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Marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias

Condiciones generales

ARTÍCULO 1.1.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, comercialicen, transporten, o distribuyan gas combustible por redes de tubería; o sean productores independientes, en los términos de los artículos 14.15 y 16 de la Ley 142 de 1994; o sean grandes consumidores. Esta resolución se aplicará para gas combustible, salvo cuando en forma particular se refiera a gas natural.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 2)

ARTÍCULO 1.1.1.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Sólo podrán prestar el servicio público de gas combustible por redes de tubería las personas de que trata el Título I de la ley 142 de 1994.

La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 de esa ley, pedirá a la Superintendencia que sancione a quienes presten el servicio público de gas combustible bajo otra forma de organización.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 3)

ARTÍCULO 1.1.1.3. OBLIGACIÓN DE REGISTRO. Todas las personas que vayan a prestar el servicio público de gas combustible por redes de tubería, deben dar noticia del inicio de sus actividades a la Comisión.

Con la noticia incluirán los estatutos sociales, el nombre de los accionistas o propietarios de más del 10% del capital social y los estados financieros en el momento de constitución o los del último año, según el caso. Incluirán, también, una descripción del mercado al cual orienta la empresa sus servicios, de los principales activos y permisos con los que cuenta la empresa, o que están en trámite de adquisición o construcción, y en el caso de empresas de distribución, del contrato de condiciones uniformes que la empresa desea establecer. Cuando sea el caso, incluirán también, el contrato de concesión suscrito con el Ministerio de Minas y Energía, dentro del régimen vigente con anterioridad a la ley 142 de 1994 y los contratos de concesión que incluyan cláusulas de exclusividad suscritos en desarrollo del artículo 40 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 4) (Fuente: R CREG 123/13, art. 4)

ARTÍCULO 1.1.1.4. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES. Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural, el transporte de gas natural es independiente de las actividades de producción, comercialización y distribución del gas natural. En consecuencia, los contratos de transporte y las tarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de las condiciones de las de compra o distribución y de su valoración.

<Aparte tachado suprimido por el artículo 1o. de la Resolución 127 de 1996> El transportador de gas natural no podrá realizar de manera directa, actividades de producción, comercialización, o distribución, ni tener interés económico en empresas que tengan por objeto la realización de esas actividades. Podrá, no obstante, adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo, para compensar pérdidas o para mantener el balance del sistema de transporte, si ello se hace necesario. Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o distribuir gas natural, no podrán ser transportadoras ni tener interés económico en una empresa de transporte del mismo producto. El interés económico se entiende en los términos establecidos en el artículo 6o. de esta resolución. El transportador tampoco podrá tener interés económico en empresas de generación eléctrica.

El transportador no podrá otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus servicios y, en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relación de las que configuran interés económico.

Las empresas que desarrollen actividades de producción, venta o distribución pueden ser comercializadoras. Las empresas prestadoras de servicios públicos, constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y además la actividad de comercialización, siempre y cuando, a partir de la expedición del plan único de cuentas por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos, tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades, de acuerdo con los sistemas uniformes establecidos por la Superintendencia. De la misma forma procederán todas las empresas que desarrollen simultáneamente actividades de distribución de energía eléctrica y de venta o distribución de gas combustible. En ningún caso, podrán dar un trato preferencial a ningún comprador con términos contractuales similares.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 5) (Fuente: R CREG 127/96, art. 1) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55)

ARTÍCULO 1.1.1.5. INTERÉS ECONÓMICO. Para los propósitos de esta resolución, se considera que hay un interés económico de una empresa de transporte de gas natural en otra empresa cuyo objeto sea la producción, enajenación, comercialización, o distribución, del mismo producto, en los siguientes casos:

a) Cuando estas empresas, sus matrices, sus subordinadas o sus vinculadas sean parte en un contrato para compartir utilidades o reducir costos, o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con empresas productoras, comercializadoras o distribuidoras de gas natural; o

b) Cuando una empresa productora, comercializadora o distribuidora tiene:

- Acciones, cuotas o partes de interés en el capital en la empresa transportadora en un porcentaje superior al veinticinco por ciento (25%) del capital social;

- Créditos a cargo de la empresa transportadora en condiciones más favorables que las prevalecientes en el mercado;

- Cualquier influjo en la determinación del precio del transporte o de los servicios ofrecidos por la transportadora

c) Cuando una empresa transportadora tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de una empresa comercializadora, distribuidora o gran consumidora de gas natural, en un porcentaje superior al veinticinco por ciento (25%) del total del capital social.

