EE60AE4BFCA3FDBE0525785A007A6472
Resolución
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2002
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CREG001-2002
Texto del documento
RESOLUCIÓN No. 001
Enero 16 de 2002
Por la cual se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería.
Ver : Ley 142-94
Artículo 14.28
Artículo 35
Artículo 73.11
Artículo 87
Artículo 88.1
Artículo 90
Artículo 91
Artículo 126
Sobre el Mismo Tema Ver: Resolución CREG 057-96
Resolución CREG 104-00
Resolución CREG 045-02
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y
C O N S I D E R A N D O:
Que el Artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;
Que de conformidad con lo establecido en el Artículo 35 de la Ley 142 de 1994, las Comisiones de Regulación podrán exigir, por vía general, que las empresas adquieran el bien o servicio que distribuyan, a través de licitaciones públicas o cualquier otro procedimiento que estimule la concurrencia de oferentes;
Que según lo dispuesto por el Artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión Reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;
Que el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia;
Que según lo dispone el Artículo 90 de la Ley 142 de 1994, las Comisiones de Regulación al definir sus tarifas pueden establecer varias alternativas y siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas;
Que de conformidad con lo establecido en el Artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, podrá incluirse dentro de las fórmulas tarifarias un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso;
Que el Artículo 91 de la Ley 142 de 1994, dispuso que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio;
Que de conformidad con lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;
Que mediante la Resolución CREG-039 de 1995, la cual fue incorporada y subrogada por la Resolución CREG-057 de 1996, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó las fórmulas tarifarias aplicables al servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería prestado a pequeños consumidores, actualmente vigentes, y dispuso que la actual fórmula tarifaria general tiene vigencia de cinco años a partir del 2 de noviembre del año 1995;
Que con base en las mencionadas fórmulas tarifarias, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el Cargo Promedio Máximo Unitario de Distribución (Dt) y el Margen de Comercialización a cada una de las empresas prestadoras del servicio de gas combustible, y previó en las respectivas resoluciones que, de conformidad con lo establecido en el Artículo 126. de la Ley 142 de 1994, la fórmula tarifaria de cada Empresa tendría una vigencia de cinco (5) años contados a partir de la fecha en que quedó en firme la respectiva resolución, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa y la Comisión para modificarlas;
Que el régimen tarifario definido en las resoluciones antes citadas, fue aprobado bajo la modalidad de Libertad Regulada;
Que mediante Resolución CREG-104 de 2000, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales conceptuales sobre los cuales se efectuará el estudio para establecer la fórmula tarifaria y la remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas natural;
Que con base en las observaciones recibidas, y en análisis internos de la CREG que se describen en el documento CREG-122 de 2001, la Comisión ha considerado necesario efectuar modificaciones a la Resolución CREG-104 de 2000 y desarrollar los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y la fórmula general para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 175 del 16 de enero de 2002, aprobó someter a consulta de los agentes, usuarios y terceros interesados los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y la fórmula general para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería;
R E S U E L V E:
Artículo 1.
OBJETO.
Someter a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y la fórmula general para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería.
CAPITULO I
DEFINICIONES Y ASPECTOS GENERALES
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:
ACCESO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN:
Es la utilización de los sistemas de distribución de gas combustible por redes de tubería, por parte de los Almacenadores, Comercializadores y Usuarios No Regulados del servicio público domiciliario de gas combustible, a cambio del pago de cargos de la red y conexión correspondientes, con los derechos y deberes establecidos en el Código de Distribución.
ACOMETIDA:
Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad horizontal o condominios, la acometida llega hasta el registro de corte general.
AGENTES OPERACIONALES O AGENTES:
Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o transporte de Gas Natural, desde la producción, pasando por los sistemas de transporte, hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son Agentes los Productores-Comercializadores, los Comercializadores, los Distribuidores, los Transportadores, los Usuarios No Regulados y los Almacenadores Independientes.
CÓDIGO DE DISTRIBUCIÓN:
Conjunto de disposiciones expedidas por la Comisión, a las cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector y otras personas que usen los sistemas de distribución de gas combustible por redes de tubería.
COMERCIALIZACIÓN:
Actividad de compraventa o suministro de gas combustible a título oneroso.
COMERCIALIZADOR:
Persona jurídica cuya actividad es la Comercialización de gas combustible.
CONEXIONES DE ACCESO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN:
Activos que permiten conectar un Productor, un Comercializador, otro Distribuidor o un Usuario No Regulado, a un Sistema de Distribución de gas combustible por redes de tubería.
CONSUMO LÍMITE:
Volumen de consumo mensual de gas combustible, dispuesto para cada mercado en particular, a partir del cual se establece un nuevo ingreso medio de distribución.
DEMANDA DE VOLUMEN
: Volúmenes anuales de gas combustible proyectados por los Distribuidores para el horizonte de proyección, expresado en metros cúbicos.
DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE:
Es la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible a través de redes de tubería, desde las Estaciones de Puerta de Ciudad hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994.
DISTRIBUIDOR DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA O DISTRIBUIDOR:
Persona que presta el servicio público domiciliario de Distribución de Gas Combustible, por redes de tubería.
EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS:
Las que define el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994.
FECHA BASE:
Es la fecha de referencia para realizar los cálculos de costos que el Distribuidor presenta a la CREG en cada Período Tarifario, y que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud de la revisión tarifaria. Con respecto a la Fecha Base se hacen los cálculos de valor presente utilizados en la metodología y se expresan los valores de las inversiones y gastos.
FÓRMULA TARIFARIA ESPECÍFICA:
Conjunto de criterios y de métodos de carácter particular, sujetos a la fórmula tarifaria general, resumidos por medio de una fórmula, en virtud de los cuales cada Comercializador puede, directamente, y de tiempo en tiempo, modificar las tarifas que cobra a sus Usuarios Regulados. Cuando se haga referencia a fórmula tarifaria debe entenderse fórmula tarifaria específica.
FÓRMULA TARIFARIA GENERAL: C
onjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se regula, a los Comercializadores de gas que atienden a Usuarios Regulados, la tarifa promedio por unidad de gas combustible suministrada en cualquier mes.
GAS COMBUSTIBLE:
Es cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.
GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP):
Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseosos en condiciones atmosféricas, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está principalmente constituido por propano y butano.
GAS NATURAL:
Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.
GAS NATURAL COMPRIMIDO (GNC):
Es una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes cilíndricos de alta resistencia.
HORIZONTE DE PROYECCIÓN:
Período de tiempo fijado en 20 años, utilizado para simular el comportamiento de las variables de demanda y gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la utilización de la Inversión Base.
MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN:
Conjunto de usuarios, con la infraestructura de distribución asociada, para el cual la CREG establece cargos por uso de la red de distribución.
NIVEL I DE CONSUMO:
Rango de consumo, expresado en metros cúbicos, al que pertenece un usuario cuyo consumo mensual de gas combustible es inferior al Consumo Límite.
NIVEL II DE CONSUMO:
Rango de consumo, expresado en metros cúbicos, al que pertenece un usuario cuyo consumo mensual de gas combustible es igual o superior al Consumo Límite.
PÉRDIDAS DE GAS EN DISTRIBUCIÓN:
Es la diferencia entre el gas combustible medido en Puerta(s) de Ciudad y el gas combustible medido en las conexiones de los usuarios, excluyendo el gas combustible empleado para consumo propio de las actividades de distribución.
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.
RED LOCAL:
Es el conjunto de redes o tuberías que conforman el sistema de suministro del servicio público a una comunidad en el cual se derivan las acometidas de los inmuebles.
SENDA TARIFARIA:
Conjunto de Cargos Máximos de Distribución definidos por el Distribuidor para cada uno de los años de un horizonte de diez años.
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN:
Es una red de gasoductos que transporta gas combustible desde una estación de Puerta de Ciudad hasta las instalaciones del consumidor final, sin incluir su conexión y medición
TRIBUTO NUEVO:
Tributo que afecta los costos en que incurre el prestador del servicio público domiciliario de gas combustible, establecido por autoridad competente con posterioridad a la expedición de la resolución que establece los criterios generales para determinar la remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y la fórmulas generales para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería. No se incluyen como Tributo Nuevo las modificaciones a los tributos constituidos con anterioridad a la expedición de la resolución mencionada.
UNIDAD CONSTRUCTIVA:
Componente del Sistema de Distribución que se utilizará para su valoración.
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. Este consumo se mide de conformidad con lo establecido en el Artículo 30 de la presente Resolución 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 500.000 pcd o menos hasta el 31 de diciembre de 2001; de 300.000 pcd o menos hasta el 31 de diciembre de 2004; y de hasta 100.000 pcd a partir del primero de enero de 2005. Este consumo se mide de conformidad con lo establecido en el Artículo 30 de la presente Resolución o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. Para todos los efectos un Usuario Regulado es un Pequeño Consumidor.
VALOR DEL SERVICIO:
Es el resultado de aplicar la tarifa por unidad de consumo a las cantidades consumidas durante el período de facturación correspondiente, más el cargo fijo, si la fórmula tarifaria específica lo incluye. El valor equivale al costo y es la base para el cálculo de la contribución pagada por los consumidores obligados a ella, de acuerdo con la Ley 142 de 1994.
