República de Colombia

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

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 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.

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 87.8, de la Ley 142 de 1994.

Por mandato legal, las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años.

La Comisión estableció el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT, mediante la Resolución CREG 071 de 1999, el cual fue modificado por la Resolución CREG 041 de 2008.

Mediante la Resolución CREG 001 de 2000, modificada y complementada por las resoluciones CREG 085 de 2000, CREG 007, 008 y 073 de 2001, CREG 016 de 2002 y CREG 027 de 2006, se establecieron los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte – SNT.

La Comisión, a través de la Resolución CREG 087 de 2007, puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán estudios para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente periodo tarifario, en cumplimiento de lo previsto en los artículos 126 y 127 de la Ley 142 de 1994 y 11 del Decreto 2696 de 2004.

Mediante la Resolución CREG 157 de 2008 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG con el fin de definir la metodología para determinar el costo de capital, y el tipo de moneda asociada a cargos fijos y variables, para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario.

Con la Resolución CREG 022 de 2006 se sometió a consulta una propuesta sobre la regulación aplicable al servicio de transporte a contraflujo.

Se presentó una propuesta tendiente a adoptar un esquema de competencia para la extensión de activos en el sistema nacional de transporte, a través de la Resolución CREG 028 de 2008.

Los comentarios, observaciones y sugerencias presentados sobre las Resoluciones CREG 087 de 2007 y CREG 028 de 2008 fueron analizados por la Comisión, como está contenido en el Documento CREG 017 de 2009, y los que se encontraron pertinentes se incorporaron en un nuevo proyecto de Resolución que se publicó con la Resolución CREG-022 de 2009.

Como parte de los estudios realizados la Comisión contrató al consultor David Harbord, de la firma Market Analysis, para desarrollar la consultoría “Análisis conceptual de la propuesta regulatoria para la regulación económica del transporte de gas natural”. El informe final de esta consultoría, publicado mediante la Circular CREG 12 de 2010, contiene recomendaciones sobre la regulación para remunerar la actividad de transporte de gas natural.

En cumplimiento del artículo 11.5 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión realizó tres audiencias públicas en las ciudades de Barranquilla, Bogotá y Cali, los días 19 de junio, 3 de julio y 10 de julio de 2009, 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.

La Comisión encontró conveniente que la metodología de remuneración de la actividad de transporte incentive el desarrollo del mercado secundario.

Mediante el Decreto 2730 de 2010, modificado por el Decreto 2807 del mismo año, el Gobierno Nacional estableció instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural que deben ser incorporados en el marco regulatorio que fije los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del sistema nacional de transporte.

También se consideró conveniente incluir en esta Resolución aspectos relativos a la integración vertical en materia de gas contenidos en el Decreto 2730 de 2010, sobre el cual se pronunció la Superintendencia de Industria y Comercio.

El documento CREG-100 de 2010 contiene el análisis y las respuestas a los comentarios, observaciones y sugerencias presentadas sobre el proyecto publicado con la Resolución CREG 022 de 2009, así como los demás análisis que soportan la presente Resolución.

En la sesión No. 462, del 5 de agosto de 2010, la Comisión acordó expedir la presente Resolución.

Demanda Esperada de Capacidad – DEC: Es el escenario de Demanda Máxima de Capacidad, proyectado por el transportador para el Horizonte de Proyección, expresado en miles de pies cúbicos por día (kpcd).

Demanda Esperada de Volumen – DEV: Es el escenario de 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).

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

Factor de Carga: 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: 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 3 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 con base en la información que el transportador presenta a la CREG en cada Período Tarifario y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud de aprobación de cargos. Los valores de los cargos serán expresados en cifras de la Fecha Base.

La CREG determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga.

De conformidad con lo establecido en el artículo 108 de la Ley 142 de 1994, de existir discrepancia sobre la valoración eficiente de las inversiones correspondientes a la variable la Comisión decidirá sobre el decreto y práctica del dictamen pericial que haya solicitado el transportador así como los aspectos sobre los cuales debe pronunciarse el perito, para lo cual se tendrán en cuenta los criterios generales contenidos en esta metodología y los demás que la Comisión estime pertinentes. Lo anterior sin perjuicio de las demás pruebas que la Dirección Ejecutiva de la Comisión decida decretar.

1) Asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio.
2) Asociados con los servicios prestados a otros agentes.
3) Asociados a activos de conexión de otro agente o activos de conexión de usuarios siempre y cuando estos activos no estén en la base de inversión.
4) Asociados con servicios prestados a terceros.
5) Asociados con la remuneración de la inversión de activos de terceros.
6) Asociados con la reposición de activos.
7) Impuesto de renta.
8) Pensiones de jubilación ya reconocidas.
9) Erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como arrendamiento de infraestructura de transporte de gas, entre otras, y en general todo lo relacionado con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de transporte de gas natural.
10) Todos los gastos que no representan erogaciones en efectivo como depreciaciones y amortizaciones, distintas a las amortizaciones de gastos diferidos relacionadas con la prestación del servicio de transporte.
11) Multas y penalizaciones.
12) Gastos por concepto de compresión asociada al sistema de transporte.
13) Gastos por concepto de corridas con raspador inteligente.
14) Gastos de AOM asociados a puntos de entrada y salida no incluidos en los cargos de transporte del Período Tarifario
15) Los gastos que la Comisión encuentre que no están asociados a la actividad de transporte de gas natural.

Donde:

Precio para valorar el Gas de Empaquetamiento correspondiente al Período Tarifario , expresado en dólares de la Fecha Base por MBTU.

Suma de las cantidades de gas natural contratadas en firme a través de las subastas. Esta cifra se expresará en MBTUD.

Suma de las cantidades de gas natural contratadas en firme y provenientes de los campos de producción. Se tomará como referencia la información de contratos más reciente reportada por los productores a la autoridad competente. Esta cifra se expresará en MBTUD.

Precio resultante de la subasta , expresado en dólares de la Fecha Base por MBTU. Cuando en una subasta haya múltiples productos y múltiples precios, será el resultado de ponderar los precios resultantes de la subasta por las cantidades de cada producto.

Cantidad de gas natural contratada en la subasta , expresada en MBTUD.

Precio regulado del campo , expresado en dólares de la Fecha Base por MBTU, vigente al momento de la aprobación de los cargos regulados de transporte.

Cantidad de gas natural proveniente del campo , contratada en firme y expresada en MBTUD. Se tomará como referencia la información de contratos más reciente reportada por los productores a la autoridad competente.

Subasta realizada en el marco de la Resolución CREG 095 de 2008, o aquellas que la modifiquen o complementen.

Campo de producción de gas natural con precio regulado.

Número de subastas realizadas en el marco de la Resolución CREG 095 de 2008 o aquellas que la modifiquen o complementen, durante los tres (3) años anteriores a la aprobación de los cargos regulados de transporte.

Número de campos de producción de gas natural con precio regulado.

c) La CREG estimará el valor del Gas de Empaquetamiento – –multiplicando la variable por la variable .

d) La CREG determinará el costo de oportunidad del capital invertido en el Gas de Empaquetamiento – , para cada Año del Horizonte de Proyección, con base en la siguiente expresión:

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 la capacidad total contratada por tramo o grupo de gasoductos, desagregada por tipo de remitente (distribuidor-comercializador, industria, generador térmico, comercializador de gas natural vehicular), para cada año del Periodo Tarifario .

Así mismo, la CREG podrá decretar pruebas dentro del proceso tarifario para evaluar las proyecciones de demanda reportadas por el respectivo agente. De ser necesario, la CREG exigirá que se ajuste la proyección de demanda.

Parágrafo 2. Si al aplicar el factor de ajuste a la DEC y la DEV se obtienen valores superiores a la CMMP, la DEC y la DEV se acotarán a la CMMP.

Parágrafo 3. La Demanda Esperada de Capacidad de cada proyecto que forma parte de las Inversiones en Aumento de Capacidad – – y la Demanda Esperada de Volumen de cada uno de estos proyectos – – se determinarán siguiendo el procedimiento establecido en los literales a) a f) del presente artículo. Para estos efectos el transportador reportará las demandas esperadas por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos.