d) Las empresas productoras de gas natural podrán poseer acciones de una misma empresa que tenga por objeto la distribución de ese bien, sin que la participación individual de una empresa productora pueda exceder del 20% del capital de la entidad receptora. En ningún caso el capital de una empresa distribuidora de gas natural podrá pertenecer en más del 30% a empresas productoras de gas natural. Los porcentajes anteriormente especificados aplican igualmente para Ecopetrol, sin perjuicio del plazo especificado en el capítulo VIII de esta Resolución.

e) Las empresas transportadoras de gas natural no podrán participar en la actividad de comercialización de gas natural, salvo lo dispuesto en el literal c de este artículo.

Las empresas a que se refiere este artículo, deberán proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite, un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones de no hacer que consagran este artículo y el 5o de esta resolución.

PARÁGRAFO. En los términos del artículo 14.34 de la Ley 142 de 1994 y cuando fuere del caso, la Superintendencia podrá utilizar como criterios adicionales para establecer la existencia de interés económico, las normas de los artículos 449 y siguientes del Estatuto Tributario y los artículos 260 y siguientes del Código de Comercio sobre sociedades matrices, subordinadas y vinculadas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 6)

ARTÍCULO 1.1.1.6. GENERACIÓN ELÉCTRICA POR UN PRODUCTOR Y/O TRANSPORTADOR DE GAS NATURAL. Los productores y/o transportadores de gas natural no podrán desarrollar directamente la actividad de generación eléctrica a gas natural, pero podrán poseer hasta un veinticinco por ciento (25%) del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad. Se exceptúa de esta regla al transportador que participe en generación eléctrica a gas natural, en plantas ubicadas fuera de su Área de Operación.

PARAGRAFO 1o. Transitoriamente hasta el 31 de diciembre del año 2005 las empresas productoras de gas natural podrán poseer hasta el 50% del capital de una empresa generadora de electricidad bajo las siguientes condiciones: que la nueva planta de generación se ponga en operación dentro de los cinco años siguientes al 2 de noviembre de 1995, de conformidad con lo establecido en el artículo 3 de la resolución 041 de 1995, y que al cabo de los cinco años de la puesta en marcha, tal participación accionaria no exceda del 25% del capital de la empresa generadora.

PARAGRAFO 2o. Las limitaciones establecidas en el presente artículo, se aplicarán también cuando sea el generador quien participe en el capital de un productor y/o transportador de gas natural.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 7) (Fuente: R CREG 071/98, art. 7) (Fuente: R CREG 127/96, art. 3)

ARTÍCULO 1.1.1.7. RÉGIMEN DE EXCEPCIÓN A LA SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES Y AL INTERÉS ECONÓMICO. Para la aplicación de los artículos 5, 6 y 7 de esta resolución, no se tomarán en cuenta las actividades desarrolladas en otros países.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 8)

ARTÍCULO 1.1.1.8. PROTECCIÓN A LA COMPETENCIA. Se consideran prácticas restrictivas de la competencia, o capaces de reducir la competencia entre las empresas que prestan el servicio público de gas combustible, las siguientes:

a) Realizar actos o contratos, en condiciones distintas a las usuales en el mercado, entre empresas que prestan el servicio de gas combustible y sus matrices, o con las subordinadas o vinculadas de estas, o con los propietarios de unas y otras;

b) Romper el principio de neutralidad en materia tarifaria y de tratamiento a los clientes o usuarios de las empresas que prestan el servicio público de gas combustible. Para aplicar el principio de neutralidad y definir, en consecuencia, si los costos que ocasiona la prestación del servicio de gas combustible a un cliente o usuario son substancialmente iguales a los que ocasiona prestarlo a otro, y al analizar las características técnicas de prestación del servicio, debe atenderse a factores tales como los volúmenes, niveles de presión, carga, interruptibilidad, sitio, fechas y duración de los actos o contratos convenidos. Para analizar la condición social del cliente o usuario, cuando la ley obliga a ello, se tomará en cuenta lo dispuesto en las normas generales vigentes que definen los mecanismos de subsidios a usuarios y consumidores finales.

c) Hacer, en una empresa que presta el servicio público de gas combustible, registros contables que no reflejen en forma razonable la separación que debe existir entre los diversos servicios que preste la misma empresa, o la que debe existir con otras empresas que tengan propietarios comunes o actividades complementarias en el servicio de gas combustible.

