RESOLUCIÓN 90 DE 2012

(agosto 2)

Diario Oficial No. 48.589 de 20 de octubre de 2012

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO QUE:

El numeral 8 del artículo 8o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo dispone que las autoridades deberán mantener a disposición de toda persona información completa y actualizada, en el sitio de atención y en la página electrónica, los proyectos específicos de regulación y la información en que se fundamentan, con el objeto de recibir opiniones, sugerencias o propuestas alternativas, señalando para tal efecto el plazo dentro del cual se podrán presentar observaciones, de las que se dejará registro público.

El artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, “por el cual se definen las reglas mínimas para garantizar la divulgación y la participación en las actuaciones de las Comisiones de Regulación”, establece las reglas especiales de difusión para la adopción de fórmulas tarifarias con una vigencia de cinco años, las cuales deben ser observadas por las Comisiones de Regulación.

Mediante Resolución CREG 136 del 4 de noviembre de 2008, publicada en el Diario Oficial número 47.191 del 2 de diciembre del mismo año, la Comisión de Regulación de Energía y Gas dio a conocer a las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarían los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y la fórmula tarifaria, en el siguiente período tarifario.

Según lo dispuesto en el artículo 1o de la Resolución CREG 136 de 2008, con dicho acto se dio inicio al trámite tendiente a establecer la metodología y el esquema general de cargos para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, durante el próximo período tarifario.

Conforme a lo dispuesto por el numeral 11.4 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página web de la Comisión los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones”.

Con fundamento en las observaciones recibidas a la Resolución CREG 136 de 2008 y en análisis internos de la CREG cuyos resultados están contenidos en el Documento CREG-050 de 2012, la Comisión elaboró la presente propuesta regulatoria que se somete a consulta, en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 2696 de 2004 y del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 530 del 2 de agosto 2012, acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones”, contenida en el anexo de la presente resolución.

ARTÍCULO 2o. PRESENTACIÓN DE COMENTARIOS, OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las Autoridades Locales, Municipales y Departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta dentro de los noventa (90) días siguientes a la fecha de publicación de la presente resolución en la página web de la CREG. Se solicita enviar estos comentarios a la CREG en medio físico y en medio magnético en archivo de texto.

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

ARTÍCULO 4o. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 2 de agosto de 2012.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN.

por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

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

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

El servicio público domiciliario de gas combustible ha sido definido por la Ley 142 de 1994 como “el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. (…)”.

Según lo dispone el artículo 34 de la Ley 142 de 1994, se consideran restricciones indebidas a la competencia, entre otras, la prestación gratuita o a precios o tarifas inferiores al costo, de servicios adicionales a los que contempla la tarifa.

Conforme al artículo 75 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ejercer el control, la inspección y vigilancia de las entidades que prestan servicios públicos domiciliarios.

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.

El párrafo final del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 determina que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la facultad selectiva de pedir información amplia, exacta, veraz y oportuna a quienes prestan servicios públicos, incluso si sus tarifas no están sometidas a regulación, que quienes no las suministren estarán sujetos a todas las sanciones que contempla el artículo 81 de la presente ley, y que la CREG podrá en todo caso imponer por sí misma las sanciones del caso cuando no se atiendan en forma adecuada sus solicitudes de información.

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.

En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.

En virtud del principio de suficiencia financiera definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

Según el criterio de simplicidad establecido en el artículo 87.5 de la Ley 142 de 1994, se entiende que las fórmulas tarifarias se elaborarán en tal forma que se facilite su comprensión, aplicación y control.

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

El numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, estableció que:

“87.9 Las Entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las Comisiones de Regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes.

Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización de dichos bienes o derechos”.

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.

El artículo 90 de la Ley 142 de 1994 establece que sin perjuicio de otras alternativas que pueden definir las comisiones de regulación, podrán incluirse un cargo por unidad de consumo, un cargo fijo, un cargo por aportes por conexión; así mismo determina que las comisiones de regulación siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas.

En relación con el cargo fijo, el artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, dispone que dentro de las fórmulas tarifarias podrá incluirse un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.

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.

El artículo 98 de la Ley 142 de 1994 prohíbe a quienes presten servicios públicos ofrecer tarifas inferiores a sus costos operacionales promedio con el ánimo de desplazar competidores, prevenir la entrada de nuevos oferentes o ganar posición dominante ante el mercado o ante clientes potenciales.

Los artículos 106 y siguientes de la Ley 142 de 1994 establecen los procedimientos que deben aplicarse con el propósito de producir actos administrativos unilaterales a que dé origen el cumplimiento de la citada ley.

El artículo 125 de la Ley 142 de 1994 establece disposiciones relacionadas con la actualización de las tarifas que se cobran a los usuarios.

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994, establece el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, vencido el cual, estas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas.

El artículo 136 de la Ley 142 de 1994, dispone que la prestación continua de un servicio de buena calidad es la obligación principal de las empresas de servicios públicos domiciliarios.

La jurisprudencia de la Corte Constitucional (Sentencias C-585 de 1995, C-035 de 2003 y C-075 de 2006), ha dispuesto que los servicios públicos domiciliarios “son aquellos que se prestan a través del sistema de redes físicas o humanas con puntos terminales en las viviendas o sitios de trabajo de los usuarios y cumplen con la finalidad específica de satisfacer necesidades esenciales de la persona (…)”.

Mediante Ley 1437 de 2011 se expidió el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

La Corte Constitucional en Sentencia C-818 de 2011, decretó la inexequibilidad diferida hasta el 31 de diciembre de 2014 de los artículos 13 a 33 de la Ley 1437 de 2011.

Tal y como lo ha señalado la Jurisprudencia de la honorable Corte Constitucional en Sentencia C-150-03, la función de regulación puede materializarse mediante actos administrativos de carácter general, como por medio de actos administrativos de carácter particular.

Mediante Resolución CREG-045 de 2002, la Comisión estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de la tasa de retorno que utilizará en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes para el próximo período tarifario.

Mediante la Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.

Con base en los mencionados criterios, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el Cargo Promedio de Distribución (Dt) y el Cargo Máximo Base de Comercialización (Co) a cada uno de los mercados relevantes atendidos por las empresas prestadoras del servicio público de gas combustible.

El régimen tarifario definido en las resoluciones antes citadas, fue aprobado bajo la modalidad de Libertad Regulada.

Mediante la Resolución CREG 100 de 2003 se adoptaron los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en Sistemas de Distribución por redes de tubería.

Mediante Documento CREG-009 de 2004, se definieron los criterios para establecer los gastos eficientes de AOM para las actividades de distribución y comercialización, el factor de eficiencia en redes, así como los gastos eficientes de AOM para el control y monitoreo de los estándares de calidad definidos mediante Resolución CREG-100 de 2003.

El Decreto 802 de 2004, expedido por el Ministerio de Minas y Energía y que estableció algunas disposiciones para incentivar el consumo del Gas Natural Comprimido para uso Vehicular (GNCV), indicó en su artículo 3o, que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), dentro de los dos (2) meses siguientes, contados a partir de la expedición del presente decreto, cuando haya lugar a ello, ajustaría las disposiciones regulatorias vigentes en las actividades de su competencia para incentivar el consumo de Gas Natural Comprimido para uso Vehicular (GNCV).

Mediante la Resolución CREG 018 de 2004, se dio cumplimiento a las disposiciones previstas en el artículo 3o del Decreto 802 de 2004.

Mediante el Decreto 1008 de 2006 se estipuló que con el objeto de impulsar la utilización del GNCV en los sistemas terrestres masivos de pasajeros se introdujera un incentivo tarifario de la regulación de la actividad de distribución de gas natural por redes. En este sentido la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución CREG-020 de 2006.

Mediante la Resolución CREG 069 de 2006, se dio cumplimiento a lo dispuesto por el parágrafo 1o del artículo 1o de la Resolución CREG 045 de 2002 en donde se previó lo siguiente: “En el mes de junio del tercer año de vigencia del próximo período tarifario, se realizará un ajuste de la tasa de retorno con la información disponible de las fuentes establecidas en el numeral 2 del Anexo de la presente resolución denominado “Parámetros, Valores de los Parámetros, Metodología de Cálculo y Ajuste de las Tasas de Retorno para la Actividad de Distribución de Gas Combustible por Redes”, actualizando únicamente los valores del costo de deuda, la tasa libre de riesgo y los spreads de la deuda soberana”.

Mediante Resolución CREG-136 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales se efectuarían los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, en el siguiente período tarifario.

La Comisión adelantó los estudios: “Consultoría para la evaluación de la metodología de Canasta de Tarifas de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería con la firma SANIG Servicios” y la “Consultoría para la actualización de las unidades constructivas asociadas a los activos inherentes a la actividad de distribución de gas combustible por redes, y los costos eficientes de cada una para ser consideradas en el próximo período tarifario” con la firma Itansuca Proyectos de Ingeniería S.A.

Adicionalmente, internamente se adelantaron estudios para la determinación de gastos de administración, operación y mantenimiento y el factor de productividad.

El Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 2730 de 2010 por el cual se establecen los instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones, se define mercado relevante de distribución y se estipulan reglas para expansiones de red que tengan como propósito la interconexión de dos sistemas de distribución.

El 15 de junio de 2011, se expidió el Decreto 2100 de 2011 “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, el cual derogó el Decreto 2730 de 2010, modificando en consecuencia los lineamientos de política que habían sido establecidos.

El Decreto 2100 de 2011 estableció nuevas directrices en aspectos como: (i) la comercialización del gas natural, (ii) la atención a la demanda esencial y (iii) el régimen de exportaciones e importaciones del energético.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución 118 de 2011, “por la cual se ajusta la Resolución CREG 095 de 2008, modificada por las Resoluciones CREG 045 y 147 de 2009, conforme a lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, y se dictan otras disposiciones”, la cual fue modificada y precisada por las Resoluciones CREG 134, 140, 162 y 168 de 2011.

Con base en las disposiciones contenidas en los actos administrativos citados en el considerando anterior, se implementó y desarrolló la comercialización del gas natural para el período de atención que se extiende hasta el 31 de diciembre de 2013.

La aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos por la CREG tuvo lugar durante el último trimestre de 2011, en un proceso abierto y transparente para todos los participantes del mercado que evidenció que los principales campos de producción de gas del país están en capacidad de atender la demanda actual adecuadamente en el mediano plazo. Como resultado de este proceso, en Guajira se hicieron contratos Take or pay por un volumen cercano a los 53 GBTUD para 2012 y a los 91 GBTUD para 2013. Así mismo se firmaron contratos de Opción de Compra de Gas (OCG) por un promedio de 15 GBTUD en 2012 y 46 GBTUD en 2013. Por su parte en Cusiana y Cupiagua se celebraron contratos Take or Pay por un promedio de 148 y 181 GBTUD para 2012 y 2013, respectivamente.

Mediante la Resolución CREG 171 de 2011 se modificó el numeral 2.1.1 del RUT, se determinaron las condiciones para autorizar el acceso a los sistemas de transporte por parte de usuarios conectados o que puedan conectarse a sistemas de distribución.

Lo anterior muestra que para el siguiente período tarifario el sector contará con la suficiente oferta de gas y las reglas para que las empresas Distribuidoras mantengan o aumenten la demanda de los usuarios conectados a sus sistemas de distribución.

Los resultados del período tarifario que culmina muestran que el comportamiento de la demanda tuvo un crecimiento real mayor al proyectado, con lo cual se puede afirmar que los mercados relevantes de distribución actuales han alcanzado la madurez esperada.

Todo lo anterior lleva a concluir que es posible migrar hacia una metodología de corte transversal, la cual, acompañada con una tasa de descuento que incluya el riesgo de demanda, así como una canasta de tarifas que capture las señales de los costos de oportunidad, brinda señales más apropiadas para los objetivos regulatorios y al mismo tiempo permite mantener la cobertura y el incentivo para una expansión eficiente del servicio.

Los análisis internos de la CREG que soportan la presente resolución están contenidos en el Documento CREG-050 de 2012.

En consecuencia,

RESUELVE:

Artículo 1o. Objeto. La presente resolución tiene como objeto establecer los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería en áreas de servicio no exclusivo y algunas disposiciones en relación con la prestación del servicio de distribución de gas combustible mediante gasoductos virtuales.

CAPÍTULO I

Definiciones y aspectos generales

Artículo 2o. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas 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, otros Distribuidores y usuarios, a cambio del pago de cargos por uso de la red y de los cargos de conexión correspondientes, con los derechos y deberes establecidos en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas disposiciones que lo sustituyan, modifiquen o complementen.

CANASTA DE TARIFAS: Metodología de control tarifario consistente en la fijación, por parte del Distribuidor, de cargos máximos diferenciados por rangos de consumo para los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial. Dichos cargos y rangos deben cumplir con la condición de que sus ingresos asociados no superen los ingresos asociados al Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes al Residencial aprobado por la CREG.

CARGOS DE DISTRIBUCIÓN: Corresponde al Cargo de Distribución Aplicable A Usuarios de Uso Residencial y/o al Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, los cuales se aprueban para Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario.

CARGO DE DISTRIBUCIÓN APLICABLE A USUARIOS DE USO RESIDENCIAL: Es el cargo unitario de distribución en pesos por metro cúbico ($/m3) aplicable a los Usuarios de Uso Residencial conectados o que se conectarán al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Este cargo es aprobado por la CREG mediante Resolución Particular.

CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN APLICABLE A USUARIOS DIFERENTES A LOS DE USO RESIDENCIAL: Es el cargo promedio unitario de distribución en pesos por metro cúbico ($/m3) aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial y que están conectados o se conectarán al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Este cargo es aprobado por la CREG mediante Resolución Particular y es el que sirve como base para la estructuración de la Canasta de Tarifas Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial aplicable en un Sistema de Distribución de Gas Combustible.

CÓDIGO DE DISTRIBUCIÓN: Conjunto de disposiciones expedidas por la CREG, a las cuales deben someterse las Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios de gas combustible, los usuarios y demás Agentes que utilicen Sistemas de Distribución de gas combustible por redes. Hasta tanto la Comisión establezca uno diferente, el Código de Distribución será el adoptado mediante Resolución CREG-067 de 1995, con sus modificaciones y adiciones.

CONEXIONES DE ACCESO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN (CONEXIÓN): Activos de uso exclusivo, que no hacen parte del Sistema de Distribución, que permiten conectar un Comercializador, un Almacenador, otro Distribuidor, o un solo usuario a un Sistema de Distribución de gas combustible por redes de tuberías. La conexión se compone básicamente de los equipos que conforman el centro de medición y la acometida, activos que son propiedad de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión.

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

DEMANDA DE VOLUMEN: Cantidad de gas combustible que el Distribuidor entregó en la Fecha de Corte o Fecha de Base en cada uno de los mercados relevantes de distribución o cantidad de gas combustible que el distribuidor proyecta entregar anualmente a los consumidores finales en un mercado relevante nuevo de distribución o en un Municipio Nuevo, para el Horizonte de Proyección, expresado en metros cúbicos.

DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIA: Es la conducción de gas combustible a través de redes de tubería, desde las Estaciones Reguladoras de Puerta de Ciudad, o desde una Estación de Transferencia de Custodia de Distribución o desde un Tanque de Almacenamiento, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994.

DISTRIBUCIÓN DE GAS MEDIANTE GASODUCTOS VIRTUALES: Es la conducción de gas combustible desde una fuente de producción de gas, o desde el Sistema Nacional de Transporte o desde un Sistema de Distribución o desde un Tanque de Almacenamiento, a través de un medio de transporte diferente a gasoductos, hasta la conexión de un consumidor final, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994.

DISTRIBUIDOR DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIA O GASODUCTOS VIRTUALES (DISTRIBUIDOR): Persona constituida según lo establecido en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, encargada de la administración, la gestión comercial, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un Sistema de Distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros.

EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS: Las que define el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994.

ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD O PUERTA DE CIUDAD: Estación de transferencia de custodia desde el SNT a un Sistema de Distribución, en la cual se efectúan labores de regulación de presión, tratamiento y medición del gas. A partir de este punto inician las redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución y el Distribuidor asume la custodia del gas combustible.

ESTACIÓN DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE DISTRIBUCIÓN: Estación de transferencia de custodia, en la cual se efectúan labores de medición del gas y en algunos casos de regulación de presión del gas. A partir de este punto inician las redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución conectado a otro Sistema de Distribución y se da la transferencia de la custodia del gas combustible entre Distribuidores.

FECHA BASE: Es la fecha de referencia que se tiene en cuenta para realizar los cálculos de los cargos que el Distribuidor presentan a la CREG en cada Período Tarifario, y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria.

FECHA DE CORTE: Esta es la fecha hasta la cual se tomará la información de activos existentes que los distribuidores hayan construido en períodos tarifarios anteriores o en el que culmina y la Demanda de Volumen obtenida para efectos del cálculo de los Cargos de distribución. Esta fecha se aplica sólo a mercados existentes y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria.

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 de presión y temperatura ambiente, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano.

GAS METANO EN DEPÓSITOS DE CARBÓN (GMDC): Es una mezcla de gases con un alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno que se encuentra absorbido en carbón. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

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 en la Resolución CREG 071 de 1999 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

GAS NATURAL COMPRIMIDO (GNC): Gas Natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

GAS AIRE PROPANADO (GAP): Es una mezcla de propano con aire que produce un combustible con características de combustión similares a las del Gas Natural. También es conocido como gas natural sintético. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

GASODUCTO VIRTUAL DE DISTRIBUCIÓN: Sistema de compresión, transporte y descompresión de GNC, para abastecer Gas Natural, por un medio diferente a gasoducto físico, a mercados relevantes, municipios, usuarios finales, estaciones de GNCV u otros, cuando el gasoducto físico no es posible técnicamente o no es viable financieramente.

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, en la metodología tarifaria. Esta información se reporta sólo para los Nuevos Mercados Relevantes de Distribución o Municipios Nuevos que van a integrarse a un Mercado Relevante.

INVERSIÓN BASE: Es aquella que reconoce la CREG en los Cargos de Distribución y que corresponde al dimensionamiento del Sistema de Distribución, de acuerdo con la Demanda de Volumen, y valorada con los costos eficientes reconocidos de cada una de las unidades constructivas que lo constituyen. La Inversión Base deberá considerar las normas de seguridad establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, el Código de Distribución y las normas técnicas aplicables emitidas por autoridades competentes.

La Inversión Base está constituida por la Inversión Existente a la Fecha de Corte y/o el Programa de Nuevas Inversiones para mercados relevantes de sistemas de distribución de Municipios Nuevos (IPNI). La Inversión Existente está compuesta por: la Inversión Existente (IE) a la fecha de la solicitud tarifaria del período tarifario vigente, la Inversión Programada en Nuevas Inversiones que fue reconocida y ejecutada en el período tarifario vigente (IPE), la Inversión ejecutada durante el período tarifario vigente y no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE) incluye la reposición de Inversión Existente durante el período tarifario vigente - Inversión de Reposición de Activos de la Inversión Existente (IRAIE).

MERCADO RELEVANTE EXISTENTE DE DISTRIBUCIÓN: Corresponde al municipio o al grupo de municipios, para el cual la CREG estableció cargos por uso del Sistema de Distribución con base en la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003. En esta resolución se hará referencia indistintamente a Mercado Relevante Existente de Distribución o a Mercado Existente de Distribución.

MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO: Corresponde al municipio o al grupo de municipios, para el cual la CREG establece cargos por uso del Sistema de Distribución al cual están conectados un conjunto de usuarios. Los mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario deben conformarse cumpliendo las reglas establecidas en el Artículo 5o de la presente resolución.

MUNICIPIO NUEVO: Para efectos de esta resolución, se considerará que se está ante un Municipio Nuevo cuando este no cuente con cargos aprobados para la prestación del servicio público domiciliario de gas suministrado por redes de tubería o cuando el municipio se libere como consecuencia de haber perdido vigencia el cargo aprobado sin que se haya presentado una solicitud tarifaria en los términos del inciso dos del numeral ii) del artículo 6o numeral 6.5 de este acto administrativo.

NUEVO MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO: Corresponde al mercado relevante de distribución conformado según el numeral iv) del numeral 5.2 del artículo 5o de la presente resolución.

PERÍODO TARIFARIO: Período en el cual los cargos regulados de distribución se encuentran vigentes, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

RED PRIMARIA DE DISTRIBUCIÓN: Red conformada por los Tanques de Almacenamiento o Estaciones Puerta de Ciudad o Estaciones de Transferencia de Custodia de Distribución o estaciones reguladoras de presión, más la tubería de acero de todos los diámetros y/o tubería de polietileno de los diámetros de 2, 3, 4, 6, 8 y 10 pulgadas, que de estas se derivan.

RED SECUNDARIA DE DISTRIBUCIÓN: Red conformada por los Tanques de Almacenamiento o Estaciones Puerta de Ciudad o Estaciones de Transferencia de Custodia de Distribución o estaciones reguladoras de presión más la tubería de polietileno, de diámetros de ½, ¾ y 1 pulgada, que de estas se derivan.

REPOSICIÓN DE ACTIVO: Efecto de remplazar un activo de la IE, que pertenece a un Sistema de Distribución, que llega al final de su Vida Útil Normativa, por uno nuevo de iguales o mejores condiciones.

SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO: Período de vigencia de los cargos aprobados con base en la metodología de esta resolución.

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN: Es el conjunto de gasoductos y estaciones reguladoras de presión que transportan Gas Combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o desde una Estación de Transferencia de Custodia de Distribución o desde un Tanque de Almacenamiento, hasta el punto de derivación de otro Sistema de Distribución y/o de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su Conexión. Estos deben ceñirse a las reglas para la conformación de Sistemas de Distribución que se establecen en el Artículo 4o de esta resolución.

TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Recipientes que almacenan GLP, GNC o GAP que luego es inyectado en las redes de distribución que abastecen usuarios de mercados relevantes que utilizan estos combustibles. Los tanques forman parte de los Sistemas de Distribución de los mercados relevantes de distribución que utilizan estas tecnologías.

