio-económica respectiva.
De esto hace parte el seguimiento del comportamiento de los agentes, así como
la evaluación y el análisis de la forma en que se remuneran estas actividades, a
fin de orientar sus conductas y establecer mecanismos que garanticen la
aplicación de los criterios previstos en materia tarifaria, dentro de los fines
perseguidos en materia de servicios públicos de acuerdo con lo previsto en la Ley
142 de 1994.
En este sentido, la aplicación de los criterios en materia tarifaria, así como su
aplicación armónica con los principios constitucionales1 y legales2 en materia de
servicios públicos, implica que debe existir una convergencia y equilibrio entre
los intereses colectivos que persigue la prestación de los servicios públicos, como
aquellos intereses de las empresas en relación con la competencia, la iniciativa
privada y la libertad de empresa. Por tanto, esta convergencia y el equilibrio que
se debe generar, entre otros, a través de los mecanismos regulatorios definidos
por esta Comisión, los cuales deben garantizar el equilibrio entre la libertad
económica (incentivo económico), la promoción de intereses colectivos concretos
y la prestación de servicios públicos, es decir, la regulación ha de propender por
hacer compatibles los intereses privados, que actúan como motor de la actividad
económica, con la satisfacción de las necesidades colectivas.
La Comisión estableció el reglamento único de transporte de gas natural, RUT,
mediante la Resolución CREG 071 de 1999, la cual ha sido modificada,
adicionada y complementada, entre otras, por las resoluciones CREG 084 de
2000, 028 de 2001, 102 de 2001, 014 de 2003, 054 de 2007, 041 de 2008, 077
de 2008, 154 de 2008, 131 de 2009, 187 de 2009, 162 de 2010, 169 de 2011,
171 de 2011, 078 de 2013 y 185 de 2020.
Mediante la Resolución CREG 126 de 2010, modificada y complementada por
las resoluciones CREG 129 de 2010, 079 y 097 de 2011, y 066 y 089 de 2013,
se establecieron los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional
de Transporte, SNT, y criterios para la expansión de las redes para una vigencia
de la metodología de cinco años conforme al artículo 126 de la Ley 142 de 1994.
La Comisión, a través de la Resolución CREG 047 de 2014, puso en conocimiento
de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás
interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán los análisis
correspondientes para determinar la metodología y el esquema general de cargos
1 Artículos 365 a 370 de la Constitución Política de Colombia.
2 Ley 142 de 1994, Arts. 1 a 12.
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RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 5/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
para remunerar la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente período
tarifario, en cumplimiento de lo previsto en los artículos 126 y 127 de la Ley 142
de 1994, y del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.
Con la Resolución 047 de 2014 se inicia el proceso de análisis para el diseño de
la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural para
un nuevo período tarifario. En estas bases conceptuales se hace una descripción
general del sector, se identifican algunas fortalezas de la metodología vigente,
los retos para una nueva regulación, y se señalan, de manera general, los temas
que se analizarán para la nueva metodología: el esquema de remuneración del
transporte por contrato, los incentivos a la ampliación de la infraestructura, los
incentivos para el desarrollo de confiabilidad, las variables consideradas en el
cálculo tarifario, las actuaciones para el cálculo tarifario y otros temas.
Como parte de los estudios necesarios para definir la nueva metodología, la
Comisión contrató al consultor internacional Frank Gregory Lamberson, para
actualizar el valor de algunos insumos utilizados por la CREG para estimar el
valor eficiente de los gasoductos. El informe final de esta consultoría se publicó
mediante la Circular CREG No. 094 de 2014.
La Comisión también contrató al consultor internacional Calvin Peter Oleksuk
para actualizar el costo de las principales variables que inciden en la
construcción de estaciones de compresión. El informe final de esta consultoría
se publicó mediante la Circular CREG No. 081 de 2014.
Mediante la Circular 017 de 2018 la CREG publicó el estudio “Factores
multiplicadores para trazado de ductos por media ladera y Costos de
construcción para cruces subfluviales, aéreos y sísmicos”.
Como parte de las actuaciones administrativas impulsadas por la Comisión para
determinar el valor de reposición a nuevo de los activos que cumplieron la vida
útil normativa, VUN, conforme a la metodología de remuneración vigente, en las
audiencias de contradicción de los dictámenes periciales, los transportadores
conocieron la metodología de valoración y los resultados de los peritajes
realizados por Tipiel S.A.
Mediante el Decreto 1073 de 2015 se expidió el “Decreto Reglamentario Único
Sectorial del Sector Administrativo de Minas y Energía”, el cual, en su Título II,
establece las disposiciones reglamentarias en materia de gas natural, y en su
Capítulo 3 incorpora disposiciones particulares para la actividad de transporte
de gas natural.
A través del Decreto 2345 de 2015 se adicionó el Decreto Único Reglamentario
del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, con lineamientos
orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas
natural, así:
- El Artículo 2.2.2.1.4 define la confiabilidad como “la capacidad del sistema de
producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural de
prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en la
infraestructura”.
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RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 6/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
- El Artículo 2.2.2.1.4 define la seguridad de abastecimiento como “la capacidad
del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas
natural, bajo condiciones normales de operación, para atender la demanda en
el mediano y largo plazo”.
- El Artículo 2.2.2.2.28 establece que “Con el objeto de identificar los proyectos
necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad
del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan
de Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez (10) años”.
- El Artículo 2.2.2.2.29 establece que la CREG deberá expedir regulación
aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural.
- El Artículo 2.2.2.2.29 también establece la posibilidad de realizar proyectos
del plan de abastecimiento de gas natural a través de mecanismos abiertos y
competitivos.
- El parágrafo del Artículo 2.2.2.2.29 establece que “La UPME será responsable
de la aplicación de los mecanismos abiertos y competitivos a los que se refiere
este artículo”.
Mediante la Resolución 40052 de 2016 el Ministerio de Minas y Energía
desarrolló el Artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, modificado por el
Artículo 4 del Decreto 2345 de 2015, y dictó otras disposiciones.
En el Artículo 1 de la Resolución 40052 de 2016 se establece, entre otros
aspectos, que:
- “Para la adopción del Plan de Abastecimiento de Gas Natural el Ministerio de
Minas y Energía tendrá en cuenta el estudio técnico que deberá elaborar la
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)”
- “En el estudio técnico se deberán considerar proyectos asociados a
infraestructura para importación, almacenamiento, aumento de la capacidad
de transporte, extensión de los sistemas de transporte, redundancias en
gasoductos, redundancias en sistemas de compresión, conexiones entre
sistemas de transporte, entre otros”.
- El estudio técnico que elabore la UPME contendrá la “identificación de los
beneficiarios de cada proyecto”.
En cumplimiento del requisito de publicidad y consulta pública de los proyectos
de regulación de carácter general de contenido tarifario que estableció el Decreto
2696 de 2004, incorporado en los decretos únicos 1077 y 1078 de 2015, la
Comisión, mediante la Resolución CREG 090 de 2016, ordenó hacer público un
proyecto de resolución de carácter general, “Por la cual se establecen los criterios
generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el
esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras
disposiciones en materia de transporte de gas natural”.
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Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
En cumplimiento del artículo 11.5 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión realizó
dos audiencias públicas en las ciudades de Barranquilla y Bogotá los días 23 y
30 de noviembre de 2016, respectivamente, en las cuales se presentó la
propuesta regulatoria, algunos agentes presentaron sus comentarios y se
atendieron las preguntas formuladas por los asistentes a la audiencia y por
quienes participaron telefónicamente o mediante correo electrónico.
En la Resolución CREG 107 de 2017 la Comisión estableció los procedimientos
que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas
natural mediante procesos de selección.
De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 107 de 2017, los valores
eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que
estén embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente se
definen como “Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento
en un sistema de transporte, 𝐼𝑃𝐴𝑇”.
En el literal c) del Artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017 se establece
que la remuneración para cada proyecto de 𝐼𝑃𝐴𝑇 que ejecute el transportador
incumbente se adoptará con base en lo establecido en la metodología vigente al
momento de efectuar el cálculo, para remunerar la actividad de transporte de
gas natural.
Mediante la Resolución CREG 155 de 2017 la Comisión definió la regulación
asociada a Open Seasons como mecanismo de mercado para el desarrollo de
proyectos de infraestructura de transporte diferentes a ampliaciones de
capacidad, gasoductos dedicados y de conexión, y se adoptaron otras
disposiciones.
Mediante la Resolución CREG 033 de 2018 la Comisión estableció medidas
regulatorias en relación con la definición y aplicación del gasoducto de conexión.
Mediante la Circular CREG 017 de 2018 la Dirección Ejecutiva de la CREG
publicó el estudio “Multiplicadores de dificultad constructiva y costos para
transporte por ductos de gas natural y combustibles líquidos”. Este estudio tiene
como objeto estimar los multiplicadores que capturan la dificultad constructiva
de ductos de gas natural y combustibles líquidos cuando el trazado cruza zonas
por media ladera, así como el análisis de costos relacionados con cruces
subfluviales, aéreos y sísmicos. Los resultados de este estudio se utilizan para
elaborar el modelo de valoración de gasoductos.
Mediante Resolución CREG 155 de 2020 se sometieron a consulta las
disposiciones necesarias para la determinación de las tasas de descuento de las
actividades reguladas por esta Comisión.
En la Resolución CREG 080 de 2019 se define un marco regulatorio general, en
el que se establecen los lineamientos sobre los comportamientos esperados de
los agentes que participan en la prestación del servicio. En este sentido, se dictan
normas generales de comportamiento, concordantes con un buen
funcionamiento del mercado, el libre acceso a los bienes esenciales, la
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Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
transparencia, la neutralidad, la eficiencia, la libre competencia, la gestión de
los intereses de los usuarios y la no utilización abusiva de la posición dominante.
Con base en el análisis de las observaciones y sugerencias recibidas en el proceso
de consulta pública ordenada mediante la Resolución 090 de 2016, en los
estudios para calcular el valor a reposición a nuevo de los activos que cumplieron
vida útil normativa, en los cambios normativos que entraron en vigencia con
posterioridad a la publicación del proyecto, en los resultados de los análisis para
definir una nueva metodología para el cálculo de las tasas de descuento
aplicables a las actividades reguladas, y en los análisis adicionales sobre la
distribución de riesgos, y con el fin de garantizar un mayor grado de eficiencia
dentro de la remuneración de la actividad de transporte de gas natural, la
Comisión encontró conveniente hacer modificaciones al proyecto de regulación
publicado con la Resolución 090 de 2016.
Para propiciar la participación de los agentes, los usuarios y demás interesados
frente a los cambios introducidos al proyecto, la Comisión, mediante la
Resolución CREG 160 del 27 de octubre de 2020, ordenó hacer público el nuevo
proyecto de regulación, en la cual se incorporan ajustes en diversos aspectos de
la metodología de transporte de gas natural. De estos hacen parte:
i) Teniendo en cuenta que el transportador cuenta con mayor capacidad para
manejar el riesgo cambiario, se establece que la remuneración de las
inversiones en transporte de gas natural sea en moneda local (pesos
colombianos), y no en dólares americanos, evitando así que el riesgo cambiario
continúe en cabeza del usuario;
ii) Disminuir la posibilidad de que se den o trasladen sobrecostos dentro de la
remuneración de las inversiones en gasoductos y estaciones de compresión
como parte de la actividad de transporte de gas natural, para lo cual es
necesario incluir mayores elementos dentro del mecanismo de valoración de
inversiones, como nuevos multiplicadores y la inclusión de un método para
compartir el riesgo constructivo entre el transportador y los remitentes;
ajustar la remuneración de los activos que han cumplido su vida útil
normativa; llevar a cabo ajustes a la tasa de descuento atendiendo la realidad
macroeconómica y de riesgo país actual y demás elementos propios de la
metodología de la Resolución CREG 095 de 2015 o aquella que esté vigente;
iii) Considerar los consumos efectivos facturados de gas natural y electricidad
en las estaciones de compresión descontando las ventas que realicen en el
mercado secundario;
iv) En el caso de las estaciones de puerta de ciudad que actualmente se
encuentran remuneradas dentro de los cargos de transporte de gas natural,
se debe incluir un método de transferencia de dichos activos a la actividad de
distribución de gas combustible, considerando los impactos que esto puede
generar dentro de los mercados de distribución, sin perjuicio de la aplicación
de lo establecido en la Resolución CREG 138 de 2014, mediante la cual se
adiciona y se modifica la Resolución CREG 202 de 2013.;
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Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Ahora, adicionalmente a los objetivos de buscar un mayor grado de eficiencia en
las tarifas y la asignación de riesgos regulatorios, encuentra la Comisión que la
actividad de transporte de gas natural y su regulación puede ser un elemento
importante dentro de la búsqueda de la promoción de la competencia a lo largo
de las actividades que hacen parte de la cadena de prestación del servicio de gas
combustible, así como para asegurar la prestación continua del servicio.
De acuerdo con esto, la Comisión considera relevante la inclusión de
instrumentos y mecanismos regulatorios bajo la consideración de un análisis
costo-beneficio, que posibiliten, desde el punto de vista económico y en el
agregado de los costos de la prestación del servicio público domiciliario, viabilizar
una mayor oferta de gas con destino al servicio público domiciliario, con una
reducción de los costos a los usuarios.
Lo anterior, en el marco de la continua búsqueda de alternativas que permitan
resolver los problemas asociados con la pérdida de oportunidad de la puesta en
operación de nuevas fuentes de gas.
Es por esto que, la presente metodología incluye los siguientes instrumentos
regulatorios:
i) La posibilidad de llevar a cabo el estampillamiento de parte de la
infraestructura de los sistemas de transporte y/o el fraccionamiento de tramos
de gasoductos, sustentada en un análisis costo – beneficio;
ii) La posibilidad de llevar a cabo el desarrollo de infraestructura de transporte
de gas, entre otras, ampliaciones de capacidad con períodos de remuneración
específicos, o por lo menos inferiores a 20 años, donde su destinación este
dirigida de manera exclusiva a generar una mayor oferta de productores –
comercializadores de gas, considerando el concepto de nueva fuente de
suministro;
Finalmente, la presente metodología, dentro de una visión de largo plazo, es
decir, más allá del período tarifario de 5 años al que hace referencia el artículo
126 de la Ley 142 de 1994, adquiere un carácter transitorio, entendido como la
visión que se cuenta de la prestación del servicio al finalizar dicho período
tarifario, en el que se ha planteado la importancia y pertinencia de una posible
migración hacia un nuevo esquema de cargos, como por ejemplo “entry-exit”,
buscando un carácter neutral en las redes de transporte de gas natural. Esto
implica una serie de estudios, análisis y cambios normativos, así como del
desarrollo de políticas públicas e instrumentos, los cuales avanzarán en la
implementación y desarrollo de dicho esquema, mientras se lleva a cabo la
aplicación de la presente metodología.
En este sentido, la presente metodología busca llevar a cabo una actualización
de los cargos de transporte, con la inclusión de mayores elementos de eficiencia,
tanto dentro de la actividad de transporte de gas natural, así como a lo largo de
la cadena de prestación del servicio, sin que la misma restrinja la posibilidad y
permita dar inicio al posible tránsito de un nuevo esquema de remuneración y
la eventual implementación de un esquema “entry – exit”.
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Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
En relación con esto, es importante traer como referencia lo expuesto en las
conclusiones de la Misión de Transformación Energética, solicitada por el
Gobierno Nacional, en la cual se expuso3:
“La propuesta de este documento se basa en establecer como prioridad el
incremento de la liquidez en los mercados de molécula, lo que aumenta el
número de agentes del mercado negociando el mismo bien. Esto a su vez mejora
el nivel de competencia en el mercado, lo que aumenta la eficiencia en la
coordinación de actividades. En la experiencia internacional, el modelo principal
para facilitar la liquidez en el mercado de molécula es el hub virtual combinado
con el sistema entrada-salida (metodología entry-exit). La idea básica detrás de
este modelo (que no es solo un modelo de determinación de tarifas sino que es
un modelo de definición de las reglas de acceso al sistema de transporte y por
lo tanto de estandarización de los puntos de entrega de la molécula) es facilitar
la entrada al mercado de gas. Las propuestas contenidas en este documen to
giran en torno a la idea de implantar un mercado de gas basado en puntos de
entrega virtuales”.
(…)
“Coherentemente, el transporte será organizado centralizadamente (common
carriage). Esto significa que la remuneración del transportador no depende de
la contratación sino de los ingresos reconocidos (Allowed Revenue), que serán
pagados por los usuarios a través de las tarifas definidas por la regulación (ver
numeral 4 de este documento para más detalles). Desde el punto de vista de
esta sección, esto significa que el acceso a la red de transporte será regulado,
y no basado en los términos de la negociación contractual (como ocurriría en el
caso de escoger contract carriage). Concretamente, las reglas de acceso serán
las correspondientes a las resultantes de la aplicación de la metodología entry-
exit”.
En el documento CREG 126 de 2020 se presentan los análisis y las respuestas
a los comentarios, observaciones y sugerencias presentadas al proyecto
publicado mediante la Resolución CREG 090 de 2016, los ajustes y las
modificaciones realizadas a dicha propuesta como parte del proceso de consulta,
así como los demás análisis que soportan la presente resolución.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 1040 del 20 de
agosto de 2020, aprobó hacer público el proyecto de resolución “Por la cual se
establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte
de gas natural y el esquema general de cargos del sistema nacional de
transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas
natural”, proyecto de resolución que fue publicado el 27 de octubre de 2020 en
la página WEB de la Comisión como la Resolución CREG 160 de 2020.
3 Fuente: https://www.minenergia.gov.co/documents/10192/24202647/Foco+2+-
+Informe+Final.pdf.
)*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 11/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
El artículo 2 de la Resolución CREG 160 de 2020 estableció un período de
consulta de treinta (30) días calendario a partir de la publicación en la página
web de la Comisión, el cual finalizó el 26 de noviembre de 2021.
Mediante la Resolución CREG 217 de 2020, Publicada en la WEB de la CREG el
25 de noviembre de 2020 se amplió el plazo para comentarios de la Resolución
CREG 160 de 2020 hasta el 10 de diciembre de 2020.
Mediante Resolución CREG 004 de 2021 se definió el procedimiento para el
cálculo de la tasa de descuento aplicable en las metodologías tarifarias que
expide la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Mediante Resolución CREG 073 de 2021 se modificó el procedimiento para el
cálculo de la tasa de descuento aplicable en las metodologías tarifarias que
expide la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Una vez surtido el proceso de consulta, se recibieron comentarios por parte de
los siguientes personas naturales y jurídicas, indicando el nombre de la persona
o empresa y el número de radicado bajo el cual se encuentra registrado en la
CREG: ACOLGEN E-2020-015151, ANDEG E-2020-014443, ENEL E-2020-
015189, EPM E-2020-015222, SOUTH 32 ENERGY E-2020-015153,
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. E-2020-014689, TGI E-2020-015209, E-
2021-002635, E-2021-005578, E-2021-006642, E-2021-006658, E-2021-
008043, ECOPETROL E-2020-015224, BMC E-2020-015232, ACP E-2020-
015239, ANDESCO E-2020-015250, E-2021-008072, ANDI E-2020-015258,
NATURGAS E-2020-015263, CENIT E-2020-015264, GRUPO VANTI E-2020-
015265, ALFAGRES E-2020-015268, CNE OIL & GAS E-2020-015277, HOCOL
E-2020-015278, TRANSMETANO E-2020-015274 E-2020-015275,
PROMIORIENTE E-2020-015276, TRANSOCCIDENTE E-2020-015280,
LLANOGAS E-2020-015279, ASOENERGÍA E-2020-015281, GECELCA E-2020-
015285, GEB E-2020-015292 E-2020-015305, E-2021-007663, E-2021-
007685, CERRO MATOSO E-2020-015293, ANGEL CASTAÑEDA MANRIQUE E-
2020-015294, PROGASUR E-2020-015295, WILLARD E-2020-015296,
POSTOBÓN E-2020-015297, FERRO E-2020-015381, PUERTO BAHÍA E-2020-
015403, DRUMMOND E-2020-015991 y PROMIGAS E-2020-015273, E-2021-
002953, E-2021-006409, E-2021-006667, E-2021-008295, E-2021-008296.
En el documento soporte que acompaña la presente resolución se incluye el
análisis de los comentarios recibidos a la Resolución CREG 160 de 2020.
Mediante radicados CREG S-2021-001817 y S-2021-002685, la Comisión
remitió a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, el texto de
resolución, el respectivo documento soporte y algunas precisiones para lo
pertinente.
Mediante radicados CREG E-2021-006866 y E-2021-007267, la SIC remitió a la
Comisión concepto de abogacía de la competencia en el que se realizan
recomendaciones en relación con la aplicación de metodología.
Las recomendaciones recibidas de la SIC se refieren a justificar, precisar o
sustentar los impactos de la resolución, por lo que esta Comisión entiende que
(+
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 12/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
no se requieren ajustes a la resolución, sino explicaciones de algunos aspectos
específicos. Debe tenerse en cuenta que esta Comisión realizó los análisis de
impacto aplicando una de las alternativas aceptadas como parte del Análisis de
Impacto Normativo (AIN), como es la metodología de análisis multi-criterio.
A continuación, se presentan las respuestas a dichas recomendaciones.
Recomendación de la SIC Número 1:
Justificar cuantitativamente los beneficios para el mercado derivados de dividir
la aplicación de la metodología en dos etapas.
La Comisión presentó en la resolución de consulta CREG 160 de 2020 y en el
documento soporte D-126-2020 un análisis de impacto normativo – AIN -, el
cual, mediante un análisis cualitativo, encontró que la propuesta era apropiada
para las necesidades de los agentes y los usuarios. Sin embargo, a partir del
análisis y las recomendaciones de la SIC, se complementó el ejercicio con un
análisis cuantitativo, el cual confirma lo previsto en la mencionada resolución y
documento soporte.
Para calcular los beneficios para el mercado considerando el cálculo inicial de
los cargos que debe realizar la empresa conforme como lo ordena la presente
resolución, se utiliza un modelo simplificado de la red de transporte para simular
los impactos en el valor de la factura a los usuarios y en los ingresos de los
transportadores. En el documento soporte de la presente resolución se pueden
observar los resultados de estas sensibilidades.
En primera instancia, para el análisis cuantitativo se actualizó la tasa de
descuento (costo promedio ponderado de capital – WACC, por sus siglas en
inglés) que en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, se calculó con
información a julio de 2010, arrojó una tasa de 17,7% dólares constantes antes
de impuestos para el cargo variable de la actividad de transporte, y, 15,02%
dólares constantes antes de impuestos para el cargo fijo de la misma actividad.
Una vez actualizada esta tasa aplicando la metodología que establece la
Resolución CREG 004 de 2021 y sus modificaciones, a las condiciones actuales
del mercado, con información a 31 de julio de 2021, se calcula en un 10,94%
pesos constantes colombianos antes de impuestos para cargos fijos y variables.
Esta información está contenida en la Resolución CREG 103 de 2021, por la cual
se determinan unos parámetros para la estimación de la tasa de descuento de
la actividad de transporte de gas natural y se determina la tasa.
Al aplicar la tasa de descuento actualizada, en un ejercicio ceteris paribus en un
modelo simplificado de cargos de transporte (el cual se explica en el documento
soporte que acompaña la presente resolución), se tiene como efecto estimado
una reducción al usuario final del servicio público domiciliario de gas natural en
la factura del 2%, promedio ponderado por demanda, considerando los
supuestos incluidos en el documento soporte de la presente resolución.
Respecto de la suficiencia financiera, la propuesta regulatoria cumple lo previsto
en la ley, en el sentido de remunerar la actividad de transporte de gas natural,
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 13/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
considerando para el cálculo de los cargos las variables que los determinan, tales
como los activos, los gastos de AOM, demandas previstas en los cargos vigentes
y la tasa de rentabilidad de los activos en pesos, calculada de acuerdo con las
condiciones actuales de mercado.
En cuanto a la eficiencia económica, la propuesta regulatoria también cumple lo
previsto en la ley, al establecer cargos de transporte de gas natural eficientes
cuando remunera los activos del transportador con una tasa de rentabilidad a
condiciones de mercado actual. En este caso los usuarios pagarán un cargo
eficiente.
Recomendación de la SIC Número 2:
Justificar cuantitativamente que la medida de división de la aplicación de la
metodología en dos etapas no comprometa la suficiencia financiera de los
transportadores al aplicar la conversión a pesos colombianos y la nueva tasa
de descuento de manera previa a la actualización de los cargos.
Las aplicaciones de la metodología durante su vigencia cumplen con el principio
de la suficiencia financiera de los transportadores por las siguientes razones:
En el cálculo inicial de los cargos de transporte de gas natural que deben realizar
los transportadores, se parte de la información reconocida en los cargos vigentes,
así:
• Las variables de inversión, AOMs y demanda son las mismas de la
metodología vigente (Resolución CREG 126 de 2010).
• Las inversiones ejecutadas y que no están en cargos, continúan siendo
remuneradas al transportador según acuerdo entre partes.
• El transportador es quien decide cómo financia sus inversiones en moneda
local o extranjera. Teniendo en cuenta que el cambio regulatorio fue
anunciado a los transportadores con la expedición el 27 de octubre de
2020 de la Resolución CREG 160 de 2020, se considera que se tuvo el
tiempo razonable para preparar la reestructuración de la deuda.
• La variación de la tasa de descuento de 17,7% dólares constantes antes
de impuestos para el cargo variable de la actividad de transporte, y,
15,02% dólares constantes antes de impuestos para el cargo fijo de la
misma actividad, la cual se actualizó a una tasa de 10,94% en pesos
constantes colombianos real antes de impuestos para cargos fijos y
variables, refleja el cambio de los costos y riesgos de la actividad de
transporte entre 2010 y 2021.
• La tasa de descuento actualizada refleja la estimación actual y futura de
los inversionistas para el desarrollo de sus negocios como los de la
actividad de transporte de gas natural, por tanto, la suficiencia financiera
no se ve afectada, por ser un precio de mercado.
-&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 14/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
• La tasa de descuento podrá ser actualizada conforme a las disposiciones
del parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021 o aquella
que la modifique, sustituye o derogue, de acuerdo con las condiciones del
mercado en su momento.
En el cálculo posterior de los cargos de transporte que apruebe la Comisión se
cumple también con el principio de suficiencia financiera, dado que se
reconocerán todas las inversiones y AOMs eficientes y necesarios para el servicio
público de gas natural y las demandas asociadas a estas inversiones, a partir de
la información que reporten los transportadores en su solicitud de cargos, y, se
utilizará la tasa de descuento vigente. Esta aplicación solo es posible luego de
que la CREG verifique y evalúe la solicitud de cargos que presenten los
transportadores. Adicionalmente, en esta nueva metodología el transportador
tendrá la oportunidad de solicitar a la CREG que le modifique el cargo cada dos
(2) años para incorporar nuevas inversiones, y sus correspondientes AOMs y
demandas asociadas a dichas inversiones.