d) Aprovechar en una empresa que presta el servicio público de gas combustible, información reservada de una empresa matriz, subordinada o vinculada, o en la que hay propietarios comunes, para obtener ventajas desleales o comerciales injustas al realizar actos o contratos, es decir, ventajas que no se habrían obtenido sin una información que debía permanecer reservada.

e) Permitir en una empresa que presta el servicio público de gas combustible, que la información que debe mantenerse en reserva según la ley, se comunique a quienes no tienen derecho a ella, y especialmente a la matriz, a las filiales, o a empresas que tienen propietarios comunes con la que divulga la información; o no tomar las medidas adecuadas para que la información se mantenga en reserva, inclusive por quienes actúan como consultores.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 9)

ARTÍCULO 1.1.1.9. LIBERTAD DE NEGOCIACIÓN PARA GRANDES CONSUMIDORES. Los grandes consumidores de gas natural podrán negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor, un comercializador, un transportador o un distribuidor, pagando los correspondientes cargos al dueño de las redes, si fuere el caso.

Los precios de transporte, distribución y venta serán negociables, pero no superiores a los precios máximos establecidos en esta resolución, salvo cuando, mediante resolución, se haya determinado que el precio de comercialización a grandes consumidores sea libre.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 11)

ARTÍCULO 1.1.1.10. PROHIBICIÓN DE SUBSIDIOS Y PRECIOS DISCRIMINATORIOS ENTRE EMPRESAS QUE PRESTAN SERVICIOS PÚBLICOS. De conformidad con los artículos 98.2 y 100 de la ley 142 de 1994, ninguna empresa que preste el servicio público de gas en los términos definidos por la ley y ésta resolución, podrá otorgar subsidios a otra empresa que preste servicios públicos ni a otros usuarios diferentes a los definidos por el artículo 99 de la ley 142. Tampoco podrá ofrecer tarifas o precios inferiores a los costos operacionales a que dé lugar el suministro con el ánimo de desplazar competidores, prevenir la entrada de nuevos oferentes o ganar posición dominante ante el mercado o ante clientes potenciales.

PARÁGRAFO. A partir del 12 de julio de 1996 ninguna industria o empresa generadora de electricidad recibirá subsidios por sus compras de gas natural.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 13)

ARTÍCULO 1.1.1.11. TRANSPARENCIA EN LAS TARIFAS. Las empresas que ofrezcan servicios públicos de transporte, comercialización, o distribución de gas combustible, deben publicar, en forma masiva o en un diario de amplia circulación, y mantener a disposición de sus clientes eventuales, y de las autoridades, documentos en los que aparezcan las tarifas que cobrarán por sus servicios, y los diversos componentes de ellas, de modo que cualquier interesado pueda hacer un estimativo correcto de lo que tendría que pagar por recibir tales servicios.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 14)

ARTÍCULO 1.1.1.12. NEUTRALIDAD. Al vender gas combustible por redes de tubería, los comercializadores no discriminarán entre personas o clases de personas, salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta. Los comercializadores no restringirán, distorsionarán o evitarán la competencia en la producción, transporte, distribución o comercialización del gas. Asimismo, no podrán abusar de su posición dominante en la fijación de precios.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 15)

ARTÍCULO 1.1.1.13. INFORMACIÓN. Las empresas a las que se aplica esta resolución deberán enviar a la Comisión y a la Superintendencia, cuando de conformidad con la ley ésta lo solicite, una relación de los contratos relativos al gas combustible celebrados entre empresas productoras, entre distribuidoras, entre transportadores, entre aquellas y estas, y entre todas ellas y las empresas dedicadas a la comercialización de gas combustible, y los grandes consumidores, incluyendo los contratos que deben cumplirse a través de conexiones internacionales. En tales informes se deberán incluir los siguientes datos: nombre de las partes, sitio de entrega del combustible, cláusulas de precios y fórmulas de reajuste pactadas, duración del contrato, cantidades, condiciones de la entrega, sanciones, indemnizaciones y compensaciones.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, estas empresas también deberán enviar a la Comisión en forma oportuna la información que ésta le solicite para el cumplimiento de sus funciones.

