Publicación Diario Oficial No.:	47.314, el día:06/April/2009
Publicada en la WEB CREG el:	03/April/2009

El No. del Documento de la presente Resolución es D-017-09 "Transporte de Gas Natural", por error de transcripción en la Resolución quedó el No. de documento 022.

El Documento No.017-09 se publicó en la página WEB el día 21 de abril de 2009

RESOLUCIÓN No.022
( 09 MAR. 2009 )

Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución “Por la cual se establecen 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”.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y 2696 de 2004.

C O N S I D E R A N D O Q U E:

Mediante la Resolución 087 de 2007, publicada en el Diario Oficial No. 46.791 del 24 de octubre del mismo año, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros 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.

Según lo dispuesto en el artículo 2 de la Resolución CREG 087 de 2007, con dicho acto se dio inicio al trámite tendiente a establecer la respectiva fórmula tarifaria.

Conforme a lo dispuesto por el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página Web de la Comisión los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones.”

La Comisión ha adelantado estudios sobre gastos de administración, operación y mantenimiento en la actividad de transporte de gas, expansión en el Sistema de Transporte, productividad y riesgo cambiario en la actividad de transporte de gas, cuyos resultados fueron publicados.

Mediante la Resolución CREG 157 de 2008 se 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.

Los comentarios recibidos sobre la Resolución CREG 087 de 2007 fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el documento CREG 022 de 2009.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 403 del 9 de marzo de 2009, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Hágase público el proyecto de resolución “Por la cual se establecen 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” contenido en el anexo de esta resolución.

ARTÍCULO 2. Presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las Autoridades Locales Municipales y Departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución adjunto y participen en las consultas públicas que se llevarán a cabo conforme a lo previsto en el Artículo 11, numeral 11.5 del Decreto 2696 de 2004.

ARTÍCULO 3. Información. Infórmese en la página Web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.

ARTÍCULO 4. La presente Resolución deberá publicarse en el Diario Oficial y no deroga disposiciones vigentes, por tratarse de un acto de trámite.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO	HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

ANEXO

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

Por la cual se establecen 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.

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 1523 y 2253 de 1994.

C O N S I D E R A N D O Q U E:

De acuerdo con lo establecido en el Artículo 14 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible.

El Artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 faculta a la CREG para establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos.

El Artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario.

De acuerdo con el Artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994 la CREG puede establecer topes máximos y mínimos de tarifas.

En el Artículo 92 de la Ley 142 de 1994 se establece que en las fórmulas tarifarias las Comisiones garantizarán a los usuarios a lo largo del tiempo los beneficios de la reducción promedio de costos en las empresas que prestan el servicio.

En el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 se establece que “las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años.”

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

De acuerdo con el Artículo 136 de la Ley 142 de 1994, la prestación continua de un servicio de buena calidad, es la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos.

De acuerdo con el Artículo 137, Numeral 137.3, la falla en la prestación del servicio da derecho al usuario a la indemnización de perjuicios, que en ningún caso se tasarán en menos del valor del consumo de un día del usuario afectado por cada día en que el servicio haya fallado totalmente o en proporción a la duración de la falla.

Las empresas, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 139 de la Ley 142 de 1994, tienen derecho a realizar interrupciones en el servicio, para el mejoramiento ó en interés del mismo.

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.

Mediante la Resolución CREG 087 de 2007 la CREG 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 se 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.

Mediante la Resolución CREG 071 de 1999 se establece el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT.

Mediante la Resolución CREG 041 de 2008 se modifica y complementa en Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT.

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

Mediante la Resolución CREG 028 de 2008 se presentó una propuesta tendiente a adoptar un esquema de competencia para la expansión en el SNT.

El mecanismo de subastas de que trata la Resolución CREG 095 de 2008, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, puede requerir el desarrollo de expansiones en el SNT.

Algunas de estas expansiones podrían tener asociado un alto riesgo de demanda, como sería el caso de contratos a muy corto plazo con demandas elásticas, lo cual puede requerir de mecanismos que viabilicen la ejecución de la expansión.

El Empaquetamiento es necesario para permitir el flujo de gas por diferencia de presiones y para manejar variaciones de corto plazo (i.e. varias horas) en el suministro o en la demanda de gas.

El Empaquetamiento tiene un beneficio colectivo al favorecer a todos los usuarios conectados a la red de transporte.

El gas empaquetado y las inversiones requeridas para mantener el Empaquetamiento son propiedad del Transportador.

El Parqueo es un servicio similar a un almacenamiento de corto plazo en el cual el gas no es propiedad del Transportador y su beneficio no es colectivo sino individual.

Los usuarios tienen el derecho a conocer las condiciones en las cuales se le presta el servicio.

Regulatoriamente se consideró una Vida Útil Normativa de treinta (30) años para los gasoductos de los BOMT (Ballena – Barrancabermeja, Mariquita – Cali y Ramales Boyacá – Santander).

El Artículo 5 del Decreto 4670 de 2008, por el cual se modifica el Decreto 2687 de 2008 “Por el cual se establecen los instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural”, se establece que “La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG podrá implementar mecanismos para incentivar la importación de gas combustible con el fin de promover el abastecimiento energético del país.”

R E S U E L V E:

CAPITULO I
DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta Resolución tiene por objeto establecer 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 y se aplica a todos los agentes que prestan el servicio de transporte de gas natural, y a usuarios del Sistema Nacional de Transporte.

Artículo 2. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta 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:

Agentes: Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los Sistemas de Transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son Agentes los Productores-Comercializadores, los Comercializadores, los Transportadores, los Distribuidores, los Usuarios No Regulados y los almacenadores.

Boletín Electrónico de Operaciones: Página web de libre acceso que despliega información comercial y operacional relacionada con los servicios de un Transportador, en la cual se incluyen los cargos regulados y los convenidos entre Agentes por servicios de transporte, el Ciclo de Nominación, el Programa de Transporte, las ofertas de liberación de capacidad y de suministro gas, las Cuentas de Balance de Energía y demás información que establezca el RUT. Estos boletines son propiedad de los Transportadores.

Capacidad Máxima de Mediano Plazo: La Capacidad Máxima de Mediano Plazo de un gasoducto o grupo de gasoductos es el máximo volumen de gas transportable en un Día de Gas, 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. Esta definición es aplicable exclusivamente para efectos del cálculo de cargos regulados de transporte de que trata la presente Resolución.

Cargo Promedio Convenido: Cargo equivalente por la prestación de servicios de transporte a un grupo de Remitentes, resultante de dividir los ingresos obtenidos por un Transportador cada vez que transcurra un año calendario, por el volumen transportado (kpc) al grupo de Remitentes en el mismo período. Para este cálculo se agruparán los Remitentes en los rangos de Factor de Carga que se establecen en el numeral 15.1 del Artículo 15 de la presente Resolución y no se incluirán los ingresos provenientes de compensaciones, penalizaciones, conexiones e intereses de mora.

Condición de Contraflujo en un Gasoducto del Sistema Nacional de Transporte: Condición en la cual hay transacciones comerciales en direcciones opuestas entre sí en un gasoducto del Sistema Nacional de Transporte. 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 condiciones de calidad del servicio de aquellos Remitentes que pactaron y perfeccionaron contratos con anterioridad a la solicitud de transporte que ocasiona el contraflujo

Conexión: Tramo de gasoducto que permite conectar al Sistema Nacional de Transporte, desde los Puntos de Entrada o Puntos de Salida, las Estaciones para Transferencia de Custodia.

Demanda Esperada de Capacidad: Escenario de Demanda Máxima de Capacidad proyectado por los Transportadores para el Horizonte de Proyección, expresado en miles de pies cúbicos por día (Kpcd).

Demanda Esperada de Volumen: Escenario de volúmenes anuales proyectados por los Transportadores para el Horizonte de Proyección, expresado en miles de pies cúbicos por año (Kpc-año).

Demanda Máxima de Capacidad: Volumen máximo a transportar en un día en el transcurso de un año, expresado en miles de pies cúbicos por día (Kpcd).

Empaquetamiento: Cantidad física de gas natural almacenado o disponible en el Sistema de Transporte de Gas en cualquier momento, la cual se estima con base en modelos de dinámica de fluidos a condiciones físicas promedio de operación, y que permite el movimiento del fluido transportado por diferencia de presiones.

Estaciones de Entrada: Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan un Productor-Comercializador con el Sistema Nacional de Transporte. El Productor-Comercializador será el responsable de construir, operar y mantener la Estación. Las Interconexiones Internacionales para Importación, que se conecten al Sistema Nacional de Transporte, se considerarán como un Productor-Comercializador. Para el caso de intercambios internacionales los comercializadores involucrados acuerdan cómo asumir responsabilidades sobre la Estación.

Estaciones de Salida: Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen y la energía del gas, que interconectan el Sistema Nacional de Transporte con un Distribuidor, un Usuario No Regulado, un Sistema de Almacenamiento o cualquier Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador. El Agente que se beneficie de los servicios de dicha Estación será el responsable de construir, operar y mantener la Estación.

Estaciones para Transferencia de Custodia: Son aquellas instaladas en los puntos de transferencia de custodia y cuyos equipos e instrumentos de medición deben cumplir con las normas colombianas o, en su defecto, con las de AGA o ANSI, establecidas para la fabricación, instalación, operación y mantenimiento de los equipos e instrumentos. Estas estaciones pueden ser de Entrada, de Salida o Entre Transportadores.

Expansión en Nuevos Proyectos: Infraestructura de transporte que se construye como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en la presente Resolución para nuevos proyectos, y que no hacen parte de una Nueva Inversión en Sistema de Transporte Existente.

Factor de Carga: Se define como la relación entre el volumen transportado en un año dado y su correspondiente Demanda Máxima de Capacidad multiplicada por un factor de 365.

Factor de Utilización: Es un indicador de utilización de un gasoducto o grupo de gasoductos con relación a su utilización potencial máxima. El Factor de Utilización se define como la relación entre la sumatoria de los valores presentes de las Demandas Esperadas de Volumen de cada año, en el Horizonte de Proyección, y la sumatoria de los valores presentes de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de transporte de un gasoducto o grupo de gasoductos, en el Horizonte de Proyección, multiplicadas por un factor de 365. Dichos valores presentes se calcularán utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad -Tkc, definida en la presente Resolución.

Fecha Base: Es la fecha de referencia para realizar los diferentes cálculos de costos que el Transportador presenta a la CREG en cada Período Tarifario y corresponderá al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud de revisión tarifaria. Con respecto a la Fecha Base se hacen los diferentes cálculos de valor presente utilizados en la metodología y se expresan los diferentes valores de las inversiones y gastos.

Gasoducto Dedicado: Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera independiente y exclusiva, y que no se utiliza para prestar servicios de transporte a terceros. El beneficiario del gasoducto dedicado no atiende a otros usuarios utilizando el servicio del gasoducto dedicado.

Horizonte de Proyección: Período de tiempo fijado en 20 años, utilizado para simular el comportamiento de las variables de demanda y algunos gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la utilización de la Inversión Base.

Índice de Precios al Consumidor – IPC: Índice de precios al consumidor, total nacional, reportado por el DANE.

Interconexión Internacional: Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva para la importación o exportación de Gas Natural.

Interrupción del Servicio de Transporte de Gas Natural: Situación donde cese por completo el flujo de gas en un Punto de Salida, o la presión en dicho Punto de Salida sea inferior a la mínima pactada contractualmente y conlleve al cese del flujo de gas.

Inversión Base: Es aquella que reconoce la CREG y que corresponde a un dimensionamiento consistente con el Factor de Utilización Normativo del gasoducto, con la Demanda Esperada de Capacidad y de Volumen y con costos eficientes comparables con otros gasoductos similares u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG. La Inversión Base deberá considerar las normas de seguridad establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, el Reglamento Único de Transporte y las normas aplicables emitidas por autoridades competentes.

Inversión Existente: Conjunto de activos propios de la operación y otros activos reconocidos en la última revisión tarifaria, más las inversiones eficientes efectivamente ejecutadas en el último Período Tarifario, actualizadas a la Fecha Base.

Nueva Inversión en Sistema Existente: Infraestructura que se construye sobre activos que conforman el Sistema Nacional de Transporte, como consecuencia de aplicar lo previsto para el Programa de Nuevas Inversiones, con el objeto de incrementar la capacidad del Sistema de Transporte Existente o mejorar la seguridad o calidad en la operación del mismo.

Operador de Red – OR: Es la persona encargada de la administración, operación y mantenimiento de un gasoducto o grupo de gasoductos cuyos activos pueden ser de su propiedad o de terceros. El Operador de Red puede o no ser un Transportador.

Parejas de Cargos Regulados: Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en diferentes proporciones.

Período Tarifario: Período en el cual los cargos de transporte regulados se encuentran vigentes. De acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, los cargos que se aprueben tendrán una vigencia de cinco años.

Producer Price Index – PPI: Indice 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 (Serie ID: WPSSOP3200).

Programa de Nuevas Inversiones – PNI: Conjunto de Inversiones que un Transportador proyecta realizar durante el Período Tarifario en activos necesarios para la operación y expansión de su Sistema de Transporte.

Puerta de Ciudad: Estación reguladora de la cual se desprenden redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución y a partir de la cual el Distribuidor asume la custodia del gas.

Punto de Entrada: Punto en el cual se inyecta el gas al Sistema de Transporte desde la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Entrada incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación.

Punto de Salida: Punto en el cual el Transportador inyecta el gas a la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Salida incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación.

Servicio de Parqueo: Servicio que permite a un Remitente almacenar gas en un gasoducto o grupo de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte por un período corto. En ningún momento este gas almacenado puede hacer parte del gas del Empaquetamiento.

Sistema de Almacenamiento: Se entiende como la infraestructura dedicada exclusivamente a almacenar Gas Natural por un período de tiempo específico para su posterior uso.

Sistema de Transporte Existente: Activos de transporte para los cuales, a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, la CREG ha aprobado Cargos Regulados.

Servicio de Transporte de Gas a Contraflujo: Servicio de transporte de gas en el cual se involucran tramos de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte que presentan Condición de Contraflujo.