TASA DE RETORNO: Tasa calculada a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC por sus siglas en inglés) establecido para la actividad de distribución de Gas Combustible por redes de tubería en términos constantes y antes de impuestos.

UNIDAD CONSTRUCTIVA: Componente típico del conjunto de infraestructura que conforma las Redes Primaria y Secundaria de los Sistemas de Distribución adoptado por la Comisión para el inventario y/o valoración de dichos Sistemas, según se establece en la presente resolución.

USUARIOS DIFERENTES A LOS DE USO RESIDENCIAL: Son los usuarios clasificados como comerciales, industriales regulados y no regulados, los de GNV y todos aquellos diferentes a los usuarios residenciales que se encuentran conectados o se van a conectar al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución conformado para el Siguiente Período Tarifario.

USUARIOS DE USO RESIDENCIAL: Corresponde a los usuarios clasificados como de uso residencial y que se encuentran conectados o se van a conectar al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución conformado para el Siguiente Período Tarifario.

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

CAPÍTULO II

Prestación de la actividad de distribución de gas combustible a través de sistemas de distribución

Artículo 3o. Ámbito de aplicación. Este capítulo 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 y desarrollan la actividad de distribución de Gas Combustible a través de Sistemas de Distribución, con excepción de aquellos donde la prestación del servicio se haga bajo el esquema de áreas de servicio exclusivo.

Artículo 4o. Reglas para la conformación de sistemas de distribución. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, se establecen los siguientes criterios para determinar cuándo se está ante un Sistema de Distribución de Gas Combustible por redes de tubería:

i) El Sistema de Distribución será considerado por el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario, con independencia de si tiene dos o más propietarios.

ii) A partir de la vigencia de la presente Resolución, también se considerarán parte de un Sistema de Distribución los gasoductos que se construyan para conectarse, a través de una Estación de Transferencia de Custodia de Distribución, a otro Mercado Relevante de Distribución Existente, en los cuales el servicio de distribución podrá ser prestado por el mismo distribuidor o por distribuidores distintos que pueden tener o no vinculación económica entre sí.

iii) Para aplicar el Cargo de Distribución Aplicable a Usuarios de Uso Residencial y el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial del Sistema de Distribución, que se conecta otro Sistema de Distribución, se debe dar cumplimiento a lo dispuesto en el ANEXO 1 de la presente resolución.

iv) El Sistema de Distribución que se conecte a otro Sistema de Distribución, debe pagar por su uso, el Cargo de Distribución de este último ajustado con la demanda asociada al Sistema de Distribución que se conectan. El Cargo de Distribución aplicable será: (i) si se conecta a la Red Primaria de Distribución, el Cargo de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial y ii) si se conecta a la Red Secundaria de Distribución el Cargo Aplicable a los Usuarios de Uso Residencial.

v) Los Sistemas de Distribución de los Nuevos Mercados Relevantes de Distribución para el siguiente Período Tarifario o Municipios Nuevos, deberán cumplir la condición de que el costo unitario de Gas Natural en estos Sistemas de Distribución o Municipios Nuevos no sea superior al costo unitario total a usuario final de GLP por cilindro portátil, según lo establecido en la Resolución CREG 141 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya.

Artículo 5o. Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario.

5.1. Regla general

Para la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución, el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que se tendrá en cuenta para el cálculo tarifario será definido por la CREG con base en la solicitud tarifaria que presente cada Distribuidor. El Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario deberá ser como mínimo un municipio o podrá estar conformado por un grupo de municipios, con excepción de lo establecido en el numeral 5.3 de esta resolución.

5.2. Criterios para la conformación de los mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario

A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los Distribuidores podrán acogerse a los siguientes criterios para la conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y proceder a solicitar a la CREG la aprobación de los cargos correspondientes:

i) Mercados Existentes de Distribución: Constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, manteniendo la estructura del Mercado Relevante de Distribución conformado según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003.

ii) Agregación de Mercados Existentes de Distribución: Incorporar en un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario dos o más Mercados Relevantes Existentes de Distribución o que fueron constituidos conforme a la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003.

iii) Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos: Conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario con mercado(s) existente(s) conformado(s) con las reglas de la Resolución CREG 011 de 2003 y Municipio(s) Nuevo(s).

iv) Creación de Nuevos Mercados de Distribución: Constituir Nuevos Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario por Municipios Nuevos, bien sea que la infraestructura esté o no ejecutada.

PARÁGRAFO 1o. La conformación de Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario con las características establecidas en los numerales ii), iii) y iv) se permitirá, siempre y cuando el costo unitario de Gas Combustible por redes de tubería a usuario final en cada Mercado Relevante que se pretende fusionar no sea superior al costo unitario total a usuario final de GLP en cilindros portátiles para dicho mercado.

PARÁGRAFO 2o. Para establecer la comparación de los costos unitarios de Gas Combustible por redes y GLP, la Comisión utilizará los criterios establecidos en la Resolución CREG 141 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya y determinará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria si el costo de prestación del servicio de distribución de Gas Natural por red al usuario final, en cada Mercado Relevante de Distribución Existente o Municipio Nuevo, es igual o menor al costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros portátiles al usuario final.

PARÁGRAFO 3o. Los Municipios o Mercados Relevantes de Distribución que cuenten con recursos públicos del Fondo Especial de Cuota de Fomento, del Fondo Nacional de Regalías, de las Alcaldías, Gobernaciones, entes territoriales u otros, deberán conservar la estructura del Mercado Relevante de Distribución, según se hayan aprobado los recursos para los distintos proyectos, es decir no podrán unirse con municipios que no cuentan con estos recursos, ni con aquellos municipios que no hicieron parte de los proyectos inicialmente aprobados por parte de los Fondos para el otorgamiento de recursos. Esta disposición no aplica para Mercados Relevantes de Distribución intervenidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para liquidación de prestador del servicio en dicho mercado.

5.3. Mercado relevante de distribución especial para el siguiente período tarifario

En los casos en los que centros poblados diferentes a los cascos urbanos, entendiéndose por estos últimos los corregimientos, caseríos o inspecciones de policía, que forman parte de municipios que se encuentran conformando Mercados Relevantes para el Siguiente Período Tarifario con Cargos de Distribución aprobados y que por razones de distancia a los Sistemas de Distribución no se encuentran incluidos dentro del plan de expansión por parte del Distribuidor que presta el servicio en dicho Mercado Relevante, podrán constituirse como un Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Tarifario. Para el Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario se establece un cargo por uso del Sistema de Distribución, cumpliendo todas las condiciones establecidas en la presente resolución para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Este cargo será aplicable únicamente a dicho centro poblado o Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario.

La Comisión evaluará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria del Distribuidor interesado, si las condiciones del centro poblado ameritan su constitución como Mercado Relevante de Distribución Especial.

PARÁGRAFO 1o. Con el fin de obtener el ofrecimiento y la prestación del servicio de Gas Combustible por redes de tubería en aquellos centros poblados no atendido(s) por el Distribuidor y cuando estos están incluidos en un Mercado Relevante de Distribución, los usuarios potenciales del servicio de gas podrán solicitar a la empresa el servicio y esta estará obligada a solicitar a la CREG, con la correspondiente solicitud de aprobación de los Cargos de Distribución, la creación de un Mercado Relevante Especial de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, que podrá ser de estas características si la Comisión así lo determina.

PARÁGRAFO 2o. Si transcurrido un (1) año de haberse aprobado Cargos de Distribución para el Mercado Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario, el Distribuidor no ha iniciado la prestación del servicio, este hecho se considerará como falla en la prestación del servicio y otro Distribuidor podrá solicitar un nuevo cargo para este Mercado Relevante Especial. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones o demás medidas que pueda imponer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliaros en ejercicio de sus funciones.

Artículo 6o. Reglas para la solicitud y aprobación de cargos. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes reglas para la solicitud y aprobación de los Cargos de Distribución.

6.1. Actuación para la definición de los cargos de distribución

La empresa interesada solicitará a la CREG la aprobación del Cargo de Distribución Aplicable a Usuarios de Uso Residencial y el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial por uso del Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, según lo establecido en el artículo 9o de la presente resolución y de acuerdo con lo siguiente:

a) La empresa, a través de su representante legal, remitirá a la CREG la información señalada en el artículo 16 de la Ley 1437 de 2011 o aquella que la aclare, modifique o sustituya, y la demás información requerida según esta resolución.

b) Después de recibida la solicitud con el cumplimiento de todos los requerimientos de información solicitados por la CREG, se dará continuación a la actuación administrativa correspondiente y el Comité de Expertos de la CREG aplicará la metodología respectiva, definirá la propuesta de Cargos de Distribución por uso para cada Mercado Relevante para el Siguiente Período Tarifario y someterá a consideración, en sesión de CREG, la resolución definitiva, salvo que se requiera practicar pruebas, caso en el cual, el término de cinco meses para la aprobación de los Cargos de Distribución, establecido en el artículo 111 de la Ley 142 de 1994, se suspenderá durante el trámite de las mismas.

c) Cuando habiéndose radicado la solicitud, se constate que la solicitud está incompleta, pero que la actuación puede continuar sin oponerse a la ley, el Director Ejecutivo de la CREG requerirá a la empresa completar la información en los términos establecidos en el artículo 17 de la Ley 1437 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya. También se dará aplicación al artículo 17 de la Ley 1437 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya, cuando la CREG advierta que la empresa debe realizar una gestión de trámite a su cargo, necesaria para la adopción de la decisión.

d) En caso de que una empresa considere que conforme a la Constitución y la Ley, alguna de la información incluida en la solicitud tarifaria tiene carácter reservado o confidencial, así lo manifestará junto con la justificación correspondiente y la indicación precisa de las disposiciones legales en que se fundamenta, con el fin de que se proceda, cuando así corresponda, a la formación del cuaderno separado en el expediente. En caso de que la empresa no haga manifestación alguna, se considerará que toda la información recibida es pública.

6.2. Información que debe contener la solicitud

Los estudios tarifarios que se presenten a la Comisión deben contener la información especificada en los ANEXOS de esta resolución y los respectivos archivos en medio magnético, los cuales deben contener los planos de todos los Sistemas de Distribución que conforman la(s) solicitud(es) tarifaria(s) junto con la información incluida en la solicitud y que sea factible de ser suministrada por este medio. Sin embargo, la Comisión podrá solicitar otra información que considere relevante para el desempeño de sus funciones.

El solicitante deberá indicar expresamente si cuenta o no con recursos públicos y en caso afirmativo deberá indicar su procedencia, monto, destinación y deberá discriminar las inversiones que ejecutará con recursos propios y aquella que ejecutará con recursos públicos.

Con el propósito de comunicar la actuación administrativa a terceros, cada Distribuidor deberá incluir un resumen de la solicitud tarifaria presentada, que incluya, como mínimo, la información establecida en el ANEXO 2 de esta resolución. Conforme al resumen remitido, se comunicará la actuación administrativa a los terceros, en los términos establecidos en la Ley 1437 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya.

6.3. Verificación sobre activos reportados por las empresas

Teniendo en cuenta las distintas variables existentes para el reporte adecuado de la información, la CREG aplicará el mecanismo de verificaciones que se describe en el ANEXO 3 de la presente resolución.

Sin perjuicio de lo anterior, si dentro del mes siguiente a la fecha en que se haga la publicación mediante la cual se divulguen los cargos que el Distribuidor propone aplicar, determinados según la metodología general aprobada por la Comisión en esta resolución, y habiendo oído a los interesados que intervengan, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, o si se considera necesario decretar pruebas, el Director Ejecutivo podrá ordenarlas, de acuerdo con lo establecido en el artículo 108 de la Ley 142 de 1994.

6.4. Solicitud tarifaria de períodos tarifarios concluidos

Los Distribuidores que atienden usuarios en Mercados Relevantes Existentes de Distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución hayan concluido el Período Tarifario, deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los Cargos de Distribución aplicables para el Siguiente Período Tarifario, con sujeción a la metodología y demás criterios establecidos en la presente resolución, a más tardar, dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

Si transcurridos los dos (2) meses de que trata el presente artículo, los Distribuidores no han remitido su solicitud con la correspondiente información, la Comisión procederá de oficio, a determinar los Cargos de Distribución aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y corresponderá al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre los Cargos de Distribución vigentes a la entrada en vigencia de la presente resolución, salvo que no se esté prestando el servicio, caso en el cual el Cargo Promedio de Distribución aprobado conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 perderá su vigencia.

PARÁGRAFO. En caso de que en un Mercado Relevante Existente que cuente o no con recursos públicos conformado por varios municipios no se esté prestando el servicio en la totalidad de los mismos se podrá entender como Mercado Relevante Existente de Distribución el conformado por la totalidad de los municipios en que se esté prestando el servicio y para aquellos en donde no se esté prestando el servicio, el cargo aprobado conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 perderá su vigencia y se podrá considerar como Municipio Nuevo.

6.5. Cargos promedios de distribución que no hayan estado vigentes durante cinco (5) años

Los Distribuidores que se encuentren prestando el servicio en un Mercado Relevante Existente de Distribución cuyo cargo no haya estado vigente por cinco (5) años a la entrada en vigencia de la presente resolución, tendrán las siguientes opciones:

i) Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de Cargos de Distribución una vez entre en vigencia esta resolución. En este caso, a más tardar dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigor del presente acto administrativo, el Distribuidor deberá presentar a la CREG una solicitud de Cargos de Distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario establecidas en el artículo 5o de esta presente resolución. Los nuevos Cargos de Distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el artículo 7o del presente acto administrativo.

En caso de existir más de un Distribuidor atendiendo el mismo Mercado Relevante, todos los Distribuidores deberán renunciar a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003 y presentar cada uno su respectiva solicitud tarifaria en los términos de este numeral; de lo contario, no podrán acogerse a la opción aquí establecida.

ii) Mantener la vigencia de los cargos aprobados para el Mercado Relevante correspondiente, según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003. En este caso, y durante la vigencia del Cargo Promedio de Distribución, no podrá modificarse la conformación del Mercado Relevante Existente. Una vez el Cargo de Distribución aprobado con base en la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 cumpla su período de vigencia, el Distribuidor deberá dar aplicación a lo establecido en el numeral 6.4 del presente artículo, de lo contrario, la CREG procederá de oficio a determinar los Cargos de Distribución Aplicables al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario correspondiente y será equivalente al noventa por ciento (90%) del Cargo de Distribución que sea más bajo entre todos los Cargos de Distribución vigentes al cumplimiento de su período de vigencia.

De no presentarse la solicitud tarifaria tal y como se estableció en el párrafo anterior la CREG procederá de oficio a fijar los nuevos cargos, siempre y cuando el servicio se esté prestando en el Mercado Relevante Existente correspondiente. En caso de no presentarse solicitud tarifaria y no estarse prestando el servicio en el Mercado Relevante Existente, el Cargo Promedio de Distribución y el Mercado Relevante aprobado con base en la metodología y criterios de la Resolución CREG 011 de 2003, perderán su vigencia, de tal forma que cualquier prestador podrá incluir los municipios que integran el Mercado Relevante Existente liberado en las solicitudes tarifarias que se presenten para el siguiente período tarifario con base en la presente resolución como Municipios Nuevos.

PARÁGRAFO. En el caso de un Mercado Relevante Existente de Distribución conformado por varios municipios en el que no se esté prestando el servicio en la totalidad de los mismos y el prestador del servicio que presentó la solicitud de cargos ante la CREG esté siendo intervenido por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para liquidación del prestador del servicio en dicho mercado, se podrá entender como Mercado Relevante Existente de Distribución el conformado por la totalidad de los municipios en que se esté prestando el servicio y para aquellos donde no se esté prestando el servicio, el cargo aprobado conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 perderá su vigencia y se podrá considerar como Municipio Nuevo.

6.6. Solicitudes de cargos tramitados paralelamente

Cuando más de un Distribuidor presente solicitud de aprobación de Cargos de Distribución para un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que esté conformado por los mismos municipios o cuando se trate de Mercados Relevantes diferentes pero en los que coincida(n) algún o algunos municipios, la Comisión procederá de la siguiente forma:

a) Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que sean iguales:

1. La CREG revisará la información de cada solicitud tarifaria y verificará el cumplimiento de los requisitos según lo establecido en esta resolución.

2. Posteriormente, la CREG enviará a cada Distribuidor un resumen de la otra solicitud con el propósito de recibir, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes al envío de la comunicación, los comentarios sobre la misma.

3. Vencido lo anterior, la CREG evaluará las dos solicitudes tarifarias y se aprobarán los Cargos de Distribución con base en la información de aquella solicitud que cumpla con los mejores indicadores en relación con los costos y la cobertura en caso de Municipios Nuevos para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

4. La CREG evaluará las dos solicitudes tarifarias y se aprobarán los Cargos de Distribución considerando sólo las Unidades Constructivas mínimas requeridas para la prestación del servicio en caso de municipios con prestación del servicio.

b) Municipios incorporados en más de un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

1. La CREG revisará la información de cada solicitud tarifaria y verificará el cumplimiento de los requisitos según lo establecido en esta resolución.

2. Posteriormente, la CREG enviará a cada Distribuidor un resumen de la otra solicitud con el propósito de recibir, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes al envío de la comunicación, los comentarios sobre la misma o acuerdos sobre la conformación del Mercado Relevante de Distribución.

3. Vencido lo anterior, la Comisión evaluará la conveniencia de extraer los municipios comunes de las dos solicitudes tarifarias para que conformen un Mercado Relevante de Distribución independiente.

4. En caso contrario, la CREG evaluará la solicitud que cumpla de mejor manera los indicadores en relación con los costos y la cobertura en caso de Municipios Nuevos, para el Mercado Relevante de Distribución y con base en esta aprobará los cargos.

6.7. Solicitudes de cargos de distribución para el siguiente período tarifario en mercados relevantes existentes de distribución que cuenten con inversiones ejecutadas pero en los que no se esté prestando el servicio

Aquellos Mercados Existentes de Distribución que cuenten con inversiones ejecutadas pero no se esté prestando el servicio y cuyos Cargos de Distribución hayan estado vigentes por cinco (5) años o más, podrán ser objeto de solicitud de cargos para el Siguiente Período Tarifario en los términos de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Todas las solicitudes tarifarias que se presenten a la CREG deberán acogerse a los criterios para la conformación de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario establecidos en la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. De acuerdo con lo previsto en el artículo 113 de la Ley 142 de 1994, contra la decisión mediante la cual la Comisión apruebe los Cargos de Distribución, procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la Comisión, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que el acto administrativo se notifique o publique, según el caso.

Artículo 7o. Vigencia de los nuevos cargos. Los Cargos de Distribución aprobados con base en la presente resolución estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco (5) años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Vencido el período de vigencia de los cargos regulados, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

PARÁGRAFO. Sin perjuicio de las competencias atribuidas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios derivadas de la falla en la prestación del servicio, si transcurridos doce (12) meses desde que haya quedado en firme la aprobación de los cargos regulados, el Distribuidor no ha iniciado la construcción del respectivo Sistema de Distribución, quedará sin efectos la resolución mediante la cual se aprobó el Cargo de Distribución, salvo que el agente demuestre que no inició la construcción por no haber sido expedidas las licencias o permisos de que trata el artículo 26 de la Ley 142 de 1994 por razones ajenas al Distribuidor.

Se entenderá que el Distribuidor no ha iniciado la construcción del respectivo Sistema de Distribución doce (12S) meses después de que haya quedado en firme la aprobación de los Cargos de Distribución regulados, si al finalizar este plazo no ha concluido los diseños, no ha tramitado u obtenido las licencias o permisos de que trata el inciso anterior, no ha ejecutado al menos un 50% las inversiones propuestas para el primer año de inversión y no ha iniciado las obras de ingeniería necesarias y asociadas para poner en operación el Sistema de Distribución.

CAPÍTULO III

Metodología para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería

Artículo 8o. 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 usando los cargos por uso aplicables a Usuarios de Uso Residencial y a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial aprobados por la CREG calculados a partir de costos medios y costos medios de mediano plazo.

Artículo 9o. Metodología para el cálculo de los cargos de distribución a partir de los costos medios o costos medios de mediano plazo. Los costos medios y/o los costos medios de mediano plazo, para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, se calculan con la Valoración de la Inversión Base, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), la Demanda de Volumen del mercado correspondiente y la tasa de retorno, aplicando los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994 y de acuerdo a la conformación del Mercado Relevante.

9.1. Cálculo del cargo de distribución aplicable a los usuarios de uso residencial

La CREG aprobará para cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, el Cargo de Distribución Aplicable a los Usuarios de Uso Residencial y que podrá cobrarse como máximo a este tipo de usuarios. Este cargo se establece como los costos medios, a la Fecha de Corte, para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución y costos medios de mediano plazo, a la Fecha Base, para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que se conformen con municipios Nuevos, que no cuentan con servicio de Gas Combustible por redes de tubería.

Cuando el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario sea una combinación de Mercados Existentes de Distribución y Municipios Nuevos se utilizarán los dos mecanismos de cálculo tal y como se indica en la presente resolución.

Los costos medios y los costos medios de mediano plazo remuneran la Inversión Base, y los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) correspondientes al Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, tal y como se establece en la presente resolución.

D(AUR)k = Dinv(AUR)k + DAOM(AUR)k

Donde:

D(AUR)k	Cargo de Distribución aplicable a Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico. Este se determinará conforme a como se conforme el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.
Dinv(AUR)k	Componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico. Este se determinará según la conformación del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.
DAOM(AUR)k	Componente que remunera los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de la actividad de distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico.

9.1.1. Determinación de Cada Componente Según Conformación del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario

9.1.1.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución

Donde:

IBMERPk	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
IBMERSk	Inversión Base de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
AOMRPk	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para la Red Primaria para el Siguiente Período Tarifario, expresados en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
AOMRSk	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para la Red Secundaria para el Siguiente Período Tarifario, expresados en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
QTk	Demanda real total del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QRes	Demanda real correspondiente al tipo de usuarios Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QNoResRS	Demanda Real de usuarios No Residenciales, la cual está conectada a la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución. Expresada en metros cúbicos (m3).