Artículo 3
ÁMBITO DE APLICACIÓN.
Esta Resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados en cualquier lugar del país, con excepción de aquellos lugares donde la prestación del servicio se haga bajo régimen de exclusividad.
CAPITULO II
CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Artículo 4. MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN.
Para la aplicación de lo dispuesto en la presente Resolución se adoptarán los siguientes mercados relevantes:
a)
Mercado relevante para zonas geográficas ya atendidas
: el mercado relevante que se tendrá en cuenta para el cálculo tarifario en las zonas geográficas ya atendidas, será definido por la CREG con base en la propuesta que presente cada Distribuidor, la cual podrá incluir el mercado servido actualmente por la empresa Distribuidora, o la desagregación del mismo contenida en su solicitud tarifaria.
b)
Mercado relevante para zonas geográficas sin atender:
será definido por la CREG con base en una propuesta del agente que tendrá en cuenta que este mercado debe ser un área geográfica cuyas características demográficas, económicas y urbanísticas le imputan al Distribuidor un costo similar de prestación del servicio de distribución de gas combustible por red en los municipios de dicha zona. Para verificar que el mercado propuesto por el agente presenta costos similares la CREG tendrá en cuenta, entre otros factores, el consumo promedio por usuario, las principales actividades económicas de la zona atendida, los kilómetros de red por usuario y los habitantes por kilómetro cuadrado
Artículo 5.
PRINCIPIOS GENERALES.
La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución tendrá en cuenta los siguientes principios generales:
a) Los cargos por uso de los Sistemas de Distribución serán aprobados por la CREG de forma tal que los usuarios finales de las redes paguen un cargo único por su uso al Comercializador que los atiende, independientemente del número de propietarios de las redes.
b) Los cargos remunerarán al Distribuidor la infraestructura necesaria para llevar el suministro desde el Punto de Salida del Sistema Nacional de Transporte, hasta el punto de entrega al usuario. Incluyen los costos de conexión del Sistema de Distribución al Sistema de Transporte, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo Sistema de Distribución.
c) En el caso de Sistemas de Distribución en los cuales existan activos de dos o más propietarios, corresponde a éstos acordar la remuneración de cada propietario individual de los activos, con base en los cargos que la CREG apruebe para el mercado atendido por tal Sistema de Distribución.
d) Los comercializadores de Usuarios Regulados, los Usuarios No Regulados atendidos a través del respectivo Comercializador, y otros Agentes que sean usuarios de Sistemas de Distribución, pagarán a los Distribuidores los cargos aprobados por la CREG, de acuerdo con la metodología para el cálculo de estos cargos que se define en la presente resolución.
e) Cuando un Distribuidor demuestre que una parte del Sistema de Distribución, está siendo utilizado en forma exclusiva por un grupo de usuarios, podrá solicitar a la CREG la aprobación de cargos específicos para ese grupo de usuarios por el uso del sistema, mediante solicitud motivada y debidamente sustentada en un estudio técnico.
Artículo 6. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA.
La actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería se remunerará utilizando la metodología de ingreso medio escalonado, calculado con base en costos medios de mediano plazo como se establece en la presente Resolución.
Artículo 7.
METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS MEDIOS DE MEDIANO PLAZO.
Los costos medios de mediano plazo para el mercado relevante de Distribución se calculan a partir de la Inversión Base, el Costo del Capital Invertido, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AO&M) y la Demanda de Volumen del mercado correspondiente:
7.1 INVERSIÓN BASE
La Inversión Base comprenderá la Inversión Existente a la fecha de la solicitud tarifaria y el Programa de Nuevas Inversiones que proyecte el Distribuidor:
a) Inversión Existente a la fecha de la solicitud tarifaria en activos propios de la operación (gasoductos, estaciones de regulación, accesorios y otros) y otros activos.
Los activos correspondientes a la Inversión Existente incluyen las Unidades Constructivas reconocidas en la última revisión tarifaria más las Unidades Constructivas ejecutadas durante el período tarifario anterior.
Activos propios de la operación:
Los Distribuidores deberán realizar un inventario de los activos que efectivamente utilizan en la prestación del servicio, siempre y cuando se trate de activos asociados a redes locales . Este inventario se debe realizar de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 1, y reportarse con base en los Formatos establecidos en el Anexo 2.
Otros Activos:
Corresponden a activos requeridos en las actividades de distribución como: Maquinaria, Muebles, y Equipos de Cómputo.
Parágrafo 1.
La Comisión podrá ordenar la verificación de los inventarios de activos en servicio que los Distribuidores reporten en su solicitud tarifaria.
Parágrafo 2.
En caso de requerirse, el Distribuidor podrá solicitar a la Comisión la especificación de nuevas unidades constructivas. La CREG estudiará la solicitud y con base en ella evaluará la definición nuevas Unidades Constructivas.
b) Programa de Nuevas Inversiones en activos propios de la operación y en otros activos
La empresa reportará el Programa de Nuevas Inversiones que proyecta realizar durante el siguiente Período Tarifario en pesos de la Fecha Base, así como la fecha de entrada en operación de la inversión en activos propios de la operación o la fecha de ejecución en otros activos. Las inversiones proyectadas reportadas por la empresa serán revisadas y ajustadas, de ser necesario, de conformidad con la Demanda de Volumen y demás criterios que adopte la CREG para establecer la Inversión Base.
El Distribuidor presentará a la Comisión planes quinquenales indicando las metas de cobertura anual y dará cuenta de dichos planes a la Unidad de Planeación Minero-Energética del Ministerio de Minas y Energía, para lo de su competencia.
En el evento en que un Distribuidor ejecute durante el Período Tarifario vigente una inversión no prevista en el respectivo Programa de Nuevas Inversiones presentado a la CREG en su solicitud de cargos, estos activos podrán ser considerados en la revisión de los cargos que se efectúe a mitad del Período Tarifario, tal y como lo establece el Artículo 9º de esta Resolución, o en el próximo período tarifario. En el entretanto la remuneración de estas inversiones se efectuará de conformidad con los cargos regulados vigentes para el Sistema de Distribución del cual se derive. Así mismo, las desviaciones al Programa de Nuevas Inversiones se ajustarán en la revisión de los cargos que se efectúe a mitad del Período Tarifario.
Los activos correspondientes al Programa de Nuevas Inversiones se reportarán de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 1, empleando los Formatos establecidos en el Anexo 2.
c) Inversiones no incluidas en los cargos de distribución
.
Las inversiones correspondientes a activos tales como Conexiones, y otros activos no requeridos para el desarrollo de la actividad de distribución de gas combustible, no serán consideradas para los cálculos de los cargos de distribución.
7.2 VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN BASE
La valoración de los activos reportados en el inventario de la Inversión Base se hará de la siguiente forma:
a) El valor de la Inversión Existente, será la suma del costo reconocido en la última revisión tarifaria para las Unidades Constructivas existentes y reportadas en dicho momento; más el costo reconocido en la última revisión tarifaria para las Unidades Constructivas efectivamente ejecutadas durante el período tarifario anterior. Bajo ninguna circunstancia se incluirá en el monto de las inversiones base aquellos activos propios de la operación retirados del servicio.
b) El Programa de Nuevas Inversiones se valorará utilizando los costos unitarios eficientes que defina la Comisión para cada Unidad Constructiva prevista por el Distribuidor en dicho programa.
7.3 COSTO DE CAPITAL INVERTIDO
En acto administrativo independiente la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá las bases metodológicas y la tasa de costo de capital invertido para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.
7.4 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (AO&M)
Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AO&M) que debe aplicar cada empresa se determinarán con base en la metodología de estimación de frontera de eficiencia que se describe en el Anexo 3. La proyección de gastos de AO&M durante el Horizonte de Proyección deberá ser reportada por las empresas en pesos de la Fecha Base.
7.5 DEMANDAS DE VOLUMEN
La empresa reportará, para el Horizonte de Proyección, los volúmenes anuales (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al Anexo 4 tanto para Usuarios Regulados como para Usuarios No Regulados. Para la elaboración de estas proyecciones el Distribuidor utilizará las metodologías que recomiende la Unidad de Planeación Minero Energética contenidas en el Anexo 5. Dichas proyecciones deberán ser enviadas a la UPME para su evaluación metodológica.
Una vez se reciba el concepto de la UPME, la CREG analizará esta información, la confrontará con información disponible en la Comisión y podrá exigir al Agente explicaciones y correcciones de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición.
Para el cálculo de los cargos de distribución se reconocerán pérdidas de gas en el Sistema de Distribución del 2.5%.
