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DESCARGAS
Por medio de la cual se expide la Resolución Única de Regulación de Gas Natural
Formatos para el reporte de información (Anexo)
ARTÍCULO 3.4.9.1. 6. FORMATOS PARA EL REPORTE DE INFORMACIÓN. Formato 1. Inversión existente en red tipo I de transporte
Tramo o grupo de gasoductos:
| Componente | Nombre | Año de entrada en operación | Clasificación de variables | Inversión (Pesos de la fecha base) | Diámetro (pulg.) | Longitud (km.) | Potencia instalada (HP) |
| Gasoducto [1] | |||||||
| Estación de compresión [2] | |||||||
| Cruce subfluvial [2] | |||||||
| Gasoducto loop [2] |
Total
[1] Incluye sistema SCADA, centros principales de control, sistema de comunicaciones, muebles, enseres y equipos de oficina, equipos de transporte, computación y accesorios.
[2] Se deben agregar las necesarias para incluir todos los componentes presentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada componente se le debe asignar un nombre.
[3] Para cada componente se debe indicar su clasificación según las variables 
establecidas en la presente resolución.
Declaramos que todos los valores consignados en este formato reflejan fielmente los costos exclusivamente para la ejecución y puesta en marcha del activo y que todos los valores fueron debidamente registrados en los estados financieros de los años XXX, XXX y XXX
Nombre y firma del representante legal vigente
Firma Revisor Fiscal
Todos los valores de este formato podrán ser auditados
Formato 2. Inversión existente en red tipo II de transporte
Tramo o grupo de gasoductos:
| Componente | Nombre | Año de entrada en operación | Clasificación de variables | Inversión (Pesos de la fecha base) | Diámetro (pulg.) | Longitud (km.) | Potencia instalada (HP) |
| Gasoducto [1] | |||||||
| Estación de compresión [2] | |||||||
| Cruce subfluvial [2] | |||||||
| Gasoducto loop [2] | |||||||
TOTAL
[1] Incluye sistema SCADA, centros principales de control, sistema de comunicaciones, muebles, enseres y equipos de oficina, equipos de transporte, computación y accesorios.
[2] Se deben agregar las filas necesarias para incluir todos los componentes presentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada componente se le debe asignar un nombre.
[3] Para cada componente se debe indicar su clasificación según las variables 
establecidas en la presente resolución.
Declaramos que todos los valores consignados en este formato reflejan fielmente los costos exclusivamente para la ejecución y puesta en marcha del activo y que todos los valores fueron debidamente registrados en los estados financieros de los años XXX, XXX y XXX
Nombre y firma del representante legal vigente
Firma Revisor Fiscal
Todos los valores de este formato podrán ser auditados
Formato 3. Programa de nuevas inversiones, PNI
| Tramo o grupo de gasoductos: |
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | ||||||
| Año: | ||||||||||
| No. | Nombre Proyecto [1] | Año de entrada en operación | Longitud (m) | Diámetro (pulg) | Inversión Año 1 | Inversión Año 2 | Inversión Año 3 | Inversión Año 4 | Inversión Año 5 | Descripción del proyecto |
| 1 | ||||||||||
| 2 | ||||||||||
| 3 | ||||||||||
| 4 | ||||||||||
[1] Se deben agregar las filas necesarias para incluir los proyectos (PNI) existentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada proyecto se le debe asignar un nombre.
Formato 4. Inversiones en aumento de capacidad, IAC
| Información |
| Tramo o grupo de gasoductos: |
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | |||||||
| Año: | |||||||||||
| Componente | Nombre | Mes y año de entrada en operación | Longitud (m) | Diámetro (pulg) | Potencia instalada (HP) | Inversión Año 1 | Inversión Año 2 | Inversión Año 3 | Inversión Año 4 | Inversión Año 5 | Descripción del proyecto |
| Gasoducto loop [1] | |||||||||||
| Estación de compresión [1] | |||||||||||
[1] Se deben agregar las filas necesarias para incluir los proyectos (IAC) existentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada proyecto se le debe asignar un nombre.