9.1.1.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Donde:

IBMERPme	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de los Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
IBMENRPmn	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.2 de esta resolución.
IBMERSme	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de los Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
IBMENRSmn	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.2 de esta resolución.
AOMRPme	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el tipo de Red Primaria para el Siguiente Período Tarifario k, expresado en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
AOMRSme	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el tipo de Red Secundaria para el Siguiente Período Tarifario k, expresado en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria de Distribución, se determinarán, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros de red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
CAE(VP(AOM(PR)RPmn)	Costo anual equivalente del valor presente de la proyección de gastos de AOM asociados a la Red Primaria para los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario para conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán según corresponda, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria o Red Secundaria sobre los kilómetros red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria o Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
CAE(VP(AOM(PR)RSmn)	Costo anual equivalente del valor presente de la proyección de gastos de AOM asociados a la Red Secundaria para los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria de Distribución, se determinarán, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
QTme	Demanda real de los Mercados Relevantes Existentes de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario, obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR)Tmn)	Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda Total para el (los) Municipio(s) Nuevo(s) que va(n) a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m3).
QNoResRS+QRes)me	Sumatoria de la Demanda real de Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial que está conectada a la Red Secundaria y de la demanda de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR)NoResRS +Q(PR)Res))mn	Valor anual equivalente del valor presente de sumatoria de la proyección de demanda correspondiente a Usuarios de Uso Diferente al Residencial, la cual está conectada a la Red Secundaria y de la proyección de demanda de Usuarios de uso Residencial de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el Siguiente Período Tarifario, expresada en metros cúbicos (m3).

9.1.1.3. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Municipios Nuevos

IBMNRPk	Inversión Base de la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.3 de esta resolución.
IBMNRSk	Inversión Base de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.3 de esta resolución.
VP(AOM(PR))RPk	Valor Presente de la proyección de gastos de AOM de la Red Primaria, del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros de red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
VP(AOM(PR))RSk	Valor Presente de la proyección de gastos de AOM de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Secundaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Secundaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
VP(Q(PR)NoResRS +Q(PR)Res)	Valor Presente de la sumatoria de la proyección de demanda correspondiente a Usuarios de Uso Diferentes al Residencial que se van a conectar a la Red Secundaria y de la proyección de demanda correspondiente a Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).
VP(Q(PR))Tk	Valor presente de la proyección de demanda Total para el (los) Municipio(s) Nuevo(s) que va(n) a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, expresada en metros cúbicos (m3).

9.2. Cálculo del Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial

La remuneración de la actividad de Distribución para los Usuarios de Uso Diferente al Residencial, del Mercado Relevante de Distribución se hará a través de la metodología de canasta de tarifas, aplicada con base en el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, el cual se determina así:

Donde:

D(AUNR)k	Cargo Promedio de Distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico. Este se determinará conforme a como se constituya el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.
Dinv(AUNR)k	Componente que remunera la Inversión Base del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico. Este se determinará según la conformación del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.
DAOM(AUNR)k	Componente que remunera los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de la actividad de distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. Expresado en pesos de la Fecha Base, por metro cúbico.

9.2.1. Determinación de cada Componente Según Conformación del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario

9.2.1.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución o Agregación de Mercados Existentes de Distribución

Donde:

IBMERPk	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
IBMERS(No Res)k	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformado a partir de Mercado Relevante Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre el total de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
AOMRPk	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, expresados en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
QTk	Demanda real total del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QResk	Demanda real correspondiente al tipo de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).

9.2.1.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Donde:

IBMERPme	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de lo (s) Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
IBMENRPmn	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.2 de esta resolución.
IBMERS(NoRes)me	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial de los Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda Diferente a la Residencial (QNoRes)me sobre el total de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes)me y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.1 de esta resolución.
IBMENRS(NoRes)mn	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial de los Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Relevantes Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la Proyección de demanda para Uso Diferente al Residencial y (QNoRes)mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (QNoRes + QRes)mn y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.2 de esta resolución.
AOMRPme	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado(s) Relevante(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución k para el tipo de Red Primaria para el Siguiente Período Tarifario k, expresado en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria de Distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
CAE(VP(AOM(PR)RPmn)	Costo anual equivalente del valor presente de la proyección de gastos de AOM asociados a la Red Primaria para los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red totales del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
QTme	Demanda Total real de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR)Resmn))	Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de la sumatoria de la Demanda de los Usuarios de Uso Residencial de los Municipios Nuevos que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).

9.2.1.3. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Municipios Nuevos

IBMNRPk	Inversión Base de la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.3 de esta resolución.
IBMNRS(NoRes)k	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que va a ser utilizada por Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la Proyección de demanda para Uso Diferente al Residencial (QNoRes)mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (QNoRes + QRes)mn y el resultado de esta relación por el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.4.3 de esta resolución.
VP(AOM(PR))RPk	Valor Presente de la proyección de gastos de AOM de la Red Primaria, expresada en pesos de la Fecha Base del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos. Los gastos de AOM eficientes para la Red Primaria, se calculan de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la Red Primaria sobre los kilómetros red total del Sistema de Distribución y la Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de Distribución sobre la Inversión Base Total del Sistema de Distribución.
VP(Q(PR)Tk	Valor Presente de la proyección de demanda total en el horizonte de proyección para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).
VP(Q(PR)Resk)	Valor Presente de la proyección de demanda de Usuarios de Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado por Municipios Nuevos expresada en metros cúbicos (m3).

9.3. Inversión Base

La Inversión Base denominada IBME, IBMEN o IBMN, comprenderá la Inversión realizada o la Inversión a realizar en los activos que se describen a continuación y en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario:

a) Activos Inherentes a la Operación

Corresponde al inventario de activos que se utilizan en la prestación del servicio (estaciones de puertas de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación, accesorios, entre otros). Este inventario se debe realizar de acuerdo con las Unidades Constructivas definidas en el ANEXO 4, ANEXO 5, ANEXO 6, ANEXO 7 y ANEXO 8.

Activos tales como cruces subfluviales y otros no homologables a las Unidades Constructivas, deberán ser reportados separadamente como Activos Especiales.

En caso de justificarse, el Distribuidor podrá solicitar a la Comisión la especificación de nuevas unidades constructivas. La CREG estudiará la solicitud y con base en su justificación evaluará la definición de estas nuevas Unidades Constructivas;

b) Otros Activos

Corresponden a activos asociados a las actividades de distribución como: maquinaria y equipos (vehículos, herramientas, etc.), muebles, equipos de cómputo y de comunicación y sistemas de información.

El monto de los Otros Activos reportados por la empresa tanto en Inversión Existente como en Programa de Nuevas Inversiones no podrá ser superior al monto de la inversión en Activos Inherentes a la operación e Inversiones en Terrenos e inmuebles por el porcentaje establecido en el Anexo 9 de la presente resolución;

c) Activos asociados al control de la calidad del servicio

Serán los activos asociados al control y monitoreo de la calidad del servicio, los cuales deben reportarse de acuerdo con las Unidades Constructivas que están definidas para el monitoreo de la calidad;

d) Inversiones en terrenos, servidumbres e inmuebles

Los terrenos, servidumbres e inmuebles serán excluidos de la Inversión Base y se remunerarán como un gasto de AOM.

El valor anual a incorporar en los gastos de AOM por este concepto, será el 12,7% del valor catastral en caso de terrenos e inmuebles.

Los valores de las servidumbres serán incluidas en el concepto de arrendamientos de los gastos AOM.

Para el reporte de la información de servidumbres el Distribuidor deberá diseñar un formato en Excel donde se incluyan los valores pagados por este concepto (ya sea un solo pago o pagos periódicos), la cuota anual equivalente de estos pagos calculada a perpetuidad, expresada en pesos de la Fecha Base, utilizando el IPC donde se requiera, junto con la identificación de los documentos que originan estas obligaciones, los cuales deben estar disponibles para que la CREG pueda revisarlos cuando lo considere necesario. Así mismo deberán enviar la metodología de cálculo de esta cuota anual.

9.4. Valoración de la Inversión Base

La Inversión Base estará comprendida por la Inversión Existente (IE), la Inversión en Nuevas Inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE), la Inversión Ejecutada durante el Período Tarifario que culmina y no Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE) y el Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI).

Los Distribuidores deberán elaborar para la solicitud tarifaria un inventario de activos de acuerdo con cada inversión así:

a) Inversión Existente (IE): Inversión reconocida como existente en la última revisión tarifaria, correspondiente a activos reconocidos antes que iniciara el Período Tarifario que culmina, homologada a las Unidades Constructivas definidas en el Período Tarifario que culmina y valoradas a los costos reconocidos en dicho momento y ajustados conforme se encuentran definidas en el ANEXO 4 y ANEXO 5. Estas inversiones deberán estar expresadas a pesos de la Fecha Base;

b) Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE): Inversión en activos que fueron reportados en el programa de nuevas inversiones en la anterior solicitud tarifaria y que se ejecutaron hasta la fecha de corte, homologadas a las Unidades Constructivas y valoradas a los costos unitarios que fueron establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y ajustados conforme se relacionan en el Anexo 6. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base;

c) Inversión Ejecutada durante el período tarifario y No Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE): Inversión en activos que fueron ejecutados hasta la fecha de corte y que no fueron reportados en el Programa de Nuevas Inversiones, homologados a las Unidades Constructivas y valorados a los costos establecidos en la Resolución CREG 011 de 2003 y listados en el Anexo 6. Estas podrán incluir la reposición de Inversión Existente (IE) ejecutada durante el período tarifario que culmina. En caso de corresponder a nuevas Unidades Constructivas se toma el valor de estas tal y como están definidas en el Anexo 8. Esta inversión expresada a pesos de la Fecha Base;

d) Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI): Inversión a reconocer para el Programa de Nuevas Inversiones que se realizará en el Siguiente Período Tarifario. Esta deberá ser homologada a las Unidades Constructivas que se definan para el Siguiente Período Tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta Resolución y que están definidos en el ANEXO 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base;

e) Inversión Base de Reposición de activos (IRAIE): Inversión a reconocer para el programa de reposición de activos de la Inversión Existente (IE) que se realizará durante el Siguiente Período Tarifario. Esta deberá ser homologada a las Unidades Constructivas que se definan para el Siguiente Período Tarifario y valorada a los costos unitarios que se establecen en esta Resolución en el Anexo 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base.

PARÁGRAFO. La Comisión podrá ordenar a través de una auditoria la verificación de los inventarios de activos en servicio que los Distribuidores reporten en su solicitud tarifaria y que formen parte de la Inversión Base descrita en los numerales a), b) y c) del presente numeral y de acuerdo con la metodología establecida en el ANEXO 3.

9.4.1. Valoración de la Inversión Base de Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Relevantes Existentes de Distribución o la Agregación de Mercados Relevantes Existentes de Distribución

La valoración de los activos reportados en el inventario de la Inversión Base se hará a partir de la siguiente fórmula:

IBMEKL = CAEKL(IE) + CAEKL (IPE, INPE)

Donde:

IBMEkl	Inversión Base para el tipo de red l del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante de Distribución Existente o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución Existentes, expresada en pesos de la Fecha Base.
CAEkl(IE)	Costo anual equivalente de la Inversión Existente (IE) para el tipo de red l antes de la aplicación de la Resolución CREG 011 de 2003 y que forma parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante de Distribución Existente o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución Existentes, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula: <ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co> Donde:
NR		Número total de QUCIE reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante de Distribución Existente o de la Agregación de Mercados Relevantes de Distribución Existentes, a la Fecha de Corte.
UCIEi		Unidad Constructiva de Inversión Existente (IE) i, conforme al listado del Anexo 4.
QUCIEik		Número total de Unidades Constructivas de Inversión Existente UCIEi reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercado Relevante de Distribución Existente o de la Agregación de Mercados Relevantes de distribución existentes.
PUCIEi		Costo unitario reconocido para UCIEi relacionado en el Anexo 4 y ajustado a la Fecha Base.
r		Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
u		Vida útil Normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.
k		Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k en análisis.
l		Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria (RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).
CAEkl(IPE, INPE)	Costo anual equivalente de las inversiones realizadas durante la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 y hasta la fecha de corte (IPE) que forman parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula conforme a la siguiente fórmula: <ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co> Donde:
NR		Número total de QUCPE y QUCINPE Unidades Constructivas de las IPE existentes reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, a la Fecha Corte.
UCIPEi		Unidad Constructiva del Programa de Nuevas Inversiones ejecutada en la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 y que están relacionadas en el Anexo 6.
QUCIPEik		Número total de las Unidades Constructivas UCIPEi, reportadas para el mercado k.
PUCIPEi		Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCIPEi relacionado en el Anexo 6 y ajustado a la Fecha Base.
UCINPEi		Unidad Constructiva que fue ejecutada en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, pero que no fue reportada en el Programa de Nuevas Inversiones de la solicitud tarifaria de dicha vigencia y que están relacionadas en el Anexo 6.
QUCINPEik		Número total de las Unidades Constructivas UCINPEi, reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
PUCINPEi		Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCINPEi relacionado en el Anexo 6 y que se debe ajustar a la Fecha Base.
r		Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
u		Vida útil en años, reconocida para los activos igual 20 años.
k		Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k en análisis.
l	Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria (RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).

9.4.2. Valoración de la Inversión Base para los Municipios Nuevos, que van a formar parte de Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

IBMENkl = CAEkl (IPNI)

IBMENkl	Inversión Base de Municipios Nuevos que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l y que ha sido conformado a partir de anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base.
CAEkl(IPNI)	Costo anual equivalente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el Siguiente Período Tarifario para el (los) Municipio(s) Nuevo(s) que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l. Se calcula conforme a la siguiente fórmula: <ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co> Donde:
NR		Número total de QUCPNI reportadas, proyectadas a realizarse en el mercado k en el nuevo Período Tarifario.
UCPNIi		Unidad Constructiva del Programa de Nuevas Inversiones a ejecutar en el nuevo Período Tarifario en el (los) Municipio(s) Nuevo(s) y que están relacionadas en el ANEXO 6. Unidad que va a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k que ha sido conformado mediante la adhesión de Mercados existentes de Distribución y la adhesión de Municipio(s) Nuevo(s).
QUCPNIik		Cantidad de la Unidad Constructiva UCPNIi reportada para el (los) Municipio(s) Nuevo(s) que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k y que ha sido conformado mediante la agregación de Mercados existentes de Distribución y Municipio(s) Nuevo(s).
PUCPNIi		Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCPNIi relacionado en el Anexo 6 y que se debe ajustar a la Fecha Base.
r		Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
u		Vida útil en años, reconocida para los activos igual 20 años.
VP		Valor presente de las inversiones descontado a pesos de la Fecha Base.
n		Número de años de 1 a 5, correspondiente a los años en que se realiza el programa de nuevas inversiones.
l		Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria (RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).

9.4.3. Valoración de la Inversión Base de Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario Conformados por Municipios Nuevos

La fórmula para la determinación de la Inversión Base de Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario Conformados por Municipios Nuevos que se constituyen a partir de esta metodología, será:

IBMNKL = VP (IPNI)KL

Donde:

IBMNkl	Inversión Base a realizarse en Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l, expresada en pesos de la Fecha Base.
IPNIkl	Programa de nuevas inversiones que se proyecta realizar durante el Siguiente Período Tarifario en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de red l. Se calcula a partir de la siguiente fórmula. Este programa de inversiones se valorará utilizando los costos unitarios eficientes definidos por la Comisión para cada unidad constructiva, conforme al Anexo 8 de la presente resolución y ajustados a la Fecha Base.
VP	Valor presente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, descontado a pesos de la Fecha Base. <ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co> Donde:
VP(IPNI)kl		Valor presente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el Período Tarifario descontado a pesos de la Fecha Base.
NR		Número de QUCPNI, proyectadas a realizarse en el nuevo Período Tarifario para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
UCPNIi		Unidad Constructiva i del Programa de Nuevas Inversiones a ejecutar en el nuevo Período Tarifario y que está relacionada en el Anexo 7 y Anexo 8.
QUCPNIik		Cantidad de la Unidad Constructiva UCPNIi, reportada para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
PUCPNIi		Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCPNIi relacionado en el Anexo 8 y que se debe ajustar a la Fecha Base.
n		Número de años de 1 a 5, correspondiente a los años en que se realiza el programa de nuevas inversiones.
r		Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
l		Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria (RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).

9.5. Unidades Constructivas

Para la identificación y valoración de Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, se adoptan las Unidades Constructivas, las cuales se desagregan para cada tipo de inversión así:

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

9.5.1. Unidades Constructivas para la Valoración de la Inversión en Activos Existente (IE): La Inversión Existente correspondiente a activos realizados antes del Período Tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003) será valorada de acuerdo con las Unidades Constructivas y los costos unitarios, ajustados a la Fecha Base, definidos en el Anexo 4 y Anexo 5 de esta resolución.

9.5.2. Unidades Constructivas para la Valoración de la Inversión Programada en nuevas inversiones que fue reconocida y ejecutada en la anterior revisión tarifaria (IPE) o Inversión ejecutada durante el Período Tarifario y no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE): Los activos realizados durante el Período Tarifario anterior (Resolución CREG 011 de 2003) serán valorados de acuerdo con las Unidades Constructivas y los costos unitarios, ajustados a la Fecha Base, indicados en el Anexo 6 de esta resolución. Solo se utilizará las del Anexo 8 en los casos de Unidades Constructivas no definidas en el Anexo 6 o de las definidas en el Anexo 6 pero que se construyeron en Cali, Floridablanca y otros municipios de Antioquia con posterioridad al establecimiento de normas técnicas superiores a las normas nacionales de construcción. Las Unidades Constructivas Especiales, que fueron ejecutadas serán valoradas a los Costos reconocidos en las Resoluciones Particulares y ajustadas a la Fecha Base.

9.5.3. Unidades Constructivas para Valoración del Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (IPNI): La inversión en activos que forman parte del programa de nuevas inversiones que se realizará en el Siguiente Período Tarifario. Deberán ser homologadas a las Unidades Constructivas y consideradas a los costos unitarios ajustados a la Fecha Base, que se establecen en el Anexo 8 de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Todos los Costos Unitarios de las Unidades Constructivas se ajustarán a pesos de la Fecha Base con el Índice de Precios al Productor IPP publicado por el DANE.

PARÁGRAFO 2o. Con excepción de los activos incluidos en el rubro de Otros Activos, los terrenos e inmuebles y los casos debidamente justificados por los distribuidores, basados en reglamentación especial o condiciones extraordinarias, no se admitirán para el cálculo tarifario, Unidades Constructivas diferentes a las establecidas en la presente resolución. Los activos respectivos deberán clasificarse, directamente o por homologación, en las Unidades Constructivas establecidas.

9.6. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM)

Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de cada mercado se determinarán con base en la metodología Frontera Estocástica que se describe en el Anexo 10 de la presente resolución.

9.6.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución y Agregación de Mercados Existentes de Distribución

Para la determinación del Cargo Promedio de Distribución correspondiente a AOM, se tendrán en cuenta los gastos AOM anuales eficientes del o los Mercado(s) Relevante(s) Existentes que resulten de la aplicación de la metodología determinada en el numeral 10.1 del ANEXO 10.

9.6.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

Para la determinación de los Cargos de Distribución correspondientes a AOM, se tendrán en cuenta los gastos AOM anuales eficientes de los Mercados Relevantes existentes y el Valor Presente Neto descontado con la Tasa de Retorno, definida en el numeral 9.8 de la presente resolución, la proyección de gastos de AOM a precios de la Fecha Base durante el horizonte de proyección de 20 años, correspondiente a los Municipios Nuevos que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

9.6.3. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario Conformados por Municipios Nuevos

El distribuidor deberá presentar la proyección de gastos de AOM durante el horizonte de proyección de veinte (20) años. El promedio de los cinco (5) años será el utilizado para la comparación en la metodología de Frontera Estocástica.

La determinación de los Cargos de Distribución correspondientes a AOM de los Municipios Nuevos que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, se hará conforme se establece en el numeral 10.2 del ANEXO 10 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Se reconocerán en forma adicional, los gastos de AOM involucrados en confiabilidad y en la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas definidas por la Comisión en resoluciones aparte.

PARÁGRAFO 2o. Los valores de AOM serán ajustados a pesos de la Fecha Base con el Índice de Precios al Consumidor IPC publicado por el DANE.

9.7. Demandas de Volumen

El Distribuidor reportará en su solicitud tarifaria y para el año de corte la información correspondiente a la Demanda de Volumen así:

9.7.1. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución y Agregación de Mercados Existentes de Distribución

1. Demanda anual total obtenida en el año de corte para cada uno de los Mercados Relevantes de Distribución existentes, expresada en metros cúbicos (m3).

2. Los valores de demanda deben estar discriminados por tipo de usuario residencial, comercial, industrial, GNV y otros, así como conexión a tipo de red Primaria y Secundaria como se indica en el Anexo 11 de esta resolución.

3. La demanda anual de volumen reportada por el distribuidor será verificada con la información reportada al Sistema Único de Información SUI. En caso de presentarse diferencias, la CREG, a través de una auditoría, establecerá cuál se tomará. El auditor verificará los datos utilizados por la empresa para el cálculo de la demanda reportada respecto a los datos de facturación y de contabilización de ventas.

9.7.2. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

El Distribuidor reportará en su solicitud tarifaria y para el año de corte la información correspondiente a la Demanda de Volumen, expresada en metros cúbicos (m3) así:

1. Demanda anual total a la fecha de corte para cada uno de los municipios que cuentan con servicio o que conformaron los mercados existentes de distribución y que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

Los valores de demanda deben estar discriminados por municipio, tipo de usuario: residencial, comercial, industrial, GNV y otros, así como conexión a tipo de red Primaria y Secundaria como se indica en el Anexo 11 y Anexo 15 de esta resolución.

2. La Demanda de Volumen reportada por el Distribuidor será verificada con la información reportada al Sistema Único de Información SUI. En caso de presentarse diferencias, la CREG, a través de una auditoría establecerá cuál se tomará. El auditor verificará los datos utilizados por la empresa para el cálculo de la demanda reportada respecto a los datos de facturación y de contabilización de ventas.