7.6 CÁLCULO DE COSTOS MEDIOS DE MEDIANO PLAZO
La CREG establecerá para cada Sistema de Distribución Costos Medios de Mediano Plazo para remunerar los gastos de AO&M y la Inversión Base correspondiente. La estimación de los Costos Medios para la prestación del servicio de distribución se basa en el cálculo de valores presentes, de la siguiente forma:
a) La Inversión Existente se trae a precios de la Fecha Base utilizando el Índice de Precios al Productor.
b) Para cada uno de los años del Periodo Tarifario se toma el Programa de Nuevas Inversiones correspondiente y se descuenta a valor presente de la Fecha Base, utilizando la tasa de Costo del Capital Invertido.
c) Se calcula el valor presente de los Gastos de AO&M determinados como se indica en la presente Resolución. Estos gastos serán descontados con la tasa de Costo del Capital Invertido;
d) Se calcula el valor presente de la Demanda de Volumen correspondiente a la Inversión Base. Esta demanda será descontada con la tasa de Costo del Capital Invertido.
e) Los Costos Medios correspondientes se determinarán como la relación entre el valor presente de los costos de inversión y los gastos de AO&M según se establece en los literales a), b) y c); y el valor presente de la Demanda de Volumen (literal d).
7.7 CÁLCULO DE LOS ESCALONES DE INGRESO MEDIO
Para aquellos distribuidores que lo soliciten y lo justifiquen y para todos los Sistemas de Distribución que cuenten con redes de acero, la Comisión establecerá escalones de Ingreso Medio utilizando la metodología que se describe a continuación:
7.7.1 Ingreso Medio para nivel II de consumo
Para la determinación de los costos medios correspondientes a este nivel de consumo se considerará lo siguiente:
a) Inversiones Base
Incluirá la totalidad de las redes de acero del Distribuidor, las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad, los Centros de Control del Distribuidor y los Otros Activos.
b) Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento
Se considerarán los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento eficientes calculados como se indica en el literal c) del numeral 7.6 de la presente Resolución.
c) Demanda de Volumen
Se utilizará la totalidad de la Demanda de Volumen considerada por el Distribuidor en el Horizonte de Proyección, de que trata el literal d) del numeral 7.6 de la presente Resolución.
El ingreso medio para este nivel de consumo corresponderá al costo medio que se determinará como la relación entre el valor presente de los costos de inversión y los gastos de AO&M según se establece en los literales a) y b) del presente numeral; y el valor presente de la Demanda de Volumen (literal c del presente numeral).
7.7.2 Ingreso Medio para nivel I de consumo
a) Inversiones Base
Incluirá la totalidad de las redes de polietileno del Distribuidor, y las Estaciones Reguladoras de Presión.
b) Demanda de Volumen
Se utilizará la Demanda de Volumen considerada por el Distribuidor en el Horizonte de Proyección para los usuarios cuyos consumos mensuales sean inferiores al Consumo Límite definido para cada mercado.
El Distribuidor establecerá el consumo límite para cada mercado de forma tal que sea superior al consumo promedio de los sectores residencial y comercial.
El ingreso medio correspondiente a este nivel de consumo corresponderá al costo medio que se determine como la suma del costo medio del nivel II de consumo más el costo medio del nivel I de consumo calculado como relación entre el valor presente de los costos de inversión según se establece en los literales a) del presente numeral; y el valor presente de la Demanda de Volumen (literal b del presente numeral).
7.7.3 Condición para la aplicación de los escalones de Ingreso Medio
El Cargo Unitario de Distribución aplicable al subgrupo de consumidores
j
pertenecientes al nivel
i
de consumo (
i
= I, II) en el mes
m
(
Dijm
) será establecido libremente por el Distribuidor con sujeción a la siguiente condición para cada nivel
i
de consumo:
El
Dim
corresponde al Cargo Promedio Máximo Unitario de Distribución (
Dim
) para cada nivel
i
de consumo de que trata el numeral 7.7. Para el cumplimiento de esta condición regulatoria el Distribuidor deberá calcular el factor de ajuste mensual
Kim
que se establece en el numeral 7.7.4 de la presente Resolución.
Parágrafo.
La CREG podrá intervenir la diferenciación de tarifas que diseñe el Distribuidor en caso de considerarlo necesario. En todo caso el Distribuidor no podrá aplicar cargos diferentes para usuarios de un mismo estrato.
7.7.4 Factor de Ajuste del Ingreso Medio
El cálculo del factor de ajuste para el nivel
i
de consumo en el mes
m
,
Kim
, se realizará empleando la siguiente expresión:
donde:
= Cargo Promedio Máximo Unitario de distribución en $/m3 permitido para el nivel
i
en el mes
m-1.
= El ingreso bruto por el uso de las redes de distribución de gas combustible a los usuarios del nivel de consumo
i
en el mes
m-1
. Se calcula de la siguiente manera:
= La cantidad total de gas combustible vendida en m3 a los usuarios de nivel
i
de consumo en el mes
m-1
.
= El promedio semanal de DTF efectivo anual en el mes
m-1
, reportada por el Banco de la República, expresada como interés mensual.
j =
Subgrupo de consumidores del nivel
i
de consumo.
En el primer mes del nuevo período tarifario el valor de
Kim
será cero. En los meses siguientes, el factor de corrección (que puede ser positivo o negativo) se calculará de acuerdo con la fórmula anterior.
7.8 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL INGRESO MEDIO DE DISTRIBUCIÓN
El cargo de distribución aprobado por resoluciones particulares de la CREG, expresado en pesos de la fecha base, se actualizara mes a mes de acuerdo con la siguiente fórmula general:
donde,
= Cargo Promedio Máximo Unitario de distribución correspondiente al mes
m
de prestación del servicio, aplicable a los usuarios de nivel
i
de consumo.
= Cargo Promedio Máximo Unitario de distribución aplicable a los usuarios de nivel
i
de consumo, aprobado por resolución de la CREG y expresado en precios de la Fecha Base.
= Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para el mes (
m-1
).
= Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para la Fecha Base del cargo por distribución
Di0
.
XD
= Factor de productividad mensual de la actividad de distribución. Inicialmente dicho factor será igual a cero hasta tanto la Comisión de Regulación de Energía y Gas concluya los estudios que permitan establecerlo.
Artículo 8. ESTRCUTURA DEL CARGO DE DISTRIBUCIÓN.
Las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados, podrán diseñar diferentes estructuras de cargos fijos y cargos variables del cargo de distribución para los usuarios de nivel II de consumo de acuerdo con la siguiente expresión:
donde:
DIIm
= Cargo máximo de distribución correspondiente al mes
m
de prestación del servicio, aplicable a los usuarios de nivel II de consumo.
DvIIm
= Cargo Variable Máximo Unitario en $/m3 aplicable a usuarios del grupo
j
del nivel de consumo II en el mes
m
.
DfIIjm
= Cargo Fijo Máximo Unitario en $/factura aplicable a usuarios del grupo
j
del nivel de consumo II en el mes
m
.
aIIjm
= Fracción del Cargo Máximo Unitario de Distribución (
Dim
) asignado al Cargo Fijo Máximo Unitario aplicable a usuarios del grupo
j
del nivel de consumo II en el mes
m
.. Podrá tomar valores entre 0.0
aijm
0.5 y se mantendrá sin modificación por períodos no inferiores a seis (6) meses.
QIIjm
= Consumo facturado por la empresa a los usuarios del grupo
j
del nivel de consumo II durante el trimestre anterior al mes
m
.
FIIjm
= Número total de facturas expedidas a los usuarios del grupo
j
del nivel de consumo II durante el trimestre anterior al mes
m
, sin considerar las debidas a errores de facturación.
El Comercializador calculará mensualmente dichos cargos y los publicará conforme se establece en el Artículo 31 de la presente Resolución.
Para los usuarios pertenecientes al Nivel I de consumo, el cargo de distribución será totalmente variable.
Parágrafo.
Cuando el Comercializador no cuente con datos sobre facturación y consumo del trimestre anterior al mes
m
en un mercado en particular, deberá aplicar un
IIjm
igual a cero hasta tanto cuente con la información necesaria para calcular el cargo fijo.
Artículo 9.
REVISIÓN DEL CARGO DE DISTRIBUCIÓN.
A mitad del período tarifario, contado a partir de la fecha de expedición de la resolución que establece el cargo de distribución para cada mercado, la CREG solicitará a las empresas el reporte de las inversiones en activos de distribución efectivamente ejecutadas y la demanda realmente atendida, con el objeto de que las desviaciones respecto a las proyecciones iniciales sean incorporadas en el cargo de distribución y den lugar a las respectivas modificaciones al mismo. En todo caso, en la revisión se tendrá en cuenta que la Ley no permite trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, y obliga a compartir con éstos las mayores eficiencias.
Artículo 10.
SENDA TARIFARIA PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN.
Para los mercados que al momento de la solicitud tarifaria no cuenten con cargos de distribución aprobados y por ende donde no se haya iniciado la prestación del servicio, el Distribuidor podrá establecer una senda tarifaria para el cargo de distribución. Dicha senda estará conformada por un conjunto de cargos máximos de distribución establecidos libremente por el Distribuidor para un período de diez años en un mercado determinado, con la obligación de no modificarla dentro de este período de tiempo. La aplicación de esta senda requiere aprobación, mediante resolución, por parte de la CREG.