La aplicación de la metodología propuesta no afecta la suficiencia financiera de
los agentes transportadores, la libre competencia, la propiedad privada o la
eficiencia económica, teniendo en cuenta que, del análisis sobre el impacto en
los ingresos de los transportadores, se concluye que, la reducción de éstos no es
consecuencia de la supresión de ninguno de los costos eficientes de la actividad,
sino cambios en la situación del mercado, pasando a remunerar la actividad a
los costos eficientes conforme las condiciones de mercado actuales.
La esencia de la regulación de un monopolio natural como el transporte de gas
es evitar el abuso de poder de mercado que tendrían los prestadores de dicho
servicio si ellos definieran su remuneración y controlaran el acceso al mismo.
Por esta razón, la CREG expide una metodología para calcular los cargos de uso
a partir de valores eficientes de los activos y una rentabilidad similar a la que
recibiría una actividad de riesgo comparable, como ordena la ley 142 de 1994,
también los gastos y costos eficientes para la prestación del servicio y la
demanda esperada durante la vida útil normativa (20 años).
La rentabilidad de los activos se determina mediante una fórmula específica de
aceptación internacional (WACC), establecida en la resolución CREG 004 de
2021 y las que la modifiquen, que considera el costo promedio ponderado de los
recursos utilizados para el desarrollo de las empresas, como son el patrimonio y
la deuda. Ello significa que la regulación debe reconocer la rentabilidad que
corresponda a dicha actividad (Resolución CREG 103 de 2021 con un WACC de
10,94% en pesos constantes antes de impuestos), en condiciones eficientes de
mercado, y las empresas, a partir de la gestión administrativa y financiera,
podrán obtener los rendimientos mayores o menores, según logren
optimizaciones en costos y gastos a partir de dicha gestión.
En el documento de soporte de esta resolución se presentan los resultados del
análisis de impacto para los transportadores considerando el modelo
simplificado del sistema ya mencionado anteriormente para simular la aplicación
inicial de la metodología.
%.
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 15/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Recomendación de la SIC Número 3:
Con respecto al ajuste realizado en el artículo 18 de la Resolución 160 de 2020
relacionado con el cálculo de cargos, la SIC recomendó lo siguiente:
Precisar la causa del cambio en el cálculo de los cargos del proyecto inicial que
sometió a comentarios respecto del proyecto definitivo, de cara a una posible
subaditividad.
En relación con esta recomendación, vale la pena aclarar lo que se estableció en
la Resolución CREG 160 de 2020:
• Remuneración de los activos en los cargos una vez se haga la puesta en
operación comercial.
• Como parte del cálculo de las parejas de cargos regulados definido en el
numeral 18.9 se incluyó la referencia al anexo 11, el cual describía un
procedimiento para incluir en los cargos regulados los valores eficientes de
las inversiones que entran en operación comercial con sus respectivos
valores, dentro de las cuales se incluyen las inversiones de aumento de
capacidad y las que conforman el plan de nuevas inversiones.
Dicho procedimiento contemplaba un cálculo iterativo que utilizaba la
función Solver de la hoja de cálculo, el cual partía de las ecuaciones
incluidas en los numerales 18.1 a 18.8 para calcular cargos cuando se
incluían activos PNI e IAC que podían entrar en diferentes momentos del
tiempo en la aplicación de la metodología.
• El proceso iterativo partía de un análisis de los flujos considerando una
optimización que permitiera determinar el cargo del tramo de gasoducto
una vez entrara en operación el activo.
El ajuste incluido en el texto remitido a la SIC se construyó a partir de los
comentarios que se recibieron durante la consulta:
• Dentro del análisis de comentarios se identificó que existía una
oportunidad de mejora en la redacción y en el planteamiento para el
cálculo de los cargos y, de esa manera, dar mayor claridad y simplicidad
en la aplicación de la metodología.
• El cambio realizado en las ecuaciones no afecta la señal de remuneración
de activos respecto de lo establecido en la Resolución CREG 160 de 2020,
y no requiere utilizar un proceso iterativo para determinar los cargos.
• Se simplifica la ecuación incluida en el artículo 20 de la presente
resolución, incluyendo las variables de cálculo que se abordaban de
manera separada en la Resolución CREG 160 de 2020, de tal manera que,
en el momento en que entre en operación comercial un nuevo activo, se
actualizan la inversión y la demanda. El mismo tratamiento se hace para
el AOM.
(.
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 16/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Recomendaciones de la SIC Números 4 y 5:
A propósito de la participación de los distribuidores de gas en la ejecución de
redes tipo II, la SIC recomendó:
Sustentar en detalle las causas por las cuales el mecanismo de participación de
distribuidores en la ejecución de proyectos de infraestructura de red de
transporte tipo II no fue efectivo.
Sustentar las razones por las cuales el mecanismo de participació n de
distribuidores en la ejecución de proyectos de infraestructura de red de
transporte tipo II debe permanecer o eliminarse.
Mediante Resolución CREG 126 de 2010 se incluyó la posibilidad de dar una
señal de competencia a la entrada para el desarrollo de infraestructura de Redes
Tipo II, con la finalidad de incentivar la extensión de cobertura de la red de
transporte de gas natural.
Sin embargo, dentro de la aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010 se ha
evidenciado que este mecanismo no generó competencia en la entrada, y no se
desarrolló ningún proyecto de Redes Tipo II por parte de agentes distribuidores.
Respecto a estas dos recomendaciones de la SIC, se debe mencionar que una
hipótesis sobre la no utilización de este mecanismo por parte de los
distribuidores se debe a que el gas natural no era competitivo en las condiciones
previstas en la Resolución CREG 141 de 2011, la cual buscaba que, para la
prestación del servicio, se utilizara el energético más eficiente en una zona sin
estampillar los cargos de la red de gas natural con la red existente, cuando se
comparara con el combustible sustituto (GLP en cilindros).
De otra parte, se propone eliminar este mecanismo para los distribuidores,
teniendo en cuenta que los transportadores son los que pueden identificar y
llevar a cabo de manera más eficiente y efectiva la ejecución de este tipo de
infraestructura dentro del Plan de Nuevas Inversiones (PNI), debido a que tienen
una visión regional o zonal, comparada con la del distribuidor, que puede estar
focalizada en soluciones a nivel de municipal.
Adicional a las respuestas sobre las recomendaciones de la SIC, la Comisión,
mediante la Circular CREG 057 de 2021, publicó un documento de análisis
jurídico soporte de las disposiciones que están contenidas en la presente
resolución.
Se recibieron comentarios a la mencionada circular por parte de los siguientes
personas naturales y jurídicas, indicando el nombre de la persona o empresa y
el número de radicado bajo el cual se encuentra registrado en la CREG:
CANACOL E-2021-010781, MC2 E-2021-010824, ANDESCO E-2021-010954,
TRANSOCCIDENTE E-2021-010956, PROMIORIENTE E-2021-010957,
PROMIGAS E-2021-010960 y E-2021-011325, TRANSMETANO E-2021-010961,
ENEL E-2021-010963, ACP E-2021-010993, PROGASUR E-2021-010967,
VANTI E-2021-010970, TGI E-2021-011010, ANDI E-2021-011012,
(.
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 17/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
ASOENEGIA E-2021-010995 y COSENIT E-2021-011000, estos comentarios son
respondidos en el documento soporte que acompaña la presente resolución.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión CREG 1128 del 08 de
octubre de 2021, de conformidad con los análisis presentados en el Documento
CREG 143A de 2021, aprobó expedir la resolución: “Por la cual se establecen los
criterios generales para remunerar el servicio de transporte de gas natural y se
dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural”.
R E S U E L V E:
Título I
Disposiciones generales de la metodología
Artículo 1. Objeto y ámbito de aplicación. La presente resolución tiene por
objeto establecer los criterios generales para determinar la remuneración del
servicio de transporte de gas natural. Igualmente, se establecen otras
disposiciones en materia de transporte de gas natural que no están relacionadas
con la determinación de los cargos regulados de transporte. Se aplicará a todos
los agentes que prestan el servicio de transporte de gas natural y a los usuarios
del Sistema Nacional de Transporte.
Artículo 2. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de la presente
resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en la
Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:
Año: Es el período de 365 ó 366 días, según el calendario común de enero a
diciembre.
Capacidad máxima de mediano plazo, CMMP: Es el máximo volumen de gas
transportable en un día de gas, para cada año del horizonte de proyección,
calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas,
utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así
como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en el
Anexo 5 de la presente resolución.
Condición de contraflujo, CCF: Es la condición en la cual hay transacciones
comerciales en direcciones opuestas entre sí en un gasoducto del SNT. La
Condición de Contraflujo debe garantizar que el flujo físico de gas contratado es
posible en una dirección o en la otra del respectivo tramo de gasoducto, sin
requerir ampliación de la infraestructura existente. La Condición de Contraflujo
no debe afectar las especificaciones de calidad del servicio de aquellos remitentes
que pactaron y perfeccionaron contratos con anterioridad a la solicitud de
transporte que ocasiona el contraflujo.
Demanda Máxima de Capacidad, DMC: Es el volumen máximo de transporte
de gas en un día de un año, expresado en miles de pies cúbicos por día (kpcd).
Demanda Máxima Esperada de Capacidad, DEC: Es la Demanda Máxima de
Capacidad, proyectada anualmente por el transportador para el horizonte de
proyección, expresado en miles de pies cúbicos por día (kpcd).
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 18/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Demanda Esperada de Volumen, DEV: Es el volumen anual de gas que se
espera transportar, proyectado por el transportador para el horizonte de
proyección, expresado en miles de pies cúbicos por año (kpc-año).
Factor de carga, FC: Es la relación entre el volumen de gas transportado en un
año y su correspondiente demanda máxima de capacidad multiplicada por un
factor de 365 ó 366, según corresponda.
Factor de utilización, FU: Es un indicador de utilización de un tramo o grupo
de gasoductos con relación a su utilización potencial máxima. El factor de
utilización se calculará de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 20 de la
presente resolución.
Factor de utilización normativo: Es el mínimo factor de utilización adoptado
por la CREG como criterio de eficiencia para efectos tarifarios.
Fecha base: Es la fecha de referencia para realizar los cálculos tarifarios y
determinar el flujo de ingresos con base en la información que el transportador
presenta a la CREG en cada período tarifario, o cuando realice proyectos del plan
de abastecimiento de gas natural en su sistema de transporte, y corresponde al
31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud de ajuste de cargos o de
la solicitud para ejecutar un proyecto del plan de abastecimiento. Los valores de
los cargos y los flujos de ingresos serán expresados en cifras de la Fecha Base.
Fecha de puesta en operación comercial. Corresponde a la fecha en la que el
activo inicia la prestación del servicio público de transporte de gas natural. Esta
actividad debe registrarse en el CNO gas e informar a la SSPD.
Gas de empaquetamiento: Es el volumen promedio de gas natural contenido
en un sistema de transporte de gas, estimado con base en modelos de dinámica
de fluidos a condiciones físicas promedio de operación, que permite el
movimiento del fluido transportado por diferencia de presiones. Este gas no debe
incluir gas de parqueo.
Gas de parqueo: Es el volumen de gas natural que un remitente entrega al
transportador para almacenarlo en el sistema de transporte durante un período
acordado entre las partes.
Gasoducto dedicado: Es el conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de
una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera
exclusiva para un único consumidor desde un campo de producción, el SNT, un
sistema de distribución, un sistema de almacenamiento, o desde una
interconexión internacional.
Horizonte de proyección: Es el período de tiempo con una duración igual a la
de la vida útil normativa, utilizado para simular el comportamiento de las
variables de demanda y de gastos de administración, operación y
mantenimiento. El horizonte de proyección se considera a partir de la fecha de
la solicitud de ajuste de nuevos cargos.
%&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 19/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Índice de precios al consumidor, IPC: Es el índice de precios al consumidor,
total nacional, reportado por el DANE.
Índice de precios al productor, IPP: Es el índice de precios al productor de la
serie oferta interna publicado mensualmente por el DANE.
Ingresos de corto plazo del transportador, ICPT: Ingresos del transportador
provenientes de contratos de servicios de transporte de corto plazo que excedan
la capacidad contratada por un remitente, expresados en pesos colombianos.
Inversión existente, IE: Es el valor eficiente de los activos necesarios para la
prestación del servicio de transporte de gas natural que fue reconocido en el
último ajuste o revisión de cargos. De estos valores se excluye el correspondiente
a los activos que no se encuentran en operación al momento de la solicitud
tarifaria y activos de IPAT.
Inversiones en aumento de capacidad, IAC: Son los valores eficientes de los
proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada año del período
tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de su sistema de
transporte. Para efectos regulatorios, estos proyectos corresponderán
únicamente a Loops y compresores que se construirán en el sistema de
transporte existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda de
capacidad de transporte prevista durante el horizonte de proyección. Se entiende
por nueva demanda el aumento de la demanda esperada de capacidad en un
tramo regulatorio.
Loop: Es una línea de gasoducto que se deriva de un gasoducto y se vuelve a
conectar al mismo en otro punto, con el objeto de aumentar la capacidad de
transporte del respectivo gasoducto.
Mes: Es el período de 28, 29, 30 ó 31 días, según el calendario común.
Parejas de cargos regulados: Es el conjunto de cargos aplicables al servicio de
transporte en contratos firmes, que remuneran los costos de inversión
reconocidos por la CREG, distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en
diferentes proporciones. Cuando se haga referencia a la determinación de cargos
fijos y cargos variables, esto se referirá tanto a las fracciones fija y variable de
los cargos (i.e. variables λf y λv ), como a su respectivo valor (i.e. variables 𝐶𝐹𝐼𝑡,𝜆𝑓
y 𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑣).
Período estándar de pagos al transportador, 𝑷𝑬𝑷: Tiempo durante el cual un
transportador incumbente espera recibir el ingreso anual esperado, 𝐼𝐴𝐸, para
remunerar un proyecto de 𝐼𝑃𝐴𝑇, definido en 20 años. Durante este período el
transportador se obliga a operar y mantener el proyecto de 𝐼𝑃𝐴𝑇, incluyendo el
abandono, y a cumplir las demás obligaciones adquiridas con la ejecución del
proyecto.
Período tarifario 𝒕: Período tarifario regulado por la presente resolución. Este
período inicia a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución con
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 20/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
una duración de cinco años. Vencido este período la metodología continuará
rigiendo hasta que se expida una nueva.
Período tarifario 𝒕−𝟏: Período tarifario regulado por la Resolución CREG 126
de 2010 y aquellas que la han modificado y complementado. El período tarifario
t-1 finaliza para cada transportador cuando se calculen los cargos conforme a
las disposiciones de la presente resolución.
Producer Price Index, PPI: Es el índice de precios al productor de los Estados
Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina
de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos
de América (Serie ID: WPSFD41312).
Programa de nuevas inversiones, PNI: Son los valores eficientes de los
proyectos que un transportador prevé poner en operación comercial en cada año
del período tarifario, para mantener la continuidad o extender la prestación del
servicio de transporte. Para efectos regulatorios, estos proyectos corresponderán
únicamente a gasoductos de variantes, de proyectos de red tipo I de transporte
y proyectos de la red tipo II de transporte. El programa de nuevas inversiones no
incluirá las inversiones en proyectos que hagan parte del plan de abastecimiento
de gas natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía. La descripción de
la red tipo I está incluida en el Artículo 3 y para el tipo II en el Artículo 4 de la
presente resolución.
Sistema de transporte existente: Son los activos del SNT para los cuales, a la
fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, el transportador les aplica
cargos regulados.
Servicio de transporte de gas a contraflujo: Es el servicio de transporte de gas
en el cual se involucran tramos de gasoductos del SNT que presentan Condición
de Contraflujo. Este servicio estará sujeto a las reglas definidas en la Resolución
CREG 071 de 1999 o aquellas que la complementen o modifiquen.
Sistema troncal de transporte, STT: Es el tramo o grupo de gasoductos del
SNT, con diámetros iguales o superiores a 16 pulgadas, derivados de puntos de
entrada de campos de producción o de puntos de transferencia de otro(s)
sistema(s) de transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta Sistemas
Regionales de Transporte, mercados relevantes de comercialización, la conexión
de usuario(s) no regulado(s), otro(s) sistema(s) de transporte y sistemas de
almacenamiento. Esta definición se utilizará únicamente para efectos de aplicar
el factor de utilización normativo.
Sistema regional de transporte, SRT: Es el tramo o grupo de gasoductos del
SNT, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de sistemas troncales de
transporte, puntos de entrada de campos de producción o puntos de
transferencia de otros sistemas de transporte, a través de los cuales se
transporta gas hasta otro(s) sistema(s) regional(es) de transporte, mercados
relevantes de comercialización, la conexión de usuarios no regulados o sistemas
de almacenamiento. También aquellos que permiten transportar gas natural
entre dos o más mercados relevantes de comercialización. Los sistemas
regionales de transporte no incluirán activos pertenecientes a sistemas de
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 21/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
distribución. Esta definición se utilizará únicamente para efectos de aplicar el
factor de utilización normativo.
Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad
– Tkc: Es la tasa que se utilizará para el cálculo de los cargos de transporte que
permiten remunerar los costos de inversión y calcular los gastos de
administración, operación y mantenimiento, reconocidos por la CREG, a través
de cargos fijos por derechos de capacidad firme.
Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen
– Tkv: Es la tasa que se utilizará para el cálculo de los cargos de transporte que
permiten remunerar los costos de inversión reconocidos por la CREG, a través
de cargos variables por volumen transportado.
Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado para proyectos de los
Planes de Abastecimiento de Gas -PAG – Tkip: Es la tasa que se utilizará para
el cálculo de los cargos de transporte que permiten remunerar los costos de
inversión reconocidos por la CREG, a los proyectos PAG.
Tasa representativa del mercado, TRM: Tasa de cambio certificada por la
Superintendencia Financiera, expresada en pesos colombianos por dólar de los
Estados Unidos de América.
Vida útil normativa, VUN: Es el período de 20 años, del cual dispone el
transportador, de acuerdo con la regulación, para recuperar el valor eficiente de
la inversión. Vencido este período se asumirá para todos los efectos que el valor
eficiente de la inversión reconocida fue remunerado en su totalidad. Para
aquellos gasoductos construidos bajo esquema contractual de BOMT, se
mantiene el período de treinta (30) años para la vida útil normativa.
Artículo 3. Red tipo I de transporte. La red tipo I de transporte corresponderá
a aquellos gasoductos incluidos en el Anexo 7 de la presente resolución. La
Comisión podrá incorporar, mediante resolución, nuevos gasoductos a la red
tipo I de transporte teniendo en cuenta los siguientes criterios:
a) Que el gasoducto de transporte conecte campos de producción o importación
de gas natural con el SNT; y
b) Que el nuevo gasoducto conecte el SNT con una ciudad capital de
departamento.
Parágrafo. Los gasoductos de la red tipo I de transporte serán parte del programa
de nuevas inversiones, PNI. El cálculo de cargos para este tipo de inversiones se
hará según lo previsto en el Artículo 44 y en el Artículo 22, siguiendo los
procedimientos establecidos para 𝐶𝐹𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑓 y 𝐶𝑉𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑣.
Artículo 4. Red tipo II de transporte. La red tipo II de transporte
corresponderá a aquellos gasoductos del SNT que no estén incluidos en el Anexo
7 de la presente resolución, y a aquellos que la Comisión no incorpore a la red
tipo I de transporte de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 3 de la
/0$
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 22/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
presente resolución, así como tampoco a (i) los gasoductos de conexión que se
ejecuten mediante los procedimientos que se establecen en la Resolución CREG
033 de 2018, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; (ii) los gasoductos que
se ejecuten mediante el mecanismo de Open Season adoptado en la Resolución
CREG 155 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; y (iii) los
gasoductos dedicados.
Harán parte de la red tipo II de transporte:
a) Los gasoductos que se deriven de gasoductos de la red tipo I o tipo II del
SNT.
b) Los gasoductos que conecten una nueva fuente de suministro con un
sistema de distribución no conectado al SNT.
c) Los gasoductos que se construyan desde un sistema de distribución
existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente,
para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los
cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos,
que no tengan interés económico entre sí, de acuerdo con lo establecido
en el artículo 6 de la Resolución CREG 057 de 1996, o aquellas que lo
modifiquen o sustituyan.
Título II
Aplicación de la metodología
Artículo 5. Descripción de la metodología. La metodología de remuneración
de la actividad de transporte de gas natural que establece esta resolución es un
conjunto de variables y unos procedimientos de cálculo para determinar los
cargos correspondientes. Las variables más relevantes son las inversiones, los
gastos AOM, la proyección de la demanda a 20 años y la tasa de descuento.
La metodología considera para el cálculo de los cargos de transporte de gas
natural durante el período tarifario, las siguientes aplicaciones: i) cálculo con los
valores que se conocen al entrar en vigencia; ii) cálculo con la información que
reportan los agentes de las variables de inversiones para la actualización de la
base de activos, los gastos AOM, la proyección de la demanda a 20 años, para
los cuales la comisión definirá los valores eficientes; iii) cálculo cuando se haga
la puesta en operación de los proyectos del plan quinquenal de inversiones u
otras no previstas; iv) cálculo cuando existan activos que cumplen VUN y
continúan y/o entran en operación.
Las actualizaciones de los cargos de que tratan los numerales iii) y iv) podrán
hacerse cada dos años, teniendo en cuenta los proyectos que entren en
operación.
Capítulo I
Cálculo y estimación de cargos
Artículo 6. Cálculo de cargos actualizando Tasa de Costo de Capital y
moneda de los cargos. A partir del primer día calendario del séptimo mes
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 23/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, los agentes
transportadores aplicarán los cargos resultantes para el cobro del transporte
siguiendo el procedimiento que se describe en los siguientes literales de manera
mensual, y hasta que se actualicen los cargos, acorde con el Artículo 10 y
siguientes de aplicación de la presente metodología, y estos se encuentren en
firme. Los cargos regulados resultantes de la aplicación de este procedimiento
reemplazarán los cargos regulados vigentes definidos con base en la resolución
CREG 126 de 2010.
a) Procedimiento para calcular los valores de la base de activos en dólares
americanos al 31 de diciembre de 2021: En cada tramo regulatorio o grupo
de gasoductos, de acuerdo con la resolución particular que se encuentre
vigente y aplique para el sistema de transporte, se calculan los valores de las
inversiones que están en los respectivos cargos en dólares americanos a 31 de
diciembre de 2021, conforme la siguiente expresión:
𝐼𝐸𝑎 =𝐼𝐸𝑏𝑎
× 𝑃𝑃𝐼𝑎
𝑃𝑃𝐼𝑏𝑎
𝑃𝑁𝐼𝑎 =𝑃𝑁𝐼𝑏𝑎
× 𝑃𝑃𝐼𝑎
𝑃𝑃𝐼𝑏𝑎
𝐼𝐴𝐶𝑎 =𝐼𝐴𝐶𝑏𝑎
× 𝑃𝑃𝐼𝑎
𝑃𝑃𝐼𝑏𝑎
Donde:
𝐼𝐸𝑎 : Valores de las inversiones existentes en cargos vigentes en dólares
americanos en la fecha 𝑎.
𝐼𝐸ba
: Valores de las inversiones existentes en dólares americanos en los
cargos vigentes en la fecha ba, conforme a la resolución particular
aprobada y sus modificaciones, en aplicación de la Resolución CREG
126 de 2010. Este valor corresponde a lo definido como 𝐼𝐸𝑡 en el
artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.
𝑃𝑁𝐼𝑎 : Valores del programa de nuevas inversiones en dólares americanos
en cargos vigentes en la fecha 𝑎.
𝑃𝑁𝐼ba
: Valor presente del programa de nuevas inversiones en dólares
americanos en los cargos vigentes en la fecha ba, conforme a la
resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación
de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo
definido como 𝑃𝑁𝐼𝑡 en el artículo 6 de la Resolución CREG 126 de
2010.
𝐼𝐴𝐶𝑎 Valor presente de las inversiones en aumento de capacidad en
dólares americanos en cargos vigentes en la fecha 𝑎.
𝐼𝐴𝐶ba
: Valores de las inversiones en aumento de capacidad en dólares
americanos en los cargos vigentes en la fecha ba conforme a la
resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 24/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo
definido como 𝐼𝐴𝐶𝑡 en el Artículo 8 de la Resolución CREG 126 de
2010.
𝑃𝑃𝐼𝑎: Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de
América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la
Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de
los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la
fecha a.
𝑃𝑃𝐼𝑏𝑎: Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de
América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la
Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de
los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la
fecha ba.
𝑎: Diciembre 31 de 2021.
𝑏𝑎: Fecha base en la que están los cargos aprobados aplicando la
Resolución CREG 126 de 2010.
b) Procedimiento para calcular los valores de la base de activos en dólares
americanos del 31 de diciembre de 2021 a pesos colombianos a 31 de
diciembre de 2021: A partir del procedimiento indicado en el numeral
anterior, calcular los valores de las inversiones en pesos colombianos a 31 de
diciembre de 2021, conforme a la siguiente expresión:
𝐼𝐸𝑐𝑜𝑝𝑎 =𝐼𝐸𝑎 × 𝑇𝑅𝑀𝑎
𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 =𝑃𝑁𝐼𝑎 × 𝑇𝑅𝑀𝑎
𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 =𝐼𝐴𝐶𝑎 × 𝑇𝑅𝑀𝑎
Donde:
𝐼𝐸𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores de las inversiones existentes en cargos vigentes en pesos
colombianos en la fecha a.
𝐼𝐸𝑎 : Valores de las inversiones existentes en dólares americanos en los
cargos vigentes, conforme a la resolución particular aprobada con la
Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.
𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos
en los cargos vigentes en la fecha a.
𝑃𝑁𝐼𝑎 : Valores del programa de nuevas inversiones en dólares americanos
en los cargos actuales, conforme a la resolución particular aprobada
con la Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.
𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos
colombianos en cargos vigentes en la fecha a.
102
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 25/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝐴𝐶𝑎 : Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en dólares
americanos en los cargos actuales, conforme a la resolución
particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010 en la
fecha a.
𝑇𝑅𝑀𝑎: Tasa representativa del mercado en la fecha 𝑎.
𝑎: Diciembre 31 de 2021.
c) Procedimiento para calcular los valores de los gastos de administración,
operación y mantenimiento, AOM, en pesos colombianos del 31 de
diciembre de 2021: En cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos, de
acuerdo con la resolución particular que actualmente aplica para el sistema
de transporte, calcular los valores de los AOM que están en los respectivos
cargos, en pesos colombianos a 31 de diciembre de 2021, conforme la
siguiente expresión:
𝐴𝑂𝑀𝑖,𝑎
=𝐴𝑂𝑀𝑖,𝑏𝑎× 𝐼𝑃𝐶𝑎
𝐼𝑃𝐶𝑏𝑎
Donde:
𝐴𝑂𝑀𝑖,𝑎
: Gasto de AOM en pesos colombianos del año 𝑖 en la fecha a.