Sistema Nacional de Transporte: Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las Puertas de Ciudad, Sistemas de Distribución, Usuarios No Regulados, Interconexiones Internacionales o Sistemas de Almacenamiento.

Sistema Troncal de Transporte – STT: Gasoducto o grupo de gasoductos de un Sistema de Transporte, 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, Sistemas de Distribución, la conexión de Usuarios No Regulados, otro (s) Sistema (s) de Transporte y Sistemas de Almacenamiento.

Sistema Regional de Transporte – SRT: Conjunto de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, 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 de Transporte, Sistemas de Distribución, la conexión de Usuarios No Regulados, Sistemas de Almacenamiento o que interconectan Sistemas de Distribución. Los Sistemas Regionales de Transporte no incluirán activos pertenecientes a Sistemas de Distribución.

Sistema de Transporte: Conjunto de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte que integran los activos de una empresa de transporte.

Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc: Tasa utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar los costos de inversión y los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, a través de cargos fijos por derechos de capacidad en firme.

Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv: Tasa utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar costos de inversión, a través de cargos variables por volumen transportado.

Usuario No Regulado: Es un consumidor de más de 500.000 pcd hasta el 31 de diciembre del año 2001; de más de 300.000 pcd hasta el 31 de diciembre del año 2004; y, de más de 100.000 pcd a partir de enero 1o. del año 2005, medida la demanda de conformidad con lo establecido en el Art.77 de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. Para todos los efectos un Usuario No Regulado es un Gran Consumidor.

Usuario Regulado: Es un consumidor de hasta 500.000 pcd, o su equivalente en m³ hasta el 31 de diciembre del año 2001; de hasta 300.000 pcd o su equivalente en m³ hasta el 31 de diciembre del año 2004; y, de hasta 100.000 pcd o su equivalente en m³ a partir de enero 1o. del año 2005, medida la demanda de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. Para todos los efectos un Usuario Regulado es un Pequeño Consumidor.

Vida Útil Normativa: Período de tiempo fijado en 20 años, considerado como vida útil de un activo, contados a partir de la fecha de entrada en operación del mismo.

CAPITULO II
CRITERIOS PARA ESTABLECER INVERSIÓN, GASTOS AOM Y DEMANDA

Artículo 3. CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN. Los costos de inversión para cada gasoducto o grupo de gasoductos, se calculan a partir de la Inversión Base teniendo en cuenta el Costo del Capital Invertido, definido en el Artículo 4 de la presente Resolución.

Artículo 4. COSTO DEL CAPITAL INVERTIDO. La CREG utilizará dos tasas de Costo del Capital Invertido para la determinación de los cargos de transporte. La Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc – que se establece en 15.29% real antes de impuestos y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen –Tkv – que se establece en 17.97% real antes de impuestos.

En todos los casos, la obtención de las tasas de Costo del Capital Invertido será responsabilidad de la empresa y dependerá principalmente de la labor comercial que adelante el Transportador. La CREG tendrá en cuenta las tasas antes referidas para determinar los cargos de referencia a los cuales podrán acogerse los Remitentes, sin perjuicio de que estos y los Transportadores puedan llegar a acuerdos distintos de riesgo compartido.

Artículo 5. INVERSIÓN BASE. Los costos de inversión a reconocer se determinarán de la siguiente manera:

5.1 Inversión Existente a la Fecha de la Solicitud Tarifaria en Activos Propios de la Operación (gasoductos, compresores del sistema de transporte, accesorios y otros) y en Otros Activos (muebles y enseres, equipos de transporte, equipos de comunicación y equipos de computación). La Inversión Existente incluye los activos reconocidos en la última revisión tarifaria más las inversiones eficientes efectivamente ejecutadas durante su vigencia.

Se toma el valor en dólares de la inversión reconocida por la Comisión en la última resolución mediante la cual se hayan aprobado cargos para los activos respectivos. Los activos construidos durante el período tarifario anterior, entendido como el Período Tarifario con cargos aprobados con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la modifican y complementan, se incluirán en la base de Inversiones Existentes del nuevo período tarifario de acuerdo con los valores en dólares de las inversiones reconocidas por la Comisión en la última resolución mediante la cual se hayan aprobado cargos para los activos respectivos. Para aquellos activos ejecutados y no incluidos en la base de inversiones del anterior período tarifario, se deberán reportar los valores eficientes y la fecha de entrada en operación del respectivo activo. La CREG revisará la eficiencia en estas inversiones con base en los criterios establecidos en la definición de Inversión Base contenida en el Artículo 2 de esta Resolución.

Para que los activos construidos durante el anterior período tarifario puedan ser incluidos en la base de Inversiones Existentes, deben estar en operación. La Comisión realizará auditorías para verificar el inventario de los activos que se encuentren en operación y que sean reportados por los Transportadores en su solicitud tarifaria.

b) La Comisión actualizará estos costos a la Fecha Base, utilizando el PPI.

c) Para activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, una vez transcurrida su Vida Útil Normativa, el Transportador propondrá a la CREG la conveniencia de su retiro o reposición teniendo en cuenta las condiciones técnicas del activo, sus costos de operación y mantenimiento, aspectos de seguridad, confiabilidad y calidad del servicio entre otros. Con fundamento en dicho análisis el Transportador propondrá una de las siguientes dos opciones:

i. Retirarlo del servicio al final de su Vida Útil Normativa y proceder a reemplazarlo, en cuyo caso el nuevo activo constituirá un compromiso de inversión y aplicará lo previsto en esta Resolución para el Programa de Nuevas Inversiones o para las inversiones no previstas en el Programa de Nuevas Inversiones. La inversión asociada a activos retirados, o aquellos que cumplan su Vida Útil Normativa, se excluye de la base de activos considerada en el Período Tarifario correspondiente, a partir del momento de su retiro o cumplimiento de la Vida Útil Normativa. Lo anterior se debe reflejar de manera inmediata en los cargos regulados que aplique el Transportador.

ii. Mantener el activo en operación después de agotada su Vida Útil Normativa, quedando a consideración de la CREG la determinación de la remuneración por el uso de ese activo. El valor se establecerá así: 1) tomando en consideración la proporción entre la vida útil remanente y la vida útil total estimada (vida útil transcurrida más vida útil remanente) y; 2) evaluando el beneficio costo de incluir en la remuneración inversiones adicionales para prolongar la vida útil del activo. Las inversiones adicionales se podrán incluir sí y sólo sí el beneficio-costo es mayor que cero.

d) En ningún caso se efectuarán modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos propios de la operación antes de concluir su Vida Útil Normativa. Es decir, estos reemplazos no se adicionarán al monto de las inversiones existentes.

e) Para aquellos gasoductos cuya tarifa vigente al momento de adoptar la Resolución CREG 001 de 2000 había sido calculada con base en el Artículo 56 del Código de Petróleos, se tomará como año de entrada en operación del activo, el año correspondiente a la última revisión tarifaria bajo dicho Código. Lo anterior, con el fin de mantener la consistencia con los criterios que se le venían aplicando.

f) La enajenación de un activo no afectará el cálculo de su antigüedad; ésta será la correspondiente al año de entrada en operación del mismo.

g) Bajo ninguna circunstancia se incluirá en el monto de las Inversiones Existentes aquellos activos propios de la operación retirados del servicio. En todo caso, dichos retiros deberán ser reportados de conformidad con el procedimiento establecido en el numeral 4.4.4 del Reglamento Único de Transporte, o aquellas que lo modifiquen o complementen, y podrán ocasionar ajustes a los cargos vigentes durante el Período Tarifario respectivo si la CREG lo considera necesario.

5.1.1 Disposiciones Especiales para los Gasoductos Ballena – Barrancabermeja, Mariquita – Cali y Ramales Boyacá Santander. Para los gasoductos Ballena – Barrancabermeja, Mariquita – Cali y Ramales Boyacá – Santander se mantiene una Vida Útil Normativa y Horizonte de Proyección de treinta (30) años.

5.2. Inversión Base Correspondiente a Nuevos Activos.

5.2.1 Programa de Nuevas Inversiones en Activos que Hacen Parte del Sistema de Transporte Existente o Nueva Inversión en Sistema Existente. La empresa reportará el Programa de Nuevas Inversiones que proyecta realizar durante el nuevo Período Tarifario, entendido como el Período Tarifario con cargos aprobados con base en la metodología adoptada en la presente Resolución y aquellas que la modifiquen y complementen, en dólares de la Fecha Base, así como la fecha de entrada en operación de los activos propios de la operación (gasoductos, compresores del sistema de transporte, accesorios y otros) o de otros activos (muebles y enseres, equipos de transporte, equipos de comunicación, equipos de computación). Las inversiones proyectadas reportadas por las empresas serán revisadas y ajustadas, de ser necesario, de conformidad con la Demanda Esperada de Volumen, la Demanda Esperada de Capacidad y los criterios establecidos en la definición de Inversión Base contenida en el Artículo 2 de esta Resolución.

Parágrafo: Los costos de inversión de las estaciones entre Transportadores, construidas a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, harán parte de la Inversión Base del Sistema de Transporte que requiera la Estación.

5.2.2 Inversiones no Previstas en el Programa de Nuevas Inversiones. En el evento en que un Transportador ejecute durante el nuevo Período Tarifario una inversión no prevista en el respectivo Programa de Nuevas Inversiones presentado a la CREG en su solicitud de cargos, estos activos podrán ser incluidos en la Inversión Base para el siguiente Período Tarifario de conformidad con lo establecido para Inversión Existente en el numeral 5.1. Entretanto para la remuneración de estas inversiones podrá optar por las siguientes alternativas, según sea el caso:

a) El Transportador podrá aplicar los cargos regulados vigentes para el gasoducto o grupo de gasoductos del cual se derive la nueva inversión.

b) El Transportador podrá formular la solicitud de un cargo de transporte independiente para la remuneración de las inversiones no previstas en el Programa de Nuevas Inversiones.

5.3. Inversiones que se Excluyen de los Cargos de Transporte. Las inversiones correspondientes a activos de Conexión, Puntos de Entrada, Puntos de Salida, Estaciones de Entrada, Estaciones de Salida, Estaciones para Transferencia de Custodia a usuarios, Sistemas de Almacenamiento, Estaciones de Compresión diferentes a las requeridas para el transporte de gas y aquellas a las que hacen referencia los literales e) y g) del numeral 5.1, no serán consideradas para los cálculos de los cargos de transporte. Los costos de estos activos serán cubiertos por los 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 esta Resolución se encuentren incluidas en los cargos de transporte podrán mantenerse en la base de activos correspondiente a la Inversión Existente de que trata esta Resolución. Los costos de estos activos no incluidos en la base tarifaria serán cubiertos por los usuarios que se beneficien de los mismos.

Las ampliaciones o actualizaciones de Puntos de Entrada, Puntos de Salida, Conexiones, Estaciones de Entrada, Estaciones de Salida, Estaciones entre Transportadores y Estaciones para Transferencia de Custodia, que a la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución se encuentren incluidos en los cargos de transporte, harán parte de la Inversión Base del respectivo Sistema de Transporte.

Se excluyen de la Inversión Base los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de AOM. El valor anual a incorporar en los gastos de AOM será el 11.5% del valor catastral reportado por la empresa.

5.4. Costos del Empaquetamiento. El costo del combustible correspondiente al Empaquetamiento se incluye en la Inversión Base como un activo no depreciable, incorporando en el cálculo tarifario únicamente la rentabilidad sobre el valor del Empaquetamiento. Para ello se adoptará el siguiente procedimiento:

a) El Transportador calculará, a partir de modelos de dinámica de fluidos, el gas natural empaquetado (en MBTU) en cada tramo de gasoducto y adjuntará los resultados con sus respectivos soportes en la solicitud tarifaria. Para realizar los cálculos por ducto, se utilizarán las condiciones físicas promedio de operación de los doce (12) meses anteriores a la solicitud tarifaria. La Comisión se reservará el derecho de verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el Transportador.

b) El Transportador reportará el precio promedio ponderado del gas (US/MBTU) que haya comprado durante los doce (12) meses anteriores a la solicitud tarifaria para cubrir desbalances. Con base en este precio la Comisión valorará el gas del Empaquetamiento y calcula la rentabilidad sobre dicho valor, con base en las Tasas Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad y Volumen según se trate de cargos fijos o variables, en dólares de la Fecha Base. La Comisión se reserva el derecho de verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el Agente.

Cuando sea del caso, para cada uno de los proyectos del Plan de Nuevas de Inversiones que supere el 3% de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, se deberá reportar el cálculo del Empaquetamiento asociado a esta inversión. Para este cálculo se tendrán en cuenta las condiciones físicas promedio de operación esperadas en el respectivo tramo o grupo de gasoductos durante los primeros doce (12) meses de operación. Este valor se considerará constante para cada uno de los años del Horizonte de Proyección.

Artículo 6. CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE LOS GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. Los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) se calcularán teniendo en cuenta el siguiente procedimiento:

a) El Transportador establecerá el valor promedio histórico de sus gastos de AOM por tramo de gasoducto (AOMg). Este valor se obtiene a partir de los gastos anuales reales en cada uno de los años del anterior Período Tarifario, hasta la entrada en vigencia de la presente Resolución. Para estimar este valor no se tendrán en cuenta los gastos separados indicados en el parágrafo de este artículo.

b) El Transportador establecerá el valor promedio histórico de los gastos de AOM reconocidos por la CREG, mediante Resolución de cargos, en cada uno de los años del anterior Período Tarifario hasta la entrada en vigencia de la presente Resolución (AOMr). Para estimar este valor no se tendrán en cuenta los gastos separados indicados en el parágrafo de este artículo.

c) El Transportador establecerá el valor de referencia obtenido como la semisuma entre el AOM gastado y el AOM reconocido (AOMg + AOMr)/2.

d) La CREG establecerá los cargos que remunerarán los gastos de AOM así: 1) un cargo que se establece a partir del AOM de referencia y de la demanda de capacidad anual promedio del anterior período tarifario hasta la entrada en vigencia de la nueva metodología y; 2

e) un cargo que se establece a partir de la proyección de demanda de capacidad durante el Horizonte de Proyección, para los gastos separados definidos en el parágrafo de este artículo.

f) Se excluirán de los gastos de AOM los valores de las cuentas que correspondan con los siguientes conceptos, sin perjuicio de otros que la Comisión pueda excluir:

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.

g) La información histórica y la proyección de gastos de AOM será reportada con la desagregación de los formatos que para tal fin establezca la Comisión.

h) Los gastos de AOM históricos reportados deben hacer parte de la información contable certificada por revisor fiscal. El Transportador asigna los gastos de AOM por tramos de gasoductos.

i) Para aquellos gasoductos para los que no sea posible establecer el AOMg, se considerará el AOMr como el AOM de referencia.

j) Los gastos de AOM de las estaciones entre Transportadores, construidas a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, harán parte del AOM del Sistema de Transporte que requiera la Estación.

k) Para los nuevos proyectos el Transportador deberá reportar los gastos de AOM para cada año del Horizonte de Proyección. La Comisión evaluará la eficiencia de estos gastos con la mejor información disponible.

l) Los gastos de AOM serán reportados por las empresas en moneda local a la Fecha Base.