10.1 CARACTERÍSTICAS DE LA REGULACIÓN POR SENDA TARIFARIA
El conjunto de cargos de distribución que conforman la senda tarifaria tiene las siguientes características:
a) Es inmodificable, salvo en los casos excepcionales previstos en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994.
b) No otorga exclusividad al Distribuidor. El carácter de no-exclusividad sobre el mercado permite a otros agentes su entrada al mismo con la obligación de ofrecer una senda al menos igual a la establecida por el Distribuidor inicial.
c) La senda se refiere únicamente al cargo de distribución. Los demás componentes de la fórmula tarifaria corresponden a los valores regulados conforme lo establece la fórmula general.
d) Al cabo de los diez años, el Distribuidor que haya optado por la senda tarifaria deberá someterse al régimen regulatorio que defina la Comisión.
10.2 Condiciones para adoptar la senda tarifaria
a) Para optar por el conjunto de cargos que conforman la Senda Tarifaria el Distribuidor divulgará de manera efectiva y en forma clara y precisa toda la información pertinente, entre otros medios, mediante el contrato de condiciones uniformes.
b) Un mes antes de la expedición del acto administrativo mediante el cual la CREG adopta la senda tarifaria, el Distribuidor solicitante hará pública esta senda en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde pretenda aplicar esta senda como en uno de circulación nacional. Los comentarios que reciba la Comisión al respecto serán considerados en la decisión de aprobación de la senda.
Artículo 11. INGRESO MEDIO PARA NUEVOS MERCADOS.
Cuando el Distribuidor prefiera emplear la metodología de ingreso medio para mercados nuevos, en lugar de la senda tarifaria, podrá hacerlo bajo las siguientes condiciones:
a) Si el nuevo mercado es comparable a un mercado cercano ya atendido por un Distribuidor, el Distribuidor interesado podrá solicitar a la CREG su aprobación para aplicar el cargo de distribución establecido para el mercado ya atendido.
b) Si el nuevo mercado no es comparable a un mercado cercano con cargo de distribución aprobado, o cuando el Distribuidor que desee atenderlo lo requiera, podrá tramitar ante la CREG la solicitud tarifaria, conforme lo establece esta resolución.
Artículo 12. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDAD MÚLTIPLE.
Si en un Sistema de Distribución existen dos o más propietarios, o cuando un Distribuidor utiliza activos de terceros para uso general, el procedimiento que se aplicará para la asignación de la remuneración y para la administración, operación y mantenimiento (AO&M) del respectivo sistema tendrá en cuenta las siguientes reglas generales:
a) La asignación de los ingresos que remuneran la Inversión Base de distribución, considerados por la CREG para establecer los cargos regulados de este servicio, se efectuará de acuerdo con el porcentaje de participación en la Inversión Base de cada Distribuidor.
b) La Administración, Operación y Mantenimiento de dichos activos será realizada por el Distribuidor que acuerden las partes, y le corresponderá el Cargo de AO&M que establezca la CREG para el mercado correspondiente.
Parágrafo 1
. Cuando sea necesario realizar la reposición de redes de terceros que sean de Uso General, la obligación de reposición corresponde en primer lugar al propietario del activo. Si éste no hace la reposición oportunamente, el Distribuidor que está utilizando dicho activo deberá realizarla. En este caso, el Distribuidor ajustará la remuneración al tercero de conformidad con el esquema regulatorio que esté vigente y con la reposición efectuada.
Parágrafo 2.
La enajenación de las obras de infraestructura construidas por un suscriptor o usuario dentro de un Sistema de Distribución de gas combustible en ningún caso podrá ser a título gratuito.
Artículo 13.
REMUNERACIÓN POR EL USO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN POR PARTE DE OTROS DISTRIBUIDORES.
Cuando un Distribuidor utiliza la red de otro Distribuidor para atender un nuevo mercado o una parte del mercado servido por el agente inicial, el cargo por uso de esas redes dependerá del nivel de consumo del segundo Distribuidor. Este segundo agente será tratado como un usuario más, y la remuneración por el uso de las redes que recibirá el Distribuidor inicial corresponderá al cargo máximo del escalón respectivo, en caso de que el mercado cuente con escalones de cargos, o será pactada entre los Distribuidores cuando el mercado cuente con un único cargo de distribución. Por ningún motivo la tarifa a usuario final debe superar la establecida por la CREG para cada mercado, con independencia del Distribuidor que preste el servicio. En estos casos las actividades de administración, operación y mantenimiento corresponderán al propietario de las redes.
Artículo 14.
OBLIGACIÓN DE PUBLICAR LOS PLANES DE COBERTURA POR PARTE DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA.
Las empresas Distribuidoras deberán publicar anualmente en forma resumida y en un medio de amplia difusión, el plan quinquenal de cobertura que presentaron a la Comisión para la aprobación de la fórmula tarifaria, con las correspondientes actualizaciones anuales incluyendo los resultados obtenidos en desarrollo del mismo. Los planes de cobertura deberán asegurar igualdad de oportunidades de suministro y de calidad del servicio a todos los estratos. No podrá haber tratamientos discriminatorios hacia ningún estrato.
Artículo 15.
REMUNERACIÓN POR EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN A USUARIOS NO REGULADOS.
Las empresas Distribuidoras serán remuneradas por los servicios que presten a los Usuarios no Regulados, de acuerdo con las siguientes modalidades:
a)
Entrega de gas en las redes del Distribuidor.
Cuando así lo convengan, la remuneración tendrán los siguientes componentes: el de la venta del gas combustible, que será libremente pactada entre las partes, sobre la base de que se paguen los costos del combustible; los cargos por transporte a que haya lugar y los cargos por conexión y cargo por uso de la red de distribución.
b)
Publicidad y Neutralidad.
Los cargos ofrecidos por el Distribuidor serán de conocimiento público y neutrales frente a los usuarios.
Artículo 16.
SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES EN LA DISTRIBUCIÓN.
Los Distribuidores que realicen la actividad de comercialización en su mercado, deberán separar contablemente su actividad de distribución de la de comercialización de acuerdo con las normas expedidas por la Comisión o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Artículo 17.
FÓRMULAS DE CONVERSIÓN DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL Y CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GLP.
La metodología para establecer los factores de equivalencia energética,
fe
,
para hacer correspondientes los Cargos de Distribución de gas natural con los Cargos de Distribución de GLP por redes de tubería, expresados en $/m3 requerirá el procedimiento consignado en el Anexo 6 de esta Resolución.
Parágrafo.
La empresa que solicite la conversión del cargo de distribución deberá, si es el caso, reportar a la Comisión: a) las inversiones adicionales requeridas para la distribución del nuevo combustible de acuerdo con las Unidades Constructivas establecidas para tal fin; y b) las Unidades Constructivas que se retiren del servicio, las cuales serán excluidas en la Inversión Base.
Artículo 18.
VIGENCIA DE LOS CARGOS.
Los cargos por uso de los Sistemas de Distribución que apruebe la Comisión tendrán una vigencia de cinco (5) años, contados a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe la fórmula tarifaria específica correspondiente.
Artículo 19.
ACTUACIÓN PARA LA DEFINICIÓN DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN
.
La empresa solicitará a la CREG la definición de fórmulas tarifarias siguiendo el siguiente trámite:
a) La empresa remitirá a la CREG, la información dispuesta en el Artículo 5 del Código Contencioso Administrativo, y las demás informaciones pertinentes que se describen adelante, en esta resolución.
b) Cuarenta y cinco (45) días después de recibida la propuesta y cumplidos todos los requerimientos de información solicitados por la CREG, se aplicará la metodología respectiva, se definirá la propuesta de fórmula específica para cada mercado y se someterá a consideración de la Comisión la resolución definitiva, salvo que se requiera practicar pruebas, caso en el cual el término aquí señalado se suspenderá durante el trámite de las pruebas.
Parágrafo.
Los Distribuidores cuyo cargo de distribución haya concluido el período tarifario deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los cargos aplicables durante el próximo período tarifario, sujetos a la metodología establecida en la presente resolución, a más tardar, dentro de los dos meses siguientes de la entrada en vigencia de la presente Resolución.
Artículo 20.
INFORMACIÓN QUE DEBE CONTENER LA SOLICITUD.
Los estudios tarifarios que se presenten a la Comisión deben contener la información especificada en los Anexos 2, 3, 4, 5 y 7 de esta resolución; los archivos en medio magnético, conteniendo los planos de todos los Sistemas de Distribución que conforman la(s) solicitud(es) tarifaria(s); y la composición del patrimonio de los accionistas o propietarios de la empresa de servicios públicos que hace la solicitud.
Sin embargo, la Comisión podrá solicitar otra información que considere relevante para el desempeño de sus funciones
.
Parágrafo.
Dentro de los cinco (5) días siguientes al envío de la información a la Comisión, cada Distribuidor deberá publicar en un diario de amplia circulación en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional, un resumen de la solicitud tarifaria presentada a la Comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar ante la CREG observaciones sobre tal solicitud, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación. Adicionalmente, deberá enviar a la Comisión copia del aviso de prensa respectivo.
Artículo 21. PRUEBAS.