𝐴𝑂𝑀𝑖,𝑏𝑎: Gasto de AOM en pesos colombianos del año 𝑖 en la fecha ba.
Aprobados en los cargos vigentes en la fecha ba, conforme a la
resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de
2010. Este valor corresponde a la variable 𝐴𝑂𝑀𝑠𝑡 definida en el
numeral 15.4 del artículo 15 de la Resolución CREG 126 de 2010.
𝐼𝑃𝐶𝑎: Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el
DANE en la fecha 𝑎.
𝐼𝑃𝐶𝑏𝑎: Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el
DANE en la fecha ba.
𝑎: Diciembre 31 de 2021.
𝑏𝑎: Fecha base en la que están los cargos aprobados con la Resolución
CREG 126 de 2010.
d) Procedimiento para la estimación de los cargos a 31 de diciembre de
2021: Cada transportador, para cada tramo regulatorio o grupo de
gasoductos, teniendo en cuenta las instrucciones señaladas en los numerales
anteriores, seguirá el siguiente procedimiento:
i. Cargos fijos. Utilizando la información de inversión y de AOM señalada
en los literales b) y c), y la información de demanda de capacidad y de
volumen actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 26/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
siguiente ecuación para el cálculo de los cargos fijos que remuneran la
inversión existente, 𝐼𝐸𝑎 , e inversiones del 𝑃𝑁𝐼 :
𝐼𝐸𝑓,𝑎
=𝐼𝐸𝑐𝑜𝑝𝑎 +𝑉𝑃(𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝑇𝑘𝑐)
𝐶𝐹𝐼𝜆𝑓
=
𝐼𝐸𝑓,𝑎
𝜆𝑓
𝑉𝑃(𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
,𝑇𝑘𝑐)
𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
=𝐷𝐸𝐶𝑎,𝑖
+∑𝐷𝐸𝐶_𝐼𝐴𝐶𝑝𝑟,𝑖
𝑃𝑟
𝑝𝑟=1
Donde:
𝐼𝐸𝑓,𝑎
: Valores de las inversiones para la componente fija existentes en
pesos colombianos en la fecha a.
𝐶𝐹𝐼𝜆𝑓
: Cargo fijo correspondiente al valor 𝜆𝑓 que remunera costos de
inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por
kpcd-año.
𝜆𝑓: Corresponde a los siguientes valores: 0; 0,10; 0,20; 0,40; 0,50; 0,60;
0,70; 0,80; 0,85; 0,90; 0,92; 0,94; 0,96; 0,98 y 1.
𝐼𝐸𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores de las inversiones existentes en pesos colombianos en la
fecha a.
𝐷𝐸𝐶𝑎,𝑖
: Demanda anual esperada de capacidad para el año i asociada a
inversión existente, 𝐼𝐸𝑎,𝐶𝑂𝑃
, expresada en kpcd-año, conforme a la
resolución particular aprobada en cumplimiento de lo establecido en
la Resolución CREG 126 de 2010.
𝐷𝐸𝐶_𝐼𝐴𝐶𝑃𝑟,𝑖
: Demanda anual esperada de capacidad para el año i, de cada
proyecto Pr, asociada a las IAC, expresada en kpcd-año, conforme a
la resolución particular aprobada en cumplimiento de lo establecido
en la Resolución CREG 126 de 2010.
𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
: Demanda anual esperada de capacidad total para el año i, expresada
en kpcd-año.
𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos
en la fecha a.
𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos
colombianos en la fecha a.
𝑉𝑃(𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝑇𝑘𝑐): Valor presente de 𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 e 𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 descontado a la tasa
𝑇𝑘𝑐.
𝑉𝑃(𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
,𝑇𝑘𝑐): Valor presente del 𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
, descontado a la tasa 𝑇𝑘𝑐.
%&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 27/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝑝𝑟: Proyecto IAC.
𝑃𝑟: Número de Proyectos IAC.
𝑎: Diciembre 31 de 2021.
ii. Cargos variables. Utilizando la información de inversión y de AOM
señalada en los literales b) y c), y la información de demanda de volumen
actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente
ecuación para el cálculo de los cargos variables que remuneran la
inversión existente, 𝐼𝐸𝑎 , e inversiones del 𝑃𝑁𝐼 :
𝐼𝐸𝑣,𝑎 =𝐼𝐸𝑐𝑜𝑝𝑎 +𝑉𝑃(𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝑇𝑘𝑣)
𝐶𝑉𝐼𝜆𝑣
=𝐼𝐸𝑣,𝑎 𝜆𝑣
𝑉𝑃(𝑉𝑂𝐿𝑎,𝑖
,𝑇𝑘𝑣)
𝑉𝑂𝐿𝑎,𝑖
=𝐷𝐸𝑉𝑎,𝑖
+∑𝐷𝐸𝑉_𝐼𝐴𝐶𝑝𝑟,𝑖
𝑃𝑟
𝑝𝑟=1
Donde:
𝐼𝐸𝑣,𝑎 : Valores de las inversiones para la componente variable existentes en
pesos colombianos en la fecha a.
𝐶𝑉𝐼𝜆𝑣
: Cargo variable correspondiente al valor 𝜆𝑣 que remunera costos de
inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpc.
𝜆𝑣: Corresponderá a 1 −𝜆𝑓.
𝐼𝐸𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores de las inversiones en pesos colombianos en la fecha 𝑎. Estos
valores corresponden a los que están en las siguientes variables:
𝐼𝐸𝑡−1 .
𝐷𝐸𝑉𝑎,𝑖
: Demanda anual esperada de volumen asociada a inversión existente
para el año i expresada en kpc-año.
𝐷𝐸𝑉_𝐼𝐴𝐶𝑃𝑟,𝑖
: Demanda anual esperada de volumen para el año i, de cada proyecto
Pr, asociada a las IAC, expresada en kpc-año, conforme a la
resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de
2010.
𝑉𝑂𝐿𝑎,𝑖
: Demanda anual esperada de volumen total para el año i, expresada
en kpc.
𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos
en la fecha a.
𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 : Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos
%&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 28/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
colombianos en la fecha a.
𝑉𝑃(𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 ,𝑇𝑘𝑣): Valor presente de 𝑃𝑁𝐼𝑐𝑜𝑝𝑎 e 𝐼𝐴𝐶𝑐𝑜𝑝𝑎 descontado a la tasa
𝑇𝑘𝑣.
𝑉𝑃(𝑉𝑂𝐿𝑎,𝑖
,𝑇𝑘𝑣): Valor presente del 𝑉𝑂𝐿𝑎,𝑖
, descontado a la tasa 𝑇𝑘𝑣.
𝑝𝑟: Proyecto de las IAC.
𝑃𝑟: Número de Proyectos IAC.
𝑎: Diciembre 31 de 2021.
iii. Cargos fijos que remuneran los gastos de AOM de inversión
existente, programa de nuevas inversiones e inversiones de
ampliación de capacidad. Utilizando la información actualizada de AOM
señalada en el literal c), y la información de demanda de capacidad
actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente
ecuación para el cálculo de los cargos fijos que remuneran los gastos de
AOM:
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑎 =𝑉𝑃(𝐴𝑂𝑀𝑎,𝑖
,𝑇𝑘𝑐)
𝑉𝑃(𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
,𝑇𝑘𝑐)
Donde:
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑎 : Cargos fijos que remuneran los gastos de 𝐴𝑂𝑀 de inversión
existente, programa de nuevas inversiones e inversiones de
ampliación de capacidad, expresados en pesos colombianos de la
fecha a por kpcd-año.
𝑉𝑃(𝐴𝑂𝑀𝑖,𝑎
,𝑇𝑘𝑐): Valor presente de Gasto de AOM en pesos colombianos del año
𝑖 en la fecha a, descontado a la tasa 𝑇𝑘𝑐.
𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
: Demanda esperada de capacidad total del año i, expresada en kpcd-
año, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución
CREG 126 de 2010.
𝑉𝑃(𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
,𝑇𝑘𝑐): Valor presente del 𝐶𝐴𝑃𝑎,𝑖
, descontado a la tasa 𝑇𝑘𝑐.
𝑎: Diciembre 31 de 2021.
e) Aplicación de los cargos calculados por el agente, publicación y reporte:
Cada uno de los transportadores aplicará mensualmente los cargos calculados
con el procedimiento anterior, conforme a los literales de este artículo, para lo
cual deberá:
i. Publicar, por lo menos cinco (5) días hábiles antes de terminar el mes
anterior, los cargos calculados en pesos colombianos, tanto de inversión
como de AOM, en sus respectivos BEO, además de enviar al gestor del
mercado de gas natural y a cada uno de los remitentes una comunicación
/0$
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 29/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
anunciando los nuevos cargos, y su publicación en un diario de amplia
circulación en las zonas donde están ubicados sus remitentes. Se deberá
indicar la fecha a partir de la cual quedarán vigentes. Los cargos se
actualizarán anualmente de acuerdo con lo previsto en el Artículo 24.
ii. Reportar a la SSPD, en los formatos que esta defina dentro del SUI, la
información con la cual se calculan los nuevos cargos, con el fin de que
esta entidad pueda hacer las actividades en el ámbito de sus
competencias.
iii. Enviar una comunicación formal a la SSPD y a la CREG, en donde
incluya la memoria de cálculo y los soportes de publicación de los nuevos
cargos.
Artículo 7. Transición para activos VUN. Los cargos de transporte de los
tramos que cuentan con activos que cumplieron el período de VUN a 31 de
diciembre de 2020, y para los cuales la CREG aprobó o aprobará los valores a
retirar, VRAN y VAO, se ajustarán de acuerdo con la metodología que originó la
solicitud de valoración de los activos que cumplieron el período de VUN. Igual
tratamiento se aplicará para los activos que: (a) ya fueron valorados, (b) la
empresa declaró que los repondría, (c) la empresa declaró el remplazo y la puesta
en operación comercial y (d) la SSPD verificó la puesta en operación.
Parágrafo. El presente artículo aplicará hasta el último día calendario del sexto
mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.
Artículo 8. Actualización de las variables de inversión, AOM, PNI, IAC y
demandas para actualizar los cargos definidos en el Artículo 6. Dentro de los
tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, los
transportadores deberán solicitar la actualización de los cargos, para que
incluyan a su vez las actualizaciones de inversión, AOM, PNI, IAC y demandas,
como se establece en los siguientes literales:
a) La actualización de variables, para actualizar los cargos, surtirá el trámite
previsto en los artículos 108 y siguientes de la Ley 142 de 1994, y en lo no
previsto en esta norma, se aplicarán las disposiciones del Código de
Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
b) Los agentes deberán presentar a la Comisión una solicitud de actualización
de cargos que contenga la información exigida en los artículos, 9, 12, 15, 16,
17, 18, 19, 20, 21 y 27 de la presente resolución.
c) Los agentes deberán realizar una presentación a la Comisión de la solicitud
de actualización de variables. En esta presentación se deberán exponer, por
lo menos, los siguientes puntos: (i) inversión existente; (ii) inversiones en
aumento de capacidad y su justificación; (iii) inversiones del programa de
nuevas inversiones y su justificación; (iv) determinación de los gastos de
AOM; (v) demandas para el horizonte de proyección; (vi) cálculo de las
capacidades máximas de mediano plazo, CMMP; (vii) cargos preliminares
calculados por el agente; (viii) activos que cumplen vida útil normativa y su
continuidad, e (ix) impactos de estos nuevos cargos.
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 30/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
En comunicación dirigida a cada transportador, la Dirección Ejecutiva de la
CREG fijará la fecha y hora para realizar esta presentación.
d) Los agentes deberán solicitar la actualización de variables y los
correspondientes cargos para los tramos o grupos de gasoductos
actualizados conforme al Artículo 6 de la presente resolución.
Parágrafo 1. Si el transportador no solicita cargos para un gasoducto existente,
en caso de que siga habiendo demanda en este gasoducto, los cargos para ese
gasoducto se determinarán de acuerdo con la mejor información disponible, sin
perjuicio de que la situación se le envíe a la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios para los efectos permitentes.
Parágrafo 2. En caso de no recibir la información requerida dentro del plazo
aquí previsto, la Comisión podrá iniciar, de oficio, las actuaciones
administrativas tendientes a la actualización de los cargos, para lo cual hará uso
de la mejor información disponible, sin perjuicio de que la situación se le envíe
a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los efectos
permitentes.
Artículo 9. Declaración de información. La siguiente información deberá ser
declarada por el transportador, utilizando para ello los formatos contenidos en
los anexos de la presente resolución.
a) Inversión existente en la red tipo I de transporte.
b) Inversión existente en la red tipo II de transporte.
c) Programa de nuevas inversiones.
d) Inversiones en aumento de capacidad.
e) Otros gastos de AOM asociados a la inversión existente, el programa de
nuevas inversiones y las inversiones en aumento de capacidad.
f) Demandas esperadas de capacidad y volumen, y capacidad máxima de
mediano plazo.
g) Gas de empaquetamiento.
h) Información de activos que cumplen vida útil normativa en el período
tarifario y su plan de continuidad.
i) Incluir la información del Anexo 2 de la presente resolución y adjuntar un
archivo georreferenciado en formato kmz que incluya cada uno de los tramos
y cada estación de compresión. Para cada uno de los tramos de gasoductos:
i) existentes, ii) del programa de nuevas inversiones, iii) inversiones en
aumento de capacidad y iv) inversiones VUN, si el activo continúa en
operación para el siguiente período VUN.
Adicionalmente, el transportador reportará a la Comisión cuáles activos han sido
ejecutados o planea ejecutar, parcial o totalmente, con recursos de entidades
públicas, o han sido aportados por tales entidades. En estos casos, reportará el
monto de los recursos, bienes o derechos aportados, expresado en pesos
colombianos de la fecha base, e identificará la entidad pública aportante. Con
esta información la Comisión calculará (i) los cargos de transporte que
remuneran la inversión correspondiente a recursos públicos; (ii) los cargos de
transporte que remuneran la inversión sin recursos públicos; y, (iii) los cargos
(3
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 31/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
de transporte que remuneran la inversión total conformada por recursos
públicos y no públicos.
La Dirección Ejecutiva de la CREG podrá, mediante circular, ajustar los formatos
de reporte incluidos en los anexos, así como la forma de reportar.
Parágrafo. La información distinta a gastos de AOM del período tarifario 𝑡−1
corresponderá a aquella de que disponga el transportador hasta el mes anterior
a la fecha de la solicitud de ajuste de cargos con la metodología adoptada en la
presente resolución para el período tarifario t. Para el caso de los gastos de AOM,
la información del período tarifario 𝑡−1 será aquella de que disponga el
transportador hasta el 31 de diciembre del año anterior a la solicitud.
Artículo 10. Actualización de cargos. Las variables que se utilizarán para la
actualización de los cargos, acorde a las ecuaciones y fórmulas establecidas en
la presente resolución, son las siguientes:
a) Inversión existente, 𝑰𝑬𝒕.
b) Inversión 𝑰𝑭𝑷𝑵𝑰𝒋,𝒛,𝒇𝒃 e 𝑰𝑵𝑶𝒋,𝒙,𝒇𝒃
.
c) Programa de nuevas inversiones, 𝑷𝑵𝑰𝒕.
d) Inversiones en aumento de capacidad, 𝑰𝑨𝑪𝒕.
e) Inversiones no previstas en el 𝑷𝑵𝑰 y en las 𝑰𝑨𝑪.
f) Inversiones en activos VUN si continúan en operación.
g) Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM. 𝑨𝑶𝑴𝒕𝑰𝑬,
𝑨𝑶𝑴𝒕
𝑰𝑨𝑪 𝑦 𝑨𝑶𝑴𝑰𝑰,𝒕
𝑷𝑵𝑰.
h) Factor de utilización 𝑭𝑼𝒙.
i) Demandas esperadas de capacidad y de volumen. La demanda esperada
de capacidad, 𝑫𝑬𝑪, y la demanda esperada de volumen, 𝑫𝑬𝑽.
j) Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado
por servicios de capacidad 𝑻𝒌𝒄. .
k) Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado
por servicios de volumen 𝑻𝒌𝒗.
l) Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado
por servicios de transporte a través de ingreso regulado 𝑻𝒌𝒊𝒑.
Artículo 11. Inversión existente, 𝑰𝑬𝒕. Para la determinación de la inversión
existente se utilizará la siguiente ecuación:
𝐼𝐸𝑓
=𝐼𝐸𝑓,𝑎
× 𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏
𝐼𝑃𝑃𝑎
𝐼𝐸𝑣 =𝐼𝐸𝑣,𝑎 × 𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏
𝐼𝑃𝑃𝑎
Donde:
𝐼𝐸𝑓
: Valor de la componente fija de la inversión existente para el período
tarifario 𝑡, expresado en pesos colombianos de la fecha base.
#%$
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 32/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝐸𝑓,𝑎
: Valor de la componente fija de la inversión existente en pesos
colombianos de la fecha a, que se ajusta a la fecha base con IPP.
𝐼𝐸𝑣 : Valor de la componente variable de la inversión existente para el
período tarifario 𝑡, expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐼𝐸𝑣,𝑎 : Valores de las inversiones para la componente variable existentes en
pesos colombianos de la fecha a, que se ajusta a la fecha base con
IPP.
𝑎: Diciembre 31 de 2021.
𝑓𝑏: Fecha Base para los cargos.
𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para la fecha base.
𝐼𝑃𝑃𝑎: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para el mes de diciembre de 2021.
Parágrafo 1. Se excluirán de la inversión existente los terrenos e inmuebles
relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Dichos terrenos e
inmuebles se remunerarán como un gasto de 𝐴𝑂𝑀.
Parágrafo 2. Los terrenos sobre los que están construidas estaciones de
compresión se excluirán de la inversión a reconocer, cuando la respectiva
estación de compresión cumpla su vida útil normativa. Dichos terrenos e
inmuebles se remunerarán como un gasto de 𝐴𝑂𝑀.
Parágrafo 3. Los terrenos sobre los que se construyan nuevas estaciones de
compresión, a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, no se
incluirán en la inversión a reconocer. Dichos terrenos e inmuebles se
remunerarán como un gasto de 𝐴𝑂𝑀.
Artículo 12. Inversión 𝑰𝑭𝑷𝑵𝑰𝒋 e 𝑰𝑵𝑶𝒋
. Para la determinación de la inversión
𝑰𝑭𝑷𝑵𝑰𝒋 e 𝑰𝑵𝑶𝒋
se utilizará la siguiente ecuación:
𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼𝑗,𝑧,𝑓𝑏=(𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼𝑗,𝑧× 𝑃𝑃𝐼𝑓𝑏
𝑃𝑃𝐼𝑜𝑝𝑒𝑟
)× 𝑇𝑅𝑀𝑓𝑏
𝐼𝑁𝑂𝑗,𝑥,𝑓𝑏
=(𝐼𝑁𝑂𝑗,𝑥× 𝑃𝑃𝐼𝑓𝑏
𝑃𝑃𝐼𝑏𝑎
)× 𝑇𝑅𝑀𝑓𝑏
𝐼𝑗=∑𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼𝑗,𝑧,𝑓𝑏− ∑𝐼𝑁𝑂𝑗,𝑥,𝑓𝑏
𝑋
𝑥
𝑍
𝑧
Donde:
+4&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 33/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝑗: Es la diferencia de los valores para cada uno de los años j de las
inversiones 𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼𝑗,𝑧,𝑓𝑏 e 𝐼𝑁𝑂𝑗,𝑥,𝑓𝑏
.
𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼𝑗,𝑧: Valor eficiente de la inversión z que fue ejecutada en el año j del
período tarifario 𝑡−1, y que no estaba incluida en el programa de
nuevas inversiones o en el plan de abastecimiento de gas natural en
un sistema de transporte, que esté y continúe en operación
comercial en el período 𝑡, siempre y cuando esté justificada, y en
criterio de la Comisión, se considere necesaria en el SNT para la
atención del servicio público domiciliario de gas natural. Este valor
se expresará en dólares americanos de la fecha de puesta en
operación comercial (oper).
𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼𝑗,𝑧,𝑓𝑏: Valor eficiente de la inversión z que fue ejecutada en el año j del
período tarifario 𝑡−1, y no estaba incluida en el programa de nuevas
inversiones o en el plan de abastecimiento de gas natural en un
sistema de transporte, que esté y continúe en operación comercial
en el período 𝑡, siempre y cuando esté justificada, y en criterio de la
Comisión se considere necesaria en el SNT para la atención del
servicio público domiciliario de gas natural. Este valor se expresará
en pesos colombianos de la fecha base, fb.
𝐼𝑁𝑂𝑗,𝑥: Valor eficiente de la inversión x reconocida en 𝐼𝐸𝑡−1 o 𝐼𝐴𝐶𝑡−1 o 𝑃𝑁𝐼𝑡−1
que no esté o no continúe en operación comercial en el período
tarifario 𝑡. También corresponde al valor de inversiones que se
retiran de la base tarifaria por la ejecución de variantes. Este valor
está expresado en dólares americanos de la fecha ba.
𝐼𝑁𝑂𝑗,𝑥,𝑓𝑏
: Valor eficiente de la inversión x reconocida en 𝐼𝐸𝑡−1 o 𝐼𝐴𝐶𝑡−1 o 𝑃𝑁𝐼𝑡−1
que no esté o no continúe en operación comercial en el período
tarifario 𝑡. También corresponde al valor de inversiones que se
retiran de la base tarifaria por la ejecución de variantes. Este valor
se expresará en pesos colombianos de la fecha base, fb.
𝑃𝑃𝐼𝑓𝑏: Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de
América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la
Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de
los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la
fecha base.
𝑃𝑃𝐼𝑏𝑎: Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de
América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la
Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de
los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la
fecha ba.
𝑏𝑎: Fecha base en la que están los cargos aprobados aplicando la
Resolución CREG 126 de 2010.
𝑜𝑝𝑒𝑟: Fecha de puesta en operación comercial
%&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 34/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝑗: Para IFPNI, año dentro el período tarifario t-1, y para INO, año
dentro de los períodos tarifario t-1 y t.
𝑍: Número total de inversiones para los activos IFPNI en el año j.
𝑋: Número total de inversiones para los activos INO en el año j.
𝑓𝑏: Fecha base.
Para la estimación de la variable 𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼𝑗,𝑧 el transportador deberá declarar a la
Comisión los valores eficientes de los activos respectivos, y las fechas de entrada
en operación de los mismos. Estos valores deberán corresponder a activos que
claramente se asocien al rubro de inversiones que se remuneran en la vida útil
normativa, y no al rubro de gastos de administración, operación y
mantenimiento. Tampoco podrán corresponder a activos que busquen
reemplazar infraestructura existente antes de terminar su vida útil normativa.
Adicionalmente se tendrán en cuenta los siguientes aspectos:
i. Cuando se trate de activos distintos a gasoductos y estaciones de
compresión, la Comisión determinará el valor eficiente de estas
inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables u
otros criterios de que disponga.
ii. Para el caso de gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión
determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir del mecanismo
de valoración establecido en el Anexo 1 de la presente resolución. Para
determinar el valor eficiente el transportador deberá declarar la
información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución. Este valor
estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
iii. Si se trata de obras de geotecnia, la Comisión analizará la razonabilidad
de incluir dichos valores en la base tarifaria, teniendo en cuenta los
siguiente criterios: (i) que estén debidamente justificados; ii) que al
momento de iniciar la obra, el gasoducto sobre el cual se realizó tenga
más de cinco años de haber entrado en operación comercial; (iii) que al
momento de iniciar la obra, el gasoducto sobre el cual se realizó tenga
más de cinco años de habérsele reconocido un valor para el siguiente
período de vida útil normativa; y, (iv) no se incluirán valores que puedan
estar cubiertos con pólizas de seguros.
iv. Bajo ninguna circunstancia se incluirá, en el monto de las inversiones
existentes, aquellos activos propios de la operación retirados del servicio.
En todo caso, en la solicitud tarifaria, dichos retiros deberán: (i) ser
declarados de conformidad con el procedimiento establecido en el
numeral 4.4.4 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan; (ii)
observar las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 080 de
2019, sin perjuicio de que la Comisión pueda considerarlos retirados con
)*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 35/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
base en información que tenga disponible; e, (iii) informar de dicho retiro
a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
v. La Comisión podrá realizar auditorías para verificar el inventario de los
activos que se encuentren en operación, y que sean declarados por el
transportador en su solicitud tarifaria.
Parágrafo 1. El período de vida útil normativo de las inversiones para aumentar
capacidad que se aprueben en la categoría de 𝐼𝐹𝑃𝑁𝐼 se cuenta a partir de que
estas entraron en operación.
Parágrafo 2. Durante la vigencia de esta metodología, la Comisión podrá
actualizar los parámetros tales como IVA, agenciamiento aduanero, gastos en
puerto, bodegaje en puerto, gravamen arancelario, flete interno, flete
internacional, y flete en el exterior, entre otros, que determinan los coeficientes
que utiliza el modelo de valoración de gasoductos y estaciones compresoras con
la nueva información que identifique en el mercado. El director ejecutivo de la
CREG comunicará la actualización de los parámetros mediante circular. Los
resultados del modelo así actualizado sólo aplican para las nuevas inversiones a
valorar a futuro.
Artículo 13. Programa de nuevas inversiones, 𝑷𝑵𝑰𝒕. Para la estimación de esta
variable se aplicará el siguiente procedimiento:
a) El transportador reportará a la Comisión las variantes y extensiones tipo II
que prevé poner en operación comercial durante el período tarifario 𝑡. Así
mismo, deberá declarar la fecha de entrada en operación de estos activos, y la
información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución.
b) La Comisión determinará el valor a reconocer por estos activos a partir del
mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 y la información reportada
según el Anexo 2 de la presente resolución. Estos valores corresponderán a
las inversiones del programa de nuevas inversiones, 𝑃𝑁𝐼𝑡, que se dividirán en:
i. Inversiones en gasoductos de la red tipo II de transporte, 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡;
ii. Inversiones en variantes, 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡.
Las inversiones de 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡 no podrán corresponder a gasoductos que busquen
reemplazar infraestructura existente antes de terminar su vida útil normativa,
o a gasoductos que cumplirán su vida útil normativa en el período tarifario 𝑡.
Las inversiones de 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡 se incluirán en los cargos adoptados con base en la
metodología de la presente resolución en el momento de su entrada en
operación comercial, para lo cual se restará de la base tarifaria el valor del
tramo de gasoducto que se reemplace con la variante debidamente justificada.
Las inversiones de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡 se incluirán en los cargos regulados que adopte la
Comisión conforme se establece en el Artículo 14 de la presente resolución,
una vez entren en operación comercial.