Parágrafo: Se definen como gastos separados los siguientes:

a) Gastos de AOM por concepto del Boletín Electrónico de Operaciones descrito en el numeral 2.4 de la Resolución CREG 071 de 1999 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan.
b) Gastos de AOM por concepto de inspección con raspador inteligente.
c) Gastos por concepto de impuestos, diferentes al impuesto de renta, vigentes al momento de expedición de la presente Resolución.
d) Gastos de AOM por concepto de compresión asociada al Sistema de Transporte.
e) Gastos por concepto del 11.5% del valor catastral de terrenos e inmuebles según lo establecido en el numeral 5.3.

La Comisión evaluará la eficiencia en los gastos indicados en este parágrafo, utilizando la mejor información disponible. Para el caso de los gastos de compresión el Transportador deberá reportar los parámetros técnicos de los compresores que permitan establecer los gastos de AOM de manera objetiva (e.g. curvas típicas de consumo de combustible y lubricantes).

Sólo se reconocerán gastos por concepto de inspección con raspador inteligente una vez en cada período tarifario.

Artículo 7. DEMANDAS DE CAPACIDAD Y VOLUMEN. Para el reporte de información sobre demandas de capacidad y volumen el Transportador debe tener en cuenta el Factor de Utilización de cada tramo o grupo de gasoductos para los cuales se solicite cargos regulados.

7.1. Demandas de Capacidad y Volumen para Gasoductos con Factor de Utilización Igual o Superior al Factor de Utilización Normativo. La empresa reportará la demanda real de capacidad (expresada en miles de pies cúbicos día – kpcd) y volumen (expresado en miles de pies cúbicos – kpc) del año calendario anterior a la solicitud de revisión tarifaria con base en la metodología de la presente Resolución, para cada tramo o grupo de gasoductos.

7.2. Demandas Esperadas de Capacidad y Volumen para Gasoductos con Factor de Utilización Menor al Factor de Utilización Normativo, o Para Proyectos Nuevos. El Agente debe reportar un escenario de Demanda Esperada de Capacidad (expresada en miles de pies cúbicos día – kpcd) y Demanda Esperada de Volumen (expresado en miles de pies cúbicos – kpc) proyectado durante el Horizonte de Proyección, para cada tramo o grupo de gasoductos, o para proyectos nuevos.

El Transportador deberá reportar un único escenario de demanda, por tramo de gasoducto o proyecto nuevo, debidamente soportado con criterios técnicos objetivos (e.g. modelos, escenarios socioeconómicos, infraestructura prevista, etc.) y con estudios de demanda que consideren los principales supuestos de las proyecciones de demanda de la UPME para el sector no termoeléctrico y el Centro Nacional de Despacho – CND – para el sector termoeléctrico.

La CREG analizará esta información, la confrontará con la disponible en la Comisión y podrá exigir al Agente explicaciones y correcciones, de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición. La Comisión podrá decretar pruebas dentro del proceso tarifario para evaluar las proyecciones de demanda reportadas por el respectivo Agente, y solicitar y verificar la información que considere pertinente. De ser necesario, el Transportador deberá modificar la proyección de demanda y el resultado será la base para el cálculo de los cargos de transporte. 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 7.3.

Parágrafo. Para efectos del cálculo de los cargos de transporte se tendrá en cuenta la proyección de demanda a entregar a los Remitentes y por tanto esta demanda no incorporará las pérdidas de gas en el Sistema de Transporte.

7.3. Factor de Utilización Normativo. Para efectos del cálculo de las parejas de cargos regulados de que trata la presente Resolución el Factor de Utilización Normativo se establecerá como se indica a continuación:

7.3.1 Factor de Utilización Normativo para Sistemas Troncales de Transporte – STT. El Factor de Utilización Normativo para un STT será de 0.5. Si el cálculo de dicho factor es inferior a 0.5, para la determinación de la demanda de volumen en el Horizonte de Proyección, la Comisión utilizará un perfil de llenado que será obtenido incrementando proporcionalmente la Demanda Esperada de Volumen hasta obtener un factor de utilización de 0.5. La Demanda Esperada de Capacidad se incrementará en la misma proporción. En todo caso, la Demanda Esperada de Capacidad no debe superar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto o grupo de gasoductos.

7.3.2 Factor de Utilización Normativo para Sistemas Regionales de Transporte – SRT. El Factor de Utilización Normativo para un SRT será de 0.4. Si el cálculo de dicho factor es inferior a 0.4, para la determinación de la demanda de volumen en el Horizonte de Proyección, la Comisión utilizará un perfil de llenado que será obtenido incrementando proporcionalmente la Demanda Esperada de Volumen hasta obtener un factor de utilización de 0.4. La Demanda Esperada de Capacidad se incrementa en la misma proporción. En todo caso, la Demanda Esperada de Capacidad no debe superar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto o grupo de gasoductos.

CAPITULO III
METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE CARGOS

Artículo 8. METODOLOGÍA GENERAL PARA LA ESTIMACIÓN Y APLICACIÓN DE CARGOS REGULADOS PARA EL SERVICIO DE TRANSPORTE. Los ingresos anuales por tramo o grupo de gasoductos para las empresas Transportadoras serán obtenidos mediante cargos fijos y cargos variables regulados que remuneran los costos de inversión, cargos fijos que remuneran los gastos de AOM, e ingresos de corto plazo cómo se describe a continuación:

Donde:

I_t = Ingresos para el Transportador

CF_C = Cargo fijo que remunera costos de inversión (expresado en US/kpcd-año) calculado con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. Los ingresos por este cargo se obtienen en pesos de acuerdo con el mecanismo de liquidación establecido en el inciso final del numeral 17.1 del Artículo 17 de la presente Resolución.

CV_C = Cargo variable que remunera costos de inversión (expresado en US/kpc) calculado con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen –Tkv. Los ingresos por este cargo se obtienen en pesos de acuerdo con el mecanismo de liquidación establecido en el inciso final del numeral 17.1 del Artículo 17 de la presente Resolución.

CF_AOM = Cargo fijo que remunera los gastos de AOM (expresado en $/kpcd-año).

CAP = Capacidad contratada (kpcd-año).

VOL = Volumen transportado al año (kpc).

n = Número de Remitentes

Ingresos de Corto Plazo = Ingresos del Transportador provenientes de servicios de transporte que excedan la capacidad contratada por un Remitente, en los términos que se establecen en el Parágrafo de este numeral y expresado en pesos de conformidad con la liquidación establecida en el inciso final del numeral 17.1 del Artículo 17 de la presente Resolución.

Parágrafo1: Si un Remitente prevé o presenta una Demanda Máxima de Capacidad en un Día de Gas superior a su Capacidad Contratada con el Transportador o con otro Remitente, podrá adquirir este excedente en el mercado secundario o a través del Transportador, en cuyo caso el Transportador podrá establecer libremente los cargos por el servicio adicional de transporte. En todo caso, el Transportador deberá publicar mensualmente en el Boletín Electrónico de Operaciones, los cargos correspondientes a servicios de transporte que excedan la capacidad contratada por un Remitente. Dicha publicación deberá especificar cargos aplicables a días laborables y los aplicables a días no laborables para el mes siguiente a la fecha de su publicación.

Parágrafo 2: De conformidad con el Artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, y teniendo en cuenta el régimen de libertad regulada, los cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión son cargos máximos.

8.1. Opciones para la Determinación de Cargos. Con el fin de adecuar los cargos de transporte y los contratos correspondientes a las necesidades de Remitentes y Transportadores, se podrán utilizar las siguientes opciones para la determinación de Cargos Fijos y Cargos Variables que remuneran inversión:

Determinación de cargos regulados por mutuo acuerdo entre las partes.
Determinación de cargos regulados utilizando el Procedimiento de Aproximación Ordinal.
Determinación libre de cargos de transporte.

Una vez expedidos los cargos regulados para un gasoducto o grupo de gasoductos, los Remitentes y los Transportadores con contratos vigentes que incluyan cláusulas de ajuste de precio por cambios regulatorios o que proyecten suscribir un nuevo contrato de transporte tendrán un plazo de tres (3) meses de negociación, contados a partir de la expedición de los cargos correspondientes, para utilizar las opciones a) y c) de este numeral. Pasados los tres (3) meses mencionados, y si no se llega a un acuerdo, los Agentes deberán acogerse a la opción b).

8.2. Cargos Regulados por Servicios de Transporte. La CREG establecerá para cada gasoducto o grupo de gasoductos un cargo fijo regulado para remunerar gastos de AOM, y parejas de cargos fijos y variables regulados, como las mostradas en la Figura 1, para remunerar costos de inversión. Dichos cargos se determinarán mediante el siguiente procedimiento:

a) Los cargos fijos regulados que remuneran porcentajes de la Inversión Base del 0%, 20%, 40%, 50%, 60%, 80% y 100% con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc, se calculan como se indica en el numeral 9.1.1.1 y 9.1.3 del Artículo 9 de esta resolución. Dichos cargos determinan los puntos A’, B’, C’, D’, E’, F’ y G’ respectivamente mostrados en la Figura 1.

b) Los Cargos Variables Regulados que remuneran porcentajes de la Inversión Base del 100%, 80%, 60%, 50%, 40%, 20% y 0% con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen –Tkv, se calculan como se indica en el numeral 9.1.1.2 y 9.1.4 del Artículo 9 de esta resolución. Dichos cargos determinan los puntos A, B, C, D, E, F y G respectivamente mostrados en la Figura 1.

Figura 1. Ejemplo hipotético de funciones de Cargos Regulados

c) Los cargos fijos regulados que remuneran gastos de Administración, Operación y Mantenimiento se calculan como se indica en el numeral 9.2 del Artículo 9 de esta resolución.

Parágrafo 1: Los cargos fijos regulados, independientemente del porcentaje de inversión que remuneren, otorgarán derechos de capacidad en firme por el 100% de la capacidad contratada.

Artículo 9. CÁLCULO DE CARGOS. El cálculo de los cargos regulados que remuneran la inversión y gastos de AOM de los sistemas que componen el Sistema Nacional de Transporte se realizará de acuerdo con las siguientes disposiciones.

9.1. Cálculo de Cargos Fijos y Variables Regulados de Referencia para la Remuneración de Costos de Inversión. Para el cálculo de los cargos fijos que remuneran costos de inversión se tendrá en cuenta el Factor de Utilización del respectivo tramo o grupo de gasoductos.

9.1.1 Cálculo de Cargos Fijos Regulados de Referencia para la Remuneración de Costos de Inversión en Tramos o Grupos de Gasoductos donde el Factor de Utilización es Igual o Superior al Factor de Utilización Normativo. Para este caso se adopta el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base y se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir la rentabilidad del Empaquetamiento, calculada con la Tasa Tkc.

b) Para cada uno de los años del Período Tarifario se toman los valores de los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. Este valor descontado se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso.

c) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a los proyectos de PNI según el literal b). Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. Este valor descontado de demanda se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

d) Los cargos fijos correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos se determinarán como la relación entre:

i. El costo anualizado del valor de Inversión Existente según el literal a) más el costo anualizado del valor de los proyectos del PNI según el literal b) y;

ii. La demanda real de capacidad (expresada en miles de pies cúbicos día –kpcd) del año calendario anterior a la solicitud de revisión tarifaria con base en la metodología de la presente Resolución más el valor anualizado de la demanda de capacidad asociada a los proyectos del PNI según el literal c).

9.1.2 Cálculo de Cargos Variables Regulados de Referencia para la Remuneración de Costos de Inversión en Tramos o Grupos de Gasoductos donde el Factor de Utilización es Igual o Superior al Factor de Utilización Normativo. Para este caso se adoptará el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base y se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv. De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir la rentabilidad del Empaquetamiento, calculada con la Tasa Tkv.

b) Para cada uno de los años del Período Tarifario se toman los valores de los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv. Este valor descontado se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv. De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso.

c) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a los proyectos de PNI según el literal b). Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv. Este valor descontado de demanda se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv.

d) Los cargos variables correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos se determinarán como la relación entre:

i. El costo anualizado del valor de Inversión Existente según el literal a) más el costo anualizado del valor de los proyectos del PNI según el literal b) y;

ii. La demanda real de volumen (expresada en miles de pies cúbicos – kpc) del año calendario anterior a la solicitud de revisión tarifaria con base en la metodología de la presente Resolución más el valor anualizado de la demanda de volumen asociada a los proyectos del PNI según el literal c).

9.1.3 Cálculo de Cargos Fijos Regulados de Referencia para la Remuneración de Costos de Inversión en Tramos o Grupos de Gasoductos donde el Factor de Utilización es inferior al Factor de Utilización Normativo. Para este caso se adopta el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base. De este valor se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir el valor presente de la rentabilidad del Empaquetamiento durante el Horizonte de Proyección, calculada con la Tasa Tkc.

d) Los cargos fijos correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos se determinarán como la relación entre el valor de las Inversiones Existentes más el valor presente de las inversiones del PNI según los literales a) y b), y el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Existente más el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a los proyectos del PNI según el literal c).