Parágrafo 4. Para el cálculo de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo el transportador deberá aplicar el procedimiento establecido en el Anexo 3 de la presente Resolución.

Parágrafo 5. 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.

Artículo 10. Costo de capital. La CREG utilizará dos tasas de costo del capital para la determinación de los cargos regulados de transporte, calculadas de acuerdo con la metodología establecida en el Anexo 4 de esta Resolución, que se fijan en los siguientes valores: La Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad, Tkc, correspondiente a 15.02% real antes de impuestos y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen, Tkv, que se establece en 17.70% real antes de impuestos.

En todos los casos, la obtención de las tasas de costo del capital será responsabilidad de la empresa y dependerá principalmente de la labor comercial que adelante el transportador.

Artículo 11. Reporte de información. La siguiente información requerida en los anteriores artículos deberá ser reportada por el transportador, utilizando para ello los formatos contenidos en el Anexo 5.

Artículo 13. Determinación de la Vida Útil Normativa de un activo. Para los activos asociados a la la Vida Útil Normativa se contará a partir de su fecha de entrada en operación. Para los activos asociados al o a las la Vida Útil Normativa se contará a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos calculados con la presente metodología y que remuneren tales activos.

1. La Comisión designará un perito para la estimación del costo de reposición a nuevo del activo.

Para la contratación del perito, la Comisión seleccionará aleatoriamente a uno de una lista conformada previamente por la misma entidad, la cual será de público conocimiento. Los peritos que conformarán la lista deberán ser personas jurídicas con experiencia internacional en el diseño y estructuración de proyectos de transporte de gas natural y en la auditoría técnica de infraestructura de transporte de gas natural.

El perito realizará todas las actividades determinadas en el acto administrativo que expida la CREG.
2. A partir del ejercicio de valoración realizado por el perito la Comisión contará con un (1) Mes para realizar análisis propios con el fin de determinar el costo de reposición a nuevo del activo - .
3. La Comisión, una vez transcurrido el período correspondiente notificará a la empresa transportadora lo siguiente:
i. El valor a reconocer por el activo si continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como sigue:


Donde,

Valor del activo si se mantiene en operación, expresado en dólares de la Fecha Base.

Costo de reposición a nuevo del activo, expresado en dólares de la Fecha Base.

Vida útil remanente, calculada como la diferencia entre la Vida Útil y la Vida Útil Normativa.

Vida Útil.

ii. El valor a reconocer si decide reponerlo. Este valor es el costo de oportunidad del activo - , expresado en dólares de la Fecha Base

Estos valores se reconocerán al transportador por un período de veinte (20) años.

1. Continuar operando el activo existente: En tal caso deberá solicitar a la Comisión un ajuste de los cargos regulados a que haya lugar. Este ajuste se determinará de conformidad con el valor .
2. Reposición del activo: En tal caso, la empresa transportadora deberá solicitar un ajuste de los cargos regulados una vez el nuevo activo entre en operación. Durante el período comprendido entre la fecha en que el activo existente cumpla la Vida Útil Normativa y la fecha de entrada en operación del nuevo activo se reconocerá el valor de , siempre y cuando el activo a reponer se haya mantenido en operación.

Para efecto del cálculo tarifario la CREG calculará el Factor de Utilización y de ser necesario ajustará las demandas hasta alcanzar el Factor de Utilización Normativo. Las demás variables del cálculo tarifario no serán sujetas de modificación.

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

2. Iniciará el recorrido de la tabla anterior, comenzando por las Parejas de Cargos Regulados de mayor preferencia para las partes. El secretario Ad – Hoc detendrá el recorrido cuando se cumpla alguna de las siguientes condiciones: i) hay coincidencia en el orden de preferencia por una misma Pareja de Cargos Regulados; o ii) se presentan dos Parejas de Cargos Regulados en diferente orden de preferencia

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

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

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

Donde:

1. Si para la construcción de la conexión se realizaron procesos de selección o convocatorias, la Comisión utilizará los valores resultantes de estos procesos siempre y cuando el productor – comercializador o el agente importador haya reportado a la Comisión la información relevante sobre dichos procesos al momento de realizarlos y se evidencie que en desarrollo de los mismos se dio cumplimiento a los siguientes criterios:

i. Transparencia: entendida como la definición previa y aplicación de reglas explícitas y públicas para las empresas interesadas en participar en la selección o convocatoria.
ii. Eficiencia económica: entendida como la escogencia de la propuesta de mínimo costo.
Para la aplicación de esta norma se entenderá por información relevante la siguiente relacionada con las distintas actividades de los procesos de selección o convocatorias para la construcción:

§ Documentos que evidencien la publicidad de las reglas de los procesos de selección o convocatorias y de las eventuales modificaciones a las mismas.
§ Descripción de las reglas utilizadas en los procesos de selección o convocatorias que evidencie que la escogencia de los adjudicatarios se basa en criterios de mínimo costo.

§ Descripción de los procedimientos de aplicación de las reglas de escogencia de los adjudicatarios.
§ Valores resultantes de los procesos de adjudicación.
2. Si para la construcción parcial o total de la conexión el propietario original no realizó procesos de selección o convocatorias, o si no existe información suficiente sobre los procesos que haya realizado, la Comisión aplicará lo dispuesto en el Anexo 1 de esta Resolución para evaluar la eficiencia de la inversión existente.

1. Duración del contrato firme para la prestación del servicio de transporte de gas;
2. El perfil de demanda de capacidad, en kpcd, y demanda de volumen, en kpc, para un horizonte máximo de veinte años;
3. El punto de entrada del nuevo gasoducto;
4. El punto de salida del nuevo gasoducto cuando entrega el gas a un sistema de distribución no conectado al SNT, o el punto de transferencia de custodia entre transportadores cuando entrega el gas al SNT existente;
5. Las presiones de operación en psig y;
6. La información de reservas declarada a la autoridad competente.

1. El oferente deberá reportar en su oferta la siguiente información:

i. Cargo fijo – – que remunera el 100% de la inversión, expresado en dólares del 31 de diciembre del año anterior a la realización de la convocatoria por kpcd-año.

ii. Cargo fijo – – que remunera los gastos de AOM asociados a la inversión, expresado en dólares del 31 de diciembre del año anterior a la realización de la convocatoria por kpcd-año.

2. Para efectos de evaluar el mínimo cargo, el organizador de la convocatoria establecerá un cargo equivalente para cada oferente, así:

i. Cargo equivalente , expresado en dólares de diciembre 31 del año anterior al proceso de selección o convocatoria por kpcd-año.

ii. El agente seleccionado será aquél que presente el menor valor del cargo equivalente . Si hay un solo participante en la convocatoria y el productor o agente importador firma el contrato con dicho agente, para efectos regulatorios se considerará que dicho agente es el seleccionado en el proceso de selección o convocatoria.

1. El valor de la inversión utilizada para el cálculo de los cargos ofertados por él en la convocatoria, expresada en dólares del 31 de diciembre del año anterior al proceso de selección o convocatoria.
2. Descripción del gasoducto: longitud, diámetro y perfil, este último de acuerdo con lo establecido en el numeral 1 del Anexo 1 de la presente Resolución.
3. El cargo AOM ofertado en el proceso de selección o convocatoria, expresado en dólares del 31 de diciembre del año anterior a la convocatoria.
4. Parejas de cargos según los valores de y indicados en el Artículo 15 de la presente Resolución, y de acuerdo con la oferta realizada en la convocatoria.

1. El primer sobre, marcado como Sobre No. 1, contendrá la descripción del proyecto: usuarios no regulados y mercados relevantes de distribución a atender, 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.
2. El segundo sobre, marcado como Sobre No. 2, contendrá la información relacionada con el cálculo de los cargos propuestos para el proyecto definido en el numeral anterior:
i. Valor de la inversión en el proyecto.

ii. Descripción del gasoducto: longitud, diámetro y perfil, este último de acuerdo con lo establecido en el numeral 1 del Anexo 1 de la presente Resolución.

iii. Parejas de cargos según los valores de y indicados en el Artículo 15 de la presente Resolución.

iv. Cargo fijo – – que remunera los gastos de AOM asociados a la inversión.

v. El cargo equivalente – , calculado así:



Donde:

Cargo equivalente, expresado en dólares de diciembre 31 del año anterior a la solicitud, por kpcd-año.