-*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 36/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Cuando un gasoducto incluido en el programa de nuevas inversiones, 𝑃𝑁𝐼𝑡,
entre en operación, el transportador deberá declarar a la Comisión el costo
real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en los formatos
del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos
colombianos de la fecha base.
Si el valor real es distinto del valor 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡 o 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡 aprobado en los cargos
adoptados con base en la metodología de la presente resolución, o en las
resoluciones de cargos particulares que remuneren las inversiones de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡,
para cada gasoducto, la Comisión determinará un valor ajustado 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎 o
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎, así:
𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎 ó 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎 =
{
𝐴𝑝𝑟− 𝐴𝑝𝑟−𝑅𝑒𝑎𝑙
2 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤𝐴𝑝𝑟
𝐴𝑝𝑟+ 𝑅𝑒𝑎𝑙−𝐴𝑝𝑟
2 𝑠𝑖 𝐴𝑝𝑟< 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤1,3 × 𝐴𝑝𝑟
1,15 ∗𝐴𝑝𝑟 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 >1,3 × 𝐴𝑝𝑟
𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑏𝑒 𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑎𝑟𝑠𝑒 𝑎𝑠í:
𝑅𝑒𝑎𝑙=𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟× 𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏
𝐼𝑃𝑃𝑜𝑝𝑟
Donde:
𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎: Valor ajustado de la inversión en variantes. Este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎∶ Valor ajustado de la inversión en gasoductos tipo II. Este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐴𝑝𝑟: Valor aprobado para el gasoducto determinado con base en lo
establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el
Anexo 2 de la presente resolución, y aprobado en el programa de
nuevas inversiones 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡 o 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡. Este valor estará expresado en
pesos colombianos de la Fecha Base.
𝑅𝑒𝑎𝑙: Valor real del gasoducto determinado con base en la información
reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la
presente resolución. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base.
𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟: Valor real del gasoducto determinado con base en la información
reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la
presente resolución. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha de puesta en operación comercial.
𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para la fecha base.
-3
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 37/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝑃𝑃𝑜𝑝𝑟: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para la fecha de puesta en operación comercial de la variante con la
información disponible al momento de cálculo.
c) El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma
para proyectos del programa de nuevas inversiones.
En el plazo definido en el Artículo 8, el transportador deberá entregar un
cronograma en formato Microsoft Project, en el que se incluya el diagrama
Gantt correspondiente a cada proyecto del PNI. Este cronograma deberá ser
reportado a la SSPD para lo relativo a su competencia.
En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial
establecidas en el cronograma de cada proyecto del PNI, el transportador
deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de los mismos a
la Comisión y a la SSPD.
Parágrafo 1. Se excluirán del programa de nuevas inversiones los terrenos e
inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Los
terrenos e inmuebles que se requieran exclusivamente para la prestación del
servicio de transporte de gas se remunerarán como un gasto de 𝐴𝑂𝑀.
Parágrafo 2. La Comisión incluirá en los cargos regulados los valores de 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎
de acuerdo con lo establecido el Artículo 22 de la presente resolución.
Parágrafo 3. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en
este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias
estándar.
Parágrafo 4. La vida útil normativa de los activos 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎, se empezará a contar a
partir del mes siguiente de la fecha de entrada en operación comercial.
.
Parágrafo 5. La Comisión podrá auditar la información declarada en el Anexo 3
de la presente resolución, y solicitar información adicional si así lo considera.
Parágrafo 6. Cuando se trate de inversiones de 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡, el valor ajustado 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡𝑎 se
determinará únicamente para aquellas variantes con longitudes superiores o
iguales a 1 kilómetro, y diámetros nominales iguales o mayores a 2 pulgadas.
Para los gasoductos que no cumplan estas condiciones se mantendrá el valor de
𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡.
Parágrafo 7. La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II
de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos
existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados cuando el costo
unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda
asociada a extensiones de red tipo II, sea inferior al costo unitario de prestación
del servicio de gas licuado del petróleo en cilindros, estimado para la misma
demanda.
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 38/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
En todo caso, la CREG no aplicará el criterio establecido en este parágrafo si la
inclusión de las inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte
compromete la neutralidad entre los agentes que prestan el servicio en el área
geográfica de influencia del proyecto.
Para efectos de estas estimaciones, la CREG utilizará la mejor información
disponible, la cual incluirá, entre otros, información histórica de las diferentes
componentes de la tarifa, información estadística por áreas geográficas, etc. Las
estimaciones de costo unitario de prestación del servicio se harán teniendo en
cuenta costos eficientes de tal forma que no se descontarán aportes que entes
gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de
transporte.
Las tarifas de transporte se modificarán en concordancia con lo establecido en
el Artículo 28 cuando se incluyan inversiones de red tipo II de transporte en el
cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.
Artículo 14. Ejecución de extensiones de la red tipo II de transporte. A partir
de la entrada en vigencia de la presente resolución, los cargos de los nuevos
gasoductos de la red tipo II de transporte de gas natural se determinarán con
sujeción a las disposiciones contenidas en la Resolución 141 de 2011, por la cual
se establecen las disposiciones para la aplicación de los criterios de análisis para
la inclusión de inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte de gas
natural dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.
Artículo 15. Inversiones en aumento de capacidad, 𝑰𝑨𝑪𝒕. Para la estimación
de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:
a) El transportador declarará a la Comisión las inversiones en aumento de
capacidad que prevé poner en operación durante el período tarifario 𝑡,
expresado en pesos colombianos de la fecha base. Así mismo, deberá declarar
la fecha de entrada en operación de estos activos, y la información de que
trata el Anexo 2 de la presente resolución.
b) La Comisión determinará el valor a reconocer por estos activos a partir del
mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 y la información
reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Estos son valores de
inversión de referencia los cuales se tendrán en cuenta al ajustar los cargos
cuando los activos entren en operación comercial.
Cuando un gasoducto o una estación de compresión incluida en las
inversiones en aumento de capacidad, 𝐼𝐴𝐶𝑡, entre en operación, el
transportador deberá declarar a la Comisión el costo real del respectivo
activo. Estos valores se deberán declarar en los formatos del Anexo 3 de la
presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la
fecha base.
Si el valor real es distinto del valor 𝐼𝐴𝐶𝑡 aprobado en las resoluciones de los
nuevos cargos adoptados con base en la metodología de la presente
resolución, para cada gasoducto o estación de compresión, la Comisión
determinará un valor ajustado 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎, así:
-&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 39/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 =
{
𝐴𝑝𝑟− 𝐴𝑝𝑟−𝑅𝑒𝑎𝑙
2 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤𝐴𝑝𝑟
𝐴𝑝𝑟+ 𝑅𝑒𝑎𝑙−𝐴𝑝𝑟
2 𝑠𝑖 𝐴𝑝𝑟< 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤1,3 × 𝐴𝑝𝑟
1,15 ∗𝐴𝑝𝑟 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 >1,3 × 𝐴𝑝𝑟
𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑎𝑙 𝑠𝑒 𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑎 𝑎𝑠í:
𝑅𝑒𝑎𝑙=𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟× 𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏
𝐼𝑃𝑃opr
Donde:
𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 Valor ajustado de inversión en aumento de capacidad
correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión.
Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐴𝑝𝑟: Valor aprobado para el gasoducto o la estación de compresión
determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la
información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución, y
aprobado en inversiones en aumento de capacidad, 𝐼𝐴𝐶𝑡. Este valor
estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝑅𝑒𝑎𝑙: Valor real del gasoducto o de la estación de compresión determinado
con base en la información reportada por el transportador en el
formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟: Valor real del gasoducto determinado con base en la información
reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la
presente resolución. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha de puesta en operación comercial.
𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para la fecha base.
𝐼𝑃𝑃𝑜𝑝𝑟: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para el mes de diciembre del año en que entró en operación
comercial la variante.
c) El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma
para inversiones en ampliación de capacidad.
En el plazo definido en el Artículo 8 de la presente resolución, el transportador
deberá entregar un cronograma en formato Microsoft Project, en el que se
incluya el diagrama Gantt correspondiente a inversiones en aumento de
capacidad. Este cronograma deberá ser reportado a la SSPD para lo relativo a
su competencia.
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 40/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial
establecidas en el cronograma de inversiones en aumento de capacidad, el
transportador deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de
los mismos a la Comisión y a la SSPD.
Parágrafo 1. Se excluirán de las inversiones en aumento de capacidad los
terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres.
Los terrenos e inmuebles que se requieran exclusivamente para la prestación del
servicio de transporte de gas se remunerarán como un gasto de 𝐴𝑂𝑀.
Parágrafo 2. La Comisión incluirá en los cargos regulados los valores de 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 de
acuerdo con lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución. En los
cálculos tarifarios no se incluirán inversiones de 𝐼𝐴𝐶 que no hayan entrado en
operación. La vida útil normativa para estos activos se empezará a contar a partir
de la entrada en vigencia de los cargos que remuneren la respectiva inversión.
Parágrafo 3. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en
este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias
estándar.
Parágrafo 4. La Comisión podrá auditar la información declarada en el Anexo 3
de la presente resolución, y solicitar información adicional si así lo considera.
Parágrafo 5. Los productores – comercializadores podrán pactar ampliaciones
en la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte y el acceso a esas
ampliaciones será de uso exclusivo. Para estos efectos, tanto el productor –
comercializador como el transportador, declararán la información relevante de
la ampliación a la CREG, y mientras permanezca el contrato de la ampliación, la
CREG no dará cargos regulados a esa infraestructura. No obstante, sí
técnicamente resulta posible que un tercero tenga acceso a esa infraestructura
podrá hacerlo, en cuyo caso sólo pagará el cargo regulado del tramo en donde se
ubique esa ampliación.
Artículo 16. Inversiones en estaciones entre transportadores. Las
inversiones en estaciones de transferencia entre transportadores que sean
realizadas a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución harán
parte de la base de activos a reconocer en el tramo o grupo de gasoductos del
transportador que requiera la estación.
Artículo 17. Inversiones no previstas en el 𝑷𝑵𝑰 y en las 𝑰𝑨𝑪. En el evento en
que un transportador identifique inversiones no previstas en el 𝑷𝑵𝑰𝒕, o en las
𝑰𝑨𝑪𝒕 en el plan de inversiones declarado en el Artículo 9, podrá solicitar su
inclusión en el plan de nuevas inversiones. Para esta declaración deberá aplicar
los períodos definidos en Artículo 28.
Con la información anterior la Comisión determinará su necesidad para la
prestación del servicio y si es el caso lo valores eficientes de referencia. La
inclusión en los cargos se hará en los períodos previstos en el Artículo 28
posterior a la declaración de la puesta en operación comercial. Entretanto, para
la remuneración de estas inversiones, el transportador aplicará, para remitentes
-&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 41/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
con demanda regulada y no regulada, los cargos regulados vigentes para el tramo
o grupo de gasoductos del cual se derive la nueva inversión.
Artículo 18. Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM.
Los gastos de administración, operación y mantenimiento para la inversión
existente, 𝑨𝑶𝑴𝒕𝑰𝑬, para las inversiones en aumento de capacidad, 𝑨𝑶𝑴𝒕
𝑰𝑨𝑪 y para
las del programa de nuevas inversiones 𝑨𝑶𝑴𝑰𝑰,𝒕
𝑷𝑵𝑰 se determinarán de acuerdo con
los siguientes procedimientos:
18.1. Gastos de administración, operación y mantenimiento, para inversión
existente, 𝑰𝑬𝒕. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente
procedimiento:
18.1.1. Gastos contables de administración, operación y mantenimiento,
𝑨𝑶𝑴𝒈𝒕−𝟏. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente
procedimiento:
a) El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM registrados en
su contabilidad en los últimos 4 años del período tarifario 𝑡−1, en el formato
1 del Anexo 4 de la presente resolución. Estos gastos se desagregarán por
tramo o grupo de gasoductos, y deberán estar expresados en pesos
colombianos de la fecha base. En la solicitud de cargos el transportador
deberá justificar los criterios para calcular el 𝐴𝑂𝑀𝑔𝑡−1 por tramos.
b) La Comisión calculará el promedio aritmético de los valores declarados en el
literal a), teniendo en cuenta los conceptos identificados con 1 y 1*. Este
valor corresponderá a la variable 𝐴𝑂𝑀𝑔𝑡−1 .
Mediante circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG, la Comisión podrá
ajustar los formatos del Anexo 4 de la presente resolución cuando sea
necesario, a fin de adecuarlo a la aplicación de las Normas Internacionales de
Información Financiera, NIIF, de acuerdo con las medidas que expidan las
autoridades en dicha materia.
18.1.2. Gastos reconocidos de administración, operación y mantenimiento,
𝑨𝑶𝑴𝒓𝒕−𝟏. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente
procedimiento:
a) La Comisión calculará el promedio aritmético de los gastos de AOM
reconocidos por la regulación mediante resolución de ajuste de cargos,
considerando los últimos 4 años del período tarifario 𝑡−1, expresados en
pesos colombianos de la fecha base. Para estimar este valor no se tendrán
en cuenta los gastos reconocidos por concepto de: i) compresión asociada al
sistema de transporte; ii) corridas con raspador inteligente; iii) gas de
empaquetamiento; y, iv) terrenos e inmuebles.
b) Este valor corresponderá a la variable 𝐴𝑂𝑀𝑟𝑡−1 y estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base asociada a la aplicación de la presente
resolución.
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 42/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Dentro de los AOM reconocidos, no se incluirán aquellos AOM asociados a
inversiones 𝑃𝑁𝐼 que se reconocieron en el período tarifario 𝑡−1 para un período
de 5 años.
18.1.3. Gastos de administración, operación y mantenimiento para la
inversión existente en el horizonte de proyección, 𝑨𝑶𝑴𝒕𝑰𝑬. Para la estimación
de los gastos de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de
proyección, 𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸, se considera un mecanismo para incluir una señal de
eficiencia. Dicho mecanismo se calcula a partir de los gastos contables de
administración, operación y mantenimiento, 𝐴𝑂𝑀𝑔𝑡−1 y los gastos reconocidos de
administración, operación y mantenimiento, 𝐴𝑂𝑀𝑟𝑡−1, de acuerdo con la
siguiente expresión:
𝑨𝑶𝑴𝒕𝑰𝑬={
1
2 × (𝐴𝑂𝑀𝑔𝑡−1 +𝐴𝑂𝑀𝑟𝑡−1 ) 𝑆𝑖 𝐴𝑂𝑀𝑔𝑡−1 ≤1,1 × 𝐴𝑂𝑀𝑟𝑡−1
1,05 × 𝐴𝑂𝑀𝑟𝑡−1 𝑆𝑖 𝐴𝑂𝑀𝑔𝑡−1 >1,1 × 𝐴𝑂𝑀𝑟𝑡−1
Donde:
𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸,∶ Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento para
el horizonte de proyección, expresados en pesos colombianos de la
fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝑔 𝑡− 1 : Gastos contables de AOM, promedio anual, expresados en pesos
colombianos de la fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝑟 𝑡− 1 : Promedio de gastos anuales reconocidos de AOM, expresados en
pesos colombianos de la fecha base.
En caso de que el transportador tenga un valor de 𝐴𝑂𝑀𝑔 𝑡− 1 superior a 1,1 veces
el valor de 𝐴𝑂𝑀𝑟 𝑡− 1 , la Comisión podrá decretar una prueba con el objetivo de
comprobar que efectivamente la empresa tiene un valor de AOM eficiente
superior al de la señal regulatoria. Cuando esto ocurra la CREG podrá en los
cargos incorporar una señal diferente a la establecida en esta sección del
artículo.
18.2. Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a
gasoductos de IAC, 𝑨𝑶𝑴𝒈𝑰𝑨𝑪. Para la estimación de esta variable se tendrá en
cuenta el siguiente procedimiento:
a) El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM asociados a cada
proyecto de las inversiones en aumento de capacidad, para cada año del
horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos, exceptuando los
gastos a los que se hace referencia en los numerales 18.4, 18.5 y 18.6 de la
presente resolución. Estos gastos deberán estar expresados en pesos
colombianos de la fecha base.
b) La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal
anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes
de esta evaluación corresponderán a la variable 𝐴𝑂𝑀𝑔𝐼𝐴𝐶.
1$
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 43/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Los gastos anuales de administración, operación y mantenimiento asociados a
la inversión en aumento de capacidad, 𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐴𝐶, serán los siguientes:
𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐴𝐶= {𝐶𝐹𝐶𝑐𝐼𝐴𝐶 𝑠𝑖 𝐼𝐴𝐶 𝑒𝑠 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛
𝐴𝑂𝑀𝑔𝐼𝐴𝐶+𝐶𝐴𝑂𝑀𝑔𝐼𝐴𝐶𝑠𝑖 𝐼𝐴𝐶 𝑒𝑠 𝑔𝑎𝑠𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜
Donde:
𝐶𝐹𝐶𝑐𝐼𝐴𝐶 Gastos fijos anuales en compresión asociada a inversión en aumento
de capacidad. Este valor estará expresado en pesos colombianos de
la fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝑔𝐼𝐴𝐶 Gastos anuales de AOM asociados a la inversión en aumento de
capacidad. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la
fecha base.
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑔𝐼𝐴𝐶 Gastos anuales de AOM asociados a corridas con raspador
inteligente, costo de oportunidad del gas de empaquetamiento y
terrenos e inmuebles de proyectos que forman parte de las
inversiones en gasoductos de 𝐼𝐴𝐶. Este valor estará expresado en
pesos colombianos de la fecha base.
18.3. Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a
gasoductos de PNI tipo II, 𝑨𝑶𝑴𝑰𝑰,𝒕
𝑷𝑵𝑰. Para la estimación de esta variable se tendrá
en cuenta el siguiente procedimiento:
a) El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM asociados a cada
proyecto de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡 para cada año del horizonte de proyección, por tramo o
grupo de gasoductos, exceptuando los gastos a los que se hace referencia en
los numerales 18.4 y 18.5 de la presente resolución. Estos gastos deberán
estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.
b) La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal
anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes
de esta evaluación corresponderán a la variable 𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼.
Los gastos anuales de administración, operación y mantenimiento asociados a
la inversión de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡 serán los siguientes:
𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼,𝑡
𝑃𝑁𝐼= 𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼+𝐶𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼
Donde:
𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼,𝑡
𝑃𝑁𝐼 Gastos anuales de AOM asociados a gasoductos de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡. Este valor
estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼 Gastos eficientes anuales de AOM asociados a cada proyecto de
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha
base.
-3
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 44/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼 Gastos anuales de AOM asociados a corridas con raspador
inteligente, costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, y
terrenos e inmuebles de proyectos que forman parte de las
inversiones en gasoductos de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡. Este valor estará expresado en
pesos colombianos de la fecha base.
18.4. Otros gastos de administración, operación y mantenimiento, 𝑶𝑨𝑶𝑴𝒕 .
Corresponderán a la suma de los gastos fijos en compresión asociada al sistema
de transporte, 𝐺𝐹𝐶, corridas con raspador inteligente, 𝐺𝐶𝑅, costo de oportunidad
del gas de empaquetamiento, 𝐺𝐺𝐸, y terrenos e inmuebles, 𝐺𝑇𝐼 , como se dispone
a continuación:
18.4.1. Gastos fijos en compresión asociada a inversión existente, 𝑮𝑭𝑪𝒕.
Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:
18.4.1.1 Gastos de compresión fijos contables, 𝑨𝑶𝑴𝒇𝒄𝒕−𝟏. Para la
estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:
a) El transportador declarará a la Comisión los gastos directamente
relacionados con cada estación de compresión, distintos al costo del
combustible o energía requerida para comprimir el gas, incluidos en su
contabilidad para los últimos cuatro años del período tarifario 𝑡−1, en el
formato del Anexo 8 de la presente resolución. Estos gastos incluirán los
relacionados con lubricantes, mano de obra para operación y
mantenimiento, y demás gastos administrativos y operativos de la respectiva
estación, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.
b) La Comisión calculará el promedio aritmético de los valores anuales
declarados según el literal a) del presente numeral. Este valor corresponderá
a la variable 𝐴𝑂𝑀𝑓𝑐𝑡−1.
18.4.1.2 Gastos de compresión fijos reconocidos, 𝑨𝑶𝑴𝒇𝒓𝒕−𝟏. Para la
estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:
a) La Comisión calculará el promedio aritmético de los gastos de compresión
distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas
reconocidos por la regulación mediante resolución de ajustes de cargos, para
cada uno de los últimos cuatro años del período tarifario 𝑡−1, y para cada
estación de compresión.
b) Este valor, expresado en pesos colombianos de la fecha base, corresponderá
a la variable 𝐴𝑂𝑀𝑓𝑟𝑡−1 .
c) Para las estaciones de compresión que entraron en operación hace menos de
4 años o tengan falencias de información el cálculo se hará con la mejor
información disponible en la Comisión.
18.4.1.3 Gastos fijos de cada estación de compresión asociada al sistema
de transporte para el horizonte de proyección, 𝑮𝑭𝑪𝒊,𝒉. Para la estimación de
-*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 45/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
esta variable se aplicarán las siguientes ecuaciones:
𝐺𝐹𝐶𝑖,ℎ ={
1
2 × (𝐴𝑂𝑀𝑓𝑐𝑖,𝑡−1 +𝐴𝑂𝑀𝑓𝑟𝑖,𝑡− 1 ) 𝑆𝑖 𝐴𝑂𝑀𝑓𝑐𝑖,𝑡−1 ≤1,1 × 𝐴𝑂𝑀𝑓𝑟𝑖,𝑡− 1
1,05 × 𝐴𝑂𝑀𝑓𝑟𝑖,𝑡− 1 𝑆𝑖 𝐴𝑂𝑀𝑓𝑐𝑖,𝑡−1 >1,1 × 𝐴𝑂𝑀𝑓𝑟𝑖,𝑡− 1
Donde:
𝐺𝐹𝐶𝑖,ℎ: Gastos anuales fijos de cada estación de compresión 𝑖 por año para
el horizonte de proyección, ℎ. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝑓𝑟𝑖,𝑡− 1 Gastos anuales de compresión fijos reconocidos. Este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝑓𝑐𝑖,𝑡−1 Gastos anuales de compresión fijos contables. Este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
Los gastos de compresión fijos para un tramo o grupo de gasoductos se
determinarán así:
𝐺𝐹𝐶ℎ= ∑𝐺𝐹𝐶𝑖,ℎ
𝑛
𝑖=1
Donde:
𝐺𝐹𝐶ℎ: Gastos fijos de compresión asociados a un tramo o grupo de
gasoductos por año para el horizonte de proyección h. Este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝑛: Número de estaciones de compresión asociadas a un tramo o grupo de
gasoductos para el horizonte de proyección.
𝐺𝐹𝐶𝑖,ℎ: Gastos fijos de cada estación de compresión 𝑖 por año para el horizonte
de proyección, ℎ. Este valor estará expresado en pesos colombianos de
la fecha base.
18.4.2. Gastos fijos en compresión asociada a inversión en aumento de
capacidad 𝑰𝑨𝑪, 𝑪𝑭𝑪𝒄𝑰𝑨𝑪. Para la estimación de esta variable se aplicará el
siguiente procedimiento:
a) El transportador declarará los gastos anuales esperados directamente
relacionados con cada estación de compresión 𝑐 para el horizonte de
proyección distintos al costo del combustible o energía requerida para
comprimir el gas, e indicará el tramo o grupo de gasoductos al que está
asociada la estación. Así mismo, entregará los soportes técnicos de estos
gastos: justificación de las horas proyectadas de uso de los compresores y
mantenimientos mayores, copia de las curvas típicas de consumo de
lubricantes de las máquinas de acuerdo con las especificaciones técnicas
%&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 46/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
dadas por los fabricantes, entre otros.
b) La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal
anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes
de esta evaluación corresponderán a la variable 𝐶𝐹𝐶𝑐𝐼𝐴𝐶.
18.4.3. Gastos en corridas con raspador inteligente para el horizonte de
proyección, 𝑮𝑪𝑹𝒉. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente
procedimiento:
a) El transportador reportará a la Comisión la estimación de los gastos en
corridas con raspador inteligente para cada año del horizonte de proyección
en que se realice dicho procedimiento. Así mismo, entregará los soportes
técnicos de esta estimación, incluyendo el registro de las corridas del período
tarifario t-1. Se reconocerá máximo una corrida con raspador inteligente
cada cinco años. Estos gastos deberán ser expresados en pesos colombianos
de la fecha base. Se debe presentar a la CREG un informe ejecutivo de los
resultados de cada corrida.
b) La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal
anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes
de esta evaluación corresponderán a la variable 𝐺𝐶𝑅ℎ.
Los gastos en corridas con raspador inteligente se reconocerán únicamente para
gasoductos de diámetros iguales o superiores a 4 pulgadas.
18.4.4. Gastos asociados al gas de empaquetamiento para el horizonte de
proyección, 𝑮𝑮𝑬𝒉. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente
procedimiento:
a) El transportador reportará a la Comisión el gas de empaquetamiento para
cada tramo de gasoducto, 𝑸𝑮𝑬𝒕, expresado en MBTU, y adjuntará los
soportes del cálculo del 𝑸𝑮𝑬𝒕 en la solicitud tarifaria. Para realizar los
cálculos del 𝑸𝑮𝑬𝒕 de los activos asociados a la inversión existente, se
utilizarán las condiciones físicas promedio de operación de los treinta y seis
(36) meses anteriores a la solicitud tarifaria.
Para los proyectos de 𝑰𝑨𝑪 y PNI de proyectos de red tipo I y proyectos de la
red tipo II de transporte, el transportador deberá realizar los cálculos
teniendo en cuenta las condiciones físicas promedio de operación esperadas
en el respectivo proyecto para los primeros doce (12) meses de operación. La
Comisión podrá verificar o solicitar ampliación a la información reportada
por el transportador.
b) La Comisión tomará el precio promedio nacional publicado por el gestor del
mercado, ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de
suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de
comercialización establecido en el artículo 22 de la Resolución CREG 186 de
2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se tomará la información
de los últimos doce meses en los que haya información de contratos que
permita calcular el precio promedio ponderado. Este precio corresponderá al
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 47/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
precio para valorar el gas de empaquetamiento 𝑷𝑮𝑬𝒕.
Este precio estará expresado en dólares de la fecha base. En caso de
requerirse, este precio se actualizará con el índice de precios al productor de
los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por
la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los
Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se tomarán los
índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. En caso de que este
índice se deje de publicar, la Dirección Ejecutiva de la CREG podrá definir,
mediante circular, un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas
Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.
c) La Comisión estimará el valor del gas de empaquetamiento, 𝑽𝑮𝑬𝒕,
multiplicando la variable 𝑸𝑮𝑬𝒕 por la variable 𝑷𝑮𝑬𝒕.
d) La Comisión determinará el costo de oportunidad del capital invertido en el
gas de empaquetamiento para cada año del horizonte de proyección, 𝑮𝑮𝑬𝒉,
con base en la siguiente expresión:
𝐺𝐺𝐸ℎ=𝑉𝐺𝐸𝑡 × 𝑇𝑅𝑀× 𝑇𝑘𝑐
Donde:
𝐺𝐺𝐸ℎ: Gastos asociados al gas de empaquetamiento para el horizonte de
proyección. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la
fecha base.