9.1.4 Cálculo de Cargos Variables Regulados de Referencia para la Remuneración de Costos de Inversión en Tramos o Grupos de Gasoductos donde el Factor de Utilización es inferior al Factor de Utilización Normativo. Para este caso se adopta el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base. De este valor se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir el valor presente de la rentabilidad del Empaquetamiento durante el Horizonte de Proyección, calculada con la Tasa Tkv.

b) Para cada uno de los años del Período Tarifario se toman los valores de los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv. De este valor descontado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución, según sea el caso.

c) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a la Inversión Existente y a los proyectos del PNI según los literales a) y b). Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen – Tkv.

d) Los cargos variables correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos se determinarán como la relación entre el valor de las Inversiones Existentes más el valor presente de las inversiones del PNI según los literales a) y b), y el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a la Inversión Existente más el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a los proyectos del PNI según el literal c).

9.2. Cálculo de Cargos Fijos Regulados para la Remuneración de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento. Se determinan cargos regulados para remunerar los gastos de AOM definidos en el Artículo 6 de la presente Resolución, según se define en las siguientes disposiciones:

9.2.1 Cálculo del Cargo Fijo Regulado para Remunerar Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento no Afectados por Factor de Productividad. Para este caso se adopta el siguiente procedimiento para cada tramo o grupo de gasoductos.

a) Se calcula el cociente entre el AOM de referencia definido en el Artículo 6 de la presente Resolución y la demanda de capacidad anual promedio del anterior período tarifario hasta la entrada en vigencia de la metodología adoptada mediante la presente Resolución.

b) Se calculan los siguientes componentes:

i. La sumatoria del valor presente, en moneda local a la Fecha Base, de la proyección de los siguientes gastos de AOM asociados a la Inversión Base: 1) gastos por concepto de impuestos, diferentes al impuesto de renta, vigentes al momento de expedición de la presente Resolución; 2) gastos de AOM por concepto de compresión asociada al Sistema de Transporte y; 3) el 11.5% del valor catastral de terrenos e inmuebles según lo establecido en el inciso final del numeral 5.3

del Artículo 5

de la presente Resolución. La proyección de gastos será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc – y;

ii. La sumatoria del valor presente, en moneda local a la Fecha Base, de la proyección de gastos de AOM asociados a los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, descontados los gastos indicados en el ordinal i anterior y los indicados en el literal a) del numeral 9.2.2 de la presente Resolución.

c) El valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

d) Se calcula el cociente entre el valor obtenido de sumar los ordinales i y ii del literal b) y el valor obtenido en el literal c).

e) El cargo que remunera gastos de AOM, no afectados por factor de productividad, se establece como la suma del resultado obtenido en los literales a) y d) anteriores.

9.2.2 Cálculo del Cargo Fijo Regulado para Remunerar Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento Afectados por Factor de Productividad. Para este caso se adoptará el siguiente procedimiento para cada tramo o grupo de gasoductos.

a) Se calcula el valor presente, en moneda local a la Fecha Base, de la proyección de los siguientes gastos de AOM asociados a la Inversión Base: 1) gastos de AOM por concepto del Boletín Electrónico de Operaciones descrito en el numeral 2.4 de la Resolución CREG 071 de 1999 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan; 2) gastos de AOM por concepto de inspección con raspador inteligente. La proyección de gastos será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

b) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Existente y a los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

c) El Cargo Fijo para la remunerar gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, afectados por factor de productividad, se determinarán como la relación entre el valor presente de los gastos de AOM (literal a), y el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad de que trata el literal b) anterior.

Artículo 10. REMUNERACIÓN DEL PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES – PNI. Los proyectos del PNI cuyo costo sea igual o inferior al 3% del valor de la Inversión Existente del respectivo tramo o grupo de gasoductos, se incluirán en la Inversión Base desde el primer año del Período Tarifario. La Comisión podrá revisar y ajustar los cargos aprobados en caso de encontrar desviaciones en la ejecución y entrada en operación de estos proyectos.

Para los proyectos del PNI cuyo costo sea superior al 3% de la Inversión Existente del respectivo tramo o grupo de gasoductos la CREG establecerá el cambio (∆C) en los cargos regulados, por proyecto del PNI y por tramo o grupo de gasoductos, para cada año del período tarifario. El Transportador sólo podrá aplicar los cambios tarifarios aprobados por la CREG (cargo vigente + ∆C actualizados de conformidad con lo establecido en el Artículo 17 de la presente Resolución) cuando el respectivo activo del PNI entre en operación y haya informado tal situación a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Parágrafo 1: Los proyectos o activos que conforman el PNI deben quedar plenamente identificados en la Resolución mediante la cual se aprueben los cargos de cada Sistema de Transporte.

Parágrafo 2: El Transportador deberá publicar en el Boletín Electrónico de Operaciones los proyectos del Programa de Nuevas Inversiones, indicando el estado del proyecto en todo momento (e.g. por ejecutar, en ejecución, en operación).

Parágrafo 3: Los gasoductos regionales o ramales que se deriven de un Sistema Existente, tanto aquellos presentados en el PNI como los ejecutados y no aprobados en la anterior revisión tarifaria, serán incluidos en la Inversión Base sí y sólo sí el cambio en el cargo (∆C) de cada proyecto es menor o igual a cero.

Parágrafo 4: Cuando se requiera desarrollar expansiones derivadas del mecanismo de subastas de que trata la Resolución CREG 095 de 2008, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, y cuando dichas expansiones tengan asociado un alto riesgo de demanda, la inversión de esta expansión se podrá remunerar mediante el esquema de estampilla por Sistema de Transporte o por agrupaciones de gasoductos dentro del Sistema de Transporte.

Artículo 11. CÁLCULO DE LOS CAMBIOS EN LOS CARGOS POR PROYECTOS DEL PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES – PNI. Las variaciones de los cargos por entrada en operación de proyectos del Plan de Nuevas Inversiones se calcularán según se establece en las siguientes disposiciones:

1.1.1. Cálculo de los Cambios (∆C) en los Cargos Regulados que Remuneran los Costos de Inversión y Gastos de AOM en Proyectos del PNI. Para el cálculo del cambio en los Cargos Regulados que remuneran inversión y gastos de AOM en proyectos del PNI que superen el 3% de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, se aplicarán las siguientes formulas generales para cada proyecto del PNI:

∆C_Fijo= [C_Fijo1- C_Fijo0]

∆C_Var= [C_Var1- C_Var0]

∆C_AOM= [C_AOM1- C_AOM0]

Donde:
∆C_Fijo_: Cambio en el cargo fijo regulado que remunera inversión, ocasionado por el proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cambio quedará expresado en dólares de la Fecha Base por kpcd-año (US/kpcd-año).
C_Fijo1_:Cargo fijo regulado que remunera la Inversión Base más la inversión del proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpcd-año (US/kpcd-año).
C_Fijo0_: Cargo fijo regulado que remunera la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpcd-año (US/kpcd-año).
∆C_{Var :}Cambio en el cargo variable regulado que remunera inversión, ocasionado por el proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cambio quedará expresado en dólares de la Fecha Base por kpc (US/kpc).
C_Var1_:Cargo variable regulado que remunera la Inversión Base más la inversión del proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpc (US/kpc).
C_Var0: Cargo variable regulado que remunera la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpc (US/kpc).
∆C_AOM: Cambio en el cargo fijo regulado que remunera gastos de AOM, ocasionado por el proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cambio quedará expresado en pesos de la Fecha Base por kpcd-año ($/kpcd-año).
C_AOM1:Cargo fijo regulado que remunera los gastos de AOM asociados a la Inversión Base más los gastos de AOM asociados al proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en pesos de la Fecha Base por kpcd-año ($/kpcd-año).
C_AOM0: Cargo fijo regulado que remunera los gastos de AOM asociados a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en pesos de la Fecha Base por kpcd-año ($/kpcd-año).

11.2. Cálculo de los Cambios en los Cargos Fijos Regulados que Remuneran Inversión (∆C_Fijo), Ocasionados por Proyectos del PNI. Para el cálculo de los cambios en los cargos fijos regulados que remuneran inversión, ocasionados por proyectos del PNI que superan el 3% de la Inversión Existente, se adoptará el siguiente procedimiento:

11.2.1 Cálculo cuando el Factor de Utilización es menor al Factor de Utilización Normativo: Cuando el Factor de Utilización del respectivo tramo o grupo de gasoductos de donde se derive el proyecto del PNI es menor al Factor de Utilización Normativo se aplicará el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base. De este valor se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir el valor presente de la rentabilidad del Empaquetamiento durante el Horizonte de Proyección, calculada con la Tasa Tkc.

b) Para cada uno de los años del nuevo Período Tarifario se toman los valores de los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. De este valor descontado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso.

c) Se toma el valor del proyecto del PNI que supere el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. De este valor descontado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la inversión del proyecto se debe incluir el valor presente de la rentabilidad del Empaquetamiento durante el Horizonte de Proyección si es del caso, calculada con la Tasa Tkc.

d) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Existente, a los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente y al proyecto del PNI que supere el 3% del valor de la Inversión Existente según los literales a), b) y c). Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

e) Los cargos fijos (C_Fijo1) definidos en el numeral 11.1 de la presente Resolución, correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos, se determinarán como la relación entre:

i. el valor de la Inversión Existente según el literal a) más el valor presente de las inversiones del PNI según los literales b) y c) y;

ii. el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Existente más el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a los proyectos del PNI según el literal d).

f) Se toman los cargos fijos definidos en el literal d) del numeral 9.1.3 de la presente Resolución. Estos cargos corresponden a los cargos fijos C_Fijo0 para el caso del presente numeral.

g) El cambio en los cargos fijos (∆C_Fijo) se obtiene como la diferencia entre los C_Fijo1 obtenidos en el literal e anterior y los C_Fijo0 definidos en el literal f anterior.

11.2.2 Cálculo cuando el Factor de Utilización es mayor o igual al Factor de Utilización Normativo: Cuando el Factor de Utilización del respectivo tramo o grupo de gasoductos de donde se derive el proyecto del PNI es mayor o igual al Factor de Utilización Normativo se aplica el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base. Este valor se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc-. De este valor se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta Resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir la rentabilidad del Empaquetamiento, calculada con la Tasa Tkc.

b) Para cada uno de los años del nuevo Período Tarifario se toman los valores de los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. Estos valores descontados se anualizan utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc-. De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta Resolución según sea el caso.

c) Se toma el valor del proyecto del PNI que supere el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. Este valor descontado se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc-. De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta Resolución según sea el caso. En el valor de la inversión del proyecto se debe incluir la rentabilidad del Empaquetamiento asociado a este proyecto si es del caso, calculada con la Tasa Tkc.

d) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a los proyectos de PNI según los literales b) y c). Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc. Este valor descontado de demanda se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

e) Los cargos fijos (C_Fijo1) definidos en el numeral 11.1 de la presente Resolución, correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos, se determinarán como la relación entre:

i. el valor anualizado de la Inversión Existente según el literal a) más el valor anualizado de las inversiones del PNI según los literales b) y c) y;

ii. el valor de la demanda real de capacidad (expresada en miles de pies cúbicos día –kpcd) del año calendario anterior a la solicitud de revisión tarifaria con base en la metodología de la presente Resolución, asociada a la Inversión Existente, más el valor anualizado del valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a los proyectos del PNI según el literal d).

Se toman los cargos fijos definidos en el literal d) del numeral 9.1.1 de la presente Resolución. Estos cargos corresponden a los cargos fijos C_Fijo0 para el caso del presente numeral.

g El cambio en los cargos fijos (∆C_Fijo) se obtiene como la diferencia entre los C_Fijo1 obtenidos en el literal e anterior y los C_Fijo0 definidos en el literal f) anterior.

11.3. Cálculo de los Cambios en los Cargos Variables Regulados que Remuneran Inversión (∆C_Var), Ocasionados por Proyectos del PNI. Para el cálculo de los cambios en los cargos variables regulados que remuneran inversión, ocasionados por proyectos del PNI que superan el 3% de la Inversión Existente, se adoptará el siguiente procedimiento:

11.3.1 Cálculo cuando el Factor de Utilización es menor al Factor de Utilización Normativo: Cuando el Factor de Utilización del respectivo tramo o grupo de gasoductos de donde se derive el proyecto del PNI es menor al Factor de Utilización Normativo se aplica el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base. De este valor se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir el valor presente de la rentabilidad del Empaquetamiento durante el Horizonte de Proyección, calculada con la Tasa Tkv.

b) Para cada uno de los años del nuevo Período Tarifario se toman los valores de los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv. De este valor descontado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso.

c) Se toma el valor el proyecto del PNI que supere el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv. De este valor descontado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta resolución según sea el caso. En el valor de la inversión del proyecto se debe incluir el valor presente de la rentabilidad del Empaquetamiento asociado al proyecto durante el Horizonte de Proyección si es del caso, calculada con la Tasa Tkv.

d) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a la Inversión Existente, a los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente y al proyecto del PNI que supera el 3% del valor de la Inversión Existente según los literales a), b) y c). Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv.

e) Los cargos variables (C_Var1) definidos en el numeral 11.1 de la presente Resolución, correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos, se determinarán como la relación entre:

i. el valor de la Inversión Existente según el literal a) más el valor presente de las inversiones del PNI según los literales b) y c) y;

ii. el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a la Inversión Existente más el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a los proyectos del PNI según el literal d).

f) Se toman los cargos variables definidos en el literal d) del numeral 9.1.4 de la presente Resolución. Estos cargos corresponden a los cargos variables C_Var0 para el caso del presente numeral.

g) El cambio en los cargos variables (∆C_Var) se obtiene como la diferencia entre los C_Var1 obtenidos en el literal e anterior y los C_Var0 definidos en el literal f) anterior.