3. Para los Municipios Nuevos que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el próximo Período Tarifario el Distribuidor deberá reportar los volúmenes de demanda así:

3.1. Para un Horizonte de Proyección de 20 años reportará los volúmenes anuales proyectados de consumo de los usuarios de los Municipios Nuevos y que conformarán el Sistema de Distribución (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al Anexo 12 de la presente resolución. No obstante, la proyección debe ser creciente del primer año de proyección hasta el quinto o décimo y permanecer constante del año quinto o décimo en adelante. Los volúmenes proyectados deben ser consistentes con el Programa de Nuevas Inversiones para dichos municipios.

3.2. Para la elaboración de estas proyecciones, el distribuidor utilizará la metodología contenida en el Anexo 13 de la presente resolución. Dichas proyecciones deberán ser enviadas a la UPME para su evaluación metodológica, simultáneamente con la presentación de la solicitud tarifaria a la Comisión. Copia del radicado deberá remitirse a la Comisión con la solicitud tarifaria.

3.3. Una vez se reciba el concepto de la UPME, en caso de ser negativo el distribuidor deberá modificar la proyección de demanda, y enviarla nuevamente a la UPME para su evaluación metodológica.

4. Para el cálculo de los Cargos de Distribución se tendrá en cuenta la proyección de Demanda de Volumen a entregar a los usuarios y por tanto, este volumen no incorporará las pérdidas de gas en el Sistema de Distribución.

9.7.3. Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario Conformados por Municipios Nuevos

1. Para el Horizonte de Proyección, deberán reportarse los volúmenes anuales proyectados de consumo de los usuarios del Sistema de Distribución (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al Anexo 12 de la presente resolución. Los volúmenes proyectados deben ser consistentes con el Programa de Nuevas Inversiones.

2. Para la elaboración de estas proyecciones, el distribuidor utilizará la metodología contenida en el ANEXO 13 de la presente resolución. Dichas proyecciones deberán ser enviadas a la UPME para su evaluación metodológica, simultáneamente con la presentación de la solicitud tarifaria a la Comisión. Copia del radicado deberá remitirse con la solicitud tarifaria.

3. Una vez se reciba el concepto de la UPME, en caso de ser negativo el distribuidor deberá modificar la proyección de demanda, y enviarla nuevamente a la UPME para su evaluación metodológica.

4. Para el cálculo de los Cargos de Distribución se tendrá en cuenta la proyección de Demanda de Volumen a entregar a los usuarios y por tanto, este volumen no incorporará las pérdidas de gas en el Sistema de Distribución.

9.8. Tasa de Retorno

La Tasa de Retorno para remunerar los activos de la actividad de Distribución de Gas Combustible, corresponderá a 14,81% antes de impuestos. Esta tasa se obtiene de acuerdo con la metodología establecida en el Anexo 14 de esta resolución.

Artículo 10. Aplicación de la Metodología de Canasta de Tarifas para Usuarios diferentes a los de Uso Residencial. Para el correspondiente Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, se podrá aplicar la metodología de Canasta de Tarifas, de acuerdo con el Cargo Promedio de Distribución aprobado Aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial y el número de rangos que determine cada distribuidor teniendo en cuenta lo siguiente:

10.1. Definición de Rangos

Los rangos de la Canasta de Tarifas se deberán estructurar así:

a) El Distribuidor podrá definir una canasta de tarifas para la demanda de Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, para ello definirá conforme la clasificación del usuario rangos en relación con el consumo;

b) El número de rangos los establecerá el distribuidor de acuerdo con su mercado;

c) Cada uno de los rangos tendrá asignado un Cargo de Distribución diferente, teniendo como referencia el Cargo Promedio de Distribución Aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial;

d) Los cargos serán máximos por rango y deberán tener una tendencia continua descendente. Los cargos para los primeros rangos de consumo podrán ser mayores al Cargo Promedio de Distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, siempre y cuando se cumpla la igualdad establecida en el numeral 10.3;

e) El cargo que se asigne a cada rango será igual para todos los usuarios del mismo tipo cuyo consumo esté comprendido en el mismo rango;

f) El distribuidor podrá ofrecer cargos menores en cada rango siempre y cuando sean iguales para todos los usuarios del mismo rango y se cumpla lo definido en los artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994.

10.2. Aplicación de la Canasta de Tarifas

Con base en el Cargo Promedio de Distribución de Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial que es definido en el numeral 9.2, las empresas aplicarán la metodología de Canasta de Tarifas teniendo en cuenta lo siguiente:

a) La Canasta deberá cumplir la igualdad de ingresos en relación con los cargos cobrados y la demanda obtenida en cada rango y el total de la demanda y el Cargo Promedio de Distribución aplicar a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial;

b) El distribuidor mantendrá actualizado en su página web los cargos de distribución que aplica por rangos de consumo, incluidos estos;

c) Los rangos de consumo definidos deberán aplicarse a partir del 1o de enero de cada año del período tarifario y deberán mantenerse por lo menos por un año, exceptuando el primer año de entrada del Cargo Promedio de Distribución aprobado, la cual podrá ser modificada en enero del año siguiente.

Las empresas no podrán tener un cargo en un rango de consumo que esté por debajo de sus costos operacionales, tal y como está establecido en el artículo 34 de la Ley 142 de 1994.

d) No se permitirá la agrupación de consumos de usuarios para efectos de establecer un cargo diferente al correspondiente a su rango de consumo como usuario individual;

e) De acuerdo al principio de igualdad, en el caso de que dos o más empresas distribuidoras

estén o vayan a prestar el servicio en un mismo Mercado Relevante de Distribución, deberán acordar una misma Canasta de Tarifas aplicable al Mercado. Mientras no lo acuerden sólo podrán aplicar el cargo promedio de distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial.

10.3. Definición de los Cargos en los diferentes Rangos de la Canasta de Tarifas

A partir de los rangos definidos, el Distribuidor establecerá mensualmente los distintos cargos unitarios aplicables a cada rango en forma continua descendente, con la condición de que estos cargos se determinen con base en la demanda facturada para cada rango de consumo en el trimestre anterior de la siguiente manera:

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Donde:

j	Rango de la Canasta de Tarifas.
m	Mes m.
Qjk(m-3)	Consumo total de los usuarios del rango j de consumo, durante el trimestre anterior al mes m en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
Djkm	Cargo de Distribución definido por el distribuidor aplicable en el mes m a los usuarios del rango j de consumo, en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
DAUNRkm	Cargo Promedio de Distribución Aplicable a los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial y que es definido por la CREG para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k aplicable en el mes m.
QAUNR(m-3)	Demanda total de los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, durante el trimestre anterior al mes m en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
än	Cobro no efectuado a los Usuarios de Uso Residencial y conforme al artículo 11 de la presente resolución. Donde:
CNEUR		Ingresos no recibidos en el mes m por el cobro no efectuado a los Usuarios de Uso Residencial en el periodo n.

Artículo 11. Gradualidad en la Aplicación de los Nuevos Cargos. Cuando de la aprobación de los Cargos de Distribución Aplicables a Usuarios de Uso Residencial, resulten incrementos superiores a dos veces el IPC del año inmediatamente anterior del Cargo de Distribución que se venía cobrando con la anterior metodología tarifaria a este tipo de usuarios, el Distribuidor deberá incrementar el primer año el cargo dos veces el IPC y repartir el incremento faltante proporcionalmente durante los años restantes del siguiente período tarifario. Para que el ingreso del Distribuidor no se vea afectado por la aplicación de esta gradualidad, lo deberá compensar incluyendo los valores no cobrados a los Usuarios de Uso Residencial en los Cargos aplicables en los diferentes rangos de la Canasta de Tarifas.

Artículo 12. Fórmula de Actualización del Cargo de Distribución aplicable a Usuarios de Uso Residencial y del Cargo Promedio de Distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial. Los Cargos de Distribución aprobados en resoluciones particulares de la CREG conforme a la presente resolución, expresado en pesos de la Fecha Base, se actualizarán mes a mes de acuerdo con la siguiente fórmula general:

Donde,

Dmktu	Cargo de Distribución por tipo de usuario correspondiente al mes m de prestación del servicio.
Dktu	Cargo de Distribución por tipo de usuario aprobado por resolución particular de la CREG y expresado en precios de la Fecha Base.
IPPm-1	Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el DANE para el mes (m-1).
IPP0	Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el DANE para la Fecha Base del cargo por distribución Dktu.
tu	Tipo de usuario corresponde a usuarios de Uso Residencial (AURC) y a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial (AUNR).

Artículo 13. Reposición de Activos.

13.1. Reposición de Activos del Período Tarifario que Concluye

El distribuidor podrá presentar en su solicitud tarifaria los activos que fueron objeto de reposición en el período tarifario que concluye. Para ello deberá reportar la información del activo existente que se repuso y las características del activo por el cual fue repuesto. Estos activos serán retirados de la Inversión Existente (IE) al costo reconocido y considerados dentro de la Inversión Ejecutada durante el Período Tarifario que culmina y no Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE).

13.2. Reposición de Activos para el Siguiente Período Tarifario

El distribuidor podrá presentar en su solicitud tarifaria un programa de reposición de activos para el siguiente Período Tarifario de acuerdo con el ANEXO 18 de esta resolución. Este programa sólo será aceptable para aquellos activos que clasifiquen dentro de Inversión Existente (IE), que estén en servicio y que hayan cumplido su vida útil normativa de operación, exceptuando terrenos y edificaciones.

El programa de reposición deberá indicar dentro del Mercado Relevante de Distribución, los activos existentes que serán retirados de la Inversión Base Existente (IE) y serán homologados a las Unidades Constructivas de acuerdo con el ANEXO 5 de esta resolución, su ubicación a través de coordenadas georreferenciadas y el activo por el cual será reemplazado, si así ocurre de acuerdo con las Unidades Constructivas del ANEXO 7 y ANEXO 8.

La Comisión de acuerdo con este programa de reposición y el análisis respectivo, aprobará y determinará los activos a excluir de la base de activos existentes y el reconocimiento de las inversiones en reposición de activos. Tanto los activos a excluir como aquellos a reconocer se tomarán de acuerdo a la fecha en que se ejecuten y entren en operación los Activos de Reposición. Para ello el distribuidor utilizará una fórmula de ajuste de los Cargos de Distribución, a partir del mes siguiente de entrada en operación del activo repuesto, de acuerdo con un delta de reposición definido regulatoriamente.

El distribuidor sólo podrá aplicar el delta de reposición de acuerdo a su programa de reposición aprobado previamente por la Comisión en la resolución particular que le aprueba cargos, y siempre y cuando entre en operación el activo de reposición correspondiente.

Lo anterior se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

ÄRept	Delta del cargo de distribución por efecto del programa de reposición de activos del año t del Período Tarifario. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico.
t	Año del Período Tarifario en que se repondrán los activos.
IRNAk	Costo anual equivalente de la Inversión Base a reconocer por los activos nuevos que reemplazan los activos existentes que serán objeto de reposición, expresado a pesos de la Fecha Base. <ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co> Donde:
NR		Número total de QUCN reportadas para reemplazar para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
UCNi		Unidad constructiva i.
QUNCik		Cantidad de la unidad constructiva de inversión a reponer UCNi para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
PUCNi		Costo unitario reconocido para la UCNi relacionado en el ANEXO 8.
r		Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
u		Vida útil normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.
k		Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario en análisis.
IBAEk	Costo anual equivalente de la Inversión Base correspondiente a la Inversión Existente (IE) reconocida por los activos que van a ser objeto de reposición a pesos de la Fecha Base. <ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>
NR		Número total de QUCIE reportadas para el Mercado Relevante k, existentes a la Fecha de Corte.
UCIEi		Unidad Constructiva de Inversión Existente i a ser reemplazada.
QUCIEik		Cantidad de la unidad constructiva de Inversión Existente a reemplazar UCIEi para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
PUCIEi		Costo unitario reconocido para la UCIEi relacionado en el ANEXO 4.
r		Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
u		Vida útil normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.
k		Mercado Relevante de análisis.
QCT	Demanda que se consideró para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

13.3. Reporte de Información de Activos

Los agentes deberán reportar a la CREG el último día hábil del mes de enero de cada año, la información de la totalidad de activos existentes a través de la matriz del ANEXO 19 con corte a diciembre 31 del año anterior. Esta deberá actualizarse anualmente con los activos que vayan entrando en operación durante el Siguiente Período Tarifario.

Recibida la información, la CREG podrá auditarla. Esta información será la información base para la Inversión Existente del Siguiente Período Tarifario al nuevo Período Tarifario.

La CREG remitirá cada año la información remitida por las empresas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia en cuanto al cumplimiento del programa de reposición y de la aplicación de la metodología.

PARÁGRAFO. El reporte de esta información deberá hacerse estrictamente en los plazos establecidos en esta resolución. En todo caso, todo incumplimiento u omisión en la remisión de la misma, dará lugar a la aplicación de las sanciones establecidas en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, conforme a lo establecido en la Resolución CREG 64 de 1998, o aquellas que la aclaren, modifiquen o adicionen.

Artículo 14. Confiabilidad y/o Seguridad. A los Cargos de Distribución se les podrá agregar un Cargo Delta de Confiabilidad y/o Seguridad en Distribución a la fecha en que se ejecuten y entren en operación los activos de confiabilidad y/o seguridad. Este cargo delta corresponderá a la remuneración de las inversiones correspondientes a los activos de confiabilidad y/o seguridad que se determinen como necesarios a desarrollar para soportar los Sistemas de Distribución, de conformidad con la metodología establecida por la CREG en resolución aparte. Así mismo, se reconocerán los gastos de AOM anuales eficientes para la infraestructura de confiabilidad y/o seguridad determinada. El cargo Delta de Confiabilidad en Distribución se determinará así:

ÄConk	Delta de los cargos de distribución por efecto de Confiabilidad y/o Seguridad. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico.
ICk	Costo anual equivalente de la Inversión Base a reconocer por concepto de Confiabilidad y/o Seguridad en Distribución para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, conforme a la metodología establecida por la CREG en resolución aparte, expresado en pesos de la Fecha Base.
AOMCk	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, para la confiabilidad y/o Seguridad en Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, expresado en pesos de la Fecha Base.
QCT	Demanda que se considera para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.

Artículo 15. Mercados Relevantes de Distribución para el siguiente Período Tarifario en donde hay más de un Distribuidor. Si en un Mercado de Distribución existen dos o más Distribuidores, la determinación de los Cargos de Distribución que se aplicarán para la asignación de la remuneración de la Inversión y la remuneración de los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), del respectivo Sistema, tendrá en cuenta las siguientes reglas generales:

a) En el caso en que en el mismo mercado existan dos o más redes independientes que atienden diferente demanda, para la remuneración de la Inversión Base se considerará la suma de los activos correspondientes a cada red. Se tomará la demanda total del mercado y los gastos AOM eficientes para todo el mercado. Cada comercializador recaudará lo correspondiente al Cargo de Distribución, según la demanda atendida;

b) Para el caso de que existan redes de distribución paralelas que potencialmente puedan atender la misma demanda, se tomará para el cálculo de la Inversión Base una sola red, correspondiente a la red de activos más eficiente, el valor total de la demanda del mercado y los gastos AOM eficientes. Cada comercializador recaudará lo correspondiente al Cargo de Distribución según la demanda atendida;

c) Si la red de distribución se conecta a la red de otro distribuidor en el mismo mercado, se considerará para la remuneración de la Inversión Base, los activos de la totalidad de las redes y se tomará la demanda total del mercado. Se reconocerá la suma de los gastos eficientes de AOM de cada uno de los distribuidores que atienden el Mercado Relevante. Los comercializadores pagarán a los distribuidores respectivos lo correspondiente al componente de inversión en proporción a la participación de la inversión reconocida de los Sistemas de Distribución propiedad de cada uno de los distribuidores respecto al total de la inversión reconocida y el componente de AOM en proporción al número de usuarios atendidos a través de la red de cada distribuidor.

Artículo 16. Activos de Terceros. 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 este no hace la reposición en la oportunidad requerida por el distribuidor para garantizar la continuidad del servicio, el distribuidor que está utilizando dicho activo podrá 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. La enajenación a un distribuidor, 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 17. Remuneración por el Servicio de Distribución por parte de los Usuarios No Regulados. Las empresas distribuidoras serán remuneradas por el uso del Sistema de Distribución por parte de los Usuarios No Regulados. Esta remuneración debe corresponder al Cargo de Distribución establecido por el distribuidor por tipo de Red al que se conecte, tipo de usuario y para cada rango de consumo.

Artículo 18. Neutralidad. Los cargos ofrecidos por el distribuidor serán de conocimiento público y en su aplicación se observará el principio de neutralidad previsto en el numeral 2 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, y demás disposiciones aplicables y conforme a lo dispuesto en el artículo 10 de esta resolución.

Artículo 19. Separación de Actividades. Los distribuidores que realicen la actividad de comercialización en su Mercado Relevante, deberán separar contablemente su actividad de distribución de la actividad de comercialización de acuerdo con lo previsto en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994 y aplicando las normas expedidas por la Comisión o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, según corresponda.

Artículo 20. 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 seguirá lo consignado en el ANEXO 17 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 de la Inversión Base.

Artículo 21. Autorización para Fijar Tarifas. Dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la Ley 142 de 1994, las empresas distribuidoras de gas combustible a las que se refiere la presente resolución podrán aplicar los Cargos de Distribución Específicos del Mercado Relevante correspondiente, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia del acto administrativo que apruebe los cargos por uso de los Sistemas de Distribución correspondientes al Mercado Relevante de Distribución respectivo.

CAPÍTULO IV

Otras disposiciones

Artículo 22. Distribución de Gas Mediante Gasoductos Virtuales. Quienes presten la actividad de distribución de gas natural a través de gasoductos virtuales deberán cumplir como mínimo las siguientes condiciones, hasta tanto la CREG fije la metodología y demás condiciones para la prestación del servicio a través de este medio.

1. Conforme a la Ley 142 de 1994, deberán estar constituidos como Empresa de Servicios Públicos (“ESP”).

2. El gas objeto de la distribución mediante esta tecnología podrá ser adquirido por el prestador directamente al Productor Comercializador o a otro Comercializador, desde el punto de salida de un campo de producción o desde el punto de salida del Sistema Nacional de Transporte (SNT).

3. Acoger el cargo de distribución establecido por la CREG para el mercado relevante en el que presten el servicio para los usuarios regulados que atiendan. En el caso de que no haya cargos aprobados, deberán hacer la solicitud de cargo de distribución a la CREG.

4. No podrán exigir a quienes soliciten el servicio, ningún activo de conexión adicional a la acometida y el medidor establecido en la regulación.

5. Los prestadores de gas natural mediante gasoductos virtuales deberán cumplir con todas las obligaciones establecidas para los prestadores del servicio público domiciliario de gas por redes de tubería, que conforme a la tecnología empleada les sea aplicable.

Artículo 23. Vigencia de la presente resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Firmas del proyecto,

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 1

REGLAS PARA LA CONSIDERACIÓN DE COSTOS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CONECTADO A OTROS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Con el fin de considerar el uso de la Red de Distribución primaria o secundaria de otros Sistemas de Distribución al que se conecta un Sistema de Distribución, según se establece en el numeral ii) del artículo 4o de la presente resolución, el Distribuidor que vaya a conectarlo así lo informará en su solicitud tarifaria a la Comisión. Para este propósito empleará lo aquí dispuesto.

1. Se considerarán los Cargos de Distribución de los Sistemas de Distribución a los que se vaya a conectar un nuevo Sistema de Distribución o un Sistema de Distribución existente pero atendido con GNC, siempre y cuando:

a) La suma de los Cargos de Distribución, dependiendo de la red a la que se conecta, más el costo medio de la Estación de Transferencia de Custodia de Distribución más el costo medio del gasoducto de conexión, de los dos Sistemas de Distribución sea menor que el cargo medio de una posible red tipo II de transporte más el costo medio de la Estación de Puerta de Ciudad que conecte el respectivo Mercado Relevante de Distribución con el SNT, y

b) Que al momento de presentarse la solicitud por parte del Distribuidor no exista o no se haya comenzado la construcción de una extensión de la red tipo II de transporte que conecte el Sistema de Distribución al SNT.