𝑉𝐺𝐸𝑡 : Precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado,
ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de
suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de
comercialización establecido en el Artículo 22 de la Resolución
CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se
tomará la información del año anterior más reciente en el que haya
información de contratos que permita calcular el precio promedio
ponderado.
Este precio estará expresado en dólares americanos del 31 de
diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de
información del transportador. En caso de requerirse, este precio se
actualizará con el índice de precios al productor de los Estados
Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la
Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de
los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se
tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo.
En caso de que este índice se deje de publicar, la Comisión, a través
de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante
circular un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas
Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.
𝑇𝑅𝑀: TRM de la fecha base.
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 48/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝑇𝑘𝑐: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos
expresados en pesos colombianos.
18.4.5. Gastos en terrenos, inmuebles y servidumbres para el horizonte de
proyección, 𝑮𝑻𝑰𝒉. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente
procedimiento:
a) El transportador declarará a la Comisión el valor catastral de los terrenos,
inmuebles y las escrituras de las servidumbres asociados exclusivamente a
la prestación del servicio de transporte de gas natural, por tramo de
gasoducto, expresado en pesos colombianos de la fecha base. Así mismo,
entregará los soportes de esta valoración.
b) La Comisión determinará el valor anual a incorporar en los gastos de AOM,
durante el horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos,
calculado como el costo de deuda real, según definición en la metodología de
tasa de descuento vigente, multiplicado por el valor catastral vigente
reportado por el transportador. Este valor corresponderá a la variable 𝐺𝑇𝐼ℎ.
18.4.6 AOM totales de la inversión existente.
Los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la
inversión existente, 𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸, serán los siguientes:
𝐴𝑂𝑀𝑡 = 𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸+𝑂𝐴𝑂𝑀𝑡+ 𝐴𝐺𝐼𝑀
Donde:
𝐴𝑂𝑀𝑡 : Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a
la inversión existente. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸: Gastos de administración, operación y mantenimiento para el
horizonte de proyección. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base.
𝑂𝐴𝑂𝑀𝑡: Otros gastos de administración, operación y mantenimiento. Este
valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐴𝐺𝐼𝑀: Remuneración de inversiones menores en el AOM, este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
18.5. Gastos en combustible o energía para compresión, 𝑮𝑬𝑪. Los gastos en
combustible o energía eléctrica para la compresión se liquidarán y facturarán
dentro de los primeros cinco días calendario del mes m+2 donde 𝑚 es el mes de
prestación del servicio de transporte:
a) El transportador determinará el costo del suministro de combustible, o
energía eléctrica (en estaciones que comprimen el gas utilizando energía
eléctrica), en cada estación de compresión para liquidar y facturar a sus
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 49/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
remitentes los costos fijos y los variables en combustible o energía eléctrica
en que incurrió el transportador para operar dichas estaciones de
compresión. Para esto, el transportador deberá:
1. Tomar el valor facturado por los proveedores de combustible o energía
eléctrica para las estaciones de compresión, correspondiente al mes 𝑚 de
prestación del servicio de transporte.
En caso de que los proveedores de combustible o energía eléctrica incluyan
en su factura el costo de cantidades distintas a las utilizadas para
compresión, por ejemplo, cantidades para desbalances, pérdidas de gas o
energía no destinada a estaciones de compresión, el transportador deberá
desagregar el valor correspondiente a estaciones de compresión y a otros
con base en las cantidades contratadas para el funcionamiento de las
estaciones en el respectivo período.
La cantidad de combustible o energía eléctrica contratada para operar las
estaciones de compresión deberá estar fundamentada en los consumos
máximos esperados según las curvas típicas de consumo de combustible
y energía eléctrica de las máquinas, de acuerdo con las especificaciones
técnicas dadas por los fabricantes. Esta contratación deberá realizarse
bajo criterios objetivos y transparentes de acuerdo con las reglas previstas
en los mercados de cada uno de estos energéticos de los cuales deberá
almacenar los soportes e información auditable.
2. Una vez determinado el valor del combustible y la energía eléctrica del mes
𝑚 para las estaciones de compresión, el transportador lo asignará a cada
estación a prorrata de la capacidad de compresión, según su uso,
utilizadas en el mes 𝑚 en cada estación.
El valor asignado a cada estación 𝑖 corresponderá al valor de la variable
𝐺𝐸𝐶𝑖 a facturar a los remitentes en el mes 𝑚+2.
b) El transportador calculará los gastos en combustible o energía a facturar a
los remitentes en el mes 𝑚+2 por la prestación del servicio de transporte en
el mes 𝑚 en cada tramo o grupo de gasoductos, 𝑘, que se definan para efectos
tarifarios y donde haya estaciones de compresión, así:
𝐺𝐸𝐶𝑘= ∑𝐺𝐸𝐶𝑖
𝑛
𝑖=1
Donde:
𝐺𝐸𝐶𝑘: Gastos en combustible o energía para compresión asociados a un
tramo o grupo de gasoductos 𝑘 a facturar en el mes 𝑚+2 . Este valor
estará expresado en pesos colombianos.
𝑛: Número de estaciones de compresión asociadas a un tramo o grupo
de gasoductos 𝑘.
𝐺𝐸𝐶𝑖 Gastos en combustible o energía para compresión para la estación
5.
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 50/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝑖. Este valor estará expresado en pesos colombianos.
c) El transportador publicará en su boletín electrónico de operaciones, para sus
remitentes y para las entidades de vigilancia y control, la información que
haya utilizado para determinar los costos en combustible o energía para cada
estación de compresión a facturar a sus remitentes en el mes 𝑚+2. Esta
información incluirá valores facturados por los proveedores, valores
facturados correspondientes a combustible y energía para estaciones de
compresión, cantidades consumidas en cada estación de compresión,
capacidad instalada en cada estación utilizada para asignar costos de
combustible por estación, entre otros.
d) El transportador conservará los soportes de cálculo de los costos en
combustible o energía para cada estación de compresión, para cuando la
autoridad competente o los remitentes los soliciten.
18.6. Remuneración de inversiones menores en el AOM, 𝑨𝑮𝑰𝑴. Durante los
primeros cinco años del horizonte de proyección dentro de los valores de AOM
se remunerarán, con el debido soporte y justificación, los valores eficientes de
las inversiones menores no incluidas en las inversiones IEt, PNI e IAC asociadas
exclusivamente al servicio de transporte para lo cual se deberá tener en cuenta
lo siguiente:
a) El transportador deberá declarar los activos de inversiones menores por
tramo para cada uno de los años del período tarifario 𝑡 acorde a la
clasificación definida en el formato 3 del Anexo 4. Gastos de
administración y mantenimiento.
b) Los períodos de remuneración serán de cinco años.
c) Se deberá presentar la información acorde a lo estipulado en el Artículo 9.
d) Como en cada sistema de transporte los conceptos son generales a todo el
sistema el transportador deberá, con criterios de eficiencia, desagregarlos
en cada tramo regulatorio.
Parágrafo 1. La CREG podrá hacer auditorías sobre toda la información
reportada por los transportadores relacionada con el cálculo del AOM.
Parágrafo 2. En la declaración de la información de 𝐴𝑂𝑀𝑔 𝑡− 1 toda conducta que
tenga por objeto o efecto incorporar gastos de AOM que regulatoriamente no se
deben reconocer será reportada a la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios para lo de su competencia, en concordancia con las disposiciones
de la Resolución CREG 080 de 2019 sobre reglas de comportamiento en el
mercado.
Parágrafo 3. Los valores de AOM de que trata el presente artículo deberán ser
declarados de manera anual para el período comprendido entre el 1 de enero y
31 de diciembre para cada año.
Parágrafo 4. Los gastos de AOM asociados a corridas con raspador inteligente,
gas de empaquetamiento y terrenos e inmuebles, de proyectos que forman parte
de las inversiones en gasoductos de 𝐼𝐴𝐶 y de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡, se determinarán siguiendo
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 51/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
el procedimiento descrito en los numerales 18.4.3. a 18.4.5. del presente
artículo, cuando estos apliquen. Para estos efectos, el transportador reportará
los gastos esperados por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos. La suma
de estos tres gastos corresponderá a la variable 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑔𝐼𝐴𝐶 para inversiones de 𝐼𝐴𝐶
y a la variable 𝐶𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼 para inversiones de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡.
Artículo 19. Inversiones y gastos de AOM que se excluyen de los cargos de
transporte. Las inversiones y los gastos de AOM correspondientes a activos de
conexión, puntos de entrada, puntos de salida, estaciones de entrada, estaciones
de salida, estaciones para transferencia de custodia, sistemas de
almacenamiento, estaciones de compresión diferentes a las requeridas para el
transporte de gas no serán consideradas para los cálculos de los cargos de
transporte. Los costos de estos activos serán cubiertos por los agentes o usuarios
que se beneficien de los mismos.
Aquellas conexiones, puntos de entrada, puntos de salida, estaciones de
entrada, estaciones de salida y estaciones para transferencia de custodia, que a
la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución se encuentren incluidas
en los cargos de transporte, podrán mantenerse en la base de activos a reconocer
en el tramo o grupo de gasoductos del transportador correspondiente. Igual
tratamiento se dará a las ampliaciones o actualizaciones de dichos activos. El
transportador, en su solicitud de nuevos cargos, deberá presentar la relación
detallada de todos los elementos anteriormente enumerados.
Artículo 20. Cálculo del factor de utilización. Para la determinación del factor
de utilización se utilizará la siguiente ecuación:
𝐹𝑈𝑥=∑𝐷𝑀𝐶+∑𝐷𝐸𝐶𝑦
𝑒+1
𝑒
𝑏
∑𝐶𝑀+∑𝐶𝑀𝐸𝑦
𝑒+1
𝑒
𝑏
Donde:
𝐹𝑈𝑥: Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos 𝑥.
𝐷𝑀𝐶: Demanda máxima de capacidad real, reportada por el transportador,
para cada uno de los años del período comprendido entre el año 𝑏 y el
año 𝑒. En caso de que el transportador no reporte esta información, la
Comisión tendrá en cuenta la mejor información disponible. Esta
demanda deberá ser mayor o igual a la máxima capacidad contratada
para cada uno de los años comprendidos entre el año 𝑏 y el año 𝑒.
Expresada en kpcd.
𝐷𝐸𝐶: Demanda máxima esperada de capacidad, para cada uno de los años del
período comprendido entre el año 𝑒+1 y el año 𝑦. Esta demanda deberá
ser mayor o igual a la máxima capacidad contratada para cada uno de
los años comprendidos entre el año 𝑒+1 y el año 𝑦. Expresada en kpcd.
𝐶𝑀: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada
uno de los años del período comprendido entre el año 𝑏 y el año 𝑒. En
caso de que el transportador no reporte esta información, la Comisión
tendrá en cuenta la mejor información disponible. Expresado en kpcd.
*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 52/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝑀𝐸: Es el máximo volumen de gas esperado transportable en un día de gas,
para cada uno de los años del período comprendido entre el año 𝑒+1 y
el año 𝑦, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo
de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del
gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y
salida que se definen en el Anexo 5 de la presente resolución. Expresado
en kpcd.
𝑏: Es el primer año de la vida útil normativa del tramo o grupo de
gasoductos 𝑥. En caso de que se haya ampliado la capacidad de ese tramo
o grupo de gasoductos, a través de compresores o loops, la variable 𝑏
corresponderá al resultado de calcular el promedio entre el primer año
de vida útil normativa del tramo o grupo de gasoductos 𝑥, y el primer año
de vida útil normativa de la ampliación.
𝑒: Es el último año del período tarifario 𝑡−1.
𝑦: 𝑦=𝑏+20.
Parágrafo 1. El transportador deberá reportar las anteriores variables,
debidamente soportadas con criterios técnicos objetivos, tales como escenarios
macroeconómicos, infraestructura prevista, análisis de mercado, contratos de
transporte, entre otros.
Parágrafo 2. En el cálculo de factor de utilización no se incluirán cantidades de
las variables 𝐷𝑀𝐶, 𝐷𝐸𝐶, 𝐶𝑀 y 𝐶𝑀𝐸 que resulten de la ejecución de proyectos de
plan de abastecimiento de gas natural definido en el artículo 2.2.2.2.28 del
Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 2345 del mismo año, o aquellos
que lo modifiquen o sustituyan.
Parágrafo 3. Cuando un tramo o grupo de gasoductos termine su primer período
de vida útil normativa, el factor de utilización se volverá a contabilizar a partir
del siguiente período de vida útil normativa. Si el tramo o grupo de tramos tuvo
ampliaciones dentro del período tarifario anterior (t-1), se considera para el
cálculo del factor de utilización contar el primer período de vida útil normativa a
partir del valor de la variable b promediada.
Parágrafo 4. Para el cálculo de las variables 𝒆,𝒃,𝒚, se tomará el año calendario
independiente del mes.
Artículo 21. Demandas esperadas de capacidad y de volumen. La demanda
esperada de capacidad, 𝑫𝑬𝑪, y la demanda esperada de volumen, 𝑫𝑬𝑽, se
determinará de conformidad con lo dispuesto a continuación:
a) El transportador reportará las demandas esperadas de capacidad y de
volumen para cada tramo o grupo de gasoductos asociadas a la inversión
existente, 𝐼𝐸𝑡, y las demandas esperadas de capacidad y de volumen
asociadas a cada uno de los proyectos de 𝐼𝐴𝐶𝑡 y de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡.
-3
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 53/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Las demandas asociadas a la inversión existente, 𝐼𝐸𝑡, corresponderán a las
demandas esperadas de capacidad, 𝐷𝐸𝐶𝑡, y las demandas esperadas de
volumen, 𝐷𝐸𝑉𝑡, para el horizonte de proyección.
Las demandas asociadas a cada uno de los proyectos de 𝐼𝐴𝐶𝑡 corresponderán
a las demandas esperadas de capacidad, 𝐷𝐸𝐶𝑡
𝐼𝐴𝐶, y las demandas esperadas
de volumen, 𝐷𝐸𝑉𝑡
𝐼𝐴𝐶, para el horizonte de proyección de cada proyecto
contado a partir del año de entrada en operación del respectivo activo. Para
estos efectos, el transportador reportará las demandas esperadas por
proyecto y por tramo o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
Las demandas asociadas a cada uno de los proyectos de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼
corresponderán a las demandas esperadas de capacidad, 𝐷𝐸𝐶𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼, y las
demandas esperadas de volumen, 𝐷𝐸𝑉𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼, para el horizonte de proyección de
cada proyecto contado a partir del año de entrada en operación del respectivo
activo. Para estos efectos, el transportador reportará las demandas
esperadas por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos definidos para
efectos tarifarios.
Estas demandas deberán estar debidamente soportadas con criterios
técnicos objetivos, tales como escenarios macroeconómicos, infraestructura
prevista, análisis de mercado, contratos firmes de transporte vigentes para
el horizonte de proyección, entre otros.
Cuando se trate de un tramo con condición de contraflujo, las demandas
esperadas de capacidad y de volumen a reportar por el transportador
corresponderán a las capacidades agregadas esperadas en ambas
direcciones, y a los volúmenes agregados esperados en ambas direcciones,
respectivamente. Además, el transportador deberá reportar dichas
demandas para cada dirección contractual.
Adicionalmente, el transportador deberá declarar a la CREG la capacidad
total contratada por tramo o grupo de gasoductos definido para efectos
tarifarios, desagregada por tipo de remitente (distribuidor-comercializador,
industria, generador térmico, comercializador de gas natural vehicular), para
cada año del horizonte de proyección. Esta información deberá ser
consistente con la declarada por el transportador al gestor del mercado.
b) Una vez se inicie el trámite administrativo tendiente a resolver la solicitud
tarifaria, el director ejecutivo de la Comisión publicará, mediante circular,
las demandas esperadas de capacidad y de volumen reportadas por el
transportador, así como la capacidad total contratada declarada por el
agente.
c) En las Demandas Esperadas de Capacidad 𝐷𝐸𝐶 y en las Demandas
Esperadas de Volumen 𝐷𝐸𝑉 no se considerarán los proyectos IPAT.
d) Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la circular
de la Comisión, los terceros interesados podrán enviar preguntas y
comentarios a la Comisión en relación con las proyecciones de demanda del
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 54/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
transportador. De estas preguntas y comentarios se dará traslado al
transportador para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles
siguientes al recibo, responda las preguntas y se pronuncie sobre los
comentarios, en documento que deberá presentar a la Comisión dentro de
este último plazo.
e) La Comisión analizará la información mencionada en los literales a) y c) de
este numeral, la confrontará con la disponible en la Comisión, y podrá exigir
explicaciones al transportador, de acuerdo con los elementos de juicio que
tenga a su disposición.
Así mismo, la Comisión podrá decretar pruebas dentro del proceso tarifario
para evaluar las proyecciones de demanda reportadas por el respectivo
agente. De ser necesario, la Comisión solicitará al transportador que revise
y ajuste, si es necesario, la proyección de demanda.
f) En todo caso, no se admitirán demandas esperadas de capacidad y de
volumen inferiores a aquellas que resulten de aplicar el factor de utilización
normativo que se define en el numeral 21.1 de la presente resolución.
g) Las demandas resultantes de los análisis previstos en los literales d) y e) de
este numeral corresponderán a: (i) las variables 𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎 y 𝐷𝐸𝑉𝑡
𝑎 que serán
utilizadas para el cálculo de los cargos de transporte que remuneran la
inversión existente, 𝐼𝐸𝑡; (ii) las variables 𝐷𝐸𝐶𝑡𝐼𝐴𝐶𝑎 y 𝐷𝐸𝑉𝑡𝐼𝐴𝐶𝑎 que serán
consideradas en la revisión tarifaria de que trata el Artículo 8 de la presente
resolución al momento de incluir la inversión 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎 en los cargos regulados;
y, (iii) las variables 𝐷𝐸𝐶𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼𝑎 y 𝐷𝐸𝑉𝐼𝐼
𝑃𝑁𝐼𝑎 que serán consideradas en los cargos
regulados que se adopten para inversiones de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡.
h) Para efectos del cálculo de los cargos de transporte se tendrá en cuenta: (i)
la proyección de demanda entregada por el transportador, sin incluir las
pérdidas de gas en el sistema de transporte; (ii) las observaciones que las
partes interesadas formulen a las proyecciones del transportador; y, (iii) la
información en el gestor del mercado del valor de la demanda para cada
tramo o grupo de gasoductos en los últimos tres (3) años. Para los primeros
cinco (5) años del horizonte de proyección, los valores de demanda no podrán
ser inferiores al promedio de los valores de los 3 últimos años del período
tarifario t-1. El gestor deberá tener disponible dicha información, de no haber
sido recibida de los agentes, el Gestor deberá hacer el respectivo reporte a la
SSPD.
i) Cuando se observe que la declaración de la demanda en cada uno de los
primeros 5 años del horizonte de proyección es inferior al promedio de los 3
últimos años de los valores que están en el gestor del mercado, la CREG
utilizará el promedio de demanda del gestor para cada uno de los años que
estén por debajo de dicho promedio, salvo en los casos en los que el
transportador demuestre lo contrario.
j) Si al aplicar el factor de ajuste a la 𝐷𝐸𝐶𝑡 y la 𝐷𝐸𝑉𝑡 se obtienen valores
superiores a la 𝐶𝑀𝑀𝑃, la 𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎 y la 𝐷𝐸𝑉𝑡
𝑎 se acotarán a la 𝐶𝑀𝑀𝑃.
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 55/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
k) Para el cálculo de la capacidad máxima de mediano plazo, el transportador
deberá aplicar el procedimiento establecido en el Anexo 5 de la presente
resolución. Esta capacidad deberá estar desagregada para el sistema de
transporte asociado a: (i) la inversión existente, 𝐼𝐸𝑡; (ii) la inversión existente,
𝐼𝐸𝑡, más cada uno de los proyectos de 𝐼𝐴𝐶𝑡, como se establece en el Anexo 5
de la presente resolución; y, (iii) la inversión de 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡.
21.1. Factor de utilización normativo. Cuando se trate de grupo de
gasoductos, para efectos de aplicar el factor de utilización normativo, se tendrá
en cuenta la capacidad máxima de mediano plazo del tramo donde se encuentren
los puntos de entrada o las inyecciones de gas del respectivo grupo de
gasoductos. El factor de utilización normativo se establecerá con sujeción a las
siguientes reglas:
21.1.1. Factor de utilización normativo para STT. El factor de utilización
normativo para un 𝑆𝑇𝑇 será igual a 0,5. Si el factor de utilización de un 𝑆𝑇𝑇 es
inferior al factor de utilización normativo, la Comisión ajustará la 𝐷𝐸𝐶 y la 𝐷𝐸𝑉,
multiplicándolas por el siguiente factor:
𝐹𝐴𝑥=0,5 × (1
𝐹𝑈𝑥
)
Donde:
𝐹𝐴𝑥: Factor de ajuste para el tramo o grupo de gasoductos 𝑥. Factor de
ajuste a las demandas para el tramo o grupo de gasoductos 𝑥.
𝐹𝑈𝑥: Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos 𝑥, según lo
definido en el Artículo 20 de la presente resolución.
21.1.2. Factor de utilización normativo para SRT. El factor utilización
normativo para un SRT será igual a 0,4. Si el factor de utilización de un SRT es
inferior al factor de utilización normativo, la Comisión ajustará la DEC y la DEV
multiplicándolas por el siguiente factor:
𝐹𝐴𝑥=0,4 × (1
𝐹𝑈𝑥
)
Donde:
𝐹𝐴𝑥: Factor de ajuste para el tramo o grupo de gasoductos 𝑥.
𝐹𝑈𝑥: Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos 𝑥, según
lo definido en el Artículo 20 de la presente resolución.
Artículo 22. Cargos máximos regulados por servicios de transporte de
capacidad firme. La Comisión establecerá, para cada tramo o grupo de
gasoductos, cargos máximos regulados para remunerar los costos de inversión
y gastos de AOM, aplicables al servicio de transporte de capacidad firme,
siguiendo los siguientes lineamientos.
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 56/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
a) Para incluir en los cargos regulados los valores de 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 y 𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐴𝐶, el
transportador deberá solicitar el ajuste tarifario un mes antes al
cumplimiento de los períodos definidos en el Artículo 26 de la presente
resolución.
b) Se somete el servicio de transporte en contratos de capacidad firme al
régimen de libertad regulada definido en la Ley 142 de 1994. En
consecuencia, este servicio se remunerará a través de los cargos regulados
de que trata la presente resolución. De conformidad con los artículos
14.10 y 88.1 de la misma Ley, los cargos fijos y variables que remuneran
los costos de inversión son cargos máximos. Por tanto, para la aplicación
del procedimiento de que trata el Artículo 41 de la presente resolución, el
transportador podrá ofrecer cargos fijos y variables inferiores a los
calculados según lo dispuesto en los numerales 22.1 a 22.3 de la presente
resolución, dando cumplimiento en todos los casos al principio de
neutralidad, en los términos de la Ley 142 de 1994.
c) Conforme a los lineamientos indicados en el Artículo 29 de la presente
resolución, la CREG podrá establecer cargos regulados de transporte para
remunerar la inversión y los gastos de 𝐴𝑂𝑀 agregando (i) tramos
regulatorios, o (ii) dividiendo tramos regulatorios, correspondientes a los
grupos de gasoductos que se definieron en las resoluciones particulares
de cargos aplicados en el período tarifario 𝑡−1.
d) En el cálculo de los cargos regulados de que trata el presente artículo no
se considerarán demandas generadas por proyectos de 𝐼𝑃𝐴𝑇.
e) Para el cálculo de los cargos regulados de referencia de los tramos que
tengan inversiones y gastos para atender necesidades de contraflujo, se
deberá tener en cuenta la inversión total en dichos tramos y la demanda
equivalente como la suma de las demandas en los dos sentidos. El AOM
será el total de los gastos de AOM en dichos tramos. El transportador y el
remitente aplicarán los artículos 41 y 42 de la presente resolución para la
determinación de los cargos que remuneran inversiones y gastos de AOM.
22.1. Cálculo de cargos fijos regulados de referencia para la remuneración
de la inversión. Para el cálculo de los cargos fijos se aplicará la siguiente
expresión:
𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓=(𝐼𝐸𝑡+𝐼𝑡+𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎+𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎+𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎)× 𝜆𝑓
𝑉𝑃(𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝐼𝐴𝐶,𝑇𝑘𝑐)
Donde:
𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓: Cargo fijo que remunera costos de inversión existente y las
inversiones 𝐼𝑡, 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎,𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎,𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎, expresado en pesos
colombianos de la fecha base por kpcd-año.
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 57/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝐸𝑡: Valor de la inversión existente, expresado en pesos colombianos de
la fecha base.
𝐼𝑡: Es el valor presente de los valores 𝐼𝑗 con la Tkc, conforme al Artículo
12.
𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎:: Valor presente ajustado de la inversión en variantes con la Tkc. Este
valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el
cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la
presente resolución. Cuando la 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎 entre en operación conforme a
las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el 𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓
teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de
proyección contados desde ese año.
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎: Valor presente ajustado de inversiones del PNI correspondientes a
redes tipo II con la Tkc. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo
expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎 entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo
28 se recalculará el 𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓 teniendo en cuenta los valores
de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎: Valor presente ajustado de inversión en aumento de capacidad
correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión con
la tasa Tkc. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la
fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el
Artículo 14 de la presente resolución. Cuando la 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎 entre en
operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se
recalculará el 𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓 teniendo en cuenta los valores de
demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
𝜆𝑓: Corresponde a uno de los siguientes valores: 0; 0,10; 0,20; 0,40;
0,50; 0,60; 0,70; 0,80; 0,85; 0,90; 0,92; 0,94; 0,96; 0,98 y 1.
𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎: Demanda esperada de capacidad asociada a la inversión existente,
expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del
Artículo 28 se incluya alguna inversión 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎 en los cargos
los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de
proyección aplicando las disposiciones Artículo 21 .
𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼: Demanda anual esperada de capacidad asociada a la inversión tipo
II, 𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡, para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año.
Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya
alguna inversión 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 en los cargos los valores de demanda
se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las
disposiciones Artículo 21 .
𝐷𝐸𝐶𝑡𝐼𝐴𝐶: Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos IAC, para el
horizonte de proyección, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme
6*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 58/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 en los cargos los valores de demanda se deberán
actualizar para el horizonte de proyección aplicando las
disposiciones Artículo 21 .
𝑇𝑘𝑐: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos
expresados en pesos colombianos.
𝑉𝑃(𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝐼𝐴𝐶,𝑇𝑘𝑐): Valor presente de la demanda 𝐷𝐸𝐶𝑡𝑎+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+
𝐷𝐸𝐶𝑡𝐼𝐴𝐶 descontada a la tasa 𝑇𝑘𝑐.