11.3.2 Cálculo cuando el Factor de Utilización es mayor o igual al Factor de Utilización Normativo: Cuando el Factor de Utilización del respectivo tramo o grupo de gasoductos de donde se derive el proyecto del PNI es mayor o igual al Factor de Utilización Normativo se aplica el siguiente procedimiento:

a) Se toma la Inversión Existente a valores de la Fecha Base. Este valor se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv -. De este valor se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta Resolución según sea el caso. En el valor de la Inversión Existente se debe incluir la rentabilidad del Empaquetamiento, calculada con la Tasa Tkv.

b) Para cada uno de los años del nuevo Período Tarifario se toman los valores de los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv. La suma de estos valores descontados se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv-. De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta Resolución según sea el caso.

c) Se toma el valor el proyecto del PNI que supere el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, y se descuentan a valor presente de la Fecha Base utilizando la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv. Este valor descontado se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv-. De este valor anualizado se toman los porcentajes que se indican en el literal a) del numeral 8.2 del Artículo 8 de esta Resolución según sea el caso. En el valor de la inversión del proyecto se debe incluir la rentabilidad del Empaquetamiento si es del caso, calculada con la Tasa Tkv.

d) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a los proyectos de PNI según los literales b) y c). Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv. Este valor descontado de demanda se anualiza utilizando la Vida Útil Normativa y la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Volumen - Tkv.

e) Los cargos variables (C_Var1) definidos en el numeral 11.1 de la presente Resolución, correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos, se determinarán como la relación entre:

i. el valor anualizado de la Inversión Existente según el literal a) más el valor anualizado de las inversiones del PNI según los literales b) y c) y;

ii. el valor de la demanda real de volumen (expresada en miles de pies cúbicos –kpc) del año calendario anterior a la solicitud de revisión tarifaria con base en la metodología de la presente Resolución, asociada a la Inversión Existente, más el valor anualizado del valor presente de la Demanda Esperada de Volumen correspondiente a los proyectos del PNI según el literal d).

f) Se toman los cargos variables definidos en el literal d) del numeral 9.1.2 de la presente Resolución. Estos cargos corresponden a los cargos fijos C_Var0 para el caso del presente numeral.

g) El cambio en los cargos fijos (∆C_Var) se obtiene como la diferencia entre los C_Var1 obtenidos en el literal e anterior y los C_Var0 definidos en el literal f) anterior.

11.4. Cálculo de los Cambios en los Cargos Fijos Regulados que Remuneran Gastos de AOM (∆C_AOM), Ocasionados por Proyectos del PNI. Para el cálculo de los cambios en los cargos fijos regulados que remuneran gatos de AOM, ocasionados por proyectos del PNI que superan el 3% de la Inversión Existente, se adopta el siguiente procedimiento:

11.4.1 Cálculo del Cargo Fijo Regulado para Remunerar Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento no Afectados por Factor de Productividad. Para este caso se adopta el siguiente procedimiento para cada tramo o grupo de gasoductos.

a) Se calcula el cociente entre el AOM de referencia definido en el Artículo 6 de la presente Resolución y la demanda de capacidad anual promedio del anterior período tarifario hasta la entrada en vigencia de la metodología adoptada mediante la presente Resolución.

b) Se calculan los siguientes valores:

i. La sumatoria del valor presente, en moneda local a la Fecha Base, de la proyección de los siguientes gastos de AOM asociados a la Inversión Base y al proyecto del PNI: 1) gastos por concepto de impuestos, diferentes al impuesto de renta, vigentes al momento de expedición de la presente Resolución; 2) gastos de AOM por concepto de compresión asociada al Sistema de Transporte y; 3) el 11.5% del valor catastral de terrenos e inmuebles según lo establecido en el numeral 5.3

del Artículo 5

de la presente Resolución. La proyección de gastos será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc – y;

ii. La sumatoria del valor presente, en moneda local a la Fecha Base, de la proyección de gastos de AOM asociados a los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente y al proyecto del PNI que supere el 3% del valor de la Inversión Existente en el respectivo tramo o grupo de gasoductos, descontados los gastos indicados en el ordinal i anterior y los indicados en el literal a) del numeral 9.2.2 de la presente Resolución.

c) El valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos y al proyecto del PNI. Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

d) Se calcula el cociente entre el valor obtenido de sumar los ordinales i y ii del literal b) y el valor obtenido en el literal c).

e) El cargo C_AOM1 definido en el numeral 11.1 de la presente Resolución, correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos, no afectado por factor de productividad, se establece como la suma del resultado obtenido en los literales a) y d) anteriores.

f) Se toma el cargo fijo definido en el literal c) del numeral 9.2.1 de la presente Resolución. Estos cargos corresponden a los cargos fijos C_AOM0 para el caso del presente numeral.

g) El cambio en el cargo fijo de AOM (∆C_AOM) se obtiene como la diferencia entre los C_AOM1 obtenidos en el literal e anterior y los C_AOM0 definidos en el literal f) anterior.

11.4.2 Cálculo del Cargo Fijo Regulado para Remunerar Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento Afectados por Factor de Productividad. Para este caso se adoptará el siguiente procedimiento para cada tramo o grupo de gasoductos.

a) Se calcula el valor presente, en moneda local a la Fecha Base, de la proyección de los siguientes gastos de AOM asociados a la Inversión Base y al proyecto del PNI que supera el 3% del valor de la Inversión Existente: i) gastos de AOM por concepto del Boletín Electrónico de Operaciones descrito en el numeral 2.4 de la Resolución CREG 071 de 1999 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan; ii) gastos de AOM por concepto de inspección con raspador inteligente. La proyección de gastos será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

b) Se calcula el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Existente, a los proyectos del PNI que no superen el 3% del valor de la Inversión Existente y al proyecto del PNI que supera el 3% de la Inversión Existente. Esta demanda será descontada con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc.

c) El C_AOM1 definido en el numeral 11.1 de la presente Resolución, correspondientes a la Inversión Base del respectivo tramo o grupo de gasoductos, afectado por factor de productividad, se determinará como la relación entre el valor presente de los gastos de AOM (literal a), y el valor presente de la Demanda Esperada de Capacidad de que trata el literal b) anterior.

d) Se toma el cargo fijo definido en el literal c) del numeral 9.2.2 de la presente Resolución. Estos cargos corresponden a los cargos fijos C_AOM0 para el caso del presente numeral.

El cambio en el cargo fijo de AOM (∆C_AOM) se obtiene como la diferencia entre los C_AOM1 obtenidos en el literal c) anterior y los C_AOM0 definidos en el literal d) anterior.

Artículo 12. DETERMINACIÓN DE CARGOS PARA EXPANSIÓN EN NUEVOS PROYECTOS. Para establecer los cargos regulados que remuneran activos correspondientes a Expansión en Nuevos Proyectos se deberá aplicar el siguiente procedimiento:

a) El Agente o Remitente interesado en una Expansión en Nuevo Proyecto define las siguientes características generales del nuevo proyecto requerido:

i) Perfil de demanda de capacidad en kpcd y demanda de volumen en kpc para un horizonte de 20 años, a partir de una fecha que debe establecer como la fecha de entrada en operación del proyecto.

ii. Punto de Entrada.

iii. Punto de Salida.

iv. Presiones de operación en psig.

b) El Agente interesado en el nuevo proyecto de expansión deberá publicar en su página de internet y en diario de circulación nacional, la expansión a realizar indicando el sitio, la manera y el tiempo límite (no mayor a dos meses) en que otros interesados pueden manifestar su interés en atender más demanda a través de dicha expansión. Esta información se debe utilizar para establecer los perfiles de demanda requeridos para la definición del nuevo proyecto. Los Remitentes interesados deberán otorgar garantías de seriedad de su solicitud y obligarse a contratar el servicio de transporte por un período mínimo de diez (10) años contados a partir de la entrada en vigencia de la resolución por la cual se apruebe el respectivo cargo.

c) El Agente interesado en el nuevo proyecto de expansión para prestar el servicio público de transporte de gas natural será responsable de la realización de una convocatoria pública. Esta convocatoria pública estará orientada a invitar a los posibles Agentes interesados en acometer la expansión que viabilice la capacidad requerida. De la convocatoria se deberá despejar el valor de la inversión, Empaquetamiento y los gastos de AOM de la expansión. Los Agentes interesados en acometer la expansión y participar en la convocatoria deberán establecer garantías de seriedad de oferta. La convocatoria incluye los siguientes elementos principales:

1. La convocatoria deberá ser realizada por una firma especialista en desarrollar procesos de adjudicación.

2. Los oferentes interesados en desarrollar el proyecto deben presentar el cronograma de ejecución incluida la curva S de ejecución con las actividades que la componen desagregadas y ponderadas.

3. La convocatoria se adjudica bajo el criterio de mínimo cargo para remunerar el costo de inversión en infraestructura y los gastos de AOM para viabilizar la capacidad requerida.

4. El Agente responsable de adelantar la convocatoria puede participar con su propuesta en la convocatoria, teniendo en cuenta la regulación vigente sobre integración de actividades.

5. El Agente ganador de la convocatoria puede realizar la expansión a través de un Transportador existente o puede constituir una E.S.P. con el objeto social de transporte de gas y en todo caso teniendo en cuenta la regulación vigente sobre integración de actividades.

6. El Agente ganador de la convocatoria debe presentar a la CREG una solicitud tarifaria con el valor de inversión, gastos de AOM y demanda considerada para calcular el cargo ofertado en la convocatoria. Si en la convocatoria hubo dos (2) o más participantes, la CREG aprobará, mediante Resolución el cargo de transporte para el respectivo proyecto tomando el cargo ofertado por el ganador de la convocatoria. Este cargo estará vigente por un período de diez (10) años, actualizado según la metodología tarifaria vigente. Finalizado este período la Comisión aplicará la metodología tarifaria vigente para remunerar la actividad de transporte de gas.

7. Si a la convocatoria se presenta un solo participante, éste deberá presentar a la Comisión una solicitud tarifaria que será evaluada por la Comisión con base en la metodología de remuneración vigente.

8. La CREG podrá reglamentar el desarrollo de las convocatorias si ello se considera necesario.

9. Los agentes Remitentes causantes de la convocatoria podrán contratar una interventoría de gestión que haga seguimiento al cumplimiento del cronograma y la curva S, presentado por el agente seleccionado para realizar el proyecto.

Parágrafo. Cuando se trate de un gasoducto de transporte que se deriva o conecta a otro gasoducto de transporte, dentro de la inversión se debe incluir la estación de transferencia de custodia entre Transportadores, tal como se establece en el Reglamento Único de Transporte, o aquellas normas que lo modifiquen, complementen o sustituyan. En esta situación, el Transportador al cual se conecta el nuevo proyecto deberá presentar, en forma desagregada y soportada, los costos de conexión, para que los mismos sean incluidos en las ofertas de los interesados en ejecutar el proyecto.

Artículo 13. DETERMINACIÓN DE CARGOS REGULADOS POR MUTUO ACUERDO ENTRE LAS PARTES. Los Remitentes y Transportadores podrán seleccionar libremente y de común acuerdo las Parejas de Cargos Regulados que más se ajusten a la conveniencia de las partes, a partir de los cargos establecidos por la CREG según el numeral 9.1 del Artículo 9. Si transcurridos tres meses del proceso de determinación de cargos regulados no se ha llegado a mutuo acuerdo entre las partes, los Agentes deberán utilizar la metodología de aproximación ordinal que se describe en el numeral siguiente.

Los Remitentes y Transportadores podrán seleccionar Parejas de Cargos Regulados distintas para diferentes épocas del año o para diferentes tramos de su curva de carga.

Parágrafo: El Transportador y los Remitentes que contraten servicios de transporte destinados a la atención de Usuarios Regulados, no podrán optar por Parejas de Cargos Regulados donde el porcentaje de remuneración de la inversión a través de cargos fijos sea inferior al Factor de Carga del mercado atendido por el Remitente durante el año inmediatamente anterior. Para nuevos mercados se asumirá un Factor de Carga de 0.5.

Artículo 14. DETERMINACIÓN DE CARGOS REGULADOS POR EL PROCEDIMIENTO DE APROXIMACIÓN ORDINAL. En caso de que el Transportador y el Remitente no lleguen al mutuo acuerdo descrito en el Artículo 13 de esta Resolución, o si las partes lo convienen, se seguirá el siguiente procedimiento para establecer los cargos regulados a aplicar:

El Transportador preparará una oferta que refleje sus preferencias, en orden descendente, de las diferentes Parejas de Cargos Regulados.
El Remitente, en forma similar, preparará una oferta que refleje sus preferencias, en orden descendente, de las diferentes Parejas de Cargos Regulados.
El Transportador y el Remitente depositarán sus ofertas en urna sellada, que para tal efecto tendrá un tercero neutral designado de común acuerdo entre las partes.
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 como se indica a continuación:

14.1 Período de Aplicación del Procedimiento de Aproximación Ordinal. Los resultados del proceso descrito en este numeral se aplicarán para períodos de cinco años en el caso de Remitentes termoeléctricos o comercializadores que atiendan Remitentes termoeléctricos, o para períodos de un año para los demás tipos de Remitentes.

14.2 Procedimiento de Aproximación Ordinal para Remitentes que atiendan Usuarios Regulados y para Usuarios No Regulados no Termoeléctricos. Para Remitentes que contraten servicios de transporte destinados a la atención de Usuarios No Regulados no termoeléctricos, el Procedimiento de Aproximación Ordinal sólo tendrá en cuenta las Parejas de Cargos Regulados que remuneran como mínimo un porcentaje del 50% de la inversión a través de cargos fijos. Para el caso de Usuarios Regulados el Procedimiento de Aproximación Ordinal sólo tendrá en cuenta las Parejas de Cargos Regulados que remuneran como mínimo el mayor valor entre 50% y el Factor de Carga de los respectivos usuarios durante el año inmediatamente anterior, como porcentaje de inversión remunerado a través de cargos fijos. Para Usuarios Regulados cuyas características históricas de demanda no se conozcan, se asumirá un Factor de Carga de 0.5.

Parágrafo: Para casos en los cuales el servicio de transporte cubra varios tramos de gasoducto, el porcentaje de inversión remunerado a través de cargos fijos, determinado por el Procedimiento de Aproximación Ordinal, aplicará de manera uniforme a todos los tramos involucrados en el servicio de transporte respectivo, siempre que dichos tramos sean de propiedad de un mismo Transportador.

Artículo 15. DETERMINACIÓN LIBRE DE CARGOS DE TRANSPORTE. Los Usuarios No Regulados y los comercializadores que requieran servicios de transporte para atender el mercado de Usuarios No Regulados podrán renunciar a lo dispuesto en Artículo 13 y el Artículo 14, pudiendo convenir libremente con los Transportadores los cargos por servicios de transporte.