2. Reglas para la comparación de la suma de los Cargos de Distribución más el costo medio de la Estación de Transferencia de Custodia de Distribución más el gasoducto de conexión de los dos Sistemas de Distribución y el cargo medio de la red tipo II de transporte más el costo medio la Estación de Puerta de Ciudad que conecte el respectivo Mercado Relevante de Distribución con el SNT:

a) Cuando de manera previa a la solicitud del Distribuidor la Comisión haya adoptado cargos para una red tipo II de transporte, para conectar el respectivo Sistema de Distribución al SNT, para efectos de la comparación se le sumará al costo medio de la Estación de Puerta de Ciudad el cargo medio de la red tipo II de transporte correspondiente para una pareja 100 fijo cero variable. Este valor será aquel que se empleará para compararlo con la suma de los Cargos de Distribución más el costo medio de la Estación de Transferencia de Custodia de Distribución más el gasoducto de conexión, conforme a la solicitud presentada;

b) Cuando de manera previa a la solicitud del Distribuidor, la Comisión no haya adoptado cargos para una red de transporte tipo II, y no se haya presentado una solicitud para una extensión de una red de transporte tipo II, el Distribuidor procederá a estimar el cargo medio de una posible red tipo II de transporte correspondiente, utilizando las Unidades Constructivas del ANEXO 7 de la presente resolución. A este valor se le sumará el costo medio de la Estación de Puerta de Ciudad que conecta al Mercado Relevante respectivo, más el costo de conexión al Sistema Nacional de Transporte conforme a lo dispuesto en la Resolución CREG 169 de 2011 y aquellas que las modifiquen, aclaren o sustituyan.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 2

RESUMEN DE LA SOLICITUD TARIFARIA

Para efectos de la aplicación de las disposiciones contenidas en esta resolución y de lo dispuesto en las Leyes 1437 de 2011 y 142 de 1994, o aquellas que las modifiquen, aclaren o sustituyan y con el fin de las comunicaciones correspondientes a terceros, las empresas que presenten estudio tarifario para la fijación de cargos de distribución deberán remitir un resumen de la solicitud tarifaria presentada a la Comisión, que contenga la siguiente información:

i) Identificar cada uno de los municipios que conformarán el Mercado Relevante de Distribución Propuesto y para el cual la empresa está interesada en obtener un Cargo de Distribución;

MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN PROPUESTO

CÓDIGO DANE

MUNICIPIOS EXISTENTES

MUNICIPIOS QUE SE AGREGAN O QUE CONFORMABAN OTRO MERCADO EXISTENTE

MUNICIPIOS NUEVOS

ii) Inversión Existente expresada en millones de pesos de la Fecha Base y para el año de corte de los municipios existentes que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario;

iii) Programa de inversiones para los Municipios Nuevos que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario;

iv) Demanda total expresada en metros cúbicos (m3) obtenida en el año de corte para cada uno de los municipios existentes y que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario;

v) Volúmenes anuales proyectados de consumo expresados en metros cúbicos para los Municipios Nuevos que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario;

vi) Gastos de AOM en pesos de la Fecha Base, conforme a lo dispuesto en el ANEXO 10, reportados para el año de corte de los municipios existentes que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario;

vii) Valor presente de la proyección de Gastos AOM de distribución para los Municipios Nuevos que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario;

viii) Cargos de Distribución que se propone a la Comisión dentro del trámite administrativo de aprobación y de acuerdo con lo dispuesto en esta resolución;

ix) En caso de que el Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario se desprenda de otro Mercado Relevante de Distribución indicar dicho mercado y el Cargo de Distribución que deberán pagar los usuarios por el uso de ese Sistema de Distribución;

x) El solicitante deberá indicar si el proyecto cuenta o no con recursos públicos y en caso afirmativo deberá indicar su procedencia, monto, destinación y deberá discriminar las inversiones que ejecutará con recursos propios y aquella que ejecutará con recursos públicos.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 3

INFORMACIÓN PRUEBAS VERIFICACIÓN SOBRE LOS ACTIVOS REPORTADOS POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES PARA DETERMINAR LOS CARGOS POR USO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Con base en la información entregada por las empresas, la Comisión adelantará una verificación de la calidad de la información reportada, de conformidad con la siguiente metodología:

1. Verificación Tipo 1

A partir de la información reportada por cada empresa distribuidora de gas combustible por redes, la CREG determinará el tamaño de la muestra que garantice una confiabilidad global mayor del 90% y un error relativo de muestreo menor del 5%.

En desarrollo del trabajo de campo, se verificará la precisión de la información reportada y se aceptará la misma cuando:

a) Los tramos de red o Unidad Constructiva seleccionados para el trabajo de campo no presentan ninguna inconsistencia con respecto a la información reportada a la Comisión;

b) La empresa distribuidora explique adecuadamente las razones por las cuales la información no coincide exactamente con la levantada en campo, en caso de que se encuentre alguna inconsistencia en la misma para un tramo de red o Unidad Constructiva. Las aclaraciones deberán ser efectuadas por la empresa dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha cuando sea informada de tal situación por parte de la CREG.

Se entiende que la información es inconsistente: i) cuando su georreferenciación no permita establecer la existencia del activo, ii) cuando lleve a clasificarlo en una Unidad Constructiva que no corresponde con la reportada.

Cuando se encuentren inconsistencias en la información y estas no sean justificadas adecuadamente ante la CREG dentro del término establecido, se considerará que la muestra presenta inconsistencias. Cuando la suma del efecto de todos los errores no explicados por la empresa distribuidora, conduzca a una estimación de costos de activos superior al 0.5% del costo total de los activos de la muestra estimados con las cantidades correctas, se rechazará la información reportada.

Cuando a una empresa le sea rechazada la información reportada, la Comisión informará a la Superintendencia de Servicios Públicos para que adelante las acciones de su competencia, y la empresa distribuidora deberá presentar nuevamente la información que respalda la aprobación de los cargos de distribución, corrigiendo la información de sus activos, y solicitar a la Comisión la realización de la Verificación Tipo 2.

Los costos de la Verificación Tipo 1 serán asumidos por la CREG.

2. Verificación Tipo 2

Con la información de activos revisada y reportada por la empresa se diseña el tamaño de la muestra que garantice una confiabilidad global mayor del 95% y un error relativo de muestreo menor del 5%. Los criterios de aceptación o rechazo de la información serán los mismos establecidos para la Verificación Tipo 1.

Si en este caso se rechaza la información, la Comisión informará a la Superintendencia de Servicios Públicos para que adelante las acciones de su competencia, y el distribuidor deberá solicitar una vez más la aprobación de los cargos de distribución y la verificación sobre el total de la información reportada.

A partir de la información obtenida de la verificación total la Comisión estimará los cargos para la empresa.

Los costos de las Verificaciones Tipo 2 y de las verificaciones sobre el total de los activos, serán cubiertos por la empresa distribuidora y la CREG en partes iguales.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 4

COSTOS UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA VALORAR INVERSIÓN EXISTENTE (IE)

La información contenida en este anexo ha sido extraída de las resoluciones aprobatorias de cargos de distribución durante la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003.

4.1. Empresa Gas Natural S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	161,5	446,4
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	161,5	446,4
TA8AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE ACERO DE 8” EN ASFALTO	km	317,9	878,5
TA10AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE ACERO DE 10” EN ASFALTO	km	317,9	878,5
TA14AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE ACERO DE 14” EN ASFALTO	km	317,9	878,5
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE ½” EN CONCRETO	km	8,6	23,7
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	8,6	23,7
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	8,6	23,7
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	8,6	23,7
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	8,6	23,7
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	8,6	23,7
ERP 3T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	unidad	74,9	206,9
ERP 3T4	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCM TREN PARALELO SIN MEDIDOR	unidad	74,9	206,9
ERP 5T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 5000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	unidad	74,9	206,9
ERP 8T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 SCM TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	74,9	206,9
ERP 10T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 10000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	unidad	74,9	206,9
ERP 10T4	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 10000 SCM TREN PARALELO SIN MEDIDOR	unidad	74,9	206,9
Sistemas de Control		unidad	3.457,5	9.555,4
Hot Tap y Equipo de Obturación		unidad	201,9	558,1
Actuadores		unidad	26,2	72,4

4.2. Empresas Públicas de Medellín E.S.P

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Jun. 1998	Costo Reconocido mill $ Dic. 2011
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	351,0	735,6
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	351,0	735,6
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	351,0	735,6
TA8AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 8” EN ASFALTO	km	351,0	735,6
TA16AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 16” EN ASFALTO	km	351,0	735,6
TA20AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 20” EN ASFALTO	km	351,0	735,6
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	27,8	58,3
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	27,8	58,3
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	27,8	58,3
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	27,8	58,3
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	27,8	58,3
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	27,8	58,3
TPE6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ASFALTO	km	27,8	58,3
ERP 3T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN 3000 SCM TREN PARALELO CON MEDIDOR	unidad	139,8	293,0
ERP 8T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN 8000 SCM TREN PARALELO CON MEDIDOR	unidad	139,8	293,0
Cruces subfluviales		km	1144,9	2.399,0
Cruces ferrocarril y de metro		km	98,0	205,3
Cobro por uso del derecho de vía		unidad	158,9	332,9
Cruces de poliducto		km	19,5	40,8
Equipos de protección catódica		global	171,7	359,7
Trampas de raspadores		global	32,5	68,0
Protección del Río con Bolsacretos		global	315,5	661,1
Placas de protección Río		global	103,7	217,3
By pass		unidad	72,7	152,4

4.3. Empresa Surtidora de Gases del Caribe - Surtigas S. A. E.S.P.

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill. $ Dic. 1996	Costo Reconocido mill. $ Dic. 2011
TA2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 2” EN ASFALTO	km	41,8	115,6
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	57,6	159,3
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	86,2	238,1
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill. $ Dic. 1996	Costo Reconocido mill. $ Dic. 2011
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	103,6	286,2
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	6,3	17,4
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	6,7	18,6
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	8,4	23,3
TPE1-1/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1-1/4” EN ASFALTO	km	12,6	34,7
TPE1-1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1-1/2” EN ASFALTO	km	13,0	35,8
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	9,8	27,1
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	15,4	42,4
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	21,2	58,6
TPE6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ASFALTO	km	40,0	110,6
ERPC 01T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 1 MCPD SIN EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	64,8	179,2
ERPC 13T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 1-3 MCPD SIN EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	80,6	222,6
ERPC 35T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 3-5 MCPD SIN EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	110,6	305,7
ERP 3T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 3000 SCM CON TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	50,2	138,7
ERP 3T3	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 3000 SCM CON TREN PARALELO CON MEDIDOR	unidad	61,2	169,2
ERP 5T3	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 5000 SCM CON TREN PARALELO CON MEDIDOR	unidad	61,2	169,2
ERP 8T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 8000 SCM CON TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	56,3	155,7
ERP 8T3	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 8000 SCM CON TREN PARALELO CON MEDIDOR	unidad	71,0	196,1
ERP 35T3	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 35000 SCM CON TREN PARALELO CON MEDIDOR	unidad	174,4	481,9
Sistemas de Control		global	17,7	48,8
Equipos de Odorización		unidad	9,9	27,3
Conexión a Red de Transporte		global	40,9	113,0
Cruces de vías		km	1,7	4,8
Cruces subfluvial en Acero km		km	135,9	375,7
Cruces subfluvial en PE		km	129,8	358,8
Equipos de protección catódica		unidad	6,7	18,5
Trampa de raspatubos		unidad	14,9	41,2
Actuadores		unidad	12,9	35,5
Lastrado en Acero		km	28,0	77,4

  

Notas: Los precios de las ERPC 01T2 y Actuadores se estimaron a partir de la información del Radicado CREG E-2002-003363.

De 64 cruces de vías existentes se reconocieron solo 15, por cuanto los demás estaban dentro de las UC de tuberías. En Cartagena cinco (5) Equipos de Odorización y trece (13) Actuadores se reconocieron dentro de las UC de estaciones.

En Montería se presentaron tres (3) equipos de odorización, pero solo se reconoció uno (1) y un actuador en la estación de Promigas.

En Sincelejo se presentaron cuatro (4) equipos de odorización, pero solo se reconocieron dos (2 móviles) y un actuador en la estación de Promigas.

4.4. Empresa Gases del Caribe S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas Existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 2” EN ASFALTO	km	98,2	271,4
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	98,2	271,4
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	98,2	271,4
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	98,2	271,4
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	8,4	23,1
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	8,4	23,1
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	19,1	52,8
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	19,1	52,8
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	19,1	52,8
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	19,1	52,8
TPE6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ASFALTO	km	19,1	52,8
ERP 5T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 5000 SCM DE TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	53,7	148,3
ERP 8T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 5000 SCM DE TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	53,7	148,3

  

UC a $ de dic 2002
Sistemas de Control	global	2.883,4	4.085,8
Equipo de Odorización	unidad	1.205,3	1.707,9
Cruces Subfluviales	km	656,6	930,3
Cruces Subterráneos	km	1.431,5	2.028,4
Equipos de Protección Catódica	unidad	204,6	290,0

4.5. Empresa Alcanos de Colombia S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 2” EN ASFALTO	km	56,9	157,3
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	56,9	157,3
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	56,9	157,3
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	56,9	157,3
TA8AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 8” EN ASFALTO	km	56,9	157,3
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	7,0	19,5
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE ¾” EN CONCRETO	km	7,0	19,5
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	7,5	20,7
TPE1-1/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1-1/4” EN ASFALTO	km	8,1	22,3
TPE1-1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1-1/2” EN ASFALTO	km	8,4	23,1
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	12,8	35,4
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	18,2	50,4
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	22,8	62,9
TPE6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ASFALTO	km	35,4	97,9
ERPC 13T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN EN PUERTA DE CIUDAD DE 1-3 MCPD SIN EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	38,1	105,2
ERPC 35T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN EN PUERTA DE CIUDAD DE 3-5 MCPD CONEQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	38,1	105,2
ERPC 35T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN EN PUERTA DE CIUDAD DE 3-5 MCPD SIN EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	38,1	105,2
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
ERPC 515T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN EN PUERTA DE CIUDAD DE 5-15 MCPD SIN EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	38,1	105,2
ERP 3T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 3000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	unidad	38,1	105,2
ERP 5T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 5000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	unidad	38,1	105,2
Sistemas de Control		unidad	22,7	62,7
Equipos de Odorización		unidad	11,2	31,0
Conexión a Red de Transporte		global	10,0	27,7
Cruces subfluviales		km	17,1	47,1
Equipos de protección catódica		unidad	26,3	72,6
Cruce aéreo		km	5,1	14,0
Estructura colgante ríos		kg	97,5	269,6

4.6. Empresa Gas Natural del Oriente S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 2” EN ASFALTO	km	48,3	133,4
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	58,2	161,0
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	72,9	201,5
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	109,9	303,9
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	6,8	18,7
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	7,0	19,2
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	10,7	29,7
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	15,7	43,3
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	22,0	60,9
TPE6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ASFALTO	km	35,6	98,4
ERPC 35T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN EN PUERTA DE CIUDAD DE 3-5 MCPD SIN EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	0,0
ERPC 515T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN EN PUERTA DE CIUDAD DE 5-15 MCPD CON EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	177,6	490,9
ERP 3T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN 3000 SCM TREN SENCILLO CON MEDIDOR (Cantagallo, Brisas de Bolívar, San Pablo, Simónica y Provincia en Sabana, Km 8 en Puerto Wilches)	unidad	26,3	72,7
ERP 5T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN 5000 SCM TREN SENCILLO CON MEDIDOR (Castellana en Piedecuesta, Sabana y Pto Wilches)	unidad	36,7	101,5
ERP 5T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN 3000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR (Refugio en Piedecuesta, Galán en Girón y Lebrija)	unidad	45,0	124,3
ERP 10T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN 10000 TREN SENCILLO CON MEDIDOR (Ciudadela)	unidad	26,1	72,3
ERP 10T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN 10000 SCMTREN SENCILLO SIN MEDIDOR (Transejes, Zona Industrial, Palenque, Poblado y Parque Industrial en Girón, Los Colorados, Colseguros Norte, Regadero Norte, San Francisco, La Salle, Diamante, Fontana y Terminal)	unidad	29,0	80,2
Sistemas de Control	unidad	214,9	593,8
Acometidas construidas hasta 1991	km	987,8	2.729,9

Nota: El valor de la ERPC 35T2 quedó incluido en la ERP de Lebrija

4.7. Empresa Gas Natural del Cesar S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	6,13	16,95
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	6,69	18,48
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	6,26	17,30
TPE3CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN CONCRETO	km	6,79	18,77
TPE4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN CONCRETO	km	7,74	21,39
TPE6CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN CONCRETO	km	8,04	22,21
TPE1/2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN TABLETA	km	6,71	18,54
TPE3/4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN TABLETA	km	6,90	19,07
TPE2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN TABLETA	km	6,54	18,08
TPE3TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN TABLETA	km	7,45	20,58
TPE4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN TABLETA	km	7,73	21,37
TPE6TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN TABLETA	km	8,04	22,21
TPE1/2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	6,27	17,32
TPE3/4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	6,84	18,90
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	6,36	17,58
TPE3ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ZONA VERDE	km	6,81	18,81
TPE4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ZONA VERDE	km	7,81	21,59
TPE6ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ZONA VERDE	km	8,04	22,21
Cruces aéreos	km	18,15	50,15

4.8. Empresa Llanogas S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 2” EN ASFALTO	km	64,85	179,22
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	73,60	203,41
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	97,35	269,04
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	144,41	399,10
TA4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN CONCRETO	km	97,35	269,04
TPE1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ASFALTO	km	10,61	29,32
TPE3/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ASFALTO	km	10,61	29,32
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	16,82	46,49
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	16,82	46,49
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	16,82	46,49
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	16,82	46,49
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	10,61	29,32
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	10,61	29,32
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	16,82	46,49
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	16,82	46,49
TPE3CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN CONCRETO	km	16,82	46,49
TPE4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN CONCRETO	km	16,82	46,49
TPE1/2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN TABLETA	km	10,61	29,32
TPE3/4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN TABLETA	km	10,61	29,32
TPE1TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN TABLETA	km	16,82	46,49
TPE1/2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	10,61	29,32
TPE3/4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ZONA VERDE	km	10,61	29,32
TPE1ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ZONA VERDE	km	16,82	46,49
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	16,82	46,49
TPE3ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ZONA VERDE	km	16,82	46,49
TPE4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ZONA VERDE	km	16,82	46,49
ERPC 01T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE PUERTA DE CIUDAD DE 1 MPCD CON EQUIPO DE CALENTAMIENTO	unidad	39,89	110,23

UC especiales ($ de 2002)

Cruce aéreo menor de PE de 1/2” - 2”	km	256,40	363,32
Cruce aéreo menor de PE de 3” - 4”	km	365,40	517,77
Cruce aéreo mayor de PE	km	637,50	903,33
Cruce subfluvial de acero de 2”	km	769,66	1.090,60
Cruce aéreo de acero hasta 6”	km	1.275,00	1.806,67
Cruce en autopista o vía nacional	km	261,60	370,69
Hardware y software central de odorización	global	107,25	151,97
Protección catódica	km	98,50	139,58
Obra en suelo licuable hasta 6”	km	120,44	170,66

4.9. Empresa Gases de La Guajira S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	5,97	16,49
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	5,97	16,49
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	13,57	37,50
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	13,57	37,50
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	13,57	37,50
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	13,57	37,50
ERP 3T3	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 3000 SCM CON TREN PARALELO CON MEDIDOR	unidad	30,25	83,59
Equipo de Odorización $ dic 2002	unidad	24,93	35,33
Conexión a Transporte $ dic 2002	global	388,51	550,52

4.10. Empresa Metrogas de Colombia S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	63,00	174,10
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	85,08	235,14
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	130,66	361,11
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	6,80	18,79
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	6,65	18,39
TPE1-1/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1-1/4” EN CONCRETO	km	12,29	33,97
TPE1-1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1 1/2” EN CONCRETO	km	12,29	33,97
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	12,29	33,97
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	22,77	62,93
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	32,67	90,28
TPE6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ASFALTO	km	51,71	142,91
ERPC 515T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN EN PUERTA DE CIUDAD 5-15 MCPD SIN EQUIPO CALENTADOR (Ruitoque y Río Frío)	unidad	30,65	84,71
ERP 8T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 8000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR (Provenza y la Cumbre)	unidad	28,37	78,40
ERP 10T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 10000 SCM TREN SENCILLO SIN MEDIDOR (Lagos I, Bucarica y Florida)	unidad	30,49	84,25
Cruces aéreos	km	2,81	7,76
Acometidas construidas hasta 1991	km	285,58	789,23
Equipos de protección catódica	unidad	15,67	43,30

4.11. Empresa Caucana de Gas S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	10,85	29,98
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	11,96	33,04
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	14,78	40,86
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	20,57	56,84
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	28,61	79,06
Almacenamiento y descompresión 10000 gl	gl	60,74	167,87
Almacenamiento y descompresión 5000 gl	gl	38,05	105,16

4.12. Empresa Gases del Oriente S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	83,91	231,90
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	8,55	23,63
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	9,09	25,11
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	11,19	30,92
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/” EN ASFALTO	km	17,67	48,82
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	22,04	60,92
ERPC 515T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE PUERTA DE CIUDAD DE 5-15 MCPD SIN EQUIPO CALENTADOR	unidad	107,90	298,19
Cruces subfluviales	km	5,41	14,96
Protección catódica	km	14,83	40,99
Unidad de Almacenamiento de gas	unidad	324,25	896,13

4.13. Empresa Gases de Occidente S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 3” EN ASFALTO	km	55,79	154,17
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	69,82	192,96
TA6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 6” EN ASFALTO	km	105,30	291,02
TA8AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 8” EN ASFALTO	km	164,12	453,56
TA10AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 10” EN ASFALTO	km	180,48	498,78
TA14AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 14” EN ASFALTO	km	275,32	760,90
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	10,56	29,19
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	10,56	29,19
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	10,56	29,19
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	10,56	29,19
TPE6AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 6” EN ASFALTO	km	10,56	29,19
ERP 8T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 8000 SCM TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	66,00	182,40
ERP 10T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 10000 SCM TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	84,82	234,41

UC a $ de dic 2002

Sistemas de Control	unidad	677,54	960,06
Cruces Subfluviales	km	829,39	1.175,24
Cruces Subterráneos	km	5.527,82	7.832,89
Cruces Aéreos	km	539,27	764,15
Equipos de Protección Catódica	unidad	200,38	283,94

4.14. Empresa Gases de Barrancabermeja S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TA4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN ASFALTO	km	62,50	172,73
TA4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN CONCRETO	km	62,50	172,73
TA4DE	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA ACERO DE 4” EN DESTAPADO	km	62,50	172,73
TPE3/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ASFALTO	km	5,35	14,79
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	6,25	17,27
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	12,30	33,99
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	22,54	62,28
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	5,35	14,79
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	6,25	17,27
TPE3CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN CONCRETO	km	12,30	33,99
TPE4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN CONCRETO	km	22,54	62,28
TPE3/4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN TABLETA	km	5,35	14,79
TPE2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN TABLETA	km	6,25	17,27
TPE3TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN TABLETA	km	12,30	33,99
TPE4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN TABLETA	km	22,54	62,28
TPE3/4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ZONA VERDE	km	5,35	14,79
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	6,25	17,27
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE3ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ZONA VERDE	km	12,30	33,99
TPE4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ZONA VERDE	km	22,54	62,28
ERP 5T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 5 SCM TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	60,00	165,82
ERP 10T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN DE 10 SCM TREN SENCILLO CON MEDIDOR	unidad	74,00	204,51