: Pareja de cargos en la que es igual a 1,0.

La CREG dispondrá de una urna sellada y debidamente marcada para este proceso, donde se depositará el segundo sobre.
3. El tercer sobre, marcado como Sobre No. 3, contendrá la información de que tratan los artículos 8 y 9 de la presente Resolución. Este sobre sólo se abrirá en caso de que ocurra el escenario previsto en el literal h) de este artículo.

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

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

1. Esquema de comercialización del servicio de Parqueo.
2. Puntos de entrada y salida, cuando aplique, y cantidades disponibles.
3. Duración del servicio.
4. Contrato tipo que incluya los elementos establecidos en el numeral 2.2.3 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o complementen.
5. Compensaciones por incumplimiento de las partes.
6. Contrato tipo para la prestación del servicio de Parqueo.

Con el fin de definir los cargos que aplicarán en el Período Tarifario , los agentes deberán remitir esta información dentro del Mes siguiente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución. En caso de no recibir la información requerida, la Comisión de Regulación de Energía y Gas iniciará las actuaciones administrativas tendientes a la aprobación de los cargos, para lo cual hará uso de la mejor información disponible.

1. Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos una vez entre en vigencia esta Resolución. En este caso, a más tardar un Mes después de la entrada en vigor de esta norma, el agente deberá presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos que contenga la información exigida en los artículos 5, 6, 7, 8 y 9 de esta Resolución.
2. Continuar aplicando los cargos aprobados del Período Tarifario . En este caso el agente deberá solicitar aprobación de cargos seis Meses antes de que los cargos aprobados para el Período Tarifario cumplan cinco años de vigencia. Para el efecto, el agente deberá presentar la información exigida en los artículos 5, 6, 7, 8, y 9 de esta norma.

Si vencido este plazo de seis Meses, el agente no ha presentado la información requerida, la Comisión de Regulación de Energía y Gas iniciará, de oficio, las actuaciones administrativas tendientes a la aprobación de los cargos, para lo cual hará uso de la mejor información disponible.

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

i) Los costos asociados a mano de obra de los activos usados como referencia se expresarán en pesos, utilizando la TRM promedio del último mes del año al cual se refirieron las cifras de la valoración de dicho proyecto.

ii) Este valor se convertirá a unidades de salario mínimo, utilizando el valor del salario mínimo mensual legal vigente del año en que se valoró dicho proyecto.

iii) El número obtenido se multiplicará por el valor del salario mínimo mensual legal vigente del año de la Fecha Base del proyecto que se está valorando.

iv) El anterior valor se convertirá a dólares con la TRM promedio del mes de la Fecha Base.