22.2. Cálculo de cargos variables regulados de referencia para la
remuneración de la inversión. Para el cálculo de los cargos variables se
aplicará la siguiente expresión:
𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣=(𝐼𝐸𝑡+𝐼𝑡+𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎+𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎+𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎)× 𝜆𝑣
𝑉𝑃(𝐷𝐸𝑉𝑡
𝑎+𝐷𝐸𝑉𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+𝐷𝐸𝑉𝑡
𝐼𝐴𝐶,𝑇𝑘𝑣)
Donde:
𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣: Cargo variable que remunera costos de inversión
existente y las inversiones 𝐼𝑡, 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎,𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎,𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎, expresado en pesos
colombianos de la fecha base por kpc-año.
𝐼𝐸𝑡: Valor de la inversión existente, expresado en pesos colombianos de
la fecha base.
𝐼𝑡: Es el valor presente de los valores 𝐼𝑗 con la Tkv, conforme al Artículo
12.
𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡
𝑎:: Valor presente ajustado de la inversión en variantes con la Tkv. Este
valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el
cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la
presente resolución. Cuando la 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡𝑎 entre en operación, conforme
a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el 𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣
teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de
proyección contados desde ese año.
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎: Valor presente ajustado de inversiones del PNI correspondientes a
redes tipo II con la tasa Tkv. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo
expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎, entre en operación conforme a las disposiciones del Artículo
28 se recalculará el 𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣 teniendo en cuenta los valores
de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
/0$
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 59/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎: Valor presente ajustado de inversión en aumento de capacidad
correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión con
la tasa Tkv. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la
fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el
Artículo 14 de la presente resolución. Cuando la 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 entre en
operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se
recalculará el 𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣teniendo en cuenta los valores de
demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
𝜆𝑣: 1-𝜆𝑓
𝐷𝐸𝑉𝑡𝑎: Demanda esperada de volumen asociada a la inversión existente,
expresada en kpc-año. Cuando, conforme a las disposiciones del
Artículo 28 se incluya alguna inversión 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 en los cargos
los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de
proyección aplicando las disposiciones Artículo 21 .
𝐷𝐸𝑉𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼: Demanda anual esperada de volumen asociada a la inversión tipo II,
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡, para el horizonte de proyección, expresada en kpc-año.
Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya
alguna inversión 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 en los cargos los valores de demanda
se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las
disposiciones Artículo 21 .
𝐷𝐸𝑉𝑡𝐼𝐴𝐶: Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos IAC, para el
horizonte de proyección, expresada en kpc-año. Cuando, conforme
a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 en los cargos los valores de demanda se deberán
actualizar para el horizonte de proyección aplicando las
disposiciones Artículo 21 .
𝑇𝑘𝑣: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de volumen a través de cargos variables
expresados en pesos colombianos.
𝑉𝑃(𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝐼𝐴𝐶,𝑇𝑘𝑣): Valor presente de la demanda 𝐷𝐸𝑉𝑡𝑎+𝐷𝐸𝑉𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+
𝐷𝐸𝑉𝑡𝐼𝐴𝐶 descontada a la tasa 𝑇𝑘𝑣.
22.3. Parejas de cargos regulados. Corresponderán al conjunto de parejas de
cargos que se formarán teniendo en cuenta los cargos calculados de conformidad
con lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución, así:
(𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓,𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣)
Donde:
𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓: Cargo fijo total, expresado en pesos colombianos de la fecha
base por kpcd-año.
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 60/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣: Cargo variable total, expresado en pesos colombianos de la
fecha base por kpc-año.
22.4. Cálculo de cargos fijos que remuneran los gastos de 𝑨𝑶𝑴 de inversión
existente, 𝑰𝑬𝒕. Para el cálculo de los cargos fijos que remuneran los gastos de
𝐴𝑂𝑀 de inversión existente, se aplicará la siguiente expresión:
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶=𝑉𝑃(𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸+𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼,𝑡
𝑃𝑁𝐼+𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐴𝐶,𝑇𝑘𝑐)
𝑉𝑃(𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+DECt
IAC ,𝑇𝑘𝑐)
Donde:
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶: Cargos fijos que remuneran los gastos de 𝐴𝑂𝑀 de inversión
existente, PNI e IAC para el período tarifario 𝑡, expresados en pesos
colombianos de la fecha base por kpcd-año.
𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸∶ Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de
inversión existente de las inversiones 𝐼𝐸𝑡+ 𝐼𝑡 para el horizonte de
proyección, expresados en pesos colombianos de la fecha base.
𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼,𝑡
𝑃𝑁𝐼∶ Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de
inversión existente de las inversiones 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡 .
𝑎 Cuando la 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎 entre
en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se
recalculará el 𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶 teniendo en cuenta los valores de
demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐴𝐶∶ Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de
inversión existente de las inversiones 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎. Cuando la 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎 entre en
operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se
recalculará el 𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶 teniendo en cuenta los valores de
demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
𝐷𝐸𝐶𝑡𝑎: Demanda esperada de capacidad asociada a la inversión existente,
expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del
Artículo 28 se incluya alguna inversión 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡
𝑎 en los cargos
los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de
proyección aplicando las disposiciones Artículo 21 .
𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼: Demanda anual esperada de capacidad asociada a la inversión tipo
II, 𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡, para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año.
Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya
alguna inversión 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎 en los cargos los valores de demanda
se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las
disposiciones Artículo 21 .
𝐷𝐸𝐶𝑡𝐼𝐴𝐶: Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos IAC, para el
horizonte de proyección, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme
a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 61/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎 en los cargos los valores de demanda se deberán
actualizar para el horizonte de proyección aplicando las
disposiciones Artículo 21 .
𝑇𝑘𝑐: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos
expresados en pesos colombianos.
𝑉𝑃(𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸+𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼,𝑡
𝑃𝑁𝐼+𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐴𝐶,𝑇𝑘𝑐): Valor presente de los gastos de
administración, operación y mantenimiento para 𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸+𝐴𝑂𝑀𝐼𝐼,𝑡
𝑃𝑁𝐼+
𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐴𝐶, descontados a la tasa 𝑇𝑘𝑐.
𝑉𝑃(𝐷𝐸𝐶𝑡𝑎+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+DECtIAC ,𝑇𝑘𝑐): Valor presente de la demanda esperada de
capacidad 𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑎+𝐷𝐸𝐶𝑡
𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼+DECt
IAC , descontadas a la tasa 𝑇𝑘𝑐.
Parágrafo 1. Para la actualización de la información cuando se incluyen
inversiones 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡
𝑎ó 𝐼𝐴𝐶𝑡𝑎 se extenderán las series de demanda de capacidad y
de volumen así como de los gastos de AOM hasta completar el horizonte de
proyección de 20 años, a partir de la aplicación de las disposiciones del Artículo
21 . En el caso del 𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸 se extenderán los valores hasta completar el horizonte
de proyección de 20 años, considerando los valores i) 𝐴𝑂𝑀𝑡𝐼𝐸 y ii) 𝑂𝐴𝑂𝑀𝑡.
Parágrafo 2. La CREG podrá establecer cargos regulados de transporte para
una porción de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a un grupo
de gasoductos. En tal caso, la porción restante se remunerará a través de
cargos independientes para cada tramo.
Artículo 23. Cargos para el servicio de transporte de gas a contraflujo. Los
cargos máximos para el servicio de transporte de gas a contraflujo serán los
mismos adoptados para el respectivo tramo o grupo de gasoductos, de
conformidad con el Artículo 22 de la presente resolución.
Parágrafo. El transportador estará obligado a atender las solicitudes de servicio
de transporte a contraflujo si la prestación de este servicio es técnicamente
viable. En caso de que el transportador indique que no es factible la prestación
del servicio a contraflujo, deberá justificarlo.
Artículo 24. Actualización de cargos regulados. Los cargos regulados
calculados de conformidad con el Artículo 22 de la presente resolución se
actualizarán aplicando las siguientes reglas:
24.1. Actualización de las Parejas de Cargos Regulados. El transportador
actualizará las parejas de cargos regulados al finalizar cada año transcurrido
desde la fecha base, de acuerdo con la variación anual del 𝐼𝑃𝑃 definido en el
Artículo 2 de la presente resolución, mediante la siguiente fórmula:
(𝐶𝐹𝐼𝑡,𝜆𝑓,𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑣)
𝑥
=(𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓, 𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣)
𝑓𝑏
× 𝐼𝑃𝑃𝑥−1
𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏
)*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 62/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Donde:
(𝐶𝐹𝐼𝑡,𝜆𝑓,𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑣)
𝑥
: Pareja de cargos regulados aplicables en el año 𝑥.
(𝐶𝐹𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑓, 𝐶𝑉𝐼_𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶𝑡,𝜆𝑣)
𝑓𝑏
: Pareja de cargos regulados, para la
fecha base, establecida de conformidad con el numeral 22.3 de
la presente resolución.
𝐼𝑃𝑃𝑥−1 : Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el
DANE para el mes de diciembre del año 𝑥−1.
𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el
DANE para el mes de diciembre del año de la fecha base.
𝑥: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
24.2. Actualización de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM. El
transportador actualizará los cargos fijos que remuneran los gastos de 𝐴𝑂𝑀 al
finalizar cada año transcurrido desde la fecha base, de acuerdo con la variación
anual del 𝐼𝑃𝐶 nacional definido en el Artículo 2 de la presente resolución,
mediante la siguiente fórmula:
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑥=𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶× 𝐼𝑃𝐶𝑥−1
𝐼𝑃𝐶𝑓𝑏
Donde:
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑥: Cargo regulado de AOM aplicable en el año 𝑥.
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑡
𝐼𝐸_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐴𝐶: Cargo regulado de AOM para la fecha base, establecido de
conformidad con el numeral 22.4 de la presente resolución.
𝐼𝑃𝐶𝑥−1 : Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el
DANE para el mes de diciembre del año 𝑥−1.
𝐼𝑃𝐶𝑓𝑏: Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el
DANE para el mes de diciembre del año de la fecha base.
𝑥: Año en el cual se aplica el cargo regulado de AOM.
Parágrafo 1. En caso de que alguno de los índices que se utilizan para
actualización se deje de publicar, la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva
de la CREG, podrá definir mediante circular el nuevo índice.
Parágrafo 2. La aplicación de los cargos a las cantidades contratadas y a los
volúmenes transportados se hará como se establece en el Artículo 43 de la presente
resolución.
Artículo 25. Costo de capital. La Comisión aplicando la metodología incluida
6*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 63/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
en la Resolución CREG 004 de 2021 y aquella que la modifique adicione o
sustituya, en resolución aparte, determinará las siguientes tasas para hacer el
cálculo de los cargos:
𝑇𝑘𝑐: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos
expresados en pesos colombianos.
𝑇𝑘𝑣: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de volumen a través de cargos variables
expresados en pesos colombianos.
𝑇𝑘𝑖𝑝: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado
expresado en pesos colombianos, para los proyectos IPAT de los
planes de abastecimiento de gas natural.
Parágrafo. Cuando se dé aplicación a lo previsto en el Artículo 28 y se ajusten
los cargos, para el tramo o grupo de gasoductos objeto del cálculo tarifario, se
utilizará en el cálculo la tasa de descuento con el procedimiento previsto en el
parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021, o la que la
modifique o sustituya.
Capítulo II
Disposiciones sobre vida útil normativa
Artículo 26. Determinación de la vida útil de un activo. Para los activos
asociados a la 𝑰𝑬𝒕, la vida útil se contará, según cada caso, a partir de: i) su fecha
de entrada en operación comercial, ii) el reconocimiento de un costo de
oportunidad de acuerdo con la Resolución CREG 001 de 2000, iii) el
reconocimiento por primera vez en los cargos tarifarios aprobados por la CREG,
o iv) el ajuste tarifario por aplicación de un nuevo período de vida útil normativa
con los valores 𝑽𝑨𝑶𝒕 o 𝑽𝑹𝑨𝑵𝒕.
Para los activos asociados a las 𝐼𝐴𝐶𝑡−1 , la vida útil se contará a partir de la fecha
de entrada en vigencia de los cargos calculados con la Resolución CREG 126 de
2010. Para los activos asociados a las 𝐼𝐴𝐶𝑡, 𝑃𝑁𝐼𝐼𝐼,𝑡 y activos que se remplacen al
finalizar el período de vida útil normativa, la vida útil normativa se contará a
partir del mes y del año de la entrada en vigencia de los cargos del respectivo
activo.
En el caso de los activos 𝑃𝑁𝐼𝑣,𝑡 la vida útil normativa corresponde a la del activo
principal.
Artículo 27. Inversión a reconocer en activos que cumplan el período de
vida útil normativa. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y
edificaciones, cuya vida útil normativa se cumpla dentro del período tarifario
vigente, se aplicarán las siguientes reglas:
a) Dentro del término establecido en el Artículo 8 de la presente resolución, el
%&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 64/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
transportador deberá declarar los activos que cumplirán el período de vida útil
normativa durante los primeros cinco años del período tarifario 𝑡.
En esta identificación, el transportador declarará, en el Anexo 2 de la presente
resolución, tal como consta en las respectivas resoluciones particulares y/o
en los documentos soporte:
i. Nombre del activo.
ii. El año y mes de entrada en operación.
iii. El año y mes en el que la Comisión por primera vez lo reconoció en los
cargos tarifarios.
iv. El año y mes en el que se cumplirá el período de vida útil normativa.
v. Si tiene variantes, debe declarar la fecha de entrada en operación y sus
características de acuerdo con el Anexo 2.
Si dentro del término establecido en el Artículo 8, el transportador no declara
la información requerida, la Comisión podrá iniciar, de oficio, las actuaciones
administrativas que permitan asignar valor cero al activo y el ajuste en los
cargos.
b) Para cada uno de los activos que terminan el período de vida útil normativa,
el transportador declarará:
i. La decisión de reponer o continuar con el activo para la siguiente vida útil
normativa, con base en la información de que dispone el transportador y
el mecanismo de valoración CREG del Anexo 1 de la presente resolución.
ii. Para los activos que decida seguir operando, la información solicitada en
el Anexo 2 de la presente resolución.
iii. Para los activos que decida reemplazar manteniendo la misma capacidad
de transporte, la información solicitada en el Anexo 2 de la presente
resolución. En este caso, se considerará para el trámite de cargos con un
tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de
nuevas inversiones, PNI. Para el cálculo de cargos para este tipo de
inversiones, se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22, siguiendo los
procedimientos establecidos para 𝐶𝐹𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑓 y 𝐶𝑉𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑣.
iv. Si el transportador considera que el activo que cumple vida útil normativa
tiene una capacidad diferente a la requerida y decide reemplazarlo en su
totalidad por uno de mayor capacidad, se considerará para el trámite de
cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del
programa de nuevas inversiones, PNI. Para el cálculo de cargos para este
tipo de inversiones se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22,
siguiendo los procedimientos establecidos para 𝐶𝐹𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑓 y
𝐶𝑉𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑣.
v. Si el transportador mantiene el activo existente y hace una ampliación de
capacidad mediante un loop o una estación de compresión, deberá seguir
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 65/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
el procedimiento previsto para una IAC, y para el activo que continúa
operando deberá entregar la información correspondiente a l o definido en
el literal e) del presente artículo.
c) La Comisión verificará el año de finalización del período de vida útil normativa,
e identificará los valores de los activos en los cargos tarifarios vigentes que
cumplirán el período de vida útil normativa durante el período tarifario 𝑡 de
cinco años, de acuerdo con la información contenida en las respectivas
resoluciones particulares y/o en los documentos soporte, entre otros.
d) En caso de que la empresa declare que requiere reponer el 100% del activo
que finaliza el período de vida útil normativa, la Comisión aplicará el
procedimiento establecido en el Anexo 1 de la presente resolución para
determinar el costo de reposición a nuevo de cada activo, 𝑉𝑅𝐴𝑁. Este valor no
incluirá estaciones reguladoras de puerta de ciudad, 𝐸𝑅𝑃𝐶, las cuales se
valorarán según lo establecido en el Artículo 45 de la presente resolución. En
este caso, el AOM y la demanda de capacidad y de volumen serán los previstos
para el respectivo tramo antes de su reemplazo.
Para el caso de gasoductos en los que se hayan construido variantes durante
el período de vida útil normativa, no será necesario declarar que se requiere
reponer la variante, siempre y cuando la variante no tenga más de cinco años
de construida y esté en condiciones de continuar en operación durante un
nuevo período de VUN, contado a partir de la fecha de entrada en operación
comercial. El transportador deberá documentar y declarar la condición de la
variante.
e) Si la decisión del transportador es continuar operando el activo existente,
deberá seguir el siguiente procedimiento:
i. El transportador declarará el tipo de inversión y su valor, para los
siguientes cinco años, que requiere el activo para continuar operando
durante su vida útil normativa, con el suficiente detalle y justificación.
Esta información deberá ser declarada de acuerdo con Anexo 2 de la
presente resolución.
ii. Según el tipo de inversión y el valor de la inversión, la CREG podrá
contratar un auditor para: (i) verificar la necesidad de la inversión, y (ii)
establecer un valor eficiente de referencia de la inversión.
iii. En la determinación de los cargos tarifarios, la CREG incluirá el valor de
las inversiones eficientes calculadas en el literal vi) que requiere el
transportador para mantener en operación el activo. En este caso, el AOM
y la demanda de capacidad y de volumen serán los previstos para el
respectivo tramo, antes de su reemplazo.
iv. Mientras el transportador ejecuta el 100% de las inversiones que requiere
para mantener en operación el activo, se retirará de la base de activos el
valor correspondiente al activo que ha cumplido período de vida útil
normativa, y en la base tarifaria se reconocerá el valor eficiente
determinado por la CREG del valor presente de las inversiones para
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 66/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
mantener en operación el activo. En las resoluciones de cargos
particulares se reconocerán las inversiones declaradas para los siguientes
cinco años con el valor eficiente determinado por la CREG.
v. Los valores de inversión aprobados en el presente literal remunerarán
todas las inversiones eficientes requeridas, tales como inversiones en
reparaciones, variantes y reposiciones parciales, para mantener la
integridad y seguridad de los activos correspondientes durante su nuevo
período de vida útil normativa.
vi. Cuando el transportador ejecute el 100% de cada una de las inversiones
que requiere para mantener en operación el activo, en la base tarifaria solo
se reconocerá el valor eficiente de las inversiones ejecutadas, las cuales se
incluirán en cargos de acuerdo con lo establecido en el Artículo 28 de la
presente resolución. El valor eficiente, 𝑉𝐴𝑂, se determinará siguiendo las
siguientes fórmulas:
𝑉𝐴𝑂 =
{
𝐴𝑝𝑟− 𝐴𝑝𝑟−𝑅𝑒𝑎𝑙
2 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤𝐴𝑝𝑟
𝐴𝑝𝑟+ 𝑅𝑒𝑎𝑙−𝐴𝑝𝑟
2 𝑠𝑖 𝐴𝑝𝑟< 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤1,3 × 𝐴𝑝𝑟
1,15 ∗𝐴𝑝𝑟 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 >1,3 × 𝐴𝑝𝑟
𝑅𝑒𝑎𝑙=𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟× 𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏
𝐼𝑃𝑃𝑜𝑝𝑟
Donde:
𝑉𝐴𝑂: Valor eficiente de la inversión en caso de que el transportador decida
continuar operando el activo durante el siguiente período de vida útil
normativa. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la
fecha base.
𝐴𝑝𝑟: Valor aprobado de las inversiones para mantener el activo en
operación, determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y
en la información reportada según el Anexo 2 de la presente
resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la
fecha base.
𝑅𝑒𝑎𝑙: Valor real de las inversiones para mantener el activo en operación
determinado con base en la información reportada por el
transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución.
Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟: Valor real de las inversiones para mantener el activo en operación,
determinado con base en la información reportada por el
transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución.
Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha de
puesta en operación comercial. Los valores en dólares americanos
se convertirán a pesos colombianos utilizando la TRM de la fecha de
puesta en operación comercial.
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 67/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para la fecha base.
𝐼𝑃𝑃𝑜𝑝𝑟: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para el mes en que entró en operación comercial.
f) Si la decisión del transportador es reemplazar el activo existente, deberá
seguir el siguiente procedimiento:
i. Cuando el transportador decida reemplazar un activo que cumple vida
útil normativa por otro de distintas características de longitud y
diámetro, se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento
similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas
inversiones, PNI. Para el cálculo de cargos para este tipo de inversiones
se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22 de la presente resolución,
siguiendo los procedimientos establecidos para 𝐶𝐹𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑓 y
𝐶𝑉𝐼_𝑃𝑁𝐼_𝐼𝐼𝑡,𝜆𝑣. en los siguientes casos:
a. Cuando sea un diámetro diferente al existente.
b. Cuando la longitud tenga una diferencia de +/- 10% a la del trazado
original.
En caso de aplicarse cualquiera de los literales a. o b. el transportador
deberá justificar el cambio en su solicitud.
ii. Mientras el transportador repone el activo, se continuará reconociendo el
valor del activo que se encuentra en la base tarifaria.
iii. Cuando el transportador remplace el 100% del activo, el valor eficiente,
𝑉𝑅𝐴𝑁, se determinará siguiendo las siguientes fórmulas:
𝑉𝑅𝐴𝑁 =
{
𝐴𝑝𝑟− 𝐴𝑝𝑟−𝑅𝑒𝑎𝑙
2 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤𝐴𝑝𝑟
𝐴𝑝𝑟+ 𝑅𝑒𝑎𝑙−𝐴𝑝𝑟
2 𝑠𝑖 𝐴𝑝𝑟< 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤1,3 × 𝐴𝑝𝑟
1,15 ∗𝐴𝑝𝑟 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 >1,3 × 𝐴𝑝𝑟
𝑅𝑒𝑎𝑙=𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟× 𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏
𝐼𝑃𝑃opr
Donde:
𝑉𝑅𝐴𝑁: Valor eficiente de la inversión del nuevo activo. Este valor estará
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐴𝑝𝑟: Valor aprobado para el nuevo activo, determinado con base en lo
establecido en el Anexo 1, en la información reportada según el
-&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 68/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Anexo 2 de la presente resolución. Este valor estará expresado en
pesos colombianos de la fecha base.
𝑅𝑒𝑎𝑙: Valor real del nuevo activo, determinado con base en la información
reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la
presente resolución. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha base.
𝑅𝑒𝑎𝑙_𝑜𝑝𝑟: Valor real del nuevo activo, determinado con base en la información
reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la
presente resolución. Este valor estará expresado en pesos
colombianos de la fecha de puesta en operación comercial. Los
valores en dólares americanos se convertirán a pesos colombianos
utilizando la TRM de la fecha de puesta en operación comercial.
𝐼𝑃𝑃𝑓𝑏: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para la fecha base.
𝐼𝑃𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟: Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE
para el mes de diciembre del año en que entró en operación
comercial el nuevo activo.
g) El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma
para: (i) construir el gasoducto que va a reemplazar, y (ii) realizar las
inversiones para mantener el gasoducto en operación.
En el plazo definido en en el Artículo 8 de la presente resolución, el
transportador deberá entregar un cronograma, en formato Microsoft Project,
en el que se incluya el diagrama Gantt correspondiente a cada proyecto. Este
cronograma deberá ser reportado a la SSPD para lo relativo a su competencia.
En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial
establecidas en el cronograma, el transportador deberá comunicar
formalmente los cambios y la justificación de los mismos a la Comisión y a la
SSPD.
Parágrafo 1. El gasoducto ramal al cual se le apliquen las disposiciones
descritas en el presente artículo continuará estampillado.
Parágrafo 2. Para variantes el período de vida útil normativo será el mismo del
tramo correspondiente.
Parágrafo 3. Para inversiones IAC el período de vida útil normativo será
determinado a partir de su puesta en operación comercial.
Parágrafo 4. Para gasoductos tipo II que al cumplir su VUN, cambian su punto
de entrada o punto de salida o su CMMP se considerará para el trámite de cargos
con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de
nuevas inversiones, PNI.
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 69/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Parágrafo 5. En el caso de que el transportador identifique que un tramo de
gasoducto debería ser abandonado por razones insalvables de tipo técnico o de
suficiencia financiera bajo condiciones de eficiencia económica deberá presentar
a la CREG la justificación correspondiente y un plan de acción en el que se
establezca cómo se va a atender a la demanda que depende del gasoducto que
pretende abandonar y la CREG determinará la necesidad del abandono. El plan
de atención a la demanda deberá presentarse al menos un año antes de que este
hecho suceda. Si se confirma lo solicitado por el transportador la CREG retirará
dicho activo de la base correspondiente.
Parágrafo 6. Durante la vigencia de la presente metodología, si el transportador
requiere desarrollar inversiones adicionales a las declaradas para los primeros 5
años del nuevo período VUN el transportador podrá presentarlas con la
justificación correspondiente a consideración de la Comisión. En caso de ser
aceptadas se aplicarán las disposiciones del Artículo 28.
Artículo 28. Reglas para la inclusión de inversiones que han cumplido
período de vida útil normativa, 𝑰𝑨𝑪𝒕, 𝑷𝑵𝑰_𝑰𝑰𝒕, 𝑷𝑵𝑰_𝒗𝒕,𝒍, y valores de 𝑨𝑶𝑴𝒕
𝑰𝑨𝑪𝒚
𝑨𝑶𝑴𝑰𝑰,𝒕
𝑷𝑵𝑰en los cargos regulados. La Comisión podrá realizar revisiones tarifarias
de oficio cada dos años a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos
aprobados por la CREG con base en la metodología de la presente resolución,
teniendo en cuenta las inversiones, las demandas y los gastos de AOM asociados
a proyectos 𝑰𝑨𝑪𝒕, 𝑷𝑵𝑰_𝑰𝑰𝒕, 𝑷𝑵𝑰_𝒗𝒕,𝒍, así como las incluidas en el Artículo 17 y en
el Artículo 29 de la presente resolución.
Título III
Otras disposiciones
Capítulo I
Agregación o seccionamiento de tramos
Artículo 29. Agregación o seccionamiento de tramos existentes. La
Comisión, cuando evidencie que la agregación de los tramos regulatorios o
seccionamiento de tramos permiten aumentar la oferta de gas en el mercado y,
en consecuencia, garantizar la prestación del servicio público domiciliario de gas
natural de manera continua y en condiciones de eficiencia, aplicará los
siguientes aspectos:
a) Casos en los que iniciará el proceso: podrá establecer cargos regulados
de transporte agregando dos (2) o más tramos regulatorios o seccionando
un (1) tramo, en los siguientes casos:
i. Cuando en los planes de abastecimiento de gas natural se solicite
agregar tramos regulatorios o seccionar un (1) tramo.
ii. Cuando en los análisis de la CREG se determine la conveniencia de
agregar tramos regulatorios o seccionar un (1) tramo para aumentar
y hacer más competitiva la oferta de gas natural en el mercado.