Las opciones comerciales que diseñe el Transportador deberán respetar el principio de neutralidad establecido por la Ley y no podrán afectar el costo del servicio de los demás usuarios de un gasoducto o grupo de gasoductos.

15.1. Divulgación de Información de Cargos Promedios Convenidos por los Agentes. Para los cargos de transporte determinados mediante la opción estipulada en el presente artículo, el Transportador deberá publicar en el Boletín Electrónico de Operaciones, la siguiente información relacionada con los servicios de transporte contratados:

1. Gasoducto o grupo de gasoductos
2. Rango de Factor de Carga del grupo de Remitentes
3. Capacidad firme contratada
4. Cargo Promedio Convenido

Parágrafo: El Transportador agrupará los Cargos Promedio Convenidos con sus Remitentes en dos rangos de Factor de Carga: El primero incluirá los Remitentes con Factores de Carga menores a 0.4; y el segundo los Remitentes con Factores de Carga mayores o iguales a 0.4.

Artículo 16. DIVULGACIÓN DE INFORMACIÓN DE CARGOS REGULADOS DE TRANSPORTE. Los cargos que ofrezcan las empresas transportadoras para la prestación de servicios de transporte deberán ser publicados por lo menos una vez al año en un diario de amplia circulación nacional. Así mismo deberán publicarse permanentemente en los Boletines Electrónicos de Operación de cada empresa de Transporte.

Artículo 17. ACTUALIZACIÓN DE CARGOS

17.1. Actualización de los Cargos Fijos y Variables Regulados de Referencia para la Remuneración de Costos Inversión. Estos cargos estarán expresados en dólares de los Estados Unidos de América de la Fecha Base. El Transportador los actualizará cada año transcurrido a partir de la Fecha Base de acuerdo con la variación anual del PPI definido en el Artículo 2 de la presente Resolución, mediante la siguiente fórmula:

En donde:

t : Año para el cual se calcula el cargo

C _{( t )} : Cargo para el año t.

C _(o): Cargo para la Fecha Base.

PPI _(t-1): PPI promedio para el mes de Diciembre del año t-1.

PPI _(o): PPI promedio para el mes de Diciembre la Fecha Base.

La facturación se hará en pesos, y se liquidará en el momento de la facturación a la tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes en que se realice el transporte, reportada por la Superintendencia Financiera o quien haga sus veces.

17.2. Actualización del Cargo Fijo Regulado para la Remuneración de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, no Afectado por Factor de Productividad. Este cargo estará expresado en moneda local de la Fecha Base. El Transportador lo actualizará cada año transcurrido a partir de la Fecha Base de acuerdo con la variación anual del IPC nacional, mediante la siguiente fórmula:

En donde:

t : Año para el cual se calcula el cargo.

C _{( t )} : Cargo para el año t.

C ₍₀₎: Cargo para la Fecha Base.

IPC _(t-1): IPC para el mes de diciembre del año t-1.

IPC ₍₀₎: IPC para el mes de diciembre la Fecha Base.

17.3. Actualización de Cargos Fijos Regulados para la Remuneración de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, Afectados por Factor de Productividad. Este cargo estará expresado en moneda local de la Fecha Base. El Transportador lo actualizará cada año transcurrido a partir de la Fecha Base de acuerdo con la variación anual del IPC nacional, mediante la siguiente fórmula:

En donde:

t : Año para el cual se calcula el cargo.

C _{( t )} : Cargo para el año t.

C ₍₀₎: Cargo para la Fecha Base.

IPC _(t-1): IPC para el mes de diciembre del año t-1.

IPC ₍₀₎: IPC para el mes de diciembre la Fecha Base.

X : Factor de Productividad anual para la actividad de transporte de gas natural equivalente a 0.0075. Dicho factor aplicará a partir de la entrada en vigencia de cada resolución particular donde se establezcan cargos regulados.

a: Número de años calendario transcurridos desde la entrada en vigencia de la presente Resolución hasta el año t.

Artículo 18. CARGOS PARA SERVICIO DE TRANSPORTE DE GAS A CONTRAFLUJO. Los cargos máximos para el Servicio de Transporte de Gas a Contraflujo destinado a la atención de Usuarios Regulados serán los mismos adoptados para el respectivo tramo de gasoducto con base en la metodología general y criterios generales establecidos en la presente Resolución. Los Usuarios No Regulados y los comercializadores que requieran Servicio de Transporte de Gas a Contraflujo para atender el mercado de Usuarios No Regulados pueden pactar libremente los cargos correspondientes a este servicio. En la aplicación de estos cargos se aplicarán los siguientes criterios:

a) La capacidad contratada en firme del respectivo tramo o grupo de gasoductos se contabiliza adicionando la capacidad contratada en ambas direcciones. Es decir, si hay un contrato por 100 mpcd en una dirección (CC) y luego se contrata un servicio a contraflujo de 50 mpcd (CCF), la capacidad total contratada de este tramo será 150 mpcd (CC+CCF).

b) El Transportador podrá aplicar los cargos máximos regulados por el servicio de transporte a contraflujo siempre y cuando la capacidad total contratada en firme (CC+CCF), contabilizada como se indicó en el numeral anterior, no supere la Capacidad Máxima de Mediano Plazo (CM) del respectivo tramo o grupo de gasoductos.

c) Si la capacidad contratada en firme (CC+CCF) para un tramo o grupo de gasoductos supera la Capacidad Máxima Mediano Plazo (CM) del respectivo tramo o grupo de gasoductos (CM), el Transportador aplicará un descuento sobre los cargos máximos regulados (Fijos, Variables y de AOM) para todos los usuarios del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Los cargos con descuento se obtienen al multiplicar los cargos máximos regulados, del respectivo tramo o grupo de gasoductos, por el factor F indicado a continuación:

F = CM/(CC+CCF)

Donde:

CM : Capacidad Máxima de Mediano Plazo del tramo o grupo de gasoductos.

CC : Capacidad contratada en firme.

CCF : Capacidad contratada en firme a contraflujo.

Parágrafo. El Transportador estará obligado a atender las solicitudes de servicio de transporte a contraflujo si la prestación de este servicio es técnicamente viable.

Artículo 19. CARGOS POR SERVICIOS DE TRANSPORTE INTERRUMPIBLE. Los cargos de transporte por servicio interrumpible, por parte del Transportador, serán establecidos libremente por parte de las empresas de transporte para un período mínimo de un año.

Los cargos que ofrezcan las empresas Transportadoras para la prestación de servicios de transporte interrumpible deberán publicarse permanentemente en los Boletines Electrónicos de Operación de cada empresa de transporte.

Artículo 20. REGULACIÓN APLICABLE AL SERVICIO DE PARQUEO. Para prestar el Servicio de Parqueo se deberá aplicar el siguiente procedimiento:

20.1 El Transportador publica en el BEO un documento que contenga los términos y condiciones del Servicio de Parqueo. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural elaborará un documento marco que servirá de guía para que cada Transportador elabore su respectivo documento. Este documento debe contener, como mínimo, los siguientes aspectos:

1. Procedimiento para obtener el servicio.
2. Puntos de Entrada y Salida 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. Procedimiento para asignar el servicio atendiendo el orden de llegada (“first come – first served”).
6. Compensaciones por incumplimiento de las partes.

20.2 La remuneración por el Servicio de Parqueo estará sujeta al régimen de libertad vigilada cumpliendo los siguientes pasos:

a) El Transportador publica en el BEO un documento donde establezca la metodología para calcular el valor o los cargos por el Servicio de Parqueo. Esta metodología debe reflejar los costos en la prestación del Servicio de Parqueo tales como los costos del combustible para compresión.

b) La metodología que publique el Transportador no se podrá modificar antes de doce meses de haber sido publicada.

c) A partir de la vigencia de la presente Resolución el Transportador podrá prestar el Servicio de Parqueo sólo cuando haya publicado el documento con la metodología para remunerar el Servicio de Parqueo.

Artículo 21. ESQUEMA DE CARGOS DE TRANSPORTE. La remuneración del servicio de transporte para el Sistema Nacional de Transporte se basa en un esquema de cargos de paso, determinados como la suma de los cargos correspondientes a cada gasoducto o grupo de gasoductos comprendidos entre el Punto de Entrada de gas al Sistema Nacional de Transporte hasta el Punto de Salida de gas de cada Remitente.

21.1 Regulación General para el Sistema Nacional de Transporte. Los gasoductos del Sistema Nacional de Transporte serán remunerados mediante cargos regulados calculados con base en la metodología general y criterios generales establecidos en la presente Resolución. Con base en lo anterior, las empresas transportadoras podrán someter a consideración de la Comisión, para efecto del cálculo de los cargos de que trata el numeral 8.2 del Artículo 8, gasoductos independientes o agrupaciones de gasoductos que los Transportadores consideren adecuados para su Sistema de Transporte y para sus Remitentes. Dichas propuestas incluirán la justificación técnica y económica correspondiente, así como los impactos para los Remitentes en las diferentes ciudades atendidas.

En todo caso, y una vez analizadas las propuestas de cargos presentadas por los Transportadores, la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá los gasoductos independientes y las agrupaciones de gasoductos que se considerarán para el cálculo de cargos de transporte para el Período Tarifario correspondiente.

Parágrafo: Las Interconexiones Internacionales tendrán cargos independientes de transporte.

21.2 Remuneración de Servicios de Transporte de Boca de Pozo a un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. La remuneración de los servicios de transporte necesarios para la colocación de volúmenes de gas proveniente de cualquier campo del territorio nacional al Punto de Entrada de dicho gas en el Sistema Nacional de Transporte está a cargo del Productor-Comercializador correspondiente.

21.3 Neutralidad del Servicio de Transporte Frente a Operaciones de Suministro de Gas. Para asegurar la neutralidad del servicio de transporte, los Transportadores deberán ofrecer a los Remitentes las mismas Parejas de Cargos y las mismas modalidades de contratación, cualquiera que sea el Productor-Comercializador o Comercializador que le ofrezca o suministre el gas al Remitente.

21.4 Regulación de Gasoductos Dedicados. Para los gasoductos dedicados sobre los cuales un tercero solicite acceso, y sea potencialmente viable la Conexión, la CREG aplicará los criterios generales y el esquema general de cargos que se define en la presente Resolución.

Artículo 22. SISTEMAS TRONCALES DE TRANSPORTE O SISTEMAS REGIONALES DE TRANSPORTE DE PROPIEDAD MÚLTIPLE. Si en un STT o SRT existen dos o más propietarios, el procedimiento que se aplicará para la distribución de la remuneración y para la Administración, Operación y Mantenimiento del respectivo STT o SRT aplicará los siguientes principios generales:

a) La distribución de los ingresos correspondientes por la remuneración de los costos de inversión y gastos de AOM se efectuará mediante parejas de cargos, calculados en forma proporcional a la participación de cada propietario del activo, en la Inversión Base y gastos de AOM considerados en los cargos aprobados por la CREG para el respectivo Sistema de Transporte.

b) La Administración, Operación y Mantenimiento de dichos activos será realizada por el Operador de Red – OR – que se designe de común acuerdo entre los propietarios de un STT o de un SRT, según sea el caso. De no llegarse a un acuerdo a este respecto, cada propietario podrá designar el OR correspondiente. En todo caso, cada propietario será el responsable de la Administración, Operación y Mantenimiento de sus activos.

Artículo 23. CÁLCULO DE LAS CAPACIDADES MÁXIMAS DE MEDIANO PLAZO: Para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un STT o un SRT se tendrán en cuenta las siguientes reglas:

23.1. Parámetros Técnicos del Fluido y del Gasoducto. Los parámetros del fluido y del gasoducto utilizados para el cálculo de la Capacidades Máximas de Mediano Plazo, deben corresponder a los parámetros validados mediante simulaciones operacionales del Transportador, teniendo en cuenta información histórica.

23.2. Presiones en Puntos de Entrada de Campos de Producción. Se utilizará como presión en Puntos de Entrada de campos de producción 1200 psig.

23.3. Máxima Presión de Operación Permisible. Las presiones que se simulen no deberán exceder las Máximas Presiones de Operación Permisibles establecidas por la Norma NTC-3838 o aquellas normas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.

23.4. Procedimiento de Cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un STT. Para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un STT, se simulará la red integrada por la totalidad de los gasoductos del STT, empleando modelos de simulación en estado transitorio y siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

23.4.1. Para cada Punto de Salida de un STT, se utilizará el perfil horario del volumen correspondiente al día en que se presente la Demanda Esperada de Capacidad para cada año del Horizonte de Proyección.

23.4.2. Para encontrar el volumen máximo transportable en cada año del Horizonte de Proyección, se adelantará un proceso iterativo mediante incrementos a prorrata de todos los volúmenes de los Puntos de Salida, hasta encontrar un perfil de volumen diario por encima del cual, en algún Punto de Salida la presión sea inferior a 250 psig o no se cumpla con los volúmenes máximos inyectables en los Puntos de Entrada. En los Puntos de Salida se debe conservar el perfil horario de la demanda.

23.4.3. Para aquellos Sistemas Troncales de Transporte que se deriven de un Sistema de Transporte de otro Transportador, se utilizarán las presiones promedio obtenidas por el Transportador que entrega en el Punto de Transferencia correspondiente.

23.4.4. Para aquellos Sistemas Troncales de Transporte que cuenten con infraestructura de compresión, se considerarán las presiones de descarga de cada compresor.

23.5. Procedimiento de Cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un SRT. Para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un SRT, se efectuarán simulaciones independientes a las del STT del cual se deriven, empleando el mismo procedimiento descrito en los numerales 23.4.1 y 23.4.2, y los parámetros que se indican a continuación:

23.5.1 Para aquellos Sistemas Regionales de Transporte que se deriven de un Sistema de Transporte de otro Transportador, se utilizarán las presiones promedio obtenidas por el Transportador que entrega en el Punto de Transferencia correspondiente. En los demás casos se utilizará una presión de entrada de 250 psig y presiones de salida de 60 psig.

23.5.2 Para aquellos Sistemas Regionales de Transporte que cuenten con infraestructura de compresión, se considerarán las presiones de descarga de cada compresor.