Las empresas no están obligadas a proporcionar a los usuarios aquella información que la ley en forma expresa califica como secreta o reservada; pero no podrán invocar tal carácter ante el solicitante si la Comisión no ha definido, para el caso particular, o por regla general, que la información requerida lo tiene.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 16)

ARTÍCULO 1.1.1.14. OBLIGACIÓN DE SUMINISTRAR ESTADOS FINANCIEROS AUDITADOS. Las empresas prestadoras del servicio de gas combustible por redes de tubería enviarán a la Comisión, cuando ésta lo requiera, copias de sus estados financieros. Igualmente garantizarán que una firma certificada de auditores prepare, para consideración de la Comisión y a solicitud de ésta, un informe que establezca si en opinión de los auditores externos, los estados financieros y los registros contables han sido preparados de acuerdo con las normas vigentes y representan correctamente la situación financiera de la compañía y de cada negocio o actividad independiente de la misma.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 17)

ARTÍCULO 1.1.1.15. OBLIGACIONES EN CASO DE EMERGENCIA. Las empresas sujetas a esta resolución están obligadas en caso de emergencia declarada por la Comisión con el voto favorable del Ministro de Hacienda y Crédito Público, a prestar colaboración a las autoridades, a otras empresas, o a los usuarios, dentro del marco de la Constitución Política y de la ley.

La respectiva autoridad tendrá en cuenta la capacidad operativa de la empresa a la que obliga a prestar esta colaboración y en el momento mismo de producir el acto que ordena dar la ayuda, deberá tomar las medidas del caso para estimar y aprobar el monto de la indemnización que deba reconocerse a la empresa que presta el auxilio, y para iniciar e impulsar los procedimientos presupuestales necesarios para su pago.

Lo aquí dispuesto no limita, en forma alguna, las facultades que la ley otorga a la empresa que preste el auxilio para solicitar y conseguir la indemnización debida.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 18)

ARTÍCULO 1.1.1.16. ACATAMIENTO A LOS CÓDIGOS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN. Las personas a las cuales se aplica esta resolución, deberán ajustar sus actividades, en lo pertinente, a lo dispuesto en códigos de transporte o sus normas suplementarias y de distribución que defina la Comisión.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 19)

ARTÍCULO 1.1.1.17. ACATAMIENTO DE OTROS REQUISITOS. Las personas a las cuales se aplica esta resolución, deberán obtener todos los permisos y autorizaciones que la ley 142 de 1994 contempla para ejercer actividades en el sector; y, en particular, los relativos a aspectos ambientales, sanitarios, técnicos y de orden municipal.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 20)

ARTÍCULO 1.1.1.18. SANCIONES. El incumplimiento de las normas contenidas en esta resolución, la omisión en la obligación de proveer los servicios de acuerdo con las normas estipuladas en el código de distribución, las prácticas discriminatorias y de abuso de posición dominante, así como toda conducta que atente contra los principios señalados en las disposiciones regulatorias del servicio público de gas combustible por redes de tubería, se sancionarán por parte de la autoridad competente conforme a las previsiones contempladas en la ley 142 de 1994 y las normas que la reglamenten, desarrollen, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 21)

Otras disposiciones generales

ARTÍCULO 1.1.2.1. PARTICIPACIÓN DE ECOPETROL EN TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN. ECOPETROL desarrollará la actividad de transporte y distribución como accionista o socio en una empresa transportadora, dedicada al transporte troncal en gasoductos ya construidos o en proceso de construcción, así como en empresas distribuidoras, en una proporción superior a la establecida en el artículo 6 de esta resolución, hasta el 31 de diciembre de 1.997, de conformidad con el artículo 1 de la resolución 021 de 1995; en el entretanto ofrecerá a terceros dichas acciones conforme a la Constitución y a la ley, en una forma tal que preserve sus intereses patrimoniales.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 153)

ARTÍCULO 1.1.2.2. SEPARACIÓN CONTABLE DE LA ACTIVIDAD DE GAS EN ECOPETROL. Desde el primero de enero de 1996, de conformidad con el artículo 2 de la resolución 21 de 1995, ECOPETROL deberá tener registros contables independientes para las actividades relacionadas con el gas combustible de las demás de su objeto social y, además, separará contablemente la actividad de venta y comercialización de gas de la del transporte. Igualmente, deberá demostrar contablemente los costos de los suministros para autoconsumo de gas en las instalaciones de la empresa, especificando volúmenes y precios. Copias de todos los registros serán remitidas a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios cada seis meses, el 15 de enero y el 15 de julio de cada año. El primer reporte deberá hacerse el 15 de junio de 1996, de conformidad con lo establecido en la resolución 021 de 1995.