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 70/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
iii. Cuando un agente o un tercero interesado lo solicite.
b) Condiciones: Para la agregación de los tramos regulatorios o
seccionamiento de tramos se deben cumplir las siguientes condiciones:
i. Deben estar determinados los tramos involucrados.
ii. Debe haber un análisis de beneficio costo y de las implicaciones que
tendrá para el mercado a cargo de quien solicite de acuerdo al literal
a)
iii. Todos los tramos incluidos deben ser parte activa en el transporte
de gas asociado al nuevo tramo.
c) Procedimiento: El procedimiento a seguir para la agregación o
seccionamiento de tramos es como sigue:
i. La CREG evaluará la conveniencia de la agregación o
seccionamiento de tramos.
ii. El director ejecutivo de la CREG publicará, mediante circular, la
información, análisis y los estudios de beneficio – costos disponibles.
iii. Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de
la circular de la CREG, los agentes productores, la demanda,
usuarios, remitentes y demás interesados podrán enviar preguntas
y comentarios a la CREG en relación con la información reportada
en la Circular.
iv. De las preguntas y comentarios recibidos se dará traslado a la parte
interesada en la agregación o seccionamiento de tramos regulatorios
para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles
siguientes al recibo, envíe a la CREG sus comentarios y respuestas.
v. La CREG evaluará la información recibida, la confrontará con la
disponible en la Comisión y hará los análisis correspondientes.
Adicionalmente, podrá exigir explicaciones a la parte interesada
para adoptar la decisión final.
vi. La solicitud de agregación de tramos se puede hacer i) en la solicitud
de cargos, el transportador incumbente podrá solicitar la agregación
de tramos, teniendo en cuenta lo previsto en este artículo, ii) durante
el período tarifario vigente, al menos un año antes a las revisiones
tarifarias previstas en el Artículo 28 de la presente resolución.
Parágrafo 1. Cuando en el proceso de agregación se involucren tramos de más
de un transportador los agentes deberán convenir entre ellos las condiciones y
ponerlas a consideración de la CREG como parte del proceso de
estampillamiento.
+,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 71/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Parágrafo 1. Cuando la solicitud de que trata este artículo se realice antes de la
entrada en vigencia de los nuevos cargos regulados de transporte aprobados con
base en la metodología de la presente resolución, la Comisión analizará la
procedencia de acumular dicha solicitud dentro de la actuación administrativa
que decida la solicitud de nuevos cargos regulados por parte del transportador
del respectivo sistema de transporte. En caso de no acumular esta solicitud en
la actuación administrativa de ajuste de nuevos cargos, esta se resolverá de
manera separada.
Parágrafo 2. Cuando la solicitud de que trata este artículo se realice después de
la entrada en vigencia de los nuevos cargos regulados de transporte aprobados
con base en la metodología de la presente resolución, la Comisión adelantará el
análisis de la solicitud y, si hay lugar a adoptar la agregación o seccionamiento
de unos tramos o del tramo, se aplicarán los períodos de ajuste dispuestos en el
Artículo 28 de la presente resolución.
Parágrafo 3. Cuando, dentro de una actuación administrativa a efectos de
establecer los cargos regulados para un sistema de transporte, simultáneamente
se presentan solicitudes para la aplicación de ambas alternativas que cobijan un
mismo tramo, la Comisión evaluará ambas solicitudes de acuerdo con los
procedimientos aquí establecidos, considerando la aplicación de la alternativa
que mejor permita el cumplimiento de los fines y objetivos en relación con
aumentar la oferta de gas en el mercado, a fin de garantizar la prestación del
servicio público domiciliario de gas natural de manera continua y en condiciones
de eficiencia.
Artículo 30. Procedimiento para agregar o seccionar tramos regulatorios.
Cuando, de acuerdo con las disposiciones del Artículo 29, se decida agregar o
seccionar tramos regulatorios, se procederá así:
i. Cuando la decisión sea agregar dos o más tramos regulatorios los valores de
las inversiones y los gastos de AOM existentes en la base tarifaria, más las
inversiones que se aprueben para el nuevo tramo se agregarán. En el caso de
los valores de las demandas, estas corresponderán a las del nuevo tramo.
ii.Cuando la decisión sea seccionar un tramo regulatorio existente los valores
de las inversiones y los gastos de AOM existentes en la base tarifaria se
desagregarán en función de la separación. El mismo tratamiento tendrán las
nuevas inversiones y los valores de las demandas.
Parágrafo. El trámite del estampillamiento o seccionamiento debe cumplir con
todos los pasos para determinación de cargos previstos en esta resolución o
aquella que la modifique, adicione o sustituya.
Capítulo II
Remuneración de proyectos IPAT
Artículo 31. Inversión en proyectos de 𝑰𝑷𝑨𝑻 que ejecuta el transportador
incumbente. Durante el período tarifario 𝒕 el transportador podrá ejecutar
inversiones en proyectos prioritarios incluidos en el plan de abastecimiento de
-*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 72/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
gas natural aprobado por el Ministerio de Minas y Energía, que se encuentren
embebidos dentro de su sistema de transporte, 𝑰𝑷𝑨𝑻, para lo cual se aplicará el
procedimiento establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017,
o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
Cuando se trate de gasoductos y estaciones de compresión, el transportador
deberá declarar a la Comisión la información establecida en el Anexo 2 de la
presente resolución asociada al respectivo proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇. Con base en esta
información, y aplicando el mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1
de la presente resolución, la Comisión determinará el valor a reconocer por los
activos correspondientes a gasoductos y estaciones de compresión u otros
activos, expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a
la declaración de información.
Para el caso de activos distintos a gasoductos y estaciones de compresión, la
Comisión establecerá el valor a reconocer de estos activos a partir de costos
eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga. Este
valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año
anterior a la declaración de información.
Los anteriores valores corresponderán a las inversiones del plan de
abastecimiento asociados a cada proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇 en el respectivo tramo de
gasoducto.
Cada vez que un proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇 entre en operación comercial, y dentro de los tres
meses siguientes, el transportador deberá declarar a la Comisión el valor real del
respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en el formato del Anexo 3 de
la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos del 31
de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el
Anexo 2 de la presente resolución.
Si el valor real del activo es distinto del valor aprobado mediante resolución 𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇,
para cada proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇 la Comisión determinará un valor ajustado 𝐼𝐴𝐼𝑃𝐴𝑇 , así:
𝐼𝐴𝐼𝑃𝐴𝑇 =
{
𝐴𝑝𝑟− 𝐴𝑝𝑟−𝑅𝑒𝑎𝑙
2 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤𝐴𝑝𝑟
𝐴𝑝𝑟+ 𝑅𝑒𝑎𝑙−𝐴𝑝𝑟
2 𝑠𝑖 𝐴𝑝𝑟< 𝑅𝑒𝑎𝑙 ≤1,3 × 𝐴𝑝𝑟
1,15 × 𝐴𝑝𝑟 𝑠𝑖 𝑅𝑒𝑎𝑙 >1,3 × 𝐴𝑝𝑟
Donde:
𝐼𝐴𝐼𝑃𝐴𝑇 : Valor ajustado de 𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇, expresado en pesos colombianos del 31 de
diciembre del año anterior a la declaración de información
establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.
𝐴𝑝𝑟: Valor reconocido del proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇, 𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇 expresado en pesos
colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de
información. Este valor será determinado con base en lo establecido
(.
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 73/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la
presente resolución.
𝑅𝑒𝑎𝑙: Valor real del proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇 determinado con base en la información
reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la
presente resolución. Este valor estará expresado en pesos
colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de
información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.
La Comisión realizará el ajuste a que haya lugar, con el fin de incluir en el flujo
de ingresos el valor ajustado de las inversiones del proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇, 𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇.
Parágrafo1. La Comisión podrá verificar la información reportada en el Anexo 3
de la presente resolución mediante los mecanismos que considere pertinentes.
Parágrafo 2. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en
este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias
estándar.
Artículo 32. Gastos de administración, operación y mantenimiento de
proyectos de 𝑰𝑷𝑨𝑻 que ejecuta el transportador incumbente. Para determinar
los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a cada
proyecto 𝑰𝑷𝑨𝑻, 𝑨𝑶𝑴𝑰𝑷𝑨𝑻, se aplicará el siguiente procedimiento:
El transportador declarará a la CREG los gastos de administración, operación y
mantenimiento, 𝐴𝑂𝑀, asociados a cada proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇, como se dispone a
continuación:
a) Gastos fijos en compresión asociada a proyectos de 𝐼𝑃𝐴𝑇, 𝐶𝐹𝐶𝐼𝑃𝐴𝑇: Para la
estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:
1. El transportador declarará los gastos esperados directamente
relacionados con cada estación para el período 𝑃𝐸𝑃, distintos al costo del
combustible o energía requerida para comprimir el gas, e indicará el
tramo o grupo de gasoductos al que está asociada la estación. Estos
gastos estarán expresados en pesos colombianos constantes del 31 de
diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo,
entregará los soportes técnicos de estos gastos: justificación de las horas
proyectadas de uso de los compresores, copia de las curvas típicas de
consumo de lubricantes de las máquinas de acuerdo con las
especificaciones técnicas dadas por los fabricantes, entre otros.
2. La CREG evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal
anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores
resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable 𝐶𝐹𝐶𝐼𝑃𝐴𝑇, para
cada año del 𝑃𝐸𝑃.
b) Gastos en gasoductos asociados a proyectos de 𝐼𝑃𝐴𝑇: Para gasoductos se
aplicará el siguiente procedimiento:
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 74/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
1. El transportador declarará a la Comisión, para cada año del 𝑃𝐸𝑃, la
estimación de los gastos asociados al gasoducto, distintos a gastos en
corridas con raspador inteligente y gastos asociados al costo de
oportunidad del gas de empaquetamiento. Estos gastos estarán
expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a
la fecha de la declaración.
La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor
información disponible.
2. El transportador declarará a la Comisión, para el 𝑃𝐸𝑃𝑇, la estimación de
los gastos en corridas con raspador inteligente, expresados en pesos
colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la
declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos de esta
estimación. Se reconocerá máximo una corrida con raspador inteligente
cada cinco años. Los gastos en corridas con raspador inteligente se
reconocerán únicamente para gasoductos de diámetros iguales o
superiores a 4 pulgadas.
La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor
información disponible. Los valores resultantes corresponderán a los
gastos en corridas con raspador inteligente asociados al gasoducto,
𝐺𝐶𝑅𝐼𝑃𝐴𝑇.
3. El transportador declarará a la Comisión el gas de empaquetamiento
asociado al gasoducto, 𝑄𝐺𝐸𝐼𝑃𝐴𝑇, expresado en MBTU, y adjuntará los
respectivos soportes de cálculo. Para realizar los cálculos del 𝑄𝐺𝐸𝐼𝑃𝐴𝑇 se
utilizarán las condiciones físicas promedio de operación esperadas en el
respectivo gasoducto para los primeros 12 meses de operación. La
Comisión podrá verificar o solicitar ampliación a la información reportada
por el transportador.
La Comisión calculará los gastos asociados al costo de oportunidad del
gas de empaquetamiento, 𝐺𝐶𝑅𝐼𝑃𝐴𝑇.utilizando la siguiente expresión:
𝐺𝐺𝐸𝐼𝑃𝐴𝑇=𝑃𝐺𝐸 × 𝑄𝐺𝐸𝐼𝑃𝐴𝑇× 𝑇𝑅𝑀× 𝑇𝑘𝑖𝑝
Donde:
𝐺𝐺𝐸𝐼𝑃𝐴𝑇: Gastos asociados al gas de empaquetamiento del gasoducto 𝐼𝑃𝐴𝑇
para cada año del 𝑃𝐸𝑃𝑇, expresados en pesos colombianos del 31 de
diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.
𝑃𝐺𝐸: Precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado,
ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de
suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de
comercialización establecido en el Artículo 22 de la Resolución
CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se
tomará la información del año anterior más reciente en el que haya
información de contratos que permita calcular el precio promedio
ponderado.
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 75/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
Este precio estará expresado en dólares americanos del 31 de
diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de
información del transportador. En caso de requerirse, este precio se
actualizará con el índice de precios al productor de los Estados
Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la
Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de
los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se
tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo.
En caso de que este índice se deje de publicar, la Comisión, a través
de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante
circular un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas
Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.
𝑇𝑘𝑖𝑝: Tasa promedio de costo de capital establecida en el Artículo 25 de la
presente resolución.
𝑇𝑅𝑀: TRM del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración
de información del transportador.
𝑄𝐺𝐸𝐼𝑃𝐴𝑇 Gas de empaquetamiento asociado al gasoducto en kpc.
c) Gastos asociados a infraestructura distinta a estaciones de compresión y
gasoductos, 𝐴𝑂𝑀𝑂𝐼𝑃𝐴𝑇: para esta infraestructura se aplicará el siguiente
procedimiento:
1. El transportador declarará a la Comisión la estimación de los gastos
totales asociados a esta infraestructura para cada año del 𝑃𝐸𝑃𝑇,
expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a
la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos que
justifiquen los respectivos valores.
La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor
información disponible. Los valores resultantes corresponderán a los
gastos asociados al proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇 correspondiente a infraestructura
distinta a estaciones de compresión y gasoductos, 𝐴𝑂𝑀𝑂𝐼𝑃𝐴𝑇, para cada
año del 𝑃𝐸𝑃𝑇.
Los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados al proyecto
𝐼𝑃𝐴𝑇, 𝐴𝑂𝑀𝐼𝑃𝐴𝑇, serán los siguientes, según el tipo de proyecto:
𝐴𝑂𝑀𝐼𝑃𝐴𝑇 =
{
𝐶𝐹𝐶𝐼𝑃𝐴𝑇 𝑠𝑖 𝑒𝑙 𝐼𝑃𝐴𝑇 𝑒𝑠 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛
𝐴𝑂𝑀𝐷𝐼𝑃𝐴𝑇+𝐺𝐶𝑅𝐼𝑃𝐴𝑇+𝐺𝐺𝐸𝐼𝑃𝐴𝑇 𝑠𝑖 𝑒𝑙 𝐼𝑃𝐴𝑇 𝑒𝑠 𝑔𝑎𝑠𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜
𝐴𝑂𝑀𝑂𝐼𝑃𝐴𝑇 𝑠𝑖 𝑒𝑙 𝐼𝑃𝐴𝑇 𝑒𝑠 𝑜𝑡𝑟𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜
Parágrafo 1. Con base en las disposiciones de los artículos 33, 34 y 35 de la
presente resolución, la Comisión expedirá una resolución en la que adoptará el
(&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 76/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
flujo de ingresos para remunerar el valor eficiente de las inversiones y los gastos
de AOM del proyecto e 𝐼𝑃𝐴𝑇, como se establece en el capítulo VI de la presente
resolución.
Artículo 33. Flujo de ingresos para remunerar inversión. Para cada proyecto
𝑰𝑷𝑨𝑻, la CREG calculará anualidades para remunerar la inversión durante el
período estándar de pagos al transportador incumbente, así:
Flujo de ingresos en pesos: Para cada año del período estándar de pagos al
transportador incumbente se fijará el valor obtenido de aplicar la siguiente
expresión:
𝐼𝐴𝐸𝐼_𝐶𝑂𝑃𝐼𝑃𝐴𝑇=(𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇+𝑂𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇)× 𝑇𝑘𝑖𝑝
1 −(1 +𝑇𝑘𝑖𝑝)−na
Donde:
𝐼𝐴𝐸𝐼_𝐶𝑂𝑃𝐼𝑃𝐴𝑇: Ingreso anual esperado para remunerar la inversión del
proyecto de 𝐼𝑃𝐴𝑇, expresado en pesos colombianos del 31 de
diciembre del año anterior a la declaración de información.
𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇: Valor eficiente de la inversión del proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇, determinado de
conformidad con lo establecido en el Artículo 31 de la presente
resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31
de diciembre del año anterior a la declaración de información.
𝑂𝐼𝐼𝑃𝐴𝑇: Valor eficiente de otras inversiones en el proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇, que
corresponderá a la suma de los costos de (i) la fiducia que contratará
al auditor, (ii) los servicios que prestará el auditor; y (iii) de constituir
el patrimonio autónomo de acuerdo con lo establecido en el literal a)
del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la
modifiquen o sustituyan. Este valor estará expresado en pesos
colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de
información.
𝑇𝑘𝑖𝑝: Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos,
remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado
expresado en pesos colombianos, para los proyectos de los planes
de abastecimiento de gas natural.
𝑛𝑎: 20 años
Parágrafo 1. Los costos de la fiducia que contratará el auditor y los de constituir
el patrimonio autónomo deberán reflejar precios de mercado.
Parágrafo 2. Los valores que remuneran la inversión se calcularán dividiendo
en 12 el 𝐼𝐴𝐸𝐼_𝐶𝑂𝑃𝐼𝑃𝐴𝑇 del año correspondiente y se actualizarán mensualmente
con la variación del 𝐼𝑃𝑃 del mes anterior al mes a actualizar con respecto del 𝐼𝑃𝑃
del mes de diciembre del año de la declaración de la información.
Artículo 34. Flujo de ingresos para remunerar los gastos de AOM. En la
%&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 77/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
misma resolución que se apruebe el flujo de ingresos anuales para remunerar la
inversión del proyecto 𝑰𝑷𝑨𝑻, la Comisión aprobará los valores eficientes de los
gastos de AOM para el proyecto 𝑰𝑷𝑨𝑻 para cada año del período estándar de
pagos al transportador, 𝑨𝑶𝑴𝑰𝑷𝑨𝑻, determinados de conformidad con lo
establecido en el Artículo 32 de la presente resolución. Estos valores de AOM
estarán expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior
a la fecha de la declaración.
Parágrafo 1. Los valores que remuneran el AOM se calcularán dividiendo en 12
el 𝐴𝑂𝑀𝐼𝑃𝐴𝑇 del año correspondiente y se actualizarán mensualmente con la
variación del 𝐼𝑃𝐶 del mes anterior al mes a actualizar con respecto del 𝐼𝑃𝐶 del
mes de diciembre del año de la declaración de la información.
Artículo 35. Oficialización de ingresos para el transportador incumbente.
Mediante resolución, la Comisión aprobará los valores del flujo de ingresos
anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto 𝑰𝑷𝑨𝑻.
Parágrafo 1. La Comisión ajustará la resolución mediante la cual se apruebe el
flujo de ingresos anuales para remunerar la inversión del proyecto 𝐼𝑃𝐴𝑇, cuando
sea necesario incluir el valor ajustado de inversiones, 𝐼𝐴𝐼𝑃𝐴𝑇, de acuerdo con lo
establecido en el Artículo 31 de la presente resolución.
Artículo 36. Remuneración de tramos o grupos de gasoductos donde
haya proyectos de 𝑰𝑷𝑨𝑻. La remuneración de los tramos o grupos de gasoductos
en los que haya proyectos 𝑰𝑷𝑨𝑻 ejecutados por el transportador incumbente, o
por terceros mediante los procesos de selección de que trata la Resolución CREG
107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, estará sujeta a las
siguientes reglas:
a) El servicio de transporte en el tramo o grupo de gasoductos, 𝑘, incluido el
servicio de transporte a contraflujo, estará sujeto a los cargos máximos
regulados calculados como se establece en el Artículo 22 de la presente
resolución.
b) El ingreso total generado por la prestación del servicio del mes 𝑚 lo
facturará el transportador en el mes 𝑚+1, así:
𝐼𝑇𝑘,𝑚= ∑[𝐶𝐶𝑘,𝑗× (𝐶𝐹𝑘,𝑗+𝐴𝑂𝑀𝑘,𝑗)× 𝑑
𝐷+𝐶𝑉𝑘,𝑗× 𝑉𝑘,𝑗]
𝑛
𝑗=1
Donde:
𝐼𝑇𝑘,𝑚: Ingreso total por la prestación del servicio de transporte del mes 𝑚
en el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, expresado en pesos
colombianos.
𝐶𝐶𝑘,𝑗: Capacidad contratada a través del contrato j para el mes 𝑚, en el
tramo o grupo de gasoductos 𝑘, expresada en miles de pies cúbicos
por día. Incluye la capacidad contratada a contraflujo.
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 78/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝐹𝑘,𝑗: Cargo fijo pactado en el contrato j, actualizado para el año 𝑎, en el
tramo o grupo de gasoductos 𝑘, y expresado en pesos colombianos
por miles de pies cúbicos por día.
𝐴𝑂𝑀𝑘,𝑗: Cargo fijo del contrato j que remunera los gastos de AOM aprobado
por la CREG para tramo o grupo de gasoductos 𝑘, actualizado para
el año 𝑎 y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos
por día.
𝑑: Número de días de prestación del servicio de transporte durante el
mes 𝑚.
𝐷: Número de días del año 𝑥.
𝑥: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
𝐶𝑉𝑘,𝑗: Cargo variable pactado en el contrato j, actualizado para el año 𝑥,
para tramo o grupo de gasoductos 𝑘, y expresado en pesos
colombianos por miles de pies cúbicos.
𝑉𝑘,𝑗: Volumen transportado en virtud del contrato j durante el mes 𝑚, en
el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, expresado en miles de pies
cúbicos.
𝑛: Número de contratos en el tramo o grupo de gasoductos.
c) El transportador liquidará en el mes m+1 el ingreso máximo por la
prestación del servicio en el mes 𝑚, así:
𝐼𝑀𝑘,𝑚=𝑑
𝐷× [𝐶𝑀𝑀𝑃𝑘,𝑥× (𝐶𝐹𝑘,𝑥+𝐴𝑂𝑀𝑘,𝑥)+(𝐶𝑉𝑘,𝑥× 𝑉𝑀𝑀𝑃𝑘,𝑥:)]
𝐼𝑀𝑘,𝑚: Ingreso total máximo para el transportador por la prestación del
servicio de transporte en el mes 𝑚, en el tramo o grupo de
gasoductos 𝑘, expresado en pesos colombianos.
𝑑: Número de días de prestación del servicio durante el mes 𝑚.
𝐷: Número de días del año 𝑥.
𝐶𝑀𝑀𝑃𝑘,𝑥: Capacidad máxima de mediano plazo para el año 𝑥 utilizada para el
cálculo de los cargos fijos del tramo o grupo de gasoductos 𝑘, como
se establece en el Artículo 22 de la presente resolución, expresada
en miles de pies cúbicos por día. En los valores de la CMMP no se
considerarán los valores de los proyectos IPAT.
En la resolución mediante la cual la CREG apruebe los cargos
regulados para el para tramo o grupo de gasoductos 𝑘 se deberá
indicar explícitamente la demanda esperada de capacidad para cada
año 𝑎.
%$4
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 79/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝐹𝑘,𝑥: Cargo fijo de la pareja 80% fijo – 20% variable aprobado por la CREG
para el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, actualizado para el año 𝑎 y
expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día-
año.
𝑥: Año para el cual se actualizan los cargos regulados.
𝐴𝑂𝑀𝑘,𝑥: Cargo fijo que remunera los gastos de AOM aprobado por la CREG
para el para tramo o grupo de gasoductos 𝑘, actualizado para el año
𝑎 y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por
día.
𝐶𝑉𝑘,𝑥: Cargo variable de la pareja 80% fijo – 20% variable aprobado por la
CREG para el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, actualizado para el
año 𝑎 y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos.
𝑉𝑀𝑀𝑃𝑘,𝑥: Volumen máximo de mediano plazo para el año 𝑎 utilizada para el
cálculo de los cargos variables del tramo o grupo de gasoductos 𝑘,
como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución,
expresada en miles de pies cúbicos. En los valores VMMP no se
considerarán los valores de los proyectos IPAT.
En la resolución mediante la cual la CREG apruebe los cargos
regulados para el respectivo tramo o grupo de gasoductos se deberá
indicar explícitamente la demanda esperada de volumen para cada
año 𝑥.
Donde:
𝑉𝑀𝑀𝑃𝑘,𝑥:=𝐶𝑀𝑀𝑃𝑘,𝑥∗365
𝑥: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
d) A partir de la información de los literales b) y c) anteriores, el transportador
determinará la diferencia de ingreso, 𝐼𝐷𝑘,𝑚, así:
𝐼𝐷𝑘,𝑚= 𝐼𝑇𝑘,𝑚−𝐼𝑀𝑘,𝑚
e) Si 𝐼𝐷𝑘,𝑚 es menor o igual a cero, el transportador tomará el ingreso 𝐼𝑇𝑘,𝑚.
Si 𝐼𝐷𝑘,𝑚 es mayor que cero, el transportador disminuirá este valor del costo
de prestación del servicio de transporte a los remitentes beneficiarios de los
proyectos 𝐼𝑃𝐴𝑇 construidos en el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, en
concordancia con las disposiciones definidas en la resolución CREG 107 de
2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Parágrafo 1. El gestor del mercado realizará anualmente máximo cinco
auditorías aleatorias por sistema de transporte, para verificar la liquidación del
𝐼𝐷𝑘,𝑚 de cualquier mes del año y en cualquier tramo o grupo de gasoductos, 𝑘.
Para esto, el transportador deberá mantener disponible la información
7*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 80/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
correspondiente para los últimos doce meses liquidados. Para estas auditorías,
el gestor del mercado seleccionará auditores independientes e idóneos, y los
costos de estos auditores serán asumidos por el transportador auditado.
Parágrafo 2. En resolución aparte, la Comisión podrá establecer un mecanismo
particular para determinar los cargos máximos aplicables al servicio de
transporte de gas a contraflujo para transportar gas proveniente de la
infraestructura de importación de gas del Pacífico de que trata la Resolución
CREG 152 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Artículo 37. Ajuste de disposiciones aplicables a proyectos de 𝑰𝑷𝑨𝑻 que
ejecuta el transportador incumbente. Las disposiciones establecidas en los
artículos 33 a 36 de la presente resolución, se podrán ajustar cuando sea
necesario para dar cumplimiento a las disposiciones adoptadas en el Decreto
2345 de 2015, por el cual se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector
Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, o aquellos que los modifiquen
o sustituyan, en relación con el plan de abastecimiento de gas natural. Esto
incluye ajustes que se puedan requerir a las disposiciones adoptadas en la
Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Artículo 38. Asignación de gastos en combustible o energía eléctrica para
estaciones de compresión. Los gastos en combustible o energía eléctrica para
compresión en cada tramo o grupo de gasoductos, 𝑮𝑬𝑪𝒌, se asignarán, a cada
beneficiario del proyecto definidos por la UPME de conformidad con lo
establecido en la Resolución 40052 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía,
o aquellas que la modifiquen o sustituyan que se benefició del servicio de
transporte prestado en proporción a las capacidades de transporte que tengan
contratadas en el mes 𝒎 en el tramo o grupo de gasoductos 𝒌 que incluyan el
punto de salida del SNT de transferencia de custodia al beneficiario definido por
la UPME con base en la siguiente expresión:
𝐺𝐸𝐶𝑅𝑖,𝑚+2 =𝐶𝐴𝑃𝑅𝑖,𝑚
∑𝐶𝐴𝑃𝑅𝑖,𝑚𝑇𝑅
𝑖=1
× 𝐺𝐸𝐶𝑘,𝑚× B_UPME𝑘,𝑚
Donde:
𝐺𝐸𝐶𝑅𝑖,𝑚+2 : Gastos en combustible y energía para estaciones de compresión a
cargo del remitente 𝑖 a facturar en el mes 𝑚+2. Este valor estará
expresado en pesos colombianos corrientes.