La aprobación de los cargos de distribución para cada mercado se adelantará dando aplicación a la presunción de buena fe prevista en el Artículo 83 de la Constitución. Se presumirá, por tanto, que las informaciones que aporte el peticionario a la Comisión son veraces, y que los documentos que entregue son auténticos. Sin embargo, dentro del mes siguiente a la fecha en que el Distribuidor haga la publicación mediante la cual divulgue los cargos que propone aplicar, determinados según la metodología general aprobada por la Comisión, y habiendo oído a los interesados que intervengan, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, o si la Comisión considera necesario decretar pruebas, el Director Ejecutivo podrá ordenarlas, de acuerdo con lo establecido por el Artículo 108 de la Ley 142 de 1994.
CAPITULO III
FÓRMULA TARIFARIA PARA LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES A USUARIOS REGULADOS
Artículo 22.
PRESTADORES DEL SERVICIO DE COMERCIALIZACIÓN.
Conforme al Artículo 3 de esta Resolución, sólo podrán prestar el servicio de comercialización las personas de que trata el Título I de la Ley 142 de 1994.
Artículo 23.
METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DEL CARGO BASE DE COMERCIALIZACIÓN.
El cargo base de comercialización
Co
corresponde a la suma de los siguientes componentes:
a) Los gastos atribuibles a la actividad de comercialización que resulten de aplicar la metodología de Análisis Envolvente de Datos, tal como se describe en el Anexo 8 de esta resolución.
b) El costo mensual equivalente de las inversiones en equipos de cómputo, paquetes computacionales y demás herramientas utilizadas directamente en la actividad de comercialización. Para calcular dicha mensualidad se utilizará la tasa de Costo de Capital que se establece en esta resolución para la actividad de Distribución.
c) El costo mensual equivalente al ingreso promedio mensual del año calendario anterior a la solicitud tarifaria. Para calcular dicha mensualidad se utilizará la tasa de Costo de Capital que se establece en la presente resolución para la actividad de Distribución.
Artículo 24. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CARGO DE COMERCIALIZACIÓN.
El Cargo de Comercialización se actualizará mensualmente utilizando la siguiente fórmula:
donde,
= Cargo máximo de comercialización, expresado en pesos por factura, correspondiente al mes
m
de prestación del servicio.
= Cargo base de comercialización aprobado por la CREG para cada mercado, expresado en pesos por factura, a precios de la Fecha Base.
= Índice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para el mes (
m-1
).
= Índice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para la fecha base del cargo por comercialización
.
Xc
= Factor de productividad mensual de la actividad de comercialización.
Inicialmente dicho factor será igual a cero hasta tanto la Comisión de Regulación de Energía y Gas concluya los estudios que permitan establecerlo.
.
Artículo 25.
NEUTRALIDAD.
Al vender gas combustible por redes de tubería, los Comercializadores no discriminarán entre personas o clases de personas, salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta. Los Comercializadores no restringirán, distorsionarán o evitarán la competencia en la Producción, Transporte, Distribución o Comercialización del gas. Asimismo, no podrán abusar de su posición dominante en la fijación de precios.
Artículo 26.
SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES EN LA COMERCIALIZACIÓN A USUARIOS REGULADOS.
Los Comercializadores deberán separar contablemente la actividad de Comercialización a Usuarios Regulados de cualquier otra actividad que desarrollen y la llevarán a cabo de acuerdo con el Plan de Cuentas establecido por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Artículo 27.
OBLIGACIÓN DE COMPRAR GAS COMBUSTIBLE EN LAS MEJORES CONDICIONES OBJETIVAS.
Conforme a lo dispuesto en los Artículos 35, 73.16 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, los comercializadores de gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados, deben hacer uso de reglas que aseguren procedimientos abiertos, igualdad de condiciones entre los proponentes y su libre concurrencia teniendo en cuenta las fuentes disponibles y la oferta de cualquier Productor-Comercializador o Comercializador.
Para ello solicitarán y darán oportunidad a los productores-comercializadores y comercializadores para que presenten sus propuestas de venta las cuales serán evaluadas con base en factores de precio y condiciones de suministro. Las empresas distribuidoras deberán realizar todas las compras de gas destinadas a cubrir la demanda del mercado regulado, mediante convocatorias públicas que aseguren la libre competencia de los oferentes.
Todo Comercializador que atienda Usuarios Regulados deberá tener contratos escritos vigentes de suministro y transporte de gas combustible que aseguren la continuidad del servicio al mercado atendido.
Para estimular la concurrencia entre Productores-Comercializadores o Comercializadores, los esquemas de solicitud utilizados para atender la demanda de cada empresa deberán permitir la oferta de suministros parciales por distintos productores-comercializadores o comercializadores. Esta obligación también se aplicará cuando la empresa Comercializadora modifique los contratos existentes, si se modifica también el precio efectivo previsto en esos contratos.
Parágrafo.
Todos los contratos de compra y venta de gas combustible deberán ser enviados a la Comisión y a la Superintendencia, cuando de conformidad con la Ley éstas lo soliciten.
Artículo 28.
OBLIGACIÓN DE RECAUDAR LA CONTRIBUCIÓN DE SOLIDARIDAD.
Las empresas comercializadoras serán responsables de recaudar la contribución de solidaridad de que trata la Ley 142 de 1994 y la Ley 286 de 1996. La transferencia de contribuciones se hará de acuerdo con los reglamentos que establezca el Gobierno Nacional sobre “Fondos de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos”.
Artículo 29.
DISPOSICIONES ESPECIALES PARA COMERCIALIZACIÓN DE GAS A USUARIOS NO REGULADOS.
El Comercializador podrá celebrar contratos de suministro y de transporte de gas destinados exclusivamente a atender el mercado de Usuarios No Regulados. Los precios y demás condiciones de dichos contratos deberán sujetarse a las disposiciones vigentes establecidas por la CREG para el transporte y suministro de gas, cuando esto sea aplicable.
Los precios correspondientes al suministro y transporte del gas destinado a los Usuarios No Regulados no se incluirán en el cálculo de los costos de suministro y transporte de gas (
Gm
y
Tm
), conforme a lo previsto en los Artículos 37 y 38 de esta Resolución.
Los comercializadores podrán suministrar gas natural a precios acordados libremente sólo a quienes se definen como Usuarios No Regulados conforme a los criterios establecidos en el capítulo I y en el Artículo 30 de esta resolución.
Artículo 30.
ELEGIBILIDAD PARA COMERCIALIZACIÓN A USUARIOS NO REGULADOS.
Para determinar si la demanda de un usuario cumple con el límite establecido en el capítulo I de esta resolución para Usuarios No Regulados, el Comercializador deberá tener en cuenta:
a) Para instalaciones existentes, la demanda se calculará como el promedio de las demandas diarias bajo condiciones normales de operación medida en el sitio individual de entrega durante los tres meses anteriores a la fecha en que se verifica la condición. Las instalaciones existentes que prevean incrementos en consumo podrán acogerse a lo dispuesto en el literal b) del presente Artículo.
b) Para nuevas instalaciones, se calculará una demanda diaria promedio esperada con referencia a las características de demanda de un consumidor de condiciones similares ya conectado, o en su defecto el nuevo consumidor deberá demostrar que las características de su negocio e instalaciones producirán demandas diarias superiores a los límites establecidos, de acuerdo con procedimientos técnicos apropiados.
c) Si en cualquier año de vigencia del contrato, la demanda promedio durante los 12 meses de operación de un consumidor que correspondía a una nueva instalación atendida como Usuario No Regulado, resulta ser inferior en un 20% o más al límite establecido, el Comercializador lo atenderá como Usuario Regulado y estará sujeto a las regulaciones respectivas para este tipo de usuarios.
Artículo 31. PUBLICIDAD.
Mensualmente, el Comercializador respectivo hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, las tarifas que aplicará a los usuarios.
Dicha publicación incluirá los valores estimados de Costo Promedio Unitario para compras de gas (
Ge
) y Costo Promedio Unitario de Transporte de Gas
(Te)
en USD, así como los valores calculados para el Cargo Variable de Distribución, el Cargo Fijo y el Cargo Máximo de Comercialización (C
m
), los cuales serán publicados en moneda nacional. Así mismo, deberán publicarse los parámetros
aijm
.
Los nuevos valores deberán ser comunicados por el Comercializador a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Parágrafo.
El Comercializador deberá suministrar en la factura el precio por kilovatio hora equivalente del energético comercializado.
CAPITULO IV
FÓRMULA TARIFARIA PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA
Artículo 32. FÓRMULAS TARIFARIAS PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA.
Las Fórmulas Tarifarias Generales aplicables a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, serán las siguientes:
a) la aplicable a Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de distribución de gas natural por red;
b) la aplicable a Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de distribución atendidos con GNC; y
c) la aplicable a Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de distribución de GLP.
Artículo 33. FÓRMULAS TARIFARIAS PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS NATURAL POR REDES DE TUBERÍA.
La Fórmula Tarifaria aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de gas natural por redes de tubería, tendrá los siguientes componentes de cargos:
Cargo variable:
Cargo fijo:
donde:
i
= Nivel
i
de consumo
j
= Subgrupo
j
de usuarios dentro del nivel
i
de consumo
m
= Mes de prestación del servicio
Gm
= Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural en el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el mes
m
.
Tm
= Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el mes
m
.
Dvijm
= Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el mes
m
correspondiente al subgrupo
j
de usuarios del nivel
i
de consumo. No incluye la conexión. Este componente debe cumplir con la condición establecida en el numeral 7.7.3 relacionada con la restricción al ingreso medio por nivel de consumo.