Formato 5. Gastos de AOM para el horizonte de proyección
| Tramo o grupo de gasoductos: | |
| Horizonte de proyección (VUN): | 20 años |
| Fecha Base |
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | … | Año 20 | |
| Año: | |||||||
| AOM asociado a inversión existente [I+II]: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| I. Gastos en raspador inteligente [1]: | |||||||
| II. Gastos en terrenos e inmuebles [2]: | |||||||
| AOM asociado a proyecto IAC [3]: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| Gastos en compresión [4]: | |||||||
| Gastos en raspador inteligente [1]: | |||||||
| Gastos en terrenos e inmuebles [2]: |
[1] Gastos en raspador inteligente de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución.
[2] Gastos en terrenos e inmuebles de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución.
[3] Gastos de AOM de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución. Se deben agregar las filas necesarias para incluir los proyectos existentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada proyecto se le debe asignar un nombre.
[4] Gastos en compresión de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución. Se debe asignar un nombre a la estación de compresión. En documento aparte se deben reportar los soportes técnicos requeridos en la presente Resolución.
Nota: Para aquellos gasoductos cuya vida útil normativa es de 30 años se deben reportar valores para el horizonte de proyección de 30 años.
Formato 6. Demandas de capacidad y volumen
| Tramo o grupo de gasoductos: | ||
| Horizonte de proyección (VUN): | 30 años | |
| Año Base: | ||
| Año b: | ||
| Año e: | ||
| Demandas de capacidad (kpcd) y de volumen (kpc) | |||||
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | … | Año 30 | |
| Demanda esperada de capacidad, DEC (kpcd): | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| I. Dirección contractual A [2]: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| II. Dirección contractual B [2]: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Capacidad contratada [4]: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| i. Distribuidor-comercializador: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| ii. Industria: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| iii. Generador térmico: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| iv. Comercializador de GNCV: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Demanda esperada de volumen, DEV (kpc): | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| I. Dirección contractual A [2]: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| II. Dirección contractual B [2]: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Capacidad máxima de mediano plazo, CMMP (kpcd) [8]: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Demanda máxima de capacidad real, DMC (kpcd) | |||||
| Año (b) | Año (b+1) | Año (b+2) | |||
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | … | Año 30 | |
| Demanda máxima de capacidad real, DMC (kpcd) [5]: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| Máximo volumen transportable en un día, CME (kpcd) [6]: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| Máximo volumen transportable en un día, CM (kpcd) [7]: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC, para la demanda esperada de capacidad, DEC | |||||
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | … | Año 30 | |
| Proyecto de IAC [3]: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| I. Dirección contractual A [2]: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| II. Dirección contractual B [2]: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC, para la demanda esperada de volumen, DEV | |||||
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | … | Año 30 | |
| Proyecto de IAC: | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| I. Dirección contractual A: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
| II. Dirección contractual B: | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 | $0,00 |
[1] Se debe diligenciar la información de demandas para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.
[2] Demanda de capacidad en ambas direcciones en caso de existir condición de contraflujo.
[3] Se deben diligenciar para cada proyecto IAC existente.
[4] Se debe diligenciar la información de capacidad contratada para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.
[5] Se debe reportar el valor para cada uno de los años del período que va desde el año b hasta el año e, como se indica en el Artículo 20 de la presente resolución. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.
[6] Se debe reportar el valor para cada uno de los años del período que va desde el año e+1 hasta el año y como se indica en el Artículo 20 de la presente resolución. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.
[7] Se debe reportar el valor para cada uno de los años del período que va desde el año b hasta el año e, como se indica en el Artículo 20 de la presente Resolución. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.
[8] El Año 1 corresponde al año (e+1), el Año 2 al Año (e+2) y así sucesivamente. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.
Nota: Para aquellos gasoductos cuya vida útil normativa es de 30 años se deben reportar valores para el horizonte de proyección de 30 años.
Formato 7. Gas de empaquetamiento
| Tramo o grupo de gasoductos: | |
| Horizonte de proyección (VUN): | 20 años |
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | … | Año 20 | |
| Año: | |||||||
| MBTU Año 1 | MBTU Año 2 | MBTU Año 3 | MBTU Año 4 | MBTU Año 5 | … | MBTU Año 20 | |
| Gas de empaquetamiento asociado a inversión existente: | |||||||
| Gas de empaquetamiento asociado a proyecto de IAC: | |||||||
Nota: Para aquellos gasoductos cuya vida útil normativa es de 30 años se deben reportar valores para el horizonte de proyección de 30 años.
| DIEGO MESA PUYO Ministro de Minas y Energía Presidente |
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN Director Ejecutivo |