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

CUENTA	NOMBRE DE LA CUENTA	Año 1 del Período Tarifario	Año 2 del Período Tarifario	… [1]
5	GASTOS
5101	SUELDOS Y SALARIOS
5102	CONTRIBUCIONES IMPUTADAS
510201	Incapacidades
510202	Subsidio familiar
510203	Indemnizaciones
510204	Gastos médicos y drogas
510205	Auxilio y servicios funerarios
510215	Subsidio por dependiente
510290	Otras contribuciones imputadas
5103	CONTRIBUCIONES EFECTIVAS
510301	Seguros de vida
510302	Aportes a cajas de compensación familiar
510303	Cotizaciones a seguridad social en salud
510304	Aportes sindicales
510305	Cotizaciones a riesgos profesionales
510306	Cotizaciones a entidades administradoras del régimen de prima media
510307	Cotizaciones a entidades administradoras del régimen de ahorro individual
510390	Otras contribuciones efectivas
5104	APORTES SOBRE LA NÓMINA
5111	GENERALES
511104	Loza y cristalería
511105	Gastos de organización y puesta en marcha
511106	Estudios y proyectos
511109	Gastos de desarrollo
511110	Gastos de asociación
511111	Comisiones, honorarios y servicios
511113	Vigilancia y seguridad
511114	Materiales y suministros
511115	Mantenimiento
511116	Reparaciones
511117	Servicios públicos
511119	Viáticos y gastos de viaje
511120	Publicidad y propaganda
511121	Impresos, publicaciones, suscripciones y afiliaciones
511122	Fotocopias
511123	Comunicaciones y transporte
511125	Seguros generales
511127	Promoción y divulgación
511133	Seguridad industrial
511136	Implementos deportivos
511137	Eventos culturales
511139	Participaciones y compensaciones
511140	Contratos de administración
511146	Combustibles y lubricantes
511149	Servicios de aseo, cafetería, restaurante y lavandería
511150	Procesamiento de información
511151	Gastos por control de calidad
511155	Elementos de aseo, lavandería y cafetería
511156	Bodegaje
511157	Concursos y licitaciones
511159	Licencias y salvoconductos
511163	Contratos de Aprendizaje
511190	Otros gastos generales
5120	IMPUESTOS, CONTRIBUCIONES Y TASAS
512001	Predial unificado
512002	Cuota de fiscalización y auditaje
512003	Contribución sobre transacciones financieras
512004	Contribución a las superintendencias
512005	Contribución a las comisiones de regulación
512006	Valorización
512009	Industria y comercio
512010	Tasas
512011	Impuesto sobre vehículos automotores
512012	Registro
512014	Tasa por utilización de recursos naturales
512015	Tasa por contaminación de recursos naturales
512021	Impuesto para preservar la seguridad democrática
512023	Impuesto al patrimonio
512024	Gravámenes a los movimientos financieros
512025	Impuesto de Timbre
512090	Otros impuestos y contribuciones
53	AMORTIZACIONES
534507	Amortizaciones Licencias
534508	Amortizaciones “Software”
7	COSTOS DE PRODUCCIÓN
7505	SERVICIOS PERSONALES
750501	Sueldos de Personal
750502	Jornales
750503	Horas Extras y Festivos
750504	Incapacidades
750505	Costos de Representación
750506	Remuneración Servicios Técnicos
750507	Personal Supernumerario
750508	Sueldos por Comisiones al Exterior
750510	Primas Técnicas
750511	Prima de Dirección
750512	Prima Especial de Servicios
750513	Prima de Vacaciones
750514	Prima de Navidad
750515	Primas Extras Legales
750516	Primas Extraordinarias
750517	Otras Primas
750518	Vacaciones
750519	Bonificación Especial de Recreación
750520	Bonificaciones
750521	Subsidio Familiar
750522	Subsidio de Alimentación
750523	Auxilio de Transporte
750524	Cesantías
750525	Intereses a las cesantías
750529	Indemnizaciones
750530	Capacitación, Bienestar Social y Estímulos
750531	Dotación y Suministro a Trabajadores
750533	Costos Deportivos y de Recreación
750535	Aportes a Cajas de Compensación Familiar
750536	Aportes al ICBF
750537	Aportes a Seguridad Social
750538	Aportes al SENA
750539	Aportes Sindicales
750540	Otros Aportes
750541	Costos Médicos y Drogas
750543	Otros Auxilios
750544	Riesgos Profesionales
750545	Salario Integral
750546	Contratos Personal Temporal
750547	Viáticos
750548	Gastos de Viaje
750549	Comisiones
750552	Prima de Servicios
750567	Cotizaciones a Entidades Administradoras del Régimen de Prima Media
750568	Cotización a Sociedades Administradoras del Régimen de Ahorro Individual
750570	Auxilios y Servicios Funerarios
750590	Otros Servicios Personales
7510	GENERALES
751006	Estudios y Proyectos
751013	Suscripciones y Afiliaciones
751023	Publicidad y Propaganda
751024	Impresos y Publicaciones
751025	Fotocopias, Útiles de escritorio y papelería
751026	Comunicaciones
751028	Tasas
751036	Seguridad Industrial
751037	Transporte, Fletes y Acarreos
751090	Otros Costos Generales
7520	AMORTIZACIONES
752006	Amortización Intangibles
7535	CONTRIBUCIONES Y REGALÍAS
753504	Departamento Administrativo del Medio Ambiente “DAMA”
753507	Regalías
753590	Otras Contribuciones
7537	CONSUMO DE INSUMOS DIRECTOS
753701	Productos Químicos
753704	Energía
753790	Otros Elementos de Consumo de Insumos Directos
7540	ORDENES Y CONTRATOS DE MANTENIMIENTO Y REPARACIONES
754001	Mantenimiento de Construcciones y Edificaciones
754002	Mantenimiento Maquinaria y Equipo
754003	Mantenimiento de Equipo de Oficina
754004	Mantenimiento de Equipo Computación y Comunicación
754005	Mantenimiento Equipo de Transporte, Tracción y Elevación
754006	Mantenimiento Terrenos
754007	Mantenimiento Líneas, Redes y Ductos
754008	Mantenimiento de Plantas
754090	Otros Contratos de Mantenimiento y Reparaciones
7542	HONORARIOS
754204	Avalúos
754207	Asesoría Técnica
754290	Otros
7545	SERVICIOS PÚBLICOS
7550	OTROS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
755001	Repuestos para vehículos
755002	Llantas y Neumáticos
755003	Rodamientos
755004	Combustibles y Lubricantes
755005	Materiales para Construcción
755006	Materiales Eléctricos
755007	Materiales para Laboratorio
755090	Otros Costos
7560	SEGUROS
756001	De Manejo
756002	De Cumplimiento
756003	De Corriente Débil
756004	De Vida Colectiva
756005	De Incendio
756006	De Terremoto
756007	De Sustracción y Hurto
756008	De Flota y Equipo de Transporte
756009	De Responsabilidad Civil y Extracontractual
756010	De Rotura de Maquinaria
756011	De Equipo Fluvial y Marítimo
756090	Otros Seguros
7565	IMPUESTOS
756502	De Timbre
756503	Predial
756504	De Valorización
756505	De Vehículos
756590	Otros Impuestos
7570	ÓRDENES Y CONTRATOS POR OTROS SERVICIOS
757001	Aseo
757002	Vigilancia
757090	Otros contratos