Dfijm
= Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en el mes
m
correspondiente al subgrupo
j
del nivel II
de consumo. Este componente es igual a cero para los usuarios de nivel I de consumo.
Kim
= Factor de corrección del mes
m
para el nivel
i
de consumo, expresado en $/m3 del mes
m
, que puede ser positivo o negativo. Este factor está sujeto a la condición que se establece en el numeral 7.7.4 de esta Resolución.
Im
= Impuestos nuevos trasladados al usuario en el mes
m
, expresados en $/m3. Este cargo se calculará como el cociente entre el costo total mensual causado por concepto de nuevos impuestos y la demanda total del mercado en el mes anterior (
m-1
).
Cm
= Cargo máximo de comercialización del mes
m
expresado en pesos por factura.
Parágrafo.
Las tarifas aplicables para los estratos 1 y 2 deberán diferenciar la tarifa correspondiente al consumo básico o de subsistencia de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994.
Artículo 34. TRATAMIENTO DEL
Kst
CAUSADO.
Teniendo en cuenta que a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, se habrán generado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a usuarios residenciales y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el destino o recaudo del ingreso o egreso causado por el
Kst
:
Donde,
t =
año en el cual se efectuará la corrección del
Mst
.
= promedio diario de DTF efectivo anual en el año
t-1
, reportada por el Banco de la República, expresada como interés anual.
35.1 DEVOLUCIÓN DE COBROS SUPERIORES AL
Mst
Si el
Kst
resulta negativo, el monto total del cobro superior al
Mst
efectuado a los usuarios del servicio estará dado por la siguiente expresión:
Las empresas acreditarán este monto en seis facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia
(t-1)
, discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG-015 de 1999. Se entenderá que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al mes de entrada en vigencia de la nueva fórmula tarifaria específica y se distribuirán en un período de 6 meses. La fórmula de acreditación por factura para un usuario
n
es la siguiente:
donde
Qn(t-1)
corresponde al volumen facturado al usuario
n
en el período tarifario (
t-1),
se entiende que:
35.2 RECAUDO DE MONTOS DEJADOS DE COBRAR
Si el
Kst
resulta positivo, el monto total de los valores dejados de cobrar a los usuarios del servicio estaría dado por la siguiente expresión:
Las empresas cobrarán este monto en seis facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia
(t-1)
, discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG-015 de 1999. Se entenderá que los cobros se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al mes de adopción de entrada en vigencia de la nueva fórmula tarifaria específica y se distribuirán en un período de 6 meses. La fórmula de cobro por factura para un usuario
i
es la siguiente:
donde
Qn(t-1)
corresponde al volumen facturado al usuario
n
en el período tarifario
(t-1)
, se entiende que:
Parágrafo 1.
Para la aplicación del procedimiento establecido en los numerales 35.1 y 35.2 con respecto al Kst del período
(t-1)
, el Comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones o recaudos efectuados durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria.
Parágrafo 2.
Para la devolución o el recaudo, según sea el caso, del
Kst
causado durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria, se utilizará el procedimiento establecido en los numerales 35.1 y 35.2 de esta resolución, aplicado sobre el
QR
correspondiente y los usuarios del último mes.
Artículo 35. FÓRMULAS TARIFARIAS PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS NATURAL COMPRIMIDO.
La fórmula tarifaria aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de gas natural comprimido tendrá los siguientes componentes de cargos:
Cargo fijo:
Cargo variable:
donde:
i
= Nivel
i
de consumo
j
= Subgrupo
j
de usuarios dentro del nivel
i
de consumo
m
= Mes de prestación del servicio
Gm
= Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural en el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el mes
m
.
Tm
= Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el mes
m
.
TVm
= Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución independiente.
Pm
= Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3 establecido en resolución independiente por la CREG.
Dvijm
= Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el mes
m
correspondiente al subgrupo
j
de usuarios del nivel
i
de consumo. No incluye la conexión. Este componente debe cumplir con la condición establecida en el numeral 7.7.3 de esta resolución.
Dfijm
= Componente fijo del cargo de distribución, en $/factura, correspondiente al subgrupo
j
del nivel
i
de consumo.
Kim
= Factor de corrección del mes
m
para el nivel
i
de consumo, expresado en $/m3 del mes
m
, que puede ser positivo o negativo. Este factor está sujeto a la condición que se establece en el numeral 7.7.4 de esta resolución.
Im
= Impuestos nuevos trasladados al usuario en el mes
m
, expresados en $/m3. Este cargo se calculará como el cociente entre el costo total mensual causado por concepto de nuevos impuestos y la demanda total del mercado en el mes anterior (
m-1
).
Cm
= Cargo máximo de comercialización expresado en pesos por factura aplicable en el mes
m
de facturación.
Parágrafo 1.
La Comisión podrá incorporar los costos inherentes a la actividad de distribución de gas natural comprimido en la Fórmula General de distribución de gas natural por redes de tubería de que trata el Artículo 34 de la presente Resolución.
Parágrafo 2.
Las tarifas aplicables para los estratos 1 y 2 deberán diferenciar la tarifa correspondiente al consumo básico o de subsistencia de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994.
Artículo 36. COSTO PROMEDIO MÁXIMO UNITARIO PARA COMPRAS DE GAS (Gm).
El Costo promedio máximo para compras de gas natural en el Sistema Nacional de Transporte (
Gm
) se calculará con base en la siguiente fórmula:
Gm
= Costo promedio
máximo unitario en $/m3
para compras de gas natural en el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el mes
m
.
Ge(m
) = Costo promedio unitario estimado y publicado por el Comercializador al inicio del mes
m
para todo el gas comprado en dicho mes, en USD/m3, destinado al mercado de Usuarios Regulados, sin incluir costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados.
TRM(m
) = Tasa de Cambio Representativa del Mercado, certificada por la Superintendencia Bancaria, correspondiente al último día del mes
m.
Parágrafo.
Para la estimación del
Ge(m)
el Distribuidor-Comercializador utilizará el Factor de Carga de los usuarios atendidos durante el mes
m-1,
así como lo dispuesto en los respectivos contratos de suministro. En todo caso, bajo ninguna circunstancia se podrá trasladar a los usuarios costos promedios máximos unitarios de gas superiores al Precio Máximo Regulado, cuando éste se haya establecido, para suministros de gas a Usuarios Regulados.
Artículo 37. COSTO PROMEDIO MÁXIMO UNITARIO DE TRANSPORTE DE GAS (
Tm
) .
El costo promedio máximo unitario de transporte se calculará con la siguiente fórmula:
T m
= Costo promedio
máximo unitario en $/m3
para el transporte de gas natural en el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el mes
m
.
Te(m) = Costo promedio unitario estimado y publicado por el Distribuidor-Comercializador al inicio del mes
m
para el transporte de gas en dicho mes, en USD/m3, destinado a Usuarios Regulados, sin incluir penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados.
TRM(m) =
Tasa de Cambio Representativa del Mercado certificada por la Superintendencia Bancaria, correspondiente al último día del mes
m.
Parágrafo.
Para la estimación del
Te(m)
el Comercializador utilizará el Factor de Carga de los usuarios atendidos durante el mes anterior al mes
m
, así como lo dispuesto en los respectivos contratos de transporte. En todo caso, bajo ninguna circunstancia se podrá trasladar a los usuarios costos promedios máximos unitarios de transporte de gas superiores a los resultantes de aplicar lo dispuesto por la CREG para el servicio de transporte a Usuarios Regulados.
Artículo 38. FÓRMULAS TARIFARIAS PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN DE GLP.
La fórmula tarifaria aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público de distribución domiciliaria de GLP, tendrá los siguientes componentes de cargos:
Cargo fijo:
Cargo variable:
donde:
t
=
Año
t
de aplicación de las fórmulas tarifarias vigentes para el servicio público domiciliario de GLP
Gt
= Ingreso Máximo por Producto del Gran Comercializador de GLP en el año
t
. El
Gt
se define de acuerdo con lo establecido en las fórmulas tarifarias para el servicio público domiciliario de GLP vigentes, expresados en $/galón.
Et
=
Ingreso Máximo por Transporte de GLP en el año
t
, entre los sitios de producción / importación hasta terminales de entrega del producto, de acuerdo con lo establecido con las fórmulas tarifarias para el servicio público domiciliario de GLP vigentes, expresado en $ /galón.
Nt
= Margen del Comercializador Mayorista en el año
t
, de acuerdo con lo establecido con las fórmulas tarifarias para el servicio público domiciliario de GLP vigentes, expresado en $ /galón.
Tt
=
Costo del transporte
terrestre desde los terminales de entrega hasta los municipios donde se distribuye el producto por redes de tubería, calculado de acuerdo con lo establecido por la regulación vigente. Hasta febrero de 2003 lo fija directamente el Distribuidor de acuerdo con las disposiciones que sobre la materia establece el Ministerio de Transporte en $/galón
Resolución CREG-083 de 1997
, la Ley de Fronteras (Ley 191 de 1995) y demás disposiciones relacionadas.