4.15. Empresa Madigas Ingenieros S.A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ASFALTO	km	15,53	24,04
TPE3/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ASFALTO	km	15,53	24,04
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	15,53	24,04
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	15,53	24,04
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	15,53	24,04
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	15,53	24,04
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	15,53	24,04
TPE1/2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN TABLETA	km	15,53	24,04
TPE3/4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN TABLETA	km	15,53	24,04
TPE1/2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	15,53	24,04
TPE3/4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ZONA VERDE	km	15,53	24,04
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	15,53	24,04

4.16. Empresa Promesa S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE3/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ASFALTO	km	34,88	49,43
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	40,72	57,71
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	24,63	34,89
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	32,62	46,23
TPE3/4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN TABLETA	km	27,74	39,31
TPE3/4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ZONA VERDE	km	9,35	13,24
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	17,39	24,64

4.17. Empresa Gases del Cusiana S. A. E.S.P. (YOPAL)

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ASFALTO	km	9,20	25,42
TPE3/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ASFALTO	km	9,20	25,42
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	9,20	25,42
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	9,20	25,42
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	9,20	25,42
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	9,20	25,42
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	9,20	25,42
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	9,20	25,42
TPE1/2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN TABLETA	km	9,20	25,42
TPE3/4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN TABLETA	km	9,20	25,42
TPE1TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN TABLETA	km	9,20	25,42
TPE1/2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	9,20	25,42
TPE3/4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ZONA VERDE	km	9,20	25,42
TPE1ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ZONA VERDE	km	9,20	25,42
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	9,20	25,42
ERP y Otros	ESTACIONES DE REGULACIÓN DE PRESIÓN Y OTROS	unidad	120,00	331,64

4.18. Empresa Gases del Cusiana S. A. E.S.P. (Tauramena)

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ASFALTO	km	4,16	6,44
TPE3/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ASFALTO	km	4,75	7,36
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	6,52	10,09
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	20,02	31,00
Polivalvula 1/2”	Polivalvula 1/2”	unidad	0,15	0,24
Polivalvula 3/4”	Polivalvula 3/4”	unidad	0,15	0,24
Polivalvula 1”	Polivalvula 1”	unidad	0,16	0,25
Polivalvula 2”	Polivalvula 2”	unidad	0,36	0,55
ERP y Otros	ERP y Otros	unidad	127,46	197,37

4.19. Empresa Gases del Cusiana S. A. E.S.P. (Aguazul, Monterrey y Villanueva)

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código

Descripción de Unidad Constructiva

Unidad

Costo Reconocido mill $ Dic 1996

Costo Reconocido mill $ Dic 2011

Aguazul

TPE1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ASFALTO	km	14,4	22,2
TPE3/4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ASFALTO	km	14,4	22,2
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	14,4	22,2
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	14,4	22,2
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	14,4	22,2
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	14,4	22,2
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	14,4	22,2
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN CONCRETO	km	14,4	22,2
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	14,4	22,2
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	14,4	22,2
TPE1/2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN TABLETA	km	14,4	22,2
TPE3/4TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN TABLETA	km	14,4	22,2
TPE1TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN TABLETA	km	14,4	22,2
Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2011
TPE1/2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	14,4	22,2
TPE3/4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3/4” EN ZONA VERDE	km	14,4	22,2
TPE1ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ZONA VERDE	km	14,4	22,2
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	14,4	22,2
TPE3ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ZONA VERDE	km	14,4	22,2
TPE4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ZONA VERDE	km	14,4	22,2

Monterrey

TPE1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ASFALTO	km	30,5	47,2
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	30,5	47,2
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	30,5	47,2
TPE3AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ASFALTO	km	30,5	47,2
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	30,5	47,2
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	30,5	47,2
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	30,5	47,2
TPE1/2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN TABLETA	km	30,5	47,2
TPE1TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN TABLETA	km	30,5	47,2
TPE1/2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	30,5	47,2
TPE1ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ZONA VERDE	km	30,5	47,2
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	30,5	47,2
TPE3ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 3” EN ZONA VERDE	km	30,5	47,2

Villanueva

TPE1/2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ASFALTO	km	14,8	22,9
TPE1AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ASFALTO	km	14,8	22,9
TPE2AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ASFALTO	km	14,8	22,9
TPE4AS	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ASFALTO	km	14,8	22,9
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN CONCRETO	km	14,8	22,9
TPE1CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN CONCRETO	km	14,8	22,9
TPE2CO	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN CONCRETO	km	14,8	22,9
TPE1/2TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN TABLETA	km	14,8	22,9
TPE1TA	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1 EN TABLETA	km	14,8	22,9
TPE1/2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1/2” EN ZONA VERDE	km	14,8	22,9
TPE1ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 1” EN ZONA VERDE	km	14,8	22,9
TPE2ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 2” EN ZONA VERDE	km	14,8	22,9
TPE4ZV	CANALIZACIÓN DE TUBERÍA DE POLIETILENO DE 4” EN ZONA VERDE	km	14,8	22,9

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 5

CANTIDADES DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS RECONOCIDAS COMO INVERSIÓN EXISTENTE (IE)

La información contenida en este Anexo ha sido extraída de las resoluciones aprobatorias de cargos de distribución durante la vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003.

5.1. Empresa Gas Natural S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Cons- tructiva	Cantidad a Dic 2002	Bogotá	Soacha	Sibaté
Empresa Gas Natural S.A. E.S.P.
TA4AS	99,5	87,3	8,3	3,9
TA6AS	38,2	35,3	2,9
TA8AS	15,0	13,1	2,0
TA10AS	32,1	32,1
TA14AS	71,3	71,3
TPE1/2CO	44,8	39,5	5,3
TPE3/4CO	6.994,7	6.638,3	356,3
TPE1AS	1.319,3	1.305,1	14,2
TPE2AS	384,2	365,2	18,9
TPE3AS	402,1	380,3	21,7
TPE4AS	386,6	376,1	10,5
ERP 3T2	2,0	2,0
ERP 3T4	1,0	1,0
ERP 5T2	1,0	1,0
ERP 8T1	19,0	19,0
ERP 10T2	45,0	40,0	5,0
ERP 10T4	15,0	15,0
Sistemas de Control	1,0	1,0
Hot Tap y Equipo de Obturación	1,0	1,0
Actuadores	18,0	18,0

5.2. Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.3. Empresa Surtigas S. A. E.S.P.

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.4. Empresa Gases del Caribe S. A. E.S.P.

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.5. Alcanos de Colombia S. A. E.S.P.

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.6. Empresa Gas Natural del Oriente

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.7. Empresa Gas Natural del Cesar

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.8. Empresa Llanogas S. A. E.S.P.

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.9. Empresa Gases de La Guajira S. A. E.S.P.

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

5.10. Empresa Metrogas de Colombia S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Floridablanca

Metrogas de Colombia S.A. E.S.P.

TA3AS	0,8	0,8
TA4AS	3,6	3,6
TA6AS	3,3	3,3
TPE3/4CO	300,4	300,4
TPE1CO	6,2	6,2
TPE1-1/4CO	0,4	0,4
TPE1-1/2CO	1,3	1,3
TPE2AS	52,6	52,6
TPE3AS	18,0	18,0
TPE4AS	10,0	10,0
TPE6AS	0,3	0,3
ERPC 515T2 (Ruitoque y Rio Frio)	2,0	2,0
ERP 8T2 (Provenza y la Cumbre)	2,0	2,0
ERP 10T2 (Lagos I, Bucarica y Florida)	3,0	3,0
0,0
Cruces aéreos	1,0	1,0
Acometidas construidas hasta 1991	1,0	1,0
Equipos de protección catódica	1,0	1,0

5.11. Caucana de Gas S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Popayán

Caucana de Gas S.A. E.S.P. (GLP)

TPE3/4CO	47,6	516,0
TPE1CO	0,2	2,8
TPE2AS	3,7	55,2
TPE3AS	0,2	3,4
TPE4AS	0,6	17,2

0,0

Almacenamiento y descompresión 10000 gl	1,0	60,7
Almacenamiento y descompresión 5000 gl	1,0	38,1

5.12. Empresa Gases del Oriente S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Cúcuta

Gases del Oriente S.A. E.S.P.

TA4AS	6,0	503,5
TPE3/4CO	134,8	1.153,0
TPE1CO	0,1	1,0
TPE2AS	8,6	96,2
TPE3AS	7,9	138,8
TPE4AS	7,3	161,2
ERPC 515T2	1,0	107,9
Cruces subfluviales	1,0	5,4
Protección catódica	1,0	14,8
Unidad de Almacenamiento de gas	1,0	324,3

5.13. Empresa Gases de Occidente S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Cali

Gases de Occidente S.A. E.S.P.

TA3AS	1,0	1,0
TA4AS	5,9	5,9
TA6AS	6,6	6,6
TA8AS	1,2	1,2
TA10AS	11,9	11,9
TA14AS	10,5	10,5
TPE3/4CO	1.930,0	1.930,0
TPE2AS	236,6	236,6
TPE3AS	55,9	55,9
TPE4AS	35,8	35,8
TPE6AS	7,8	7,8

0,0

ERP 8T1	6,0	6,0
ERP 10T1	11,0	11,0

UC a $ de dic 2002

Sistemas de Control	1,0	1,0
Cruces Subfluviales	1,0	1,0
Cruces Subterráneos	1,0	1,0
Cruces Aéreos	1,0	1,0
Equipos de Protección Catódica	1,0	1,0

5.14. Empresa Gases de Barrancabermeja S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Barrancabermeja

Gases de Barrancabermeja S.A. E.S.P.

TA4AS	0,8	0,8
TA4CO	2,8	2,8
TA4DE	5,1	5,1
TPE3/4AS	15,6	15,6
TPE2AS	1,1	1,1
TPE3AS	0,2	0,2
TPE4AS	0,1	0,1
TPE3/4CO	162,1	162,1
TPE2CO	11,0	11,0
TPE3CO	1,7	1,7
TPE4CO	0,8	0,8
TPE3/4TA	16,0	16,0
TPE2TA	1,1	1,1
TPE3TA	0,2	0,2
TPE4TA	0,1	0,1
TPE3/4ZV	323,6	323,6
TPE2ZV	22,0	22,0
TPE3ZV	3,3	3,3
TPE4ZV	1,5	1,5
ERP 5T1	3,0	3,0
ERP 10T1	2,0	2,0

5.15. Empresa Madigas Ingenieros S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Paratebueno

Fuente de oro

Guamal

Puerto López

Madigas Ingenieros S.A. E.S.P.

TPE1/2AS	0,8	264,0	72,9	80,0	404,5
TPE3/4AS	0,8	440,0	87,8	80,3	157,8
TPE1AS	0,0	10,0	-	-	-
TPE1/2CO	7,7	3.440,0	637,7	1.550,0	2.022,4
TPE3/4CO	8,9	5.720,0	768,6	1.610,0	789,2
TPE1CO	0,3	280,0	-	-	-
TPE2CO	0,2	237,0	-	-	-
TPE1/2TA	6,1	1.056,0	273,3	2.250,0	2.528,0
TPE3/4TA	5,4	1.760,0	329,4	2.330,0	986,5
TPE1/2ZV	0,6	528,0	-	-	101,1
TPE3/4ZV	0,9	880,0	-	-	39,5
TPE2ZV	2,0	2.000,0	-	-	-

5.16. Empresa Promesa S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Puente Nacional

Promesa S.A. E.S.P.

TPE3/4AS	0,1	2,30
TPE2AS	0,2	6,44
TPE3/4CO	2,8	69,85
TPE2CO	0,2	7,74
TPE3/4TA	0,1	2,94
TPE3/4ZV	2,3	21,42
TPE2ZV	1,2	20,63

5.17. Empresa Gases del Cusiana S. A. E.S.P. (Yopal)

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Yopal

Gases del Cusiana S.A. E.S.P.

TPE1/2AS	66,1	66,1
TPE3/4AS	1,6	1,6
TPE1AS	0,6	0,6
TPE2AS	1,0	1,0
TPE1/2CO	13,4	13,4
TPE3/4CO	17,5	17,5
TPE1CO	1,4	1,4
TPE2CO	4,0	4,0
TPE1/2TA	13,4	13,4
TPE3/4TA	17,5	17,5
TPE1TA	1,4	1,4
TPE1/2ZV	3,1	3,1
TPE3/4ZV	4,1	4,1
TPE1ZV	0,6	0,6
TPE2ZV	1,7	1,7
ERP y Otros	1,0	1,0

5.18. Empresa Gases del Cusiana S. A. E.S.P. (Tauramena)

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Tauramena

Gases del Cusiana S.A. E.S.P.

TPE1/2AS	21,2	21,2
TPE3/4AS	12,3	12,3
TPE1AS	5,9	5,9
TPE2AS	1,9	1,9
Polivalvula 1/2”	5,0	5,0
Polivalvula 3/4”	12,0	12,0
Polivalvula 1”	3,0	3,0
Polivalvula 2”	1,0	1,0
ERP y Otros	1,0	1,0

5.19. Empresa Gases del Cusiana S. A. E.S.P.

(Aguazul, Monterrey y Villanueva)

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva

Cantidad a Dic 2002

Gases del Cusiana (Aguazul, Monterrey y Villanueva)

Aguazul

TPE1/2AS	3,67
TPE3/4AS	0,02
TPE1AS	0,85
TPE2AS	0,88
TPE3AS	0,17
TPE4AS	0,13
TPE1/2CO	39,44
TPE3/4CO	0,18
TPE1CO	1,98
TPE2CO	3,53
TPE1/2TA	39,44
TPE3/4TA	0,18
TPE1TA	1,98
TPE1/2ZV	9,17
TPE3/4ZV	0,04
TPE1ZV	0,85
TPE2ZV	1,47
TPE3ZV	1,54
TPE4ZV	1,21

Monterrey

TPE1/2AS	1,19
TPE1AS	0,57
TPE2AS	0,23
TPE3AS	0,07
TPE1/2CO	12,79
TPE1CO	1,32
TPE2CO	0,91
TPE1/2TA	12,79
TPE1TA	1,32
TPE1/2ZV	2,98
TPE1ZV	0,57
TPE2ZV	0,38
TPE3ZV	0,60

Villanueva

TPE1/2AS	2,94
TPE1AS	0,20
TPE2AS	0,15
TPE4AS	0,76
TPE1/2CO	31,58
TPE1CO	0,47
TPE2CO	0,61
TPE1/2TA	31,58
TPE1TA	0,47
TPE1/2ZV	7,34
TPE1ZV	0,20
TPE2ZV	0,26
TPE4ZV	6,87

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 6

COSTOS UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA LA VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN EJECUTADA DURANTE LA VIGENCIA DE LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2003 (IPE, INPE)

CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C
		Res 011/03 Col $ de Dic/2011	Res 33/2004 Col $ de Dic/2011	Res 22/2004 Col $ de Dic/2011
TA2AS	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Asfalto	168.731.153	-	-
TA3AS	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Asfalto	202.697.518	-	202.650.897
TA4AS	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Asfalto	226.280.283	329.084.196	226.298.309
TA6AS	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Asfalto	321.918.613	445.520.043	-
TA8AS	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Asfalto	443.991.915	-	-
TA10AS	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Asfalto	503.451.786	624.176.114	-
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C
		Res 011/03 Col $ de Dic/2011	Res 33/2004 Col $ de Dic/2011	Res 22/2004 Col $ de Dic/2011
TA14AS	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Asfalto	769.187.485	892.782.989	-
TA16AS	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Asfalto	853.841.236	-	-
TA20AS	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Asfalto	1.011.061.006	-	-
TA2CO	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Concreto	168.167.779	-	-
TA3CO	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Concreto	202.031.938	-	201.962.249
TA4CO	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Concreto	225.614.703	578.425.616	225.609.661
TA6CO	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Concreto	321.175.759	657.009.291	-
TA8CO	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Concreto	442.622.119	-	-
TA10CO	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Concreto	502.081.989	357.920.032	-
TA14CO	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Concreto	767.817.688	1.083.690.393	-
TA16CO	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Concreto	852.471.439	-	-
TA20CO	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Concreto	1.009.691.209	-	-
TA2DE	Tubería de Acero de 2 pulg. en Destapado	104.435.954	-	-
TA3DE	Tubería de Acero de 3 pulg. en Destapado	138.244.922	-	146.165.038
TA4DE	Tubería de Acero de 4 pulg. en Destapado	161.790.892	161.737.158	169.812.450
TA6DE	Tubería de Acero de 6 pulg. en Destapado	225.302.065	225.228.426	-
TA8DE	Tubería de Acero de 8 pulg. en Destapado	298.604.610	-	-
TA10DE	Tubería de Acero de 10 pulg. en Destapado	357.857.513	357.920.032	-
TA14DE	Tubería de Acero de 14 pulg. en Destapado	623.137.883	623.351.423	-
TA16DE	Tubería de Acero de 16 pulg. en Destapado	707.584.666	-	-
TA20DE	Tubería de Acero de 20 pulg. en Destapado	864.390.500	-	-

Nota.

Grupo A. General, para toda Colombia.

Grupo B. Específico, para Bogotá.

Grupo C. Específico, para Antioquia (Barbosa, Girardota, Copacabana, Bello, Medellín, Envigado, Itagüí, Sabaneta, La Estrella y Caldas).

CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C
		Res 011/03 Col $ de Dic/2011	Res 33/2004 Col $ de Dic/2011 Bogotá	Res 22/2004 Col $ de Dic/2011
TPE1/2AS	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Asfalto	48.490.836	-	49.328.722
TPE3/4AS	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Asfalto	49.442.934	133.982.488	50.275.933
TPE1AS	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Asfalto	51.629.406	136.371.541	56.772.915
TPE1-1/4AS	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Asfalto	54.434.814	-	-
TPE1-1/2AS	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Asfalto	55.903.209	-	-
TPE2AS	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Asfalto	57.700.677	142.847.205	63.195.387
TPE3AS	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Asfalto	81.432.609	167.182.667	87.323.902
TPE4AS	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Asfalto	98.907.781	185.059.468	105.149.669
TPE6AS	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Asfalto	147.090.465	-	154.079.159
TPE1/2CO	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Concreto	33.964.700	-	34.627.629
TPE3/4CO	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Concreto	34.903.865	103.281.888	35.562.752
TPE1CO	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Concreto	37.077.402	105.632.681	40.446.759
TPE1-1/4CO	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Concreto	39.882.811	-	-
TPE1-1/2CO	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Concreto	41.338.272	-	-
TPE2CO	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Concreto	46.219.967	115.126.544	-
TPE3CO	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Concreto	87.472.760	140.028.803	90.155.129
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C
		Res 011/03 Col $ de Dic/2011	Res 33/2004 Col $ de Dic/2011 Bogotá	Res 22/2004 Col $ de Dic/2011
TPE4CO	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Concreto	104.922.065	157.826.253	-
TPE6CO	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Concreto	155.827.525	209.574.889	-
TPE1/2TA	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Andén Tableta	38.411.789	-	38.425.041
TPE3/4TA	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Andén Tableta	39.318.619	44.295.245	39.311.143
TPE1AT	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Andén Tableta	41.459.823	46.546.849	41.431.553
TPE1-1/4TA	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Andén Tableta	44.265.231	-	-
TPE1-1/2TA	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Andén Tableta	45.688.358	-	-
TPE2TA	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Andén Tableta	50.537.719	55.842.332	50.539.559
TPE3TA	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Andén Tableta	71.869.574	82.014.219	71.831.931
TPE4TA	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Andén Tableta	89.318.879	99.811.668	89.328.360
TPE6TA	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Andén Tableta	140.224.339	-	140.238.227
TPE1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Zona Verde	12.293.123	-	12.322.315
TPE3/4ZV	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Zona Verde	13.253.844	13.248.898	13.242.636
TPE1ZV	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Zona Verde	15.448.938	15.443.822	15.397.265
TPE1-1/4ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Zona Verde	18.254.346	-	-
TPE1-1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Zona Verde	19.731.364	-	-
TPE2ZV	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Zona Verde	24.634.615	24.625.946	24.642.146
TPE3ZV	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Zona Verde	42.198.093	42.183.923	42.153.839
TPE4ZV	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Zona Verde	59.690.510	59.671.051	59.705.018
TPE6ZV	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Zona Verde	106.058.010	-	106.078.892

Nota.

Grupo A. General, para toda Colombia.

Grupo B. Específico, para Bogotá.

Grupo C. Específico, para Antioquia (Barbosa, Girardota, Copacabana, Bello, Medellín, Envigado, Itagüí, Sabaneta, La Estrella y Caldas).

CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C
		Res 011/03 Col $ de Dic/2011	Res 33/2004 Col $ de Dic/2011	Res 22/2004 Col $ de Dic/2011
ERP 3T1	ERP 3000 m3/h - tren sencillo - con medidor - con tren de regulación en bypass	205.639.160	-	-
ERP 3T2	ERP 3000 m3/h - tren sencillo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	157.930.875	-	-
ERP 3T3	ERP 3000 m3/h - tren paralelo - con medidor - con tren de regulación en bypass	287.894.825	-	-
ERP 3T4	ERP 3000 m3/h - tren paralelo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	220.445.180	-	-
ERP 5T1	ERP 5000 m3/h - tren sencillo - con medidor - con tren de regulación en bypass	208.929.387	-	-
ERP 5T2	ERP 5000 m3/h - tren sencillo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	161.221.102	-	-
ERP 5T3	ERP 5000 m3/h - tren paralelo - con medidor - con tren de regulación en bypass	292.830.164	-	-
ERP 5T4	ERP 5000 m3/h - tren paralelo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	227.025.633	-	-
ERP 8T1	ERP 8000 m3/h - tren sencillo - con medidor - con tren de regulación en bypass	254.992.559	-	-
ERP 8T2	ERP 8000 m3/h - tren sencillo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	194.123.367	-	-
ERP 8T3	ERP 8000 m3/h - tren paralelo - con medidor - con tren de regulación en bypass	356.989.583	2.802.769.577	280.278.116
ERP 8T4	ERP 8000 m3/h - tren paralelo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	269.798.579	212.143.333	-
ERP 10T1	ERP 10000 m3/h - tren sencillo - con medidor - con tren de regulación en bypass	273.088.805	-	-
ERP 10T2	ERP 10000 m3/h - tren sencillo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	213.864.727	167.237.080	-
ERP 10T3	ERP 10000 m3/h - tren paralelo - con medidor - con tren de regulación en bypass	383.311.395	-	-
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C
		Res 011/03 Col $ de Dic/2011	Res 33/2004 Col $ de Dic/2011	Res 22/2004 Col $ de Dic/2011
ERP 10T4	ERP 10000 m3/h - tren paralelo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	297.765.504	-	-
ERP 35T1	ERP 35000 m3/h - tren sencillo - con medidor - con tren de regulación en bypass	445.825.700	-	-
ERP 35T2	ERP 35000 m3/h - tren sencillo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	384.956.508	-	-
ERP 35T3	ERP 35000 m3/h - tren paralelo - con medidor - con tren de regulación en bypass	625.143.048	-	-
ERP 35T4	ERP 35000 m3/h - tren paralelo - sin medidor - con tren de regulación en bypass	539.597.157	-	-

Nota.