23.5.3 Si dentro de un Sistema de Transporte la Capacidad Máxima de Mediano Plazo, calculada para cualquier gasoducto, es inferior a la suma de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de los gasoductos que se desprenden de él, los valores de capacidades calculados para estos últimos se disminuirán en forma proporcional, hasta lograr que su capacidad acumulada no exceda la del gasoducto del cual se desprenden.

23.6. Envío de Información. El Transportador deberá enviar a la CREG las memorias del cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo para cada gasoducto o grupo de gasoductos. Estas memorias deben incluir todos los parámetros técnicos utilizados en el cálculo, así como las capacidades, presiones y extracciones en cada tramo y en cada Punto de Salida a lo largo del gasoducto.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá verificar, dentro de los términos legales, el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de los SRT o STT realizado por el Transportador.

Artículo 24. INTERRUPCIONES DEL SERVICIO DE TRANSPORTE DE GAS. Se aceptan cero (0) interrupciones en la prestación del servicio de transporte de gas natural, excepto aquellas interrupciones originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 y la regulación, o normas que las modifiquen.

Toda interrupción genera compensación al Remitente, excepto aquellas interrupciones originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 y la regulación vigente, o normas que las modifiquen. La compensación tendrá el valor establecido en la Resolución CREG 017 de 2005, o aquellas que la sustituyan o modifiquen, expresado en pesos por metro cúbico o su equivalente en MBTU. El Transportador deberá registrar el número de interrupciones y los tiempos de duración de las interrupciones para cada Remitente durante el respectivo periodo de facturación.

Parágrafo 1. El Transportador deberá informar por escrito al Remitente, o a través de un medio masivo de comunicación, la programación de interrupciones originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de Ley 142 de 1994 y la regulación, o aquellas que la modifiquen. Esta información se debe suministrar con cinco o más días hábiles de antelación al inicio de los trabajos especificando la fecha, hora y duración de la interrupción. Para aquellos eventos programables con un mes o más de anticipación, se deberá notificar al Remitente a través de la factura. Para los casos de interrupción por emergencia o fuerza mayor el Transportador podrá utilizar cualquier medio masivo de comunicación. La interrupción que no se informe oportunamente al Remitente se considerará como una falla que da lugar a compensación. En los eventos de fuerza mayor el Transportador deberá declarar oficialmente ante la SSPD la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración.

Parágrafo 2. Para efectos de reconocer la compensación al Remitente afectado, el Transportador calcula el monto a compensar a cada Remitente detallando los valores de las variables que intervienen en el cálculo. El Transportador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los Remitentes afectados, en la factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos Remitentes.

Parágrafo 3. Cada Transportador deberá enviar trimestralmente a la SSPD, o con la periodicidad que la SSPD defina según el Sistema Único de Información, una relación de los montos compensados, detallando los valores de cada una de las variables que intervienen en el cálculo de la compensación.

La anterior compensación no limita el derecho de los Remitentes de reclamar ante el Transportador la indemnización de perjuicios no cubiertos por la compensación, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.

Parágrafo 4. Los Remitentes que tengan contratos interrumpibles no serán objeto de las compensaciones de que trata el presente artículo.

24.1 Plan de Mantenimientos en Transporte de Gas Natural. Cada Transportador deberá adoptar un plan de mantenimientos de su respectivo sistema en el cual se señalarán las actividades que ocasionen interrupciones en la prestación del servicio, observando el siguiente procedimiento:

a) Semestralmente cada Transportador presenta al CNO-Gas su respectivo plan de mantenimientos y/o trabajos en la infraestructura de transporte de gas, para el horizonte de un (1) año, señalando claramente las actividades que ocasionen interrupciones en la prestación del servicio. Los reportes de información se harán antes del 15 de marzo y del 15 de septiembre de cada año de acuerdo con el formato que defina el CNO-Gas para tal efecto.

b) El plan de mantenimiento deberá contener, entre otros aspectos, los siguientes:

1. Nombre del Transportador

2. Descripción del sistema de transporte

3. Descripción de las obras y actividades programadas para cada mes del período

4. Identificación de los sistemas o tramos de gasoductos cuya operación se verá afectada

5. Cronograma y duración estimada de las obras y actividades

c) El CNO-Gas recopila la información reportada por todos los Transportadores y elabora un documento que contenga el plan consolidado de mantenimientos.

d) El CNO-Gas aprueba, con voto favorable del representante del Ministerio de Minas y Energía, el documento con el plan consolidado de mantenimiento a más tardar la primera semana de abril y la primera semana de octubre de cada año. Una vez aprobado el documento con el plan de mantenimiento consolidado cada Transportador lo publica en su respectivo Boletín Electrónico de Operaciones – BEO. Este será el plan de mantenimiento que aplica para el siguiente semestre.

e) El plan consolidado de mantenimiento se podrá modificar durante el semestre de vigencia presentando solicitud de modificación al CNO-Gas. Si el Consejo aprueba la modificación, se deberá publicar en los BEO, con acceso restringido, el nuevo documento con el plan consolidado de mantenimiento debidamente modificado.

f) El documento con el plan consolidado de mantenimiento deberá ser de libre acceso para los siguientes Agentes: i) aquellos con los que el Transportador tenga vínculo contractual; ii) la UPME; iii) el Ministerio de Minas y Energía, iv) la CREG; v) la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; y vi) XM S.A. ESP.

g) Las interrupciones que se presenten como consecuencia de mantenimientos no incluidos en el plan de mantenimiento consolidado que aprueba el CNO-Gas, se consideran falla en la prestación del servicio.

h) El anterior mecanismo no exime a los Agentes de sus obligaciones contractuales.

CAPITULO IV
DISPOSICIONES FINALES

Artículo 25. PROPIEDAD DE LOS ACTIVOS DE UN SISTEMA DE TRANSPORTE. Cuando una persona sea propietaria de activos de un Sistema de Transporte, y estos sean de uso general, tendrá las siguientes opciones:

1. Convertirse en un Transportador.
2. Conservar su propiedad y ser remunerado por el Transportador que los utilice.
3. Venderlos.

Cuando un Transportador utiliza activos de terceros, está en la obligación de remunerar a los propietarios de dichos activos. El Transportador que utilice los activos de terceros que sean de uso general es el responsable por su administración, operación y mantenimiento.

Artículo 26. INFRAESTRUCTURA PARA REGASIFICACIÓN. La infraestructura de regasificación será de uso común y deberá garantizar el libre acceso. Esta actividad podrá ser desarrollada por agentes que no tengan interés económico en las actividades de comercialización de gas, de acuerdo con lo definido en la regulación vigente sobre integración vertical en la industria del gas natural. Para la remuneración de infraestructura de regasificación que se desarrolle en el país se tendrán en cuenta las siguientes disposiciones:

a) El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que éste delegue, evalúa la necesidad de un proyecto de regasificación en el país y realiza un proceso de convocatoria, previa aprobación del Ministerio de Minas y Energía, para establecer costos de construcción y operación del proyecto definido.

b) Con base en la información de costos que obtenga a través de la convocatoria la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá el esquema de remuneración del proyecto. Si lo considera necesario la Comisión podrá aplicar un mecanismo de estampilla para garantizar la remuneración adecuada a los inversionistas.

Artículo 27. SOLICITUD DE CARGOS. Las empresas existentes y las nuevas empresas de transporte efectuarán solicitudes de cargos conforme se dispone a continuación:

27.1 Solicitud de Cargos para Empresas Transportadoras cuyo Período Tarifario haya Concluido Antes de la Vigencia de la Presente Resolución. Las empresas transportadoras cuyos cargos hayan estado vigentes por más de cinco años antes de la vigencia de la presente Resolución deberán presentar una solicitud que contenga como mínimo la información que se indica en el Anexo 1. Con el fin de definir los cargos que aplicarán en el nuevo Período Tarifario, los Transportadores deberán remitir esta información dentro del mes siguiente a la fecha de expedición de esta 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.

27.2 Solicitudes Futuras de Cargos y Cargos para Nuevas Empresas de Transporte. A partir de la vigencia de la presente Resolución, las empresas transportadoras existentes con cargos aprobados deberán presentar una solicitud que contenga como mínimo la información que se indica en el Anexo 1, tres meses antes del vencimiento del respectivo Período Tarifario. En todo caso, dentro del mes siguiente a la fecha de expedición de esta Resolución, estas empresas transportadoras podrán presentar una solicitud que contenga como mínimo la información que se indica en el Anexo 1 con el fin de definir los cargos que aplicarán en el Período Tarifario siguiente a la vigencia de la presente Resolución.

De igual forma, toda nueva empresa de transporte que requiera cargos por servicios de transporte deberá presentar una solicitud que contenga como mínimo la información que se indica en el Anexo 1. En caso de no recibir la información requerida, la Comisión de Regulación de Energía y Gas utilizará la mejor información disponible que tenga a su disposición para fijar los cargos correspondientes.

Sin perjuicio de las facultades de la CREG para la imposición de accesos, un Transportador no podrá remunerarse mediante cargos por la prestación de servicios de transporte hasta cuando la CREG le haya aprobado los cargos correspondientes.

Artículo 28. ACTUACIÓN PARA LA DEFINICIÓN DE CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS. Las empresas solicitarán a la CREG la definición de cargos de transporte por uso del Sistema de Transporte, de acuerdo con el siguiente trámite:

a) La empresa remitirá a la CREG la información señalada en el Artículo 5 del Código Contencioso Administrativo, y la demás información requerida según la presente Resolución.

b) Después de recibida la solicitud con el cumplimiento de todos los requerimientos de información solicitados por la CREG, se aplicará la metodología respectiva, se definirá la propuesta de cargos por uso y se someterá a consideración de la Comisión la resolución definitiva, salvo que se requiera practicar pruebas.

Parágrafo 1. Una vez se reciba la totalidad de la información, la Comisión enviará al Transportador un resumen de la solicitud de cargos. Dentro de los cinco (5) días siguientes al recibo de tal resumen el Transportador lo publicará en un diario de amplia circulación en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación, las observaciones ante la CREG sobre tal solicitud. Adicionalmente, el Transportador deberá enviar copia del respectivo aviso de prensa a la CREG.

Parágrafo 2. De acuerdo con lo previsto por el artículo 113 de la Ley 142 de 1994, contra la decisión mediante la cual la Comisión apruebe los cargos, procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la Comisión, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que sea notificada o publicada, según el caso.

Artículo 29. VIGENCIA DE LOS NUEVOS CARGOS. Los cargos aprobados con base en la presente Resolución estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente Resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido el período de vigencia de los cargos, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

Artículo 30. DEROGATORIAS. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga aquellas disposiciones que le sean contrarias.

Artículo 31. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CUMPLASE

Dada en Bogotá, el día

MANUEL MAIGUASHCA OLANO	HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

ANEXO 1

A. INFORMACIÓN DE VOLÚMENES Y DEMANDAS MÁXIMAS ANUALES

VOLUMEN Y DEMANDAS MÁXIMAS ANUALES
Tramos de Gasoducto	Demandas Máximas de Capacidad (KPCD), Demandas de Volúmenes anuales transportados (KPC), capacidad anual contratada (KPCD), capacidad máxima (MPCD) y factores de carga desagregados por sectores de consumo (Termoeléctrico, Petroquímico, Industrial, Comercial, Residencial y Otros); indicando localización y longitud del tramo.

Las empresas reportaran esta información conforme a lo establecido en el Art. 7° de esta Resolución

INFORMACIÓN DE INVERSIONES

ACTIVO	DESCRIPCIÓN
Gasoductos	Año de entrada en operación, localización, diámetro (pulg.) longitud (km), No. de válvulas, No. de trampas de raspadores.
Cruces subfluviales	Año de entrada en operación, localización, diámetro (pulg.) y longitud (km).
Puntos de Entrada y Salida	Año de entrada en operación, localización y capacidad (KPCD).
Estaciones de Compresión	Año de entrada en operación, localización y potencia instalada (HP).
Estaciones de Recibo y Entrega	Año de entrada en operación, localización y capacidad (KPCD).
Sistema SCADA	Año de entrada en operación, localización y No. de nodos.
Sistemas de Comunicación	Año de entrada en operación, localización y No. De estaciones repetidoras terrenas.
Muebles, Enseres y Equipos de Oficina	Global.
Equipos de Transporte, Computación y Accesorios	Global.
Terrenos Inmuebles	Localización, valor catastral.
Centros Principales de Control	Años de entrad en operación y localización.

NOTA 1: Todos los activos deben incluir los costos totales y deberán presentarse en cuadros separados las inversiones existentes y las futuras.
NOTA 2: Las empresas deberán presentar un mapa a escala correspondiente a su Sistema de Transporte.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO	HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

ANEXO 1.1

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO AOMg

La información utilizada para obtener el valor de AOM gastado -AOMg- será tomada por el Transportador de las cuentas del PUC. A continuación se presenta el número y el nombre de cada una de las cuentas a considerar para establecer el AOM gastado.

CUENTA	NOMBRE DE LA CUENTA
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

MANUEL MAIGUASHCA OLANO	HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

ANEXO 1.2

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA PROYECTOS NUEVOS

La proyección de gastos de AOM durante el Horizonte de Proyección para proyectos nuevos deberá reportarse con la desagregación

a nivel del subproceso indicado en el siguiente cuadro.

Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
1.	CENTROS PRINCIPALES DE CONTROL		CPC (Atención 24 horas / 7días)
				a.	Recibo y Proceso de Nominaciones y Renominaciones
				b.	Elaboración del Programa de Transporte
				c.	Supervisión y Control de la Operación
				d.	Monitoreo de Integridad, Seguridad y Confiabilidad
				e.	Desbalances y Variaciones
				f.	Procesamiento de Mediciones y Liquidación del Servicio
				g.	Facturación
				h.	Administración del BEO
				i.	Cuentas de Balance
				j.	Coordinación con otros CPC
				k.	Coordinación del Programa de Mantenimiento
2.	ADMINISTRACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE	2.1	Procesos Gerenciales	a.	Gestión Gerencial
				b.	Planeación y Desarrollo
				c.	Control Interno y Fiscal
				d.	Auditoría Externa de Gestión
				e.	Documentación y registro
		2.2	Procesos de Soporte	a.	Gestión de Recurso Humano
				b.	Compras y logística
				c.	Gestión Financiera y Contable
				d.	Gestión Informática
				e.	Gestión Jurídica
				f.	Gestión de la Calidad (ISO 9000)
				g.	Gestión Integral de Activos
				h.	Documentación y registro
		2.3	Procesos Comerciales	a.	Mercadeo
				b.	Atención al Cliente
				c.	Facturación y Recaudo
				d.	Documentación y registro
3.	OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE	3.1	Análisis de Sistemas de Transporte	a.	Simulación del Sistema
		3.1	Análisis de Sistemas de Transporte	b.	Documentación y registro
		3.2	Gestión de Riesgos del Sistema de Transporte	a.	Acttualización del Estudio de Riesgos
					- Identificación de Amenazas
					- Evaluación de Vulnerabilidad
					- Estimación de Riesgos
				b.	Documentación y registro
		3.3	Operación del Sistema	a.	Monitoreo de las Presiones de Operación
				b.	Verificación y Control de Indicadores de Calidad
				c.	Gestión de Cuentas de Balance
				d.	Gestión de Suspensión y Restablecimiento del Servicio
					- Manejo de Comunicaciones
					- Purga del Sistema
					- Grupos Operativos de Respuesta
				e.	Estadadísticas y Clasificación de Interrupciones (Registros)
		3.4	Ciclo de Nominaciones de Transporte	a.	Verificación de la Información
				b.	Confirmaciones
				c.	Renominaciones
				d.	Registros de Nominación

tem	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
tem	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
3.	OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE (Continuación)	3.5	Medición	a.	Medición Volumétrica a las Condiciones Estándar de Referencia
					(1) Con Telemetría
					- Registros de Medición
					(2) Sin Telemetría
					- Registros de Medición
				b.	Verificación y Control de la Calidad del Gas
					- Poder Calorífico
					- Gravedad Específica
					- Presión, Temperatura y Supercompresibilidad
					- Dióxido de Carbono (CO₂)
					- Nitrógeno (N₂)
					- Oxígeno (O₂)
					- Vapor de Agua (H₂O)
					- Sulfuro de Hidrógeno (H₂S)
					- Azufre (S₂)
					- Contenido Máximo de Polvo
					- Contenído de Hidrocarburos Líquidos (Cricondentherm)
					(1) Con Telemetría
					- Registros de verificación de P, T y Calidad del Gas
					(2) Sin Telemetría
					- Registros de verificación de P, T y Calidad del Gas
				c.	Calibración de Equipos de Medición
					- Primera Calibración
					- Verificación de la Calibración
					- Registros de Calibración
		3.6	Operación de Estaciones de Compresión	a.	Monitoreo de las Presiones de Operación
				b.	Verificación y Control de Indicadores de Calidad
				c.	Gestión de Cuentas de Balance
				d.	Gestión de Suspensión y Restablecimiento del Servicio
					- Manejo de Comunicaciones
					- Purga del Sistema
					- Grupos Operativos de Respuesta
				e.	Estadadísticas y Clasificación de Interrupciones (Registros)
		3.7	Plan de Manejo Socio Ambiental	a.	Aplicación del Plan de Gestión Social
					- Comunicación y Divulgación
					- Integración con la Comunidad
					- Prevención y Atención de Crísis
					- Documentación y registro
				b.	Aplicación del Plan de Gestión Ambiental
					- Documentación y registro
					(1) Control de la Calidad del Aire
					(2) Monitoreo Físco-Químico Microbiológico de Corrientes de Agua
		3.8	Plan de Contingencia y Seguridad	a.	Aplicación del Plan de Contingencia
					- Plan Estratégico de Respuesta
					- Plan Operativo
					- Plan Informático
					- Documentación y registro
				b.	Aplicación del Plan de Seguridad
					- Coordinación de Seguridad
					- Protección de las Instalaciones
					- Sistemas de Vigilancia
					- Documentación y registro

Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
3.	OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE (Continuación)	3.8	Plan de Contingencia y Seguridad	c.	Aplicación del Plan de Seguridad Industrial y Salud Ocupacional
					- Inspección de higiene y seguridad industrial y HSE
					- Medicina preventiva y del trabajo
					- Capacitación en seguridad industrial
					- Documentación y registro
		3.9	Oficina de Atención de Emergencias	a.	Atención de emergencias 24 horas/día
					- Identificación de causas y correctivos
				b.	Documentación y registro
4.	MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE	4.0	Integridad y Confiabilidad del Sistema de Transporte	a.	Políticas de Mantenimiento
					- Mantenimiento Centrado en Confiabilidad - RCM
					- Inspección Basada en Riesgos - RBI
					- Mantenimiento Productivo Total - TPM
					- Análisis de Modos de Falla - FMEA
				b.	Registro sistemático de info. y bases de datos según ISO 14224
4.1	PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO		Mediciones para Mantenimiento Predictivo	a.	Medición de Espesores y Termografía
					- Verificación de Espesores
					- Termografía
					- Documentación y registro
				b.	Medición de Ruido
					- Verificación del Nivel de Ruido
					- Documentación y registro
				c.	Medición de Vibración de Medidores
					- Verificación de Vibración de Medidores
					- Documentación y registro
4.2	P PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO	4.2.1	Programa de Inspección y Mantenimiento Preventivo	a.	Derecho de Vía
					- Diagnóstico de las condiciones superficiales del derecho de vía
					- Documentación y registro
				b.	Accesos
					- Inspección y mantenimiento de vías de acceso y carreteables
					- Documentación y registro
				c.	Clasificación de Áreas (Class Location)
					- Verificaciones para Reclasificación de Áreas
					- Documentación y registro
				d.	Cruces Viales
					- Inspección y mantenimiento de cruces de vías vehiculares y vías férreas
					- Documentación y registro
				e.	Cruces Aéreos y Subfluviales
					- Inspección y mantenimiento de cruces aéreos y subfluviales
					- Documentación y registro
				f.	Obras de Geotecnia
					- Inspección y mantenimiento de obras de geotecnia
					- Documentación y registro
				g.	Inspección y mantenimiento de equipos de contra incendio
					- Inspección y recarga de equipos de contra incendio
					- Documentación y registro
				h.	Válvulas de Control y Casetas para Válvulas de Control
					- Inspección y mantenimiento de válvulas de control
					- Documentación y registro
				i.	Válvulas de Seguridad
					- Inspección y mantenimiento de válvulas de seguridad
					- Documentación y registro
				j.	Actuadores
					- Inspección y mantenimiento de actuadores
					- Documentación y registro
				k.	Instrumentación
					- Inspección y calibración de manómetros y termómetros
					- Documentación y registro
				l.	Filtros, Separadores y Tanques para Condensados
					- Inspección y mantenimiento de filtros, separadores y tanques para condensados
					- Documentación y registro

Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
		4.2.2	Inspección y Mantenimiento Preventivo del Sistema SCADA	a.	Inspección y Mantenimiento de Instrumentación
					- Computadores de Flujo
					- Transmisores de Presión y Temperatura
					- Cromatógrafo de Gases
					- Monitor de Punto de Rocio
					- Control de Actuadores de Válvulas de Control
					- Documentación y registro
				b.	Inspección y Mantenimiento de Unidades Terminales Remotas (RTU)
					- Entradas y Salidas de la CPU
					- Documentación y registro
				c.	Inspección y Mantenimiento del Sistema de Comunicaciones
					- Torres, Mástiles y Antenas
					- Pararayos
					- Radios y Repetidoras
					- Documentación y registro
				d.	Inspección y Mantenimiento del Centro de Control SCADA
					- Computadores Servidores (Host)
					- Consolas de Operación
					- Computadores Periféricos
					- Computadores de Aplicaciones Avanzadas (Simulación)
					- Paquetes de Software
					- Documentación y registro
				e.	Inspección y Mantenimiento de Sistemas de Energía
					- Sistemas de Energía
					- Documentación y registro
		4.2.3	Inspección y Mantenimiento Preventivo del Sistema de Protección Contra la Corrosión	a.	Revestimientos
					- Inspección y mantenimiento de revestimientos
					- Documentación y registro
				b.	Potenciales en Estaciones de Prueba
					- Evaluación de potenciales en estaciones de prueba
					- Documentación y registro
				c.	Rectificadores y Transformadores
					- Inspección y mantenimiento de rectificadores y transformadores
					- Documentación y registro
				d.	Puntos de Empalme y Acometidas de Puesta a Tierra
					- Inspección y mantenimiento de puntos de empalme y acometidas de tierra
					- Documentación y registro
				e.	Ánodos de Sacrificio
					- Inspección y mantenimiento de ánodos de sacrificio
					- Documentación y registro
				f.	Cupones de Corrosión
					- Inspección y monitoreo de cupones de corrosión
					- Documentación y registro
				g.	Raspadores Inteligentes
					- Lanzamiento de raspadores inteligentes
					- Documentación y registro

Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
Item	PROCESO	Item	SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES
4.2	PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO (Continuación)	4.2.4	Inspección y Mantenimiento Preventivo del Sistema Eléctrico	a.	Cableado y Medición de Continuidad
					- Inspección y mantenimiento de Cableado y Medición de Continuidad
					- Documentación y registro
				b.	Voltajes de Alimentación
					- Inspección y monitoreo de voltajes de alimentación
					- Documentación y registro
				c.	Conexiones a Tierra
					- Inspección y mantenimiento de conexiones a tierra
					- Documentación y registro
				d.	Voltajes en Tableros de Suministro
					- Inspección y monitoreo de voltajes en tableros de suministro
					- Documentación y registro
				e.	Tableros de Distribución
					- Inspección y mantenimiento de tableros de distribución
					- Documentación y registro
				f.	Alumbrado y Luces de Emergencia
					- Inspección y mantenimiento de alumbrado y luces de emergencia
					- Documentación y registro
				g.	Transformadores de Energía
					- Inspección y mantenimiento de transformadores de energía
					- Documentación y registro
				h.	Equipos de Transferencia y Supresores de Pico
					- Inspección y mantenimiento de equipos de transferencia y supresores de pico
					- Documentación y registro
		4.2.5	Inspección y Mantenimiento Preventivo de Estaciones de Compresión	a.	Compresores
					- Inspección y mantenimiento de compresores
					- Documentación y registro
				b.	Enfriadores
					- Inspección y mantenimiento de enfriadores
					- Documentación y registro
				c.	Filtros de Descarga
					- Inspección y mantenimiento de filtros de descarga
					- Documentación y registro
				d.	Sistemas de Potencia
					- Inspección y mantenimiento de sistemas de potencia
					- Documentación y registro
				e.	Válvulas de Control
					- Inspección y mantenimiento de válvulas de control
					- Documentación y registro
				f.	Instrumentación
					- Inspección y mantenimiento de instrumentación
					- Documentación y registro
				g.	Tanques de Almacenamiento de Lubricantes y Refrigerantes
					- Inspección y mantenimiento de tanques de almacenamiento de lubricantes y refrigerantes
					- Documentación y registro
		4.2.6	Patrullaje y Reseguimiento	a.	Detección e Intervención de fugas
		4.2.6	Patrullaje y Reseguimiento	b.	Documentación y registro
		4.2.7	Limpieza de Tuberías	a.	Lanzamiento de Raspadores de Limpieza
				b.	Toma de Muestras y Disposición de Residuos Sólidos y Líquidos
				c.	Documentación y registro

Item	PROCESO	Item		SUBPROCESO	Item	ACTIVIDADES

5.	MANTENIMIENTO CORRECTIVO			Reparaciones	a.	Mantenimiento Correctivo sobre el Derecho de Vía y Accesos
					b.	Mantenimiento del Sistema de Protección Catódica
					c.	Reparación de Fugas
					d.	Mantenimiento de Equipos de Medición e Instrumentación
					e.	Mantenimiento de Válvulas y Actuadores
					f.	Mantenimiento del Sistema SCADA
					g.	Mantenimiento de Estaciones de Compresión
					h.	Mantenimiento del Sistema de Tuberías
6.	DOCUMENTACIÓN Y REGISTROS ESPECIALES	6.1		Boletín Electrónico de Operación (BEO)		Actualización y Administración de:
						- Manual del Transportortador
						- Ciclo de Nominación
						- Volúmen Diario de Gas Transportado
						- Oferta de Liberación de Capacidad
						- Capacidad Disponible Primaria
						- Solicitudes de Servicio
						- Capacidad Contratada
						- Cuentas de Balance Diarias
						- Reportes a CREG y SSPD
		6.2		Manual del Transportador	a.	Actualización y Administración de Procedimientos Comerciales:
						- Cargos de los Diferentes Servicios
						- Contratos Tipo por Servicio
						- Procedimientos para Solicitar y Asignar Servicios
						- Procedimientos de Subasta de Capacidad Disponible Primaria
						- Procedimientos para Liberar Capacidad
						- Procedimientos para Solicitud de Desvíos
						- Procedimientos y formatos para solicitud de conexión
						- Metodología para determinar costos de conexión
						- Costos Tipo para Puntos de Entrada y Puntos de Salida
					b.	Actualización y Administración de Procedimientos Operacionales:
						- Mapa del Sistema de Transporte
						- Capacidad Máxima del Sistema
						- Formatos Ciclo de Nominación
						- Procedimientos para Solución de Desbalances
						- Acuerdos Operativos de Balance
						- Procedimientos de Medición
						- Plan de Contingencia y Coordinación de Seguridad
		6.3		Registro de Interrupciones	a.	Registro de Interrupciones del Servicio
						- Descripción de la Interrupción
						- Secuencia de la Interrupción
						- Deamanda No atendida
						- Causas de la Interrupción
					b.	Clasificación de las Interrupciones
					c.	Estadísticas de Interrupciones
					d.	Reporte de Interrupciones a CREG y SSPD
					e.	Almacenamiento de Base de Datos de Interrupciones
MANUEL MAIGUASHCA OLANO			HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía			Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Resoluciones CREG)

- Creg022-2009.pdf

Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Documento CREG)

- D-017-09 TRANSPORTE DE GAS NATURAL.pdf