Fv = Factor de conversión volumétrica que se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:
donde:
Qcm-1
=
Cantidad de galones de la mezcla de GLP adquirida por el Distribuidor en el mes
m-1
.
Im-1
=
Inventario final, en galones, del Distribuidor en el mes
m-1.
Im-2
=
Inventario final, en galones , del Distribuidor en el mes
m-2.
Qfm-1
=
Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida de la estación convertidora del Distribuidor, en el mes
m-1
.
Dvijm
= Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en el mes
m
correspondiente al subgrupo
j
de usuarios del nivel
i
de consumo. No incluye la conexión. Este componente debe cumplir con la condición establecida en el numeral 7.7.3 de esta resolución.
Dfijm
= Componente fijo del cargo de distribución, en $/factura, aplicable en el mes
m
correspondiente al subgrupo
j
del nivel
i
de consumo.
Kim
= Factor de corrección del mes
m
para el nivel
i
de consumo, expresado en $/m3 del mes
m
, que puede ser positivo o negativo. Este factor está sujeto a la condición que se establece en el numeral 7.7.4 de esta resolución.
Im
= Impuestos nuevos trasladados al usuario en el mes
m
, expresados en $/m3. Este cargo se calculará como el cociente entre el costo total mensual causado por concepto de nuevos impuestos y la demanda total del mercado en el mes anterior (
m-1
).
Cm
= Cargo máximo de comercialización expresado en pesos por factura aplicable en el mes
m
de facturación.
Parágrafo 1.
Los componentes de la fórmula tarifaria anterior que corresponden a la fórmula general del servicio público de GLP se modificarán cuando la fórmula tarifaria general de este servicio se modifique, complemente o sustituya.
Parágrafo 2.
Cuando se trate de mezclas de propano, la CREG establecerá en resolución aparte las fórmulas aplicables para cada tipo de mezcla.
Parágrafo 3.
Las tarifas aplicables para los estratos 1 y 2 deberán diferenciar la tarifa correspondiente al consumo básico o de subsistencia de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994.
Artículo 39.
AUTORIZACIÓN PARA FIJAR TARIFAS.
Dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la Ley 142 de 1994, las empresas comercializadoras de gas combustible a las que este capítulo se refiere podrán fijar directamente sus tarifas o precios al usuario, dando aplicación a las metodologías o fórmulas tarifarias específicas que la Comisión determine para cada una de ellas.
Artículo 40.
PLAZO DE LA CONSULTA.
La aprobación de la metodología y de las disposiciones contenidas en la presente Resolución, se realizará de acuerdo con el siguiente cronograma:
a) Las observaciones por parte de los Agentes y de los terceros interesados en la decisión que adoptará la Comisión, deberán ser presentadas dentro del mes siguiente a la fecha de publicación de la presente Resolución.
b) Las observaciones presentadas por los Agentes, y los terceros interesados que hagan parte de la respectiva actuación, serán objeto de análisis por parte de la CREG, dentro del mes siguiente al vencimiento del plazo establecido en el literal a) del presente Artículo.
c) La aprobación por parte de la Comisión de las disposiciones finales, se realizará una vez cumplido lo establecido en el literal anterior.
Artículo 41.
IMPULSO DE LA ACTUACIÓN.
El Director Ejecutivo de la Comisión impulsará la actuación, sin perjuicio del reparto interno que haga para el estudio de las observaciones.
Artículo 42.
INICIO DE LA ACTUACIÓN ADMINISTRATIVA
. Con el presente acto se da inicio al trámite que conducirá a la aprobación de los criterios generales para establecer la remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y las fórmulas generales para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería.
Artículo 43.
VIGENCIA DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN.
Esta Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y por ser un acto de trámite, no modifica las normas actualmente aplicables sobre las materias a que ella se refiere.
Publicada en el Diario Oficial No.44.700 de Febrero 6 de 2002
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, el día 16 ENE. 2002
LUISA FERNANDA LAFAURIE
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO No 1
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS
A. ESTACIONES DE REGULACIÓN DE PUERTA DE CIUDAD (ERPC)
S.C: Sin Calentador
T1: Con equipo de Calentamiento
T2: Sin equipo de Calentamiento
B. ESTACIONES REGULADORAS DE PRESIÓN (ERP)
SCMH: Metros Cúbicos Estándar Hora
CM: con medidor
SM: sin medidor
C. ESTACIONES DE ALMACENAMIENTO Y REGULACIÓN DE GLP PARA PROPANODUCTOS (EARGLP)
D. UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA GAS NATURAL COMPRIMIDO
E. SISTEMA DE AIRE PROPANADO (SAP)
F. TUBERÍA DE ACERO (TA)
TPE: Tubería de Polietileno
AS: Asfalto
TPE: Tubería de Polietileno
ZV: Zona Verde
H. CROMATÓGRAFOS
LUISA FERNANDA LAFAURIE
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO 3
METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL COSTO EFICIENTE DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE
Para establecer los gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento que se remunerarán en el cargo de distribución se adopta la metodología de punto extremo: “Análisis Envolvente de Datos”. Esta metodología se utiliza para evaluar la eficiencia relativa de un grupo de unidades administrativas o productivas, y permite construir una frontera de eficiencia relativa. Para tal efecto se seguirá el siguiente procedimiento:
a) Se depuran los costos de AO&M reportados tanto para los dos años anteriores al cálculo del cargo de distribución como para el horizonte de proyección propuesto por la empresa.
b) Se toma el universo de empresas distribuidoras de gas combustible en el país y se aplica el modelo de “Análisis Envolvente de Datos” a los datos observados para los dos años anteriores.
c) La selección del producto y los insumos, refleja una relación funcional entre los mismos, que permite establecer la eficiencia relativa de cada Distribuidor en cada mercado.
El producto estará relacionado con las siguientes variables: longitud de la red y volumen. El insumo es la variable costo anual de AO&M.
d) Mediante el modelo de optimización se establecen los parámetros que ponderan, para cada Distribuidor en cada mercado, el peso relativo de los productos, obteniendo el nivel de insumos eficiente para cada mercado de distribución.
e) El nivel de eficiencia obtenido del punto anterior se aplica al valor presente de los gastos de AO&M propuestos para el horizonte de proyección y este resultado se incorpora dentro del cálculo del cargo de distribución.
ACTIVIDADES REMUNERADAS EN EL COSTO DE AO&M DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
La siguiente información deberá ser reportada en pesos constantes de la Fecha Base, para los dos años anteriores al inicio del periodo tarifario de los cuales se disponga información y para todos los años del Horizonte de Proyección.
Además, para los años históricos se debe reportar a nivel de auxiliares, la información de las cuentas de costos de producción (cuentas 75) que correspondan al detalle de las siguientes cuentas de las clases 5 y 6 (gastos y Costos de Ventas):
LUISA FERNANDA LAFAURIE
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO 4
FORMATO DE REPORTE DE LAS PROYECCIONES DE DEMANDA
(NÚMERO DE CONEXIONES Y VOLUMEN)
LUISA FERNANDA LAFAURIE
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO 5
INFORMACIÓN Y METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN LOS MUNICIPIOS DE ÁREAS NO EXCLUSIVAS
A continuación se presentan los requerimientos de información y la propuesta metodológica que la UPME considera necesarios para la determinación de la demanda potencial de gas natural en los municipios de las áreas no exclusivas.
Para el análisis, los municipios o la agregación regional de éstos, según sea el caso, se dividen en dos grupos: los que tienen una población inferior a 100.000 habitantes y los que superan esta cifra.
a) Municipios o regiones con menos de 100.000 habitantes
Teniendo en cuenta que los principales usuarios de estos municipios son de tipo residencial y comercial, se hace especial énfasis en estos sectores. No obstante, también se solicita información para el sector industrial.
La información requerida se puede clasificar en dos grupos de acuerdo a la temporalidad del análisis; cifras actuales y cifras prospectivas.
Cifras actuales: la información para el año base debe comprender:
·
Listado de las principales actividades económicas desarrolladas en el municipio o la región.
·
De ser posible, datos sobre el volumen de producción o el ingreso obtenido por la ejecución de estas actividades.
Para el sector Residencial:
·
Población actual.
·
Número de Viviendas y distribución por estratos.
·
Estimación del consumo promedio por vivienda y del consumo total de los energéticos sustitutos del combustible para el cual se está solicitando el cargo de distribución.
·
Precios de los energéticos sustitutos: gas natural, electricidad, GLP y leña (en caso de nos ser autoapropiada). Estos precios deben reflejar un promedio municipal o regional.
Sector Comercial
·
Número de establecimientos comerciales que posean usos térmicos (entiéndase cocción y calentamiento de agua).
·
Consumo de gas natural, electricidad, GLP y otras fuentes.
·
Precios de estos energéticos.
Sector Industrial (se incluyen las actividades agropecuarias que consumen energía)
·
Principales actividades industriales
·
Producción de estas industrias, ya sea en volumen o en ingreso.
·
Consumo de energéticos, gas natural (si lo hay), electricidad, carbón, otros. Si es posible, especificar los usos de los energéticos.
·
Precios de estos energéticos.
Cifras prospectivas: teniendo en cuenta los diferentes sectores se tiene lo siguiente:
Requerimientos generales.