La Comisión examinará esta información y la que le sea entregada por la empresa de transporte, para tomar la decisión sobre el cese de la participación de ECOPETROL en la actividad transportadora.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 154)

ARTÍCULO 1.1.2.3. PRINCIPIO DE NO DISCRIMINACIÓN. Mientras ECOPETROL desarrolle la actividad de transporte, observará completa neutralidad frente a todos aquellos que utilicen el sistema de transporte, absteniéndose de cualquier actuación que pueda conducir a discriminar a alguno de ellos. La información que recoja, concerniente a los usuarios del transporte, será pública y quienes la manejen la enviarán al Ministerio de Minas y Energía, a la Comisión, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a otros entes oficiales autorizados.

La Superintendencia, al examinar por su propia iniciativa o por las quejas de terceros, los registros de las actividades de transporte de ECOPETROL, vigilará el cumplimiento de estas reglas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 155)

ARTÍCULO 1.1.2.4. MANEJO DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO. Mientras ECOPETROL opere el Centro de Despacho de Gas Combustible, lo hará únicamente para asegurar el transporte en forma segura, económica y eficiente, ajustándose estrictamente a las obligaciones impuestas por el Código de Transporte, el cual será reglamentado por la CREG, o sus normas suplementarias y por los diferentes contratos suscritos. La medición de volúmenes de entrada y salida del gas combustible será información pública.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 156)

ARTÍCULO 1.1.2.5. MANEJO DEL GAS DE LAS REGALÍAS. Sin perjuicio de lo establecido en la Ley 141 de 1994 y en desarrollo del artículo 176 de la Ley 142 de 1994, la nación organizará licitaciones, ofertas públicas o subastas para comercializar el gas natural correspondiente a regalías y organizar su venta a mediano y largo plazo, o cualquier período que estime conveniente. La Comisión reglamentará los aspectos generales de dichas licitaciones en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 157)

ARTÍCULO 1.1.2.6. COORDINACIÓN DEL DESPACHO CENTRAL DE GAS Y DEL DESPACHO ELÉCTRICO. Una vez se organice el Despacho Central de Gas y sea necesario coordinar este con el despacho eléctrico, este último se efectuará primero. En Resolución aparte la CREG definirá las condiciones y el procedimiento para la coordinación de los dos despachos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 159)

Participación de los transportadores y los productores de gas natural en empresas de generación eléctrica a base de gas natural

ARTÍCULO 1.1.3.1. PARTICIPACION EN GENERACION ELECTRICA A BASE DE GAS NATURAL POR PARTE DE UN TRANSPORTADOR DE ESE BIEN. Un transportador de gas natural no podrá tener interés económico en empresas de generación eléctrica a base de gas natural.

(Fuente: R CREG 127/96, art. 2)

ARTÍCULO 1.1.3.2. INTERES ECONOMICO. Para los efectos previstos en esta resolución en lo referente a la generación eléctrica a base de gas natural por parte de una empresa de transporte de gas natural o de una empresa productora de gas natural, el interés económico se determinará así:

a. Cuando estas empresas, sus matrices, sus subordinadas, o sus vinculadas sean parte en un contrato para compartir utilidades o reducir costos o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con empresas generadoras a base gas natural, o.

b. Cuando estas empresas tienen:

* acciones, cuotas o partes de interés en el capital en la empresa generadora de electricidad a base gas natural en un porcentaje superior al 25% del capital social.

* créditos a cargo de la empresa generadora a base de gas natural en condiciones más favorables que las prevalecientes en el mercado.

* cualquier influjo en la determinación del precio o de los servicios ofrecidos por la empresa generadora a base gas natural.

Las empresas a que se refiere este articulo, deberán proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite, un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones de no hacer que consagra este artículo.

PARAGRAFO. En los términos del artículo del artículo 14.34 de la ley 142 de 1994, y cuando fuere del caso, la Superintendencia de Servicios Públicos podrá utilizar como criterios adicionales para establecer la existencia de interés económico las normas de los artículos 449 y siguientes del Estatuto Tributario y lo establecido en la legislación comercial sobre vinculación y subordinación económica.

(Fuente: R CREG 127/96, art. 4)

Contratos de suministro y transporte de gas combustible

ARTÍCULO 1.1.4.1. Los contratos de suministro y transporte de gas combustible que deben celebrar las empresas comercializadoras con las empresas distribuidoras, y los usuarios no regulados, pueden ser escritos o verbales. En todo caso, tales empresas deberán informar a la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios sobre el contenido de los contratos, conforme a las normas sobre el particular.