Grupo A. General, para toda Colombia.

Grupo B. Específico, para Bogotá.

Grupo C. Específico, para Antioquia (Barbosa, Girardota, Copacabana, Bello, Medellín, Envigado, Itagüí, Sabaneta, La Estrella y Caldas).

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 7

UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA LA VALORACIÓN DE NUEVAS INVERSIONES (IPNI) - ELEMENTOS TÉCNICOS Y VOLUMETRIAS

Descripción Unidades Constructivas

CÓDIGO	DESCRIPCIÓN
TA2AS	Canalización tubería de acero de 2 pulg en calzada asfalto
TA3AS	Canalización tubería de acero de 3 pulg en calzada asfalto
TA4AS	Canalización tubería de acero de 4 pulg en calzada asfalto
TA6AS	Canalización tubería de acero de 6 pulg en calzada asfalto
TA8AS	Canalización tubería de acero de 8 pulg en calzada asfalto
TA10AS	Canalización tubería de acero de 10 pulg en calzada asfalto
TA14AS	Canalización tubería de acero de 14 pulg en calzada asfalto
TA16AS	Canalización tubería de acero de 16 pulg en calzada asfalto
TA20AS	Canalización tubería de acero de 20 pulg en calzada asfalto
TA2CO	Canalización tubería de acero de 2 pulg en calzada concreto
TA3CO	Canalización tubería de acero de 3 pulg en calzada concreto
TA4CO	Canalización tubería de acero de 4 pulg en calzada concreto
TA6CO	Canalización tubería de acero de 6 pulg en calzada concreto
TA8CO	Canalización tubería de acero de 8 pulg en calzada concreto
TA10CO	Canalización tubería de acero de 10 pulg en calzada concreto
TA14CO	Canalización tubería de acero de 14 pulg en calzada concreto
TA16CO	Canalización tubería de acero de 16 pulg en calzada concreto
TA20CO	Canalización tubería de acero de 20 pulg en calzada concreto
TA2DE	Canalización tubería de acero de 2 pulg en destapado
TA3DE	Canalización tubería de acero de 3 pulg en destapado
TA4DE	Canalización tubería de acero de 4 pulg en destapado
TA6DE	Canalización tubería de acero de 6 pulg en destapado
TA8DE	Canalización tubería de acero de 8 pulg en destapado
TA10DE	Canalización tubería de acero de 10 pulg en destapado
TA14DE	Canalización tubería de acero de 14 pulg en destapado
TA16DE	Canalización tubería de acero de 16 pulg en destapado
TA20DE	Canalización tubería de acero de 20 pulg en destapado
TPE1/2AS	Canalización tubería de polietileno de 1/2 pulg en calzada asfalto
TPE3/4AS	Canalización tubería de polietileno de 3/4 pulg en calzada asfalto
TPE1AS	Canalización tubería de polietileno de 1 pulg en calzada asfalto
TPE1-1/4AS	Canalización tubería de polietileno de 1-1/4 pulg en calzada asfalto
TPE1-1/2AS	Canalización tubería de polietileno de 1-1/2 pulg en calzada asfalto
TPE2AS	Canalización tubería de polietileno de 2 pulg en calzada asfalto
TPE3AS	Canalización tubería de polietileno de 3 pulg en calzada asfalto
TPE4AS	Canalización tubería de polietileno de 4 pulg en calzada asfalto
TPE6AS	Canalización tubería de polietileno de 6 pulg en calzada asfalto
TPE1/2CO	Canalización tubería de polietileno de 1/2 pulg en calzada concreto
TPE3/4CO	Canalización tubería de polietileno de 3/4 pulg en calzada concreto
TPE1CO	Canalización tubería de polietileno de 1 pulg en calzada concreto
TPE1-1/4CO	Canalización tubería de polietileno de 1-1/4 pulg en calzada concreto
TPE1-1/2CO	Canalización tubería de polietileno de 1-1/2 pulg en calzada concreto
TPE2CO	Canalización tubería de polietileno de 2 pulg en calzada concreto
TPE3CO	Canalización tubería de polietileno de 3 pulg en calzada concreto
TPE4CO	Canalización tubería de polietileno de 4 pulg en calzada concreto
TPE6CO	Canalización tubería de polietileno de 6 pulg en calzada concreto
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN
TPE1/2TA	Canalización tubería de polietileno de 1/2 pulg en anden tableta
TPE3/4TA	Canalización tubería de polietileno de 3/4 pulg en anden tableta
TPE1TA	Canalización tubería de polietileno de 1 pulg en anden tableta
TPE1-1/4TA	Canalización tubería de polietileno de 1-1/4 pulg en anden tableta
TPE1-1/2TA	Canalización tubería de polietileno de 1-1/2 pulg en anden tableta
TPE2TA	Canalización tubería de polietileno de 2 pulg en anden tableta
TPE3TA	Canalización tubería de polietileno de 3 pulg en anden tableta
TPE4TA	Canalización tubería de polietileno de 4 pulg en anden tableta
TPE6TA	Canalización tubería de polietileno de 6 pulg en anden tableta
TPE1/2ZV	Canalización tubería de polietileno de 1/2 pulg en zona verde
TPE3/4ZV	Canalización tubería de polietileno de 3/4 pulg en zona verde
TPE1ZV	Canalización tubería de polietileno de 1 pulg en zona verde
TPE1-1/4ZV	Canalización tubería de polietileno de 1-1/4 pulg en zona verde
TPE1-1/2ZV	Canalización tubería de polietileno de 1-1/2 pulg en zona verde
TPE2ZV	Canalización tubería de polietileno de 2 pulg en zona verde
TPE3ZV	Canalización tubería de polietileno de 3 pulg en zona verde
TPE4ZV	Canalización tubería de polietileno de 4 pulg en zona verde
TPE6ZV	Canalización tubería de polietileno de 6 pulg en zona verde

Grupo A

Considera las características definidas en las UC de tuberías establecidas en la Resolución CREG 011 de 2003. En este grupo se clasifican las UC de tuberías de la generalidad de los municipios del país.

<TABLAS NO INCLUIDAS. VER ORIGINALES EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Grupo B.

Con las siguientes características, incluye las especificaciones para el municipio de Rionegro en el departamento de Antioquia.

<TABLAS NO INCLUIDAS. VER ORIGINALES EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Grupo C

Con las siguientes características, incluye las especificaciones para el municipio de Floridablanca en el departamento de Santander.

<TABLAS NO INCLUIDAS. VER ORIGINALES EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Grupo D

Con las siguientes características, incluye las especificaciones para el municipio de Santiago de Cali en el departamento del Valle del Cauca.

<TABLAS NO INCLUIDAS. VER ORIGINALES EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Grupo E.

Con las siguientes características, incluye las especificaciones para los municipios que conforman el Valle del Aburrá en el departamento de Antioquia.

<TABLAS NO INCLUIDAS. VER ORIGINALES EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

Grupo F

Con las siguientes características, incluye las especificaciones para Bogotá D. C.

<TABLAS NO INCLUIDAS. VER ORIGINALES EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 8

COSTOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA LA VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN DE NUEVAS INVERSIONES (IPNI)

UC NUEVO PERIODO TARIFARIO		COSTO A RECONOCER POR GRUPO A $ DIC. DE 2011
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C	D	E	F
TA2AS	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Asfalto	186.170.737	214.296.998	315.284.308	274.630.117	260.984.112	327.897.030
TA3AS	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Asfalto	227.237.568	255.865.803	358.776.615	317.275.699	303.628.476	371.493.275
TA4AS	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Asfalto	257.241.315	286.221.125	390.473.735	348.385.176	334.726.322	403.268.582
TA6AS	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Asfalto	368.113.336	412.330.398	464.656.186	461.649.345	400.247.922	544.789.834
TA8AS	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Asfalto	507.668.977	574.536.823	559.536.022	603.763.106	541.033.119	728.895.726
TA10AS	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Asfalto	583.951.265	651.750.423	636.540.696	681.383.759	617.780.091	808.259.183
TA14AS	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Asfalto	919.931.849	990.033.238	974.307.041	1.020.672.823	954.909.389	1.151.856.508
TA16AS	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Asfalto	1.028.365.386	1.098.830.466	1.083.022.680	1.129.629.011	1.063.524.391	1.261.493.286
TA20AS	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Asfalto	1.230.435.691	1.301.492.065	1.285.551.631	1.332.549.050	1.265.889.726	1.465.519.839
UC NUEVO PERIODO TARIFARIO		COSTO A RECONOCER POR GRUPO A $ DIC. DE 2011
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C	D	E	F
TA2CO	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Concreto	185.583.593	213.752.532	314.691.303	312.231.581	247.247.578	474.984.523
TA3CO	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Concreto	226.656.403	255.326.174	358.180.852	355.556.141	289.659.260	521.202.767
TA4CO	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Concreto	256.660.362	285.680.685	389.871.029	387.136.187	320.589.647	554.808.211
TA6CO	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Concreto	367.213.297	411.491.409	463.888.941	509.039.829	386.010.953	650.755.330
TA8CO	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Concreto	506.344.217	573.312.432	558.289.210	663.811.094	534.639.578	764.455.618
TA10CO	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Concreto	582.624.265	650.520.413	635.289.025	742.273.054	611.311.695	844.312.141
TA14CO	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Concreto	918.597.467	988.783.755	973.038.611	1.083.631.217	948.252.525	1.189.112.088
TA16CO	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Concreto	1.027.030.957	1.097.578.027	1.081.751.948	1.192.913.038	1.056.838.453	1.298.936.116
TA20CO	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Concreto	1.229.100.757	1.300.234.951	1.284.277.160	1.396.363.382	1.259.156.324	1.503.268.832
TA2DE	Tubería de Acero de 2 pulg. en Destapado	129.870.524	124.260.584	130.169.804	124.260.584	149.974.148	124.260.584
TA3DE	Tubería de Acero de 3 pulg. en Destapado	171.142.528	165.429.787	171.572.141	165.429.787	191.864.245	165.429.787
TA4DE	Tubería de Acero de 4 pulg. en Destapado	201.302.443	195.519.045	201.817.730	195.519.045	222.441.174	195.519.045
TA6DE	Tubería de Acero de 6 pulg. en Destapado	280.890.475	275.914.780	275.914.780	275.914.780	290.467.564	275.914.780
TA8DE	Tubería de Acero de 8 pulg. en Destapado	373.466.899	369.806.090	369.806.090	369.806.090	391.512.960	369.806.090
TA10DE	Tubería de Acero de 10 pulg. en Destapado	449.981.653	446.277.084	446.277.084	446.277.084	468.243.428	446.277.084
TA14DE	Tubería de Acero de 14 pulg. en Destapado	786.348.356	782.556.723	782.556.723	782.556.723	805.039.318	782.556.723
TA16DE	Tubería de Acero de 16 pulg. en Destapado	894.901.756	891.100.425	891.100.425	891.100.425	913.640.526	891.100.425
TA20DE	Tubería de Acero de 20 pulg. en Destapado	1.097.163.798	1.093.344.718	1.093.344.718	1.093.344.718	1.115.990.061	1.093.344.718
CÓDIGO	UC NUEVO PERIODO TARIFARIO DESCRIPCIÓN	COSTO A RECONOCER POR GRUPO A $ DIC DE 2011
		A	B	C	D	E	F
TPE1/2AS	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Asfalto	53.946.721	70.910.670	166.195.703	121.335.189	75.794.112	150.466.957
TPE3/4AS	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Asfalto	54.987.369	71.814.175	167.023.845	122.169.776	76.683.889	151.418.475
TPE1AS	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Asfalto	57.133.887	74.014.092	169.013.927	124.229.766	78.863.238	153.551.995
TPE1-1/4AS	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Asfalto	60.130.708	76.967.686	171.720.419	127.023.897	81.794.416	156.405.826
TPE1-1/2AS	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Asfalto	61.618.619	78.438.109	173.088.610	128.411.520	83.249.848	157.895.910
TPE2AS	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Asfalto	63.643.699	80.482.088	175.231.308	130.450.049	85.279.284	160.228.815
TPE3AS	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Asfalto	88.075.153	104.627.079	197.749.412	153.624.186	109.303.549	183.390.320
TPE4AS	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Asfalto	106.351.648	143.347.773	215.501.746	187.123.143	127.442.672	201.570.164
TPE6AS	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Asfalto	156.508.823	193.381.949	264.886.082	236.620.276	177.379.551	251.690.600
TPE1/2CO	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Concreto	37.383.287	72.595.634	169.166.616	130.567.336	79.128.453	89.063.984
TPE3/4CO	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Concreto	38.326.796	73.462.838	169.944.245	131.352.838	79.986.451	90.024.166
TPE1CO	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Concreto	40.556.172	75.593.694	171.830.868	133.309.319	82.097.656	92.220.974
TPE1-1/4CO	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Concreto	43.543.563	78.470.672	174.430.779	135.992.407	84.952.784	95.157.543
TPE1-1/2CO	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Concreto	45.024.322	79.902.529	175.754.437	137.331.738	86.374.215	96.677.821
TPE2CO	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Concreto	50.127.908	84.852.860	180.335.645	142.005.868	91.293.420	101.776.890
TPE3CO	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Concreto	95.583.140	112.012.139	207.510.813	169.064.871	118.441.400	233.240.410
TPE4CO	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Concreto	113.821.546	149.805.185	225.273.656	203.072.132	136.568.335	251.118.348
TPE6CO	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Concreto	166.689.802	202.503.875	277.299.715	255.168.858	189.236.383	303.392.027
TPE1/2TA	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Andén Tableta	40.623.788	41.373.915	51.302.763	41.373.915	40.835.876	45.847.505
TPE3/4TA	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Andén Tableta	41.547.855	42.272.453	52.219.271	42.272.453	41.729.005	46.811.528
TPE1TA	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Andén Tableta	43.757.645	44.489.152	54.449.867	44.489.152	43.940.522	49.091.796
TPE1-1/4TA	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Andén Tableta	46.720.824	47.459.165	57.432.857	47.459.165	46.905.409	52.124.865
TPE1-1/2TA	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Andén Tableta	48.181.895	48.927.366	58.918.132	48.927.366	48.368.262	53.657.971
CÓDIGO	UC NUEVO PERIODO TARIFARIO DESCRIPCIÓN	COSTO A RECONOCER POR GRUPO A $ DIC DE 2011
		A	B	C	D	E	F
TPE2TA	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Andén Tableta	53.241.808	54.001.096	64.020.363	54.001.096	53.431.630	58.858.641
TPE3TA	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Andén Tableta	73.946.943	78.256.093	94.746.996	78.256.093	77.659.743	86.996.273
TPE4TA	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Andén Tableta	92.109.953	105.321.655	113.095.186	105.321.655	95.903.955	105.675.986
TPE6TA	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Andén Tableta	144.829.098	158.362.724	166.188.703	158.362.724	148.785.260	159.423.059
TPE1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Zona Verde	12.748.405	13.482.466	18.252.963	13.482.466	17.622.620	12.780.446
TPE3/4ZV	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Zona Verde	13.707.431	14.417.083	19.231.137	14.417.083	18.552.038	13.707.431
TPE1ZV	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Zona Verde	15.952.093	16.669.672	21.529.276	16.669.672	20.801.079	15.952.093
TPE1-1/4ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Zona Verde	18.950.028	19.675.616	24.581.301	19.675.616	23.803.847	18.950.028
TPE1-1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Zona Verde	20.445.915	21.179.013	26.127.399	21.179.013	25.301.170	20.445.915
TPE2ZV	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Zona Verde	25.575.512	26.323.563	31.356.892	26.323.563	30.433.122	25.575.512
TPE3ZV	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Zona Verde	43.841.222	44.620.081	49.829.273	44.620.081	48.708.907	43.841.222
TPE4ZV	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Zona Verde	62.137.919	66.309.656	68.324.929	66.309.656	67.008.971	62.137.919
TPE6ZV	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Zona Verde	110.482.672	114.930.565	117.064.151	114.930.565	115.357.308	110.482.672

UC NUEVO PERIODO TARIFARIO

CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	COSTO A RECONOCER A $ DIC.- DE 2011
TPE8AS	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Calzada Asfalto	257.584.576
TPE10AS	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Calzada Asfalto	347.460.444
TPE12AS	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Calzada Asfalto	380.549.502
TPE8CO	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Calzada Concreto	215.630.276
TPE10CO	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Calzada Concreto	303.653.229
TPE12CO	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Calzada Concreto	334.894.660
TPE8ZV	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Zona Verde	165.729.320
TPE10ZV	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Zona Verde	247.322.336
TPE12ZV	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Zona Verde	272.121.682
TPE100-63AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Calzada Asfalto	273.116.862
TPE100-90AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Calzada Asfalto	293.176.034
TPE100-110AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Calzada Asfalto	349.565.225
TPE100-160AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Calzada Asfalto	433.113.156
TPE100-63CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Calzada Concreto	387.319.253
TPE100-90CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Calzada Concreto	407.569.932
TPE100-110CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Calzada Concreto	463.767.617
TPE100-160CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Calzada Concreto	547.315.548
TPE100-63TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Tableta	134.096.281
TPE100-90TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Tableta	154.346.960
TPE100-110TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Tableta	210.544.644
TPE100-160TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Tableta	294.092.576
TPE100-63ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Zona Verde	68.901.539
TPE100-90ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Zona Verde	97.252.490
TPE100-110ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Zona Verde	127.526.992
TPE100-160ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Zona Verde	211.074.922

Notas

Grupo A. Considera las características definidas en las UC de tuberías establecidas en la Resolución CREG 011 de 2003. En este grupo se clasifican las UC de tuberías de la generalidad de los municipios del país.

Grupo B. Considera especificaciones para el municipio de Rionegro en el departamento de Antioquia.

Grupo C. Considera especificaciones para el municipio de Floridablanca en el departamento de Santander.

Grupo D. Considera especificaciones para el municipio de Santiago de Cali en el departamento del Valle del Cauca.

Grupo E. Considera especificaciones para los municipios que conforman el Valle del Aburrá en el departamento de Antioquia.

Grupo F. Considera especificaciones para Bogotá D. C.

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 9

OTROS ACTIVOS

Para determinar el porcentaje máximo a reconocer por concepto de Otros Activos para el Siguiente Período Tarifario, se tomará el porcentaje calculado para cada una de las empresas y se aplicará conforme a lo establecido en el artículo 9.2 literal b) de esta resolución.

9.1. Porcentaje de Otros activos para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes o Agregación de Mercados Existentes de Distribución.

El porcentaje de Otros Activos que se reconocerá como máximo para cada empresa en el Siguiente Período Tarifario se presenta en la Tabla 9.1.

Tabla 9.1. Porcentaje (%) Otros Activos

EMPRESA	% Otros Activos reconocido
ALCANOS DE COLOMBIA S. A. E.S.P.	10.7%
EDALGAS S. A. E.S.P.	4.0%
EMPRESA DE ENERGÍA DE CASANARE S. A. E.S.P.	14.0%
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P.	4.2%
ESPIGAS S. A. E.S.P.	0.3%
GAS NATURAL DEL ARIARI S. A. E.S.P.	2.8%
GAS NATURAL DEL CESAR S. A. E.S.P.	7.6%
GAS NATURAL DEL ORIENTE S. A. E.S.P.	7.0%
GAS NATURAL S. A . E.S.P	5.4%
GASES DE LA GUAJIRA S. A. E.S.P.	12.1%
GASES DE OCCIDENTE S. A. E.S.P.	9.5%
GASES DEL CARIBE S. A. E.S.P.	13.1%
GASES DEL CUSIANA S. A. E.S.P	10.2%
GASES DEL LLANO S. A. E.S.P.	5.4%
GASES DEL ORIENTE S. A. E.S.P.	6.6%
GASES DEL SUR DE SANTANDER S. A. E.S.P.	11.6%
MADIGAS INGENIEROS S. A. E.S.P.	7.2%
EMPRESA	% Otros Activos reconocido
METROGAS DE COLOMBIA S. A. E.S.P	6.0%
NACIONAL DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS S. A. E.S.P.	2.0%
PROMESA S. A. E.S.P.	1.2%
PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P.	4.6%
SOCIEDAD DE UNIDAD EMPRESARIAL DE SERVICIOS PÚBLICOS PUBLISERVICIOS S. A.	2.4%
SURCOLOMBIANA DE GAS S. A. E.S.P.	14.0%
SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S. A. E.S.P	11.1%

Las empresas que no se encuentran en el listado, se les reconocerá el porcentaje (%) máximo reconocido de Otros Activos de la tabla 9.1. es decir 14.0%.

9.2. Valor de Otros Activos a Reconocer en Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Municipios Nuevos

El valor de otros activos para los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario se determinará conforme al siguiente procedimiento:

1. Se considerará la siguiente ecuación:

Otros activosn = e10.032 X (Usuarios)1.007 (1)

Donde Otros activos es el valor estimado para la empresa n

2. La información que se introducirá en la ecuación (1) para estimar los Otros activos es:

– Usuarios: Número de usuarios totales proyectados para el quinto año del periodo tarifario del Nuevo Mercado Relevante.

El valor de Otros activos por usuario estimado se expresa en pesos a diciembre de 2010, este valor se actualizará a pesos de la Fecha Base con el índice de Precios al Productor (IPP).