·
Posible evolución de las actividades económicas del municipio.
Sector Residencial.
·
Proyección de la Población para los siguientes veinte años.
·
Proyección del número de viviendas para los siguientes veinte años.
Sector Industrial (se incluyen las actividades agropecuarias que consumen energía)
·
Posibles proyectos industriales programados a futuro, especificando tipo de actividad.
·
De ser posible, proyecciones del nivel de producción, ya sea en volumen o en pesos.
b) Municipios o regiones con más de 100.000 habitantes
Dada la complejidad del análisis de la demanda de gas combustible en estas localidades, se recomienda realizar un estudio de mercado que permita concluir el potencial de demanda de este energético.
Se sugiere que el estudio incluya lo siguiente:
1. Revisión de estudios anteriores, bases de datos y documentos que sean relevantes para el análisis de mercados calóricos y carburantes penetrables con gas natural.
2. Se considera importante complementar la tarea anterior con la revisión de la evolución de los sistemas combustibles en localidades similares.
3. Escenario socioeconómico: construcción del escenario de evolución socioeconómica que se considere más probable y que sirva de marco de referencia a las proyecciones de la demanda.
4. Con base en los puntos 1 y 2 y en encuestas (dependiendo de los requerimientos de información), se puede elaborar un diagnostico integral de la situación del sector energético del municipio o región, dirigido especialmente al examen de la evolución de los mercados disputables por el gas natural. Dicho diagnóstico, junto con el escenario socioeconómico y los escenarios energéticos, constituirán el punto de partida para las previsiones de la demanda.
5. Información secundaria y encuestas: además de la información obtenida a partir de las tareas 1 y 2 se considera necesario hacer una explotación intensiva de la información secundaria y bases de datos existentes en Colombia, complementándolas con encuestas de carácter selectivo que aporten aquellos elementos que no se hayan encontrado en el material previamente analizado.
6. Escenarios energéticos: en correspondencia con el punto 3, es necesario definir escenarios que reflejen hitos energéticos importantes que puedan modificar estructuralmente los sistemas energéticos, tales como la tecnología, políticas de precios, etc.
Con respecto a la Metodología de proyección, se sugiere que sea de carácter analítico fundamentalmente (en otras palabras, que no se limite a la construcción de modelos econométricos) y que esté basada en escenarios alternativos desarrollados con modelos de simulación. Lo importante aquí es considerar la utilización de modelos que permitan definir la sustitución entre fuentes energéticas para determinar la velocidad de penetración del gas natural en los diferentes mercados considerados.
LUISA FERNANDA LAFAURIE
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO 6
CONVERSIÓN DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL Y CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GLP
La metodología para establecer los factores de equivalencia energética,
fe,
para hacer correspondientes los Cargos de Distribución de gas natural con los Cargos de Distribución de GLP por redes de tubería, expresados en $/m3, requerirá los siguientes procedimientos:
a) Procedimiento para la Conversión de Cargos de Distribución de GLP a cargos de Distribución de Gas Natural.
Para efectuar la conversión de Cargos de Distribución de GLP a Cargos equivalentes de distribución de gas natural se procederá como se indica a continuación:
1. La empresa que distribuye GLP y proyecta distribuir gas natural, deberá informar a la CREG, además de su intención de cambio, la localización de su Estación Reguladora de Puerta de Ciudad y la fuente de donde se venía abasteciendo del GLP.
2. Para efectos de determinar el poder calorífico del GLP que estaba distribuyendo, se tomará el valor de poder calorífico indicado en la solicitud tarifaria, con base en el cual se estimaron demandas y se aprobó el Cargo de Distribución correspondiente.
3. Con base en la información obtenida de los transportadores de gas natural, el Distribuidor establecerá el valor promedio del poder calorífico del gas entregado en el Punto de Entrada al Sistema de Transporte más cercano aguas arriba a la nueva Estación Reguladora de Puerta de Ciudad.
Los transportadores de gas natural deberán tener a disposición de los distribuidores de gas combustible por redes de tubería, cuando éstos lo soliciten, la información de que trata el numeral 5.4 del Anexo General de la Resolución CREG-071 de 1999, para períodos mínimos de 12 meses.
4. Con base en los poderes caloríficos del GLP y del gas natural, el Distribuidor determinará el factor de equivalencia energética
fe
correspondiente y solicitará a la CREG la aprobación del nuevo
Dm
equivalente. La CREG, con base en la información reportada verificará los cálculos aportados por el Distribuidor solicitante para proceder a definir y aprobar el
Dm
convertido y equivalente
b) Procedimiento para la Conversión de Cargos de Distribución De Gas Natural a Cargos de Distribución de GLP.
Para efectuar la conversión de Cargos de Distribución de gas natural a Cargos equivalentes de Distribución de GLP se procederá como se indica a continuación:
1. La empresa que distribuye gas natural y proyecta distribuir GLP, deberá informar a la CREG, además de su intención de cambio, la fuente de suministro del gas natural y la localización de su actual Estación Reguladora de Puerta de Ciudad.
2. Para efectos de determinar el poder calorífico del gas natural que estaba distribuyendo, se tomará el valor de poder calorífico indicado en la solicitud tarifaria, con base en el cual se estimaron demandas y se aprobó el
Dm
.
3. Con base en la información obtenida de los grandes Comercializadores de GLP, los Distribuidores establecerán el valor promedio del poder calorífico (BTU/m3 de gas) del gas comercializado en la fuente de producción y/o importación del cual piensa abastecerse de la mezcla, durante los últimos doce meses anteriores a su solicitud.
4. Con base en los valores promedio de poder calorífico tanto del GLP como del gas natural, el Distribuidor determinará el factor de equivalencia energética
fe
correspondiente y solicitará a la CREG la aprobación del nuevo
Dm
convertido y equivalente. La CREG, con base en la información reportada verificará los cálculos aportados por el Distribuidor solicitante para proceder a definir y aprobar el
Dm
correspondiente.
Si como resultado de la reglamentación de la calidad del servicio de gas natural por redes de tubería, se determinan puntos de medición del poder calorífico del gas que se distribuye al interior de las redes o en la Estación Reguladora de Puerta de Ciudad, la CREG podrá modificar la fuente de la información utilizada para determinar promedios de poder calorífico de acuerdo con las responsabilidades de los distribuidores.
Los factores
fe
determinados por los distribuidores serán de aplicación particular y deberán satisfacer las siguientes igualdades:
donde,
Dimegn =
Cargo Máximo equivalente de Distribución de gas natural para el nivel
i
en el mes
m
, expresado en $/m3.
Dimglp
= Cargo Máximo de Distribución de GLP vigente para el nivel
i
en el mes
m
, en $/m3
fe
= Factor de conversión de cargos de distribución de gas natural a GLP, donde
(los poderes caloríficos deben estar expresados en la misma unidad)
y,
donde,
Dimeglp =
Cargo Máximo equivalente de Distribución de GLP para el nivel
i
en el mes
m
, expresado en $/m3.
Dimgn =
Cargo Máximo de Distribución de gas natural vigente para el nivel
i
en el mes
m
, en $/m3.
fe
=
Factor de equivalencia de gas natural a GLP, como se indicó anteriormente.
LUISA FERNANDA LAFAURIE
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO 7
METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL COSTO EFICIENTE DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE EN $/FACTURA – MES
Para establecer los gastos eficientes que se remunerarán mediante el costo base eficiente de comercialización de gas combustible a Usuarios Regulados (
Co
), se adopta la metodología de punto extremo: “Análisis Envolvente de Datos”. Esta metodología se utiliza para evaluar la eficiencia relativa de un grupo de unidades administrativas o productivas, y permite construir una frontera de eficiencia relativa. Para tal efecto se seguirá el siguiente procedimiento:
a) Se depuran los costos de comercialización propuestos.
b) Se toma el universo de empresas Comercializadoras de gas combustible en el país y se aplica el modelo de “Análisis Envolvente de Datos”.
c) La selección del producto y los insumos, refleja una relación funcional entre los mismos, que permite establecer la eficiencia relativa de cada Comercializador.
El producto estará relacionado con las siguientes variables: facturas totales emitidas y área atendida. Los insumos, con las variables costo total de comercialización y densidad del mercado.
d) Mediante el modelo de optimización se establecen los parámetros que ponderan, para cada Comercializador, el peso relativo de los productos, obteniendo el nivel de insumos eficiente para cada mercado de comercialización.
e) El costo total eficiente de comercialización obtenido se divide entre el número de facturas.
a) Actividades Remuneradas en el Costo de Comercialización
La siguiente información deberá ser reportada en pesos constantes de la fecha base, para los dos años anteriores al inicio del periodo tarifario de los cuales se disponga información.
Además, se debe reportar a nivel de auxiliares, la información de las cuentas de costos de producción (cuentas 75) que correspondan al detalle de las siguientes cuentas de las clases 5 y 6 (Gastos y Costos de Ventas):
b) Información necesaria para calcular el Costo Base de Comercialización de Gas Combustible
LUISA FERNANDA LAFAURIE
DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
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Ultima actualización: 10/20/2014 03:39:14 PM
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