𝐶𝐴𝑃𝑅𝑖,𝑚: Suma de las capacidades máximas contratadas por el remitente 𝑖
durante el mes 𝑚. Incluye todas las modalidades de contratos de
transporte en el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, definidos para
efectos tarifarios. Este valor estará expresado en miles de pies
cúbicos por día, kpcd.
𝐺𝐸𝐶𝑘,𝑚: Gastos en combustible y energía para estaciones de compresión
durante el mes 𝑚 asociados al tramo o grupo de gasoductos, 𝑘,
definidos para efectos tarifarios. Este valor estará expresado en
pesos colombianos.
-&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 81/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝑇𝑅: Número total de remitentes que contrataron capacidad de transporte
durante el mes 𝑚 en el tramo o grupo de gasoductos, 𝑘, definidos
para efectos tarifarios, bajo cualquier modalidad de contrato de
transporte.
B_UPME𝑘,𝑚 Factor ponderador para cada uno de los puntos de salida del SNT
definidos por la UPME para identificar la porción del aporte de los
beneficiarios en el nodo respectivo.
Parágrafo 1. El valor 𝐺𝐸𝐶𝑅 hará parte del costo de prestación del servicio de
transporte como se establece en el Artículo 43 de la presente resolución, y se
deberá mostrar de manera desagregada de otros costos en la factura del servicio
de transporte.
Parágrafo 2. A partir de la vigencia de la presente resolución y hasta la entrada
en vigencia de los cargos aprobados con base en la metodología de la presente
resolución, los transportadores deberán realizar las adecuaciones que requieran
en sus sistemas de información para cumplir con lo dispuesto en la presente
resolución.
Parágrafo 3 La ecuación incluida de este artículo se podrá ajustar considerando
entre otros elementos la definición de la variable B_UPME𝑘,𝑚cuando sea necesario
para dar cumplimiento a las disposiciones adoptadas en el Decreto 2345 de
2015, por el cual se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector
Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, o aquellos que los modifiquen
o sustituyan, en relación con el plan de abastecimiento de gas natural.
Artículo 39. Capacidad adicional generada por obras del plan de
abastecimiento de gas natural: Cuando se ejecuten proyectos 𝑰𝑷𝑨𝑻, o proyectos
a través de los procesos de selección de que trata la Resolución CREG 107 de
2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, que generen aumento en la
capacidad de transporte de un sistema de transporte existente, el transportador
responsable de este sistema deberá determinar la capacidad final del sistema
con los nuevos proyectos, así:
𝐶𝑀𝑀𝑃𝑃𝐴𝐺=𝐶𝑀𝑀𝑃+∑𝐶𝑀𝑀𝑃𝑤
𝑛
𝑤=1
Donde:
𝐶𝑀𝑀𝑃𝑃𝐴𝐺: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para
cada año del horizonte de proyección, calculado por el transportador
con modelos de dinámica de flujo de gas, incluyendo proyectos del
plan de abastecimiento de gas natural ejecutados por el
transportador o por un tercero, utilizando los parámetros técnicos
específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y
las presiones de entrada y salida que se definen en la presente
resolución.
𝐶𝑀𝑀𝑃𝑤: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para
cada año del horizonte de proyección, de los proyectos del plan de
abastecimiento de gas natural ejecutados por el transportador o por
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 82/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
un tercero, calculado por el transportador con modelos de dinámica
de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del
fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones
de entrada y salida que se definen en la presente resolución.
𝐶𝑀𝑀𝑃: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para
cada año del horizonte de proyección, sin proyectos del plan de
abastecimiento de gas natural ejecutados por el transportador o por
un tercero, calculado por el transportador con modelos de dinámica
de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del
fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones
de entrada y salida que se definen en la presente resolución.
𝑤: Proyecto del plan de abastecimiento de gas natural ejecutado por el
transportador o por un tercero. Puede corresponder a proyectos de
𝐼𝑃𝐴𝑇 o a proyectos ejecutados mediante procesos de selección.
𝑛: Número de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural
ejecutados por el transportador o por terceros.
La 𝐶𝑀𝑀𝑃𝑃𝐴𝐺 se debe calcular de manera separada para cada sentido o dirección
del tramo o grupo de gasoductos, cuando se presente condición de contraflujo.
Parágrafo 1. Cuando un proyecto IPAT sea desarrollado por un transportador
diferente al incumbente, deberá declarar al incumbente todos los parámetros
técnicos necesarios para el cálculo de la CMMP con quince (15) días calendario
de anticipación a la entrada de operación del IPAT.
Parágrafo 2. El transportador incumbente, cuando se requiera, asignará hasta
el 100% de la capacidad asociada a los proyectos IPAT aplicando las
disposiciones de que trata el Artículo 41.
Parágrafo 3. Cuando se requiera usar la capacidad de un proyecto IPAT para
eventos de confiabilidad esta se asignará por el transportador incumbente
siguiendo el procedimiento que para esos efectos trata el Decreto 1073 de 2015
o el que lo modifique o sustituya.
Capítulo III
Gasoductos dedicados
Artículo 40. Disposiciones para gasoductos dedicados. Los gasoductos
dedicados deben cumplir las siguientes disposiciones:
a) Mientras sea de uso exclusivo, no requiere solicitar cargos a la CREG.
b) Este gasoducto debe tener libre acceso a terceros, si técnicamente es posible
considerando la demanda actual y proyectada del propietario del gasoducto
dedicado.
c) Si hay una solicitud de conexión de un productor comercializador, un
transportador, un distribuidor o un usuario no regulado y esta es
-3
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 83/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
técnicamente factible el servicio deberá ser prestado por un transportador,
quien deberá solicitar cargos a la CREG. En este caso, el gasoducto ya no
será dedicado y pasará a ser de uso y le serán aplicables todas las
disposiciones contenidas en esta resolución.
La aplicación de la disposición anterior deberá implementarse en un plazo no
mayor a un año calendario contado desde que el tercero se conecte al
gasoducto. Si ya hay un tercero conectado al gasoducto dedicado el plazo será
de un año calendario a partir de la vigencia de la presente resolución.
d) Para el cálculo de los cargos se aplicará el procedimiento descrito en el
Artículo 10 y siguientes de la presente resolución. Respecto a la valoración de
la inversión de gasoductos en operación se tendrá en cuenta (i) el valor en
libros incluyendo la depreciación del gasoducto al momento de la definición
del cargo, y (ii) el plan de inversiones para los siguientes cinco años. Los
cargos así determinados estarán vigentes hasta la definición de nuevos cargos
con la expedición de una nueva metodología.
Capítulo IV
Negociación de cargos
Artículo 41. Opciones para negociar cargos que remuneran inversión. Los
remitentes podrán utilizar las siguientes opciones para negociar los cargos
aplicables al servicio de transporte pactado en contratos de capacidad firme, que
remuneran inversión:
a) Los comercializadores que representan demanda no regulada y los usuarios
no regulados podrán acogerse a cualquiera de las siguientes opciones:
1. Determinación libre de cargos por mutuo acuerdo con el transportador,
conforme a lo dispuesto en el numeral 41.1 de este artículo.
2. Determinación de las parejas de cargos regulados por mutuo acuerdo con
el transportador, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.2 de este
artículo.
En caso de que los remitentes y el transportador no lleguen al mutuo acuerdo
previsto en los numerales anteriores, o si las partes lo convienen, deberán
aplicar el procedimiento de aproximación ordinal establecido en el numeral
41.3 de este artículo, dentro de los tres (3) meses siguientes al inicio de la
negociación. Para el caso de los remitentes que den aplicación a lo dispuesto
en este literal en virtud de sus contratos vigentes, según lo señalado en el
parágrafo 3 de este artículo, se entenderá que el inicio de la negociación se
da a la entrada en vigencia de los nuevos cargos.
b) Los comercializadores que representan demanda regulada podrán
determinar los cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador,
conforme a lo dispuesto en el numeral 41.2 de este artículo, teniendo en
cuenta que el cargo fijo deberá considerar un 𝜆𝑓 que sea como mínimo el
valor del factor de carga promedio durante el período tarifario 𝑡−1. En caso
de que no lleguen al mutuo acuerdo, o si las partes lo convienen, deberán
-*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 84/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
seguir el procedimiento de aproximación ordinal, conforme a lo dispuesto en
el numeral 41.3 de este artículo, dentro de los tres (3) meses siguientes al
inicio de la negociación. Para el caso de los remitentes que den aplicación a
lo dispuesto en este literal en virtud de sus contratos vigentes, según lo
señalado en el parágrafo 3 de este artículo, se entenderá que el inicio de la
negociación se da a la entrada en vigencia de los nuevos cargos.
41.1. Determinación libre de cargos de transporte
Opción mediante la cual los remitentes podrán convenir libremente con el
transportador los cargos o esquema de remuneración por servicios de transporte.
Las opciones comerciales que diseñe el transportador deberán ser conocidas por
todos los remitentes y dar estricta aplicación al criterio de neutralidad
establecido por el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, y no podrán afectar el costo
del servicio de los demás usuarios de un tramo o grupo de gasoductos.
41.2. Determinación de cargos regulados por mutuo acuerdo entre las
partes
Opción mediante la cual los remitentes y el transportador podrán seleccionar,
libremente y de común acuerdo, las parejas de cargos regulados que se ajusten
a su conveniencia, a partir de los cargos establecidos por la CREG según el
Artículo 22 de la presente resolución.
41.3. Determinación de cargos regulados por el procedimiento de
aproximación ordinal
Opción mediante la cual los remitentes y el transportador aplican el siguiente
procedimiento para establecer las parejas de cargos regulados:
a) El transportador preparará una oferta que refleje sus preferencias, en orden
descendente, de las diferentes parejas de cargos regulados de que trata el
Artículo 22 de la presente resolución.
b) El remitente, en forma similar, preparará una oferta que refleje sus
preferencias, en orden descendente, de las diferentes parejas de cargos
regulados de que trata el Artículo 22 de la presente resolución.
c) El transportador y el remitente depositarán sus ofertas en urna sellada, en
presencia de un tercero neutral designado de común acuerdo entre las partes.
d) El tercero designado, quien obrará como secretario ad hoc del proceso, abrirá
las ofertas y establecerá la pareja de cargos regulados a aplicar por las partes,
con sujeción a las siguientes reglas:
1. Elaborará una tabla con las preferencias del transportador y del remitente,
en orden descendente.
2. Iniciará el recorrido de la tabla anterior, comenzando por las parejas de
cargos regulados de mayor preferencia para las partes. El secretario ad
(*
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 85/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
hoc detendrá el recorrido cuando se cumpla alguna de las siguientes
condiciones: i) hay coincidencia en el orden de preferencia por una misma
pareja de cargos regulados; o ii) se presentan dos parejas de cargos
regulados en diferente orden de preferencia.
3. Si se cumple la primera de las condiciones previstas en el numeral
anterior, dicha pareja de cargos regulados corresponderá a los cargos a
aplicar por las partes.
4. Si se cumple la segunda condición prevista en el numeral 2 de este literal,
el cargo a aplicar corresponderá al promedio de las parejas de cargos
regulados en diferente orden de preferencia.
5. Del resultado de la aplicación del procedimiento descrito se elaborará un
acta que será suscrita por las partes y por el secretario ad hoc.
41.3.1. Procedimiento de aproximación ordinal si el factor de carga del
remitente es igual o superior a 0,5
Cuando el factor de carga promedio de un remitente durante el período tarifario
𝑡−1 sea igual o superior a 0,5, para el procedimiento de aproximación ordinal,
este remitente y el transportador sólo podrán expresar preferencias por todas las
parejas de cargos regulados disponibles en las que 𝜆𝑓 sea como mínimo el valor
del factor de carga promedio durante el período tarifario 𝑡−1.
Cuando el valor del factor de carga no coincida con alguno de los valores de 𝜆𝑓,
definidos en el Artículo 22 de la presente resolución, se tomará como 𝜆𝑓 mínimo
el valor 𝜆𝑓 inmediatamente siguiente al valor del factor de carga.
Para el caso de nuevos remitentes en el SNT, se tendrá en cuenta el factor de
carga proyectado por dicho remitente.
41.3.2. Procedimiento de aproximación ordinal si el factor de carga del
remitente es inferior a 0,5
Cuando el factor de carga promedio de un remitente durante el período tarifario
𝑡−1 sea inferior a 0,5, para el procedimiento de aproximación ordinal, este
remitente y el transportador sólo podrán expresar preferencias por todas las
parejas de cargos regulados disponibles en las que 𝜆𝑓 sea como mínimo uno (1)
menos el valor del factor de carga promedio durante el período tarifario 𝑡−1.
Cuando el valor resultante de restar el factor de carga a la unidad (1) no coincida
con alguno de los valores de 𝜆𝑓, definidos en el Artículo 22 de la presente
resolución, se tomará como 𝜆𝑓 mínimo el valor 𝜆𝑓 inmediatamente siguiente al
valor resultante de restar el factor de carga a la unidad (1).
Para el caso de nuevos remitentes en el SNT se tendrá en cuenta el factor de
carga proyectado por dicho remitente.
Parágrafo 1. Para casos en los cuales el servicio de transporte cubra varios
tramos de gasoducto, el porcentaje de inversión remunerado a través de cargos
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 86/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
fijos, determinado por el procedimiento de aproximación ordinal, aplicará de
manera uniforme a todos los tramos involucrados en el servicio de transporte
respectivo, siempre que dichos tramos sean de propiedad de un mismo
transportador.
Parágrafo 2. Las parejas de cargos regulados, independientemente del
porcentaje de inversión remunerado a través del cargo fijo, otorgarán derechos
de capacidad firme por el 100% de la capacidad contratada.
Parágrafo 3. Aquellos remitentes con contratos vigentes darán aplicación a las
opciones definidas en este artículo para, de acuerdo con lo pactado en los
respectivos contratos, establecer las parejas de cargos y su respectivo valor. La
aplicación de las opciones previstas en el presente artículo se dará en aquellos
casos donde las partes, en sus contratos firmes de transporte, previeron cambiar
las fracciones fija y variable de los cargos pactados (i.e. variables 𝜆𝑓 y 𝜆𝑣 del
numeral 22.3 del Artículo 22 de la presente resolución). En este sentido, el valor
de la nueva pareja de cargos o fracción fija y variable determinada con el
procedimiento previsto en el presente artículo, se ajustará al valor que sea
aprobado de acuerdo con la aplicación de la presente metodología (variables
𝐶𝐹𝐼𝑡,𝜆𝑓 y 𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑣 del numeral 22.3 del Artículo 22 de la presente resolución) en
caso de que las partes así lo hayan previsto en el contrato.
Artículo 42. Determinación de los cargos que remuneran gastos de AOM.
Los contratos entre transportadores y remitentes deberán prever el pago, por
parte de los remitentes, de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM,
determinados de acuerdo con el Artículo 22 de la presente resolución.
Capítulo V
Aplicación de cargos
Artículo 43. Aplicación de cargos por el servicio de transporte. La
remuneración del servicio de transporte de gas natural se basará en un esquema
de cargos de paso, consistente en la suma de los cargos correspondientes a cada
tramo o grupo de gasoductos comprendidos entre el punto de entrada del gas al
𝑺𝑵𝑻 y el punto de salida del gas de cada remitente. Los transportadores harán
la liquidación mensual del servicio de transporte de acuerdo con lo establecido
en el capítulo VI de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquellas que la
modifiquen o sustituyan, aplicando las siguientes expresiones:
43.1. Remitentes que no se benefician de proyectos del plan de
abastecimiento de gas natural, 𝑷𝑨𝑮. Para el caso de remitentes que no se
benefician de proyectos de 𝑃𝐴𝐺, se aplicarán las siguientes expresiones:
𝐶𝑇𝑖=∑𝐶𝑡𝑘
𝑘
𝐶𝑡𝑘=𝐶𝑐× (𝐶𝐹𝐼𝑥+𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑥)× 𝑑
𝐷+𝐶𝑉𝐼𝑥× 𝑉𝑡+𝐺𝐸𝐶+𝐼𝐶𝑃𝑇
Donde:
(
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 87/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝑇𝑖: Costo de prestación del servicio de transporte para el remitente 𝑖 que
no se benefician de proyectos de 𝐼𝑃𝐴𝑇, expresado en pesos
colombianos en el año 𝑥.
𝐶𝑡𝑘: Costo por el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, expresado en pesos
colombianos de la fecha base.
𝑘: Número de tramos o grupos de gasoductos entre el punto de entrada
del gas al SNT y el punto de salida del gas de cada remitente.
𝐺𝐸𝐶: Gastos en combustible o energía para estaciones de compresión,
como se define en el Artículo 18 de la presente resolución. Este valor
estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐶𝑐: Capacidad contratada, expresada en kpcd.
𝐶𝐹𝐼𝑥: Cargo (𝐶𝐹𝐼𝑡,𝜆𝑓)
𝑥
aplicable en el año 𝑥, como se establece en el
numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados
del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente
resolución.
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑥: Cargo fijo de AOM aplicable en el año 𝑥, como se establece en el
numeral 24.2 de la presente resolución.
𝑑: Número de días de prestación del servicio de transporte durante el
mes 𝑚 de prestación del servicio
𝐷: Número de días del año 𝑥.
𝑥: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
𝐶𝑉𝐼𝑥: Cargo (𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑓)
𝑥
aplicable en el año 𝑥, como se establece en el
numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados
del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente
resolución.
𝑉𝑡: Volumen transportado al remitente durante el período de prestación
del servicio de transporte de gas natural, expresado en kpc.
𝐼𝐶𝑃𝑇: Ingresos de corto plazo para el transportador, tal como se definen en
el Artículo 2 de la presente resolución.
43.2. Remitentes que se benefician de proyectos del plan de abastecimiento
de gas natural, 𝑷𝑨𝑮. Para el caso de remitentes que se benefician de proyectos
de 𝑃𝐴𝐺 se aplicarán las siguientes expresiones:
𝐶𝑇𝑖𝛽=𝐶𝑇𝑅𝑖𝛽−𝐶𝑇𝐶𝑖𝛽
(
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 88/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝑇𝑅𝑖𝛽=∑𝐶𝑡𝑘
𝑘
+ 𝑃𝐵𝑎𝑡𝑃𝐴𝐺,𝑚,𝑡,𝑗
𝐶𝑡𝑘=𝐶𝑐× (𝐶𝐹𝐼𝑥+𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑥)× 𝑑
𝐷+𝐶𝑉𝐼𝑥× 𝑉𝑡+𝐺𝐸𝐶𝑅+𝐼𝐶𝑃𝑇
𝐶𝑇𝐶𝑖𝛽: =𝐶𝑇𝑅𝑖𝛽∗(𝐹𝐼𝐶)
Donde:
𝐶𝑇𝑖𝛽: Costo de prestación del servicio de transporte para remitentes que
se benefician de proyectos de 𝐼𝑃𝐴𝑇, expresado en pesos colombianos.
𝐹𝐼𝐶: Fracción de ingresos por el servicio de transporte del mes 𝑚.
𝐶𝑇𝑅𝑖𝛽: Costo de prestación del servicio de transporte al remitente 𝑖𝛽,
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐶𝑇𝐶𝑖𝛽: Valor que se disminuye del costo de prestación del servicio según se
define en el literal e) del Artículo 36 de la presente resolución,
expresado en pesos colombianos de la fecha base.
𝐶𝑡𝑘: Costo por el tramo o grupo de gasoductos 𝑘, expresado en pesos
colombianos de la fecha base.
𝑘: Número de tramos o grupos de gasoductos entre el punto de entrada
del gas al SNT y el punto de salida del gas de cada remitente.
𝐺𝐸𝐶: Gastos en combustible o energía para estaciones de compresión,
como se define en el Artículo 18 de la presente resolución. Este valor
estará expresado en pesos colombianos.
𝑃𝐵𝑎𝑡𝑃𝐴𝐺,𝑚,𝑡,𝑗: Valor a facturar en el mes 𝑚+1, del sistema de transporte 𝑡, por los
servicios prestados en el mes 𝑚, al beneficiario 𝑗. Valor expresado en
pesos colombianos.
𝐶𝑐: Capacidad contratada, expresada en kpcd.
𝐶𝐹𝐼𝑥: Cargo (𝐶𝐹𝐼𝑡,𝜆𝑓)
𝑎
aplicable en el año 𝑎, como se establece en el
numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados
del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente
resolución.
𝐶𝐹𝐴𝑂𝑀𝑥: Cargo fijo de AOM aplicable en el año 𝑥, como se establece en el
numeral 24.2 de la presente resolución.
𝑑: Número de días de prestación del servicio de transporte durante el
mes 𝑚.
𝐷: Número de días del año 𝑥.
-&
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 89/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
𝐶𝑉𝐼𝑥: Cargo (𝐶𝑉𝐼𝑡,𝜆𝑓)
𝑥
aplicable en el año 𝑎, como se establece en el
numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados
del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente
resolución.
𝑉𝑡: Volumen transportado al remitente durante el período de prestación
del servicio de transporte de gas natural, expresado en kpc.
𝑥: Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
𝐼𝐶𝑃𝑇: Ingresos de corto plazo del transportador como se definen en el
Artículo 2 de la presente resolución.
Parágrafo 1. En los proyectos del 𝑃𝐴𝐺 distintos a 𝐼𝑃𝐴𝑇𝑠, los ingresos de corto
plazo, definidos en el artículo 19 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas
que la modifiquen o sustituyan, incluirán los valores recaudados por concepto
de ejecución de garantías exigidas en el proceso de comercialización de los
servicios asociados a los proyectos.
Parágrafo 2. Cuando la CREG apruebe o haya aprobado cargos que debe asumir
toda la demanda del respectivo sistema de transporte, según lo establecido en el
parágrafo 2 del Artículo 22 de la presente resolución, y una determinada
cantidad de gas natural sea transportada bajo diferentes contratos mediante los
cuales se haya contratado capacidad de diferentes tramos o grupos de
gasoductos, la remuneración que recibirá el transportador por concepto de estos
cargos se calculará con base en los cargos pactados en cada contrato,
ponderados por la longitud de gasoducto involucrado en el respectivo contrato.
El factor de ponderación será calculado como el cociente entre la longitud de los
tramos o grupos de gasoductos utilizados bajo el respectivo contrato para
transportar la cantidad de gas, y la longitud total de los tramos o grupos de
gasoductos utilizados para transportar dicha cantidad desde el punto de entrada
hasta el punto de salida. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a
aquellos definidos en las resoluciones particulares de cargos.
Parágrafo 3. La Comisión podrá ajustar el presente artículo, con el fin de incluir
el pago al transportador, cuando se establezca el mecanismo para remunerar a
los transportadores que realicen la liquidación, actualización, facturación,
recaudo y transferencia de los pagos mensuales para el transportador
incumbente que ejecute proyectos 𝐼𝑃𝐴𝑇, o para el adjudicatario cuando se trate
de proyectos ejecutados mediante los procesos de selección de que trata la
Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Parágrafo 4. La remuneración del adjudicatario de los proyectos IPAT en lo que
corresponde al saldo después descontar los ingresos por los servicios prestados
se determinará en resolución aparte.
Capítulo VI
Ejecución de extensiones tipo I
Artículo 44. Ejecución de extensiones de la red tipo I de transporte. Con el
(,
RESOLUCIÓN No. 175 DE 08 OCT. 2021 HOJA No. 90/202
Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de
transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de
Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural
objeto de realizar cualquier extensión de los gasoductos de la red tipo I de
transporte de gas natural a partir de la entrada en vigencia de la presente
resolución, distintos a (i) gasoductos de proyectos del PAG, (ii) los gasoductos de
conexión que se ejecuten mediante los procedimientos establecidos en la
Resolución CREG 033 de 2018 o aquellas que la modifiquen o sustituyan; (iii)
los gasoductos que se ejecuten mediante el mecanismo de Open Season adoptado
en la Resolución CREG 155 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan;
y (iv) los gasoductos dedicados, se aplicará el siguiente procedimiento con el fin
de obtener información sobre los interesados en el proyecto de red Tipo I, para
garantizar que el mismo se realice de manera eficiente y al mínimo costo, y
aprobar los respectivos cargos por uso:
a) Cualquier transportador interesado en ejecutar un tramo o un grupo de
gasoductos de la red tipo I de transporte podrá presentar solicitud de cargos
regulados a la Comisión. Esta solicitud tarifaria se tramitará de la siguiente
forma:
1. El transportador radicará en las oficinas o según el mecanismo que
disponga la Comisión un primer sobre, marcado como Sobre No. 1, el
cual contendrá la descripción del proyecto: i) identificación de la
demanda a atender en MPCD, correspondiente a los usuarios no
regulados y mercados relevantes de distribución; ii) las cantidades
máximas de gas que se esperan extraer a lo largo del proyecto,
especificando los sitios (i.e. km de recorrido del gasoducto desde su punto
de inicio) en los cuales se extraerán estas cantidades sin utilizar o hacer
uso del SNT existente una vez se retira el gas del gasoducto en cuestión.
Las cantidades deberán estar expresadas en kpcd; iii) sitio aproximado
del punto de salida del SNT y tramo de gasoducto del SNT del cual se
derivaría el nuevo tramo o grupo de gasoductos de red tipo I del SNT; iv)
soporte de la solicitud e inicio del trámite de licenciamiento ambiental del
proyecto, en los términos del artículo 2.2.2.3.6.1 del Decreto 1076 de
2015 o aquel que lo modifique adicione o sustituya; v) haber informado a
la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, sobre las
características del proyecto frente al cual se lleva a cabo la solicitud
tarifaria.
Adicionalmente, mediante comunicación separada, y en el mismo
momento de presentar el Sobre No 1, el transportador interesado deberá
reportar a la Comisión la información con la caracterización del
gasoducto objeto del proyecto de acuerdo con lo previsto en el Anexo 2 de
la presente resolución. Dicha información hará parte del expediente
administrativo, pero estará sujeta a reserva, y la misma será de acceso
público una vez se haga lectura de los sobres de acuerdo con el acto
público a que hace referencia el literal e) del presente artículo.
2. El transportador preparará un segundo sobre, marcado como Sobre No.
2, que contendrá la siguiente información relacionada con el cálculo de
los cargos propuestos para el proyecto definido en el numeral anterior, y
será presentado por el proponente en los términos del literal b) del
presente artículo:
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