3. Se toma el valor de los Otros activos reportado por la empresa en la solicitud tarifaria y se compara con el valor de los Otros activos estimado a partir de la ecuación (1). El valor de Otros Activos eficiente que se reconocerá para la empresa será el mínimo valor entre el valor de los Otros activos estimado y el reportado.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 10

METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL COSTO EFICIENTE DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO –AOM– 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 de gas combustible, se adoptará la metodología de fronteras estocásticas de costos y se aplicará de acuerdo con la conformación de los Mercado(s) Relevante(s).

10.1. Determinación del AOM eficiente para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de Mercados Existentes o Agregación de Mercados Existentes de Distribución

Para determinar los gastos de AOM eficientes para los Mercados Relevantes Existentes se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:

1. Se considerará la siguiente ecuación de frontera estocástica de costos:

Donde es el AOM por usuario estimado para la empresa n.

2. La información de número de usuarios y kilómetros de red que se introducirán en la ecuación (1) para estimar el AOM por usuario de cada empresa es:

– Usuarios: Número de usuarios totales de la empresa a la Fecha de Corte reportados al Sistema Único de Información –SUI. Para obtener el valor se considerará la sentencia “DISTINCT” de SQL. No se incluirán los usuarios de las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE).

– Kilómetros: Kilómetros de red totales de la empresa a la Fecha de Corte. No se incluirán los kilómetros de red de las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE).

El valor de AOM por usuario estimado se expresa en pesos a diciembre de 2010 y por mes, este valor se actualizará a pesos de la Fecha Base con el índice de Precios al Consumidor (IPC).

3. Se toma el AOM anual por usuario, del año de la Fecha de Corte, de la empresa depurado por la Comisión conforme a lo reportado para la unidad de negocio de distribución y comercialización al SUI (cuentas 552 y 553); se divide por 12 y se compara con el AOM por usuario estimado. El AOM por usuario eficiente por empresa será el mínimo valor entre el AOM por usuario estimado y el reportado:

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

4. Una vez determinado el AOM por usuario eficiente de la empresa, se establecerá el porcentaje (%) correspondiente a las actividades de distribución y comercialización de acuerdo con la siguiente tabla:

EMPRESA	% C	% D
ALCANOS DE COLOMBIA S. A. E.S.P.	45%	55%
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN S. A. E.S.P.	58%	42%
GAS NATURAL DEL ORIENTE S. A. E.S.P.	18%	82%
GAS NATURAL DEL CESAR S. A. E.S.P.	31%	69%
GAS NATURAL S. A. E.S.P	17%	83%
GASES DE LA GUAJIRA S. A. E.S.P.	47%	53%
GASES DE OCCIDENTE S. A. E.S.P.	27%	73%
GASES DEL CARIBE S. A. E.S.P.	30%	70%
GASES DEL CUSIANA S. A. E.S.P	57%	43%
GASES DEL LLANO S. A. E.S.P	39%	61%
GASES DEL ORIENTE S. A. E.S.P.	67%	33%
METROGAS DE COLOMBIA S. A. E.S.P	21%	79%
SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S. A. E.S.P	19%	81%

– Las empresas que no se encuentren en el listado, deberán reportar en la solicitud tarifaria el porcentaje (%) de asignación de los gastos de cada actividad, de acuerdo con lo que hayan reportado a la fecha de corte en el SUI para las unidades de negocio de distribución y comercialización de gas combustible.

– Cuando las empresas no reporten la información de AOM para cada actividad en el SUI, la Comisión le aprobará para efectos tarifarios el 90% de los gastos AOM de una empresa que sea comparable en términos de escala y densidad del mercado (número de usuarios atendidos y número de usuarios por unidad de longitud de red del sistema de distribución).

– Cuando las empresas no reporten los porcentajes (%) de AOM para las actividades de distribución y comercialización, se dividirán los gastos de AOM totales en partes iguales entre las actividades de comercialización y distribución.

5. El AOM eficiente por usuario de la actividad de distribución se distribuirá entre los mercados relevantes atendidos por la empresa así:

( ) AOM ($2010)n,kAOM anual eficiente para la empresa n, correspondiente al mercado relevante k. AOM eficiente por usuario reconocido de la empresa n para la actividad de distribución. USn,kNúmero de usuarios de la empresa n,para el mercado relevante k a la fecha de corte.

6. Para los mercados relevantes donde preste el servicio más de un distribuidor se sumará el AOM anual eficiente de cada empresa para el mercado relevante.

7. Las empresas deberán reportar los valores de gastos y costos que se encuentran incluidos en la información reportada al SUI para la unidad del negocio de distribución de gas a la Fecha de Corte. Las cuentas se encuentran en los cuadros 1 y 2.

Los valores de costos y gastos se deben reportar a pesos de la Fecha Base.

Cuadro No. 1

Código	Descripción
5	Gastos
512007	Multas
512008	Sanciones
512017	Intereses de mora
5302	Provisión para protección de Inversión
5304	Provisión para deudores
5306	Provisión para protección de Inventarios
5309	Provisión para responsabilidades
5313	Provisión para obligaciones fiscales
5344	Amortización de bienes entregados a terceros
58	Otros gastos
581005	Gastos legales
581539	Depreciación de edificaciones
7	Costos de producción
7515	Depreciaciones
751501	Depreciación edificaciones
751502	Depreciación plantas, ductos y túneles
751503	Depreciación Redes, líneas, cables
751504	Depreciación Maquinaria y Equipo
751506	Depreciación Muebles, Enseres y Equipo de Oficina
751507	Depreciación Equipo de Comunicación y computación
751508	Depreciación Equipo de Centros de Control
751509	Depreciación Equipo de Transporte, Tracción y Elevación
751511	Depreciación Bienes Adquiridos en Leasing Financiero
751590	Otras depreciaciones
7517	Arrendamientos
751701	Terrenos
751702	Construcciones y Edificaciones
751703	Maquinaria y Equipo
751704	Equipo de Oficina
751705	Equipo de Computación y Comunicación
751707	Flota y Equipo de Transporte

Cuadro No. 1

Código	Descripción
751790	Otros
752007	Amortización bienes entregados a terceros
752008	Amortización mejoras en propiedades ajenas
7530	Costo de bienes y servicios públicos para la venta
7555	Costo de pérdidas en prestación del servicio

Cuadro No. 2

Otros costos y gastos

Construcción de acometidas

Construcción instalaciones internas

Reconexiones del servicio

Corte del servicio

Calibración de medidores

Otros costos

Valor total de los costos y gastos por los seis (6) ítems del cuadro No. 2. que se encuentran incluidos en las cuentas del cuadro No. 1.

Las empresas que presten el servicio en Mercados Relevantes Existentes que culminen el Período Tarifario entre los meses de enero y marzo, tendrán dos (2) meses adicionales para someter a la aprobación de la Comisión el estudio de los cargos aplicables para el Próximo Período Tarifario.

10.2. Definición de AOM Eficiente para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Municipios Nuevos o conformados a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos

Para determinar los gastos de AOM eficientes para los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:

1. Se considerará la siguiente ecuación de frontera estocástica de costos:

(2) Donde es el AOM por usuario estimado para los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

2. La información de número de usuarios y kilómetros de red que se introducirán en la ecuación (2) para estimar el AOM por usuario para los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario es:

– Usuarios: Número de usuarios totales proyectados para el quinto año del período tarifario del Mercado Relevante o Municipios Nuevos.

– Kilómetros: Kilómetros de red proyectados para el quinto año del período tarifario del Mercado Relevante Municipios Nuevos.

El valor de AOM por usuario estimado se expresa en pesos de diciembre de 2010, este valor se actualizará a pesos de la Fecha Base con el índice de Precios al Consumidor (IPC) reportado por el DANE.

3. Se toma como AOM reportado el promedio simple de los AOM anuales por usuario proyectados para los cinco años del período tarifario de las actividades de distribución y comercialización para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario que fueron reportados en la solicitud tarifaria; se divide por 12 y se compara con el AOM por usuario estimado en la ecuación (2). El AOM por usuario eficiente será el mínimo valor entre el AOM por usuario estimado y el reportado:

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

4. Una vez determinado el AOM por usuario eficiente, se establecerá el porcentaje (%) correspondiente a las actividades de distribución y comercialización de acuerdo con la asignación de los gastos de las actividades de distribución y comercialización que reporten las empresas en la solicitud tarifaria.

5. Definido el AOM por usuario eficiente de la actividad de distribución, se establece un porcentaje (%) de eficiencia así:

– Si , se reconocerá el 100% de los gastos de AOM de la actividad de distribución reportado para el mercado relevante o municipios nuevos. – Si , el porcentaje (%) de gastos AOM que se le reconocerá para efectos tarifarios será la relación entre el AOM por usuario eficiente y el AOM por usuario reportado por la empresa.

6. Para efecto del cálculo tarifario del artículo 9o de esta resolución. El porcentaje (%) de eficiencia obtenido conforme a lo establecido en el numeral 5, se aplicará al Horizonte de Proyección de veinte (20) años para los gastos de AOM de la actividad de distribución que reporten las empresas en la solicitud tarifaria.

10.3. Otros Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM)

Al valor de AOM eficiente para la actividad de distribución determinado conforme a los numerales 10.1 y 10.2 de este ANEXO, se le sumarán los valores que corresponden a los siguientes conceptos:

a) Los gastos de AOM por concepto de los terrenos, servidumbres e inmuebles conforme a lo establecido en el literal d) del numeral 9.3 del artículo 9o de esta resolución;

b) Los gastos de AOM eficientes para la infraestructura de confiabilidad de acuerdo a lo establecido en el parágrafo 1 del numeral 9.6 del artículo 9o de esta resolución;

c) Los gastos de AOM eficientes para la actividad de revisiones periódicas que establezca la CREG conforme a las obligaciones establecidas a las empresas distribuidoras en la Resolución CREG 059 de 2012 de acuerdo a lo establecido en el parágrafo 1o del numeral 9.6 del artículo 9o de esta resolución. Las empresas deberán presentar los gastos en que incurren al realizar las revisiones periódicas de las instalaciones internas y descontar de estos el valor pagado a los Organismos de Inspección Acreditados. La información reportada deberá coincidir con la información reportada a la CREG para esta actividad en las Circulares 025 de 2009 y 016 de 2011.

10.4. Certificación de la información contable

El reporte de información de AOM que se realice en la solicitud tarifaria deberá estar certificada por el Revisor Fiscal de la empresa en el que conste que se ejecutaron como mínimo las siguientes actividades:

a) Verificación de que la empresa tenga implementado un sistema de costos y gastos por actividades conforme a lo previsto en la Resolución SSPD 33635 de 2005;

b) Verificación de que la asignación de recursos (conceptos de costos directos de personal, materiales, planta y equipo, edificios, misceláneos y costo de bienes y servicios para la venta) se hayan efectuado en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo;

c) Verificación de que la asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se hayan efectuado a través de “drivers” o factores de asignación que muestren la situación de la empresa;

d) Verificación de que los gastos administrativos o de soporte se hayan asignado por cada proceso a las unidades de servicio o negocio;

e) Verificación de que el sistema permita establecer claramente los costos de la Gestión Operativa, de la Gestión Comercial y de la Gestión de Estrategia y Soporte con base en la conformación establecida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en el ANEXO 2 de la Resolución 33635 de 2005;

f) Verificación de que en el informe de AOM se utilicen únicamente las cuentas consideradas por la normatividad vigente;

g) Verificación de que el sistema separa claramente los costos de los negocios no regulados o no relacionados con servicios públicos;

h) Verificación de que los Outsourcing y Concesiones entregan información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades;

i) Verificación de que las cuentas identificadas como de costo de bienes y servicios para la venta, en el sistema unificado de costos y gastos, solo estén afectando los procesos de la gestión comercial;

j) Verificación de que dentro del reporte de costos y gastos AOM no se incluyan erogaciones causadas por situaciones que son ajenas a las actividades de distribución y comercialización de gas combustible;

k) Conciliación de la información de gastos y costos de AOM, con lo reportado al Sistema de Costos y Gastos para la actividad de distribución y los saldos de contabilidad según el Plan Único de Cuentas, y verificación de la consistencia de la información con los valores totales por cuenta;

l) Dar sin ambigüedades el visto bueno o concepto de salvedad sobre la información suministrada por las empresas sobre los costos AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible;

m) Las empresas deberán reportar, en el mes de abril de cada año, la información contable del año inmediatamente anterior, certificada y auditada en la forma anteriormente indicada.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 11

REPORTE A PRESENTAR EN LA SOLICITUD DE CARGOS INFORMACIÓN DE VENTAS - NÚMERO DE CONEXIONES Y VOLUMEN MERCADOS EXISTENTES

MUNICIPIO

CÓDIGO DANE

USUARIO

CONEXIONES (suscriptores a la Fecha de Corte)

Residencial

Comercial

Industrial

GNCV

Otros Usuarios

TOTAL

MUNICIPIO

CÓDIGO DANE

USUARIO

VOLUMEN (m3 en Fecha de Corte)

Residencial

Comercial

Industrial

GNCV

Otros Usuarios

TOTAL

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 12

REPORTE A PRESENTAR EN LA SOLICITUD DE CARGOS

PROYECCIÓN DE VENTAS – PROYECCIÓN NÚMERO DE CONEXIONES Y VOLUMEN

MUNICIPIOS NUEVOS Y MERCADOS NUEVOS

MUNICIPIO	CÓDIGO DANE
USUARIO	CONEXIONES (suscriptores por año)
Residencial	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Estrato 1

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 4

Estrato 5

Estrato 6

Comercial

Industrial

GNCV

Otros Usuarios

MUNICIPIO	CÓDIGO DANE
USUARIO	VOLUMEN (m3 por año)
Residencial	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20

Estrato 1

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 4

Estrato 5

Estrato 6

Comercial

Industrial

GNCV

Otros Usuarios

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 13

METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE DEMANDA DE GAS COMBUSTIBLE EN LOS MUNICIPIOS NUEVOS

A continuación se presentan los requerimientos de información y la propuesta metodológica 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 estos, según sea el caso, se dividen en dos grupos: los que tienen una población igual o inferior a 100.000 habitantes y los que superan esta cifra.

a) Municipios o regiones con 100.000 habitantes o menos

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. 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 diagnóstico 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.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 14

METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE GAS COMBUSTIBLE

La metodología para calcular la tasa de retorno de la actividad de gas combustible durante el Período Tarifario está contenida en este anexo.

1. Definición de Variables

Se tendrán en cuenta las siguientes variables en el cálculo de la tasa de retorno:

NOMBRE	VARIABLE	DESCRIPCIÓN
Beta	âu âl	Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mercado donde se desarrolla. Desapalancado (âu) y apalancado (âl)
Ajuste del Beta	A	Ajuste en el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración, según datos de Ian Alexander en “Regulatory Structure and Risk and Infraestructure Firms” (página 29), entre una regulación de incentivos de alto poder y otra de bajo poder para el sector de gas
NOMBRE	VARIABLE	DESCRIPCIÓN
Inflación local	Infc	Inflación en Colombia
Inflación externa	InfEU	Inflación en Estados Unidos
Costo de Deuda	rd	Costo de la deuda
Costo del Capital Propio (Equity)	re	Cálculo del costo del capital propio
Tasa libre de riesgo	rf	Tasa asociada con un activo libre de riesgo
Rendimiento del mercado	rm	Tasa que muestra el rendimiento del mercado
Prima de riesgo de Mercado	rm – rf	Prima de riesgo de Mercado
Riesgo país	rp	Tasa adicional a reconocer por riesgo país
Tasa de impuesto	ô	Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes
Participación de la deuda	wd	Proporción de la deuda frente al total de activos (40%)
Participación del Capital Propio	we	Proporción del capital propio frente al total de activos (60%)

2. Fórmulas a utilizar

A continuación se describen las fórmulas a utilizar para el cálculo de la tasa de retorno:

3. Costo de la Deuda

El costo de la deuda (rd) se calculará como el promedio aritmético de las tasas de interés reportadas mensualmente por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera de Colombia, para el “crédito preferencial” (i.e. con tasa preferencial), expresado en dólares.

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

n = 60 meses

La tasa obtenida a partir de los datos de la Superintendencia Financiera se ajustará teniendo en cuenta el spread que tienen los créditos a más largo plazo. Este spread se calculará como la diferencia entre el promedio de las tasas de interés para los créditos con plazos superiores a cinco años y el promedio de las tasas de interés sin desagregarlas en plazos, según la información sobre tasas de interés reportada en la página de Internet del Banco de la República.

4. Costo del Capital Propio

El costo del capital propio (re) se calculará con la siguiente fórmula:

re = rf +âl (rm - rf) + rp

Donde:

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

n =

60 meses

5. Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC)

El Costo Promedio Ponderado de Capital (WACCd.i.) después de impuestos se calculará con la siguiente fórmula:

WACCd.i. = wdrd * (1-ô) + were

Antes de impuestos se calculará con esta fórmula:

WACCa.i. = wdrd + were/(1-ô)

Y en términos reales se calculará con esta fórmula:

WACCreal,a.i = (WACCa.i. - InfEU)/(1+InfEU)

6. Fuente de la Información

La fuente y los períodos de información empleados son los siguientes:

VARIABLE	FUENTE	PERÍODO
âu	Morningstar (Ibbotson) SIC 4924	Mediana de los últimos cuatro trimestres
A	“Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, An International Comparison” (página 29) Alexander y otros, 1996
Infc	DANE	Últimos 60 meses
InfEU	The Livingston Survey Federal Reserve Bank of Philadelphia. Consumer Price Index Long-Term Outlook	Encuesta más reciente publicada
rd	Superintendencia Financiera. (Promedio de la tasas de Crédito Preferencial de los establecimientos bancarios) Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencial, agrupadas en plazos)	60 meses
VARIABLE	FUENTE	PERÍODO
rf	Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años.	60 meses
rm – rf	Morningstar (Ibbotson), Reserva Federal de Estados Unidos y cálculos CREG.	Desde 1926
rp	J. P. Morgan Spread de los bonos de la República estimado con base en el EMBI plus de Colombia.	60 meses
ô	Estatuto Tributario. Tarifa de impuesto de renta.	Actual

7. Cálculo del Costo de Capital o WACC

El cálculo del Costo Promedio de Capital o WACC para la actividad de distribución es:

COSTO PROMEDIO DE CAPITAL

WACC
Inflación USD =	2,50%
Tasa de Impuestos =	33,00%

ESTRUCTURA DE CAPITAL

Deuda =	40,00%
Capital Propio =	60,0%

COSTO DE LA DEUDA

Costo Real =	6,53%
Costo Nominal =	9,19%
Costo después imptos. =	6,16%
Tasa libre de riesgo =	4,07%
Beta (SIC 4924) =	0,33
Ajuste de Beta =	0,64
Prima riesgo mercado =	6,61%
Prima riesgo país =	2,29%

COSTO DEL CAPITAL PROPIO

Beta desapalancado =	0,97
Beta apalancado =	1,40
Prima riesgo negocio =	9,28%
Costo Capital desp. imp. =	15,64%
Costo Capital antes imp. =	23,34%

COSTO PROMEDIO PONDERADO

WACC USD desp. imp. =	11,85%
WACC USD antes imp. =	17,68%
WACC real en Colombia después impuestos=	9,92%
real en Colombia antes impuestos =	14,81%

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 15

FORMATO REPORTE CONEXIÓN DE USUARIOS POR TIPO DE RED MERCADOS EXISTENTES

MUNICIPIO	CÓDIGO DANE
TIPO DE RED	NÚMERO DE USUARIOS
RESIDENCIAL		COMERCIAL	INDUSTRIAL	GNCV	OTROS

Red Primaria

Red Secundaria

DEMANDA POR TIPO DE USUARIO

(metros cúbicos)

Red Primaria

Red Secundaria

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 16

FORMATO REPORTE PROYECCIÓN DE CONEXIÓN DE USUARIOS POR TIPO DE RED

MUNICIPIOS NUEVOS Y MERCADOS NUEVOS

MUNICIPIO

CÓDIGO DANE

CÓDIGO UNIDADCONSTRUCTIVA	KILÓMETROS DE TUBERÍA POR AÑO
1		2	3	4	5

Red Primaria

Red Secundaria

NÚMERO DE USUARIOS POR AÑO

Red Primaria

Residencial

Comercial

Industrial

GNCV

Otros

Red Secundaria

Residencial

Comercial

Industrial

GNCV

Otros

DEMANDA POR TIPO DE USUARIO POR AÑO (metros cúbicos)

Red Primaria

Residencial

Comercial

Industrial

GNCV

Otros

Red Secundaria

Residencial

Comercial

Industrial

GNCV

Otros

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 17

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 de 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 estos 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 del gas natural que estaba distribuyendo con anterioridad a la solicitud de conversión.

3. Los Distribuidores establecerán el valor promedio del poder calorífico (BTU por unidad de volumen de gas) del gas comercializado en la fuente de producción y/o importación del cual piensa abastecerse de la mezcla con base en la información obtenida de los grandes comercializadores de GLP, durante los últimos doce meses anteriores a su solicitud, en caso de no disponerse de lo anterior utilizarán la mejor información disponible.

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:

Dmegn = fe * Dmglp

donde,

Dmegn =	Cargo equivalente Promedio de Distribución de gas natural en el mes m, expresado en $/m3.
Dmglp =	Cargo de Distribución de GLP vigente en el mes m, en $/m3
fe =	Factor de equivalencia energética:

<ECUACIÓN NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

donde,

Dmeglp =	Cargo equivalente Promedio de Distribución de GLP en el mes m, expresado en $/m3.
Dmgn =	Cargo Promedio de Distribución de gas natural vigente en el mes m, en $/m3.
fe =	Factor de equivalencia energética, como se indicó anteriormente.

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 18

PROGRAMA DE REPOSICIÓN DE ACTIVOS

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 19

REPORTE DE INFORMACIÓN DE ENTRADA EN OPERACIÓN DE ACTIVOS

<CUADRO NO INCLUIDO. VER ORIGINAL EN D.O. No. 48.589 de 20 de octubre de 2012; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co>

El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.