(Fuente: R CREG 012/97, art. 1)

ARTÍCULO 1.1.4.2. Los contratos de suministro de combustible que celebren las empresas generadoras térmicas que aspiren a ser remuneradas con el Cargo por Capacidad, pueden ser escritos o verbales.

(Fuente: R CREG 012/97, art. 2)

Viabilidad empresarial

ARTÍCULO 1.1.5.1. Según los resultados de la evaluación que realice la Comisión, ésta definirá las empresas que deben presentar un plan de reestructuración financiero y operativo, de acuerdo con lo establecido por el artículo 181 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 098/97, art. 2)

ARTÍCULO 1.1.5.2. Las empresas a las cuales la Comisión exija un plan de reestructuración financiero y operativo, deberán presentarlo dentro del plazo que la Resolución respectiva les señale.

(Fuente: R CREG 098/97, art. 3) (Fuente: R CREG 123/97, art. 2)

Reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible

Objeto y alcance

ARTÍCULO 1.2.1.1. OBJETO. El establecimiento de reglas generales de comportamiento de mercado para prestadores de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible tiene como objeto proveer una base normativa integral que guíe el actuar de los prestadores, congruente con los principios y las obligaciones establecidas en la ley.

En los casos en que exista regulación específica vigente sobre los temas de esta resolución, dicha regulación prevalecerá sobre las reglas de carácter general aquí contenidas.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 1)

ARTÍCULO 1.2.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los agentes mencionados en los artículos 15 y 16 de la Ley 142 de 1994, o cualquier norma que los modifique, sustituya o complemente, que desarrollen las actividades propias de la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible y sus actividades complementarias.

Estas reglas también aplican a cualquier otra empresa que la CREG someta a su regulación en los términos del numeral 2 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 290 de la Ley 1955 de 2019, o cualquier norma que las modifique, sustituya o complemente.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 2)

Comportamientos que propenden por el cumplimiento de los fines de la regulación

ARTÍCULO 1.2.2.1. SUJECIÓN DE LOS AGENTES A LOS FINES REGULATORIOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades en cumplimiento de los principios y fines regulatorios establecidos en la Constitución Política y en la ley.

Para esto, los agentes deben:

4.1. Aplicar la regulación expedida por la CREG de manera diligente y honorable, atendiendo la finalidad para la cual fue expedida y en observancia de los principios generales del régimen de servicios públicos domiciliarios.

4.2. En el entendimiento de la regulación debe primar el fondo sobre la forma, procurando la protección del usuario y el funcionamiento eficiente y transparente del mercado.

4.3. Abstenerse de participar en actos, contratos o prácticas que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de eludir los fines previstos en la regulación.

4.4. Abstenerse de participar en actos, contratos o prácticas que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de confundir o engañar a usuarios, a otros agentes del mercado o a las autoridades.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 4)

ARTÍCULO 1.2.2.2. COMPROMISOS Y DECLARACIONES FRENTE A TERCEROS Y AL MERCADO. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben cumplir los compromisos y declaraciones que realicen frente a terceros o frente al mercado en el marco de la prestación del servicio.

Esta obligación incluye el deber de que la participación en los distintos mecanismos de transacción que disponga la regulación sea de manera diligente y honorable, evitando adquirir compromisos u obligaciones que no tenga la intención o capacidad de cumplir.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 5)

ARTÍCULO 1.2.2.3. ACTUACIÓN A TRAVÉS DE TERCEROS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución no podrán utilizar a persona alguna como conducto para evitar las obligaciones contenidas en el ordenamiento jurídico.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 6)

Comportamientos que propenden por la transparencia del mercado

ARTÍCULO 1.2.3.1. INFORMACIÓN PARA LA TOMA DE DECISIONES POR PARTE DE LOS USUARIOS. La información suministrada por los agentes mencionados en el artículo 2o de la presente resolución debe permitir y facilitar su comparación y comprensión por parte de los usuarios frente a los diferentes productos y servicios ofrecidos en el mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 7)

ARTÍCULO 1.2.3.2. ENTREGA Y REPORTE DE INFORMACIÓN. La información que suministren, divulguen o reporten los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución debe ser cierta, suficiente, clara, oportuna y verificable, debe garantizar la finalidad para la cual fue solicitada y no debe tener ni el propósito ni el efecto de inducir a error.

Los agentes deben asegurar que la información cumpla estas características cuando suministren, divulguen o reporten información a:

a) Usuarios o empresas.

b) Al público general