[1] El Transportador diligenciará tantas columnas como años del Período Tarifario existan.






SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

Anexo 3
METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE LA CAPACIDAD MÁXIMA DE MEDIANDO PLAZO

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

Nombre	Variable	Descripción
Beta		Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mercado donde se desarrolla. Desapalancado y apalancado
Ajuste del Beta		Ajuste sobre el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración
Inflación local		Inflación en Colombia
Inflación externa		Inflación en Estados Unidos
Costo de Deuda		Costo de la deuda
Costo del Capital Propio (Equity)		Cálculo del costo del capital propio
Tasa libre de riesgo		Tasa asociada con un activo libre de riesgo
Rendimiento del mercado		Tasa que muestra el rendimiento del mercado
Prima de riesgo de Mercado	rm – rf	Prima de riesgo de mercado
Riesgo país		Tasa adicional a reconocer por riesgo país
Tasa de impuesto		Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes
Participación de la deuda		Proporción de la deuda frente al total de activos (40%)
Participación del Capital Propio		Proporción del capital propio frente al total de activos (60%)

n = número de meses definido en el numeral 3 de este anexo

Donde:



Siendo = la tasa de impuestos.


Siendo: = #años desde 1926 hasta hoy



n = número de meses definido en el numeral 3 de este anexo

Variable	Fuente	Periodo
	Morningstar (Ibbotson) SIC 492	Mediana de los últimos cuatro trimestres
A	“Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, An International Comparison” Alexander y otros, 1996
	DANE	Últimos 60 meses
	The Livingston Survey Federal Reserve Bank of Philadelphia. Consumer Price Index Long-Term Outlook	Encuesta más reciente publicada
	Superintendencia Financiera. (Promedio de la tasas de Crédito Preferencial de los establecimientos bancarios) Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencial, agrupadas en plazos)	60 meses
	Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años.	60 meses
rm – rf	Morningstar (Ibbotson), Reserva Federal de Estados Unidos y cálculos CREG.	Desde 1926
	J.P. Morgan Spread de los bonos de la República estimado con base en el EMBI plus de Colombia.	60 meses
	Estatuto Tributario. Tarifa de impuesto de renta.	Actual







SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

Anexo 7

RED TIPO I DE TRANSPORTE

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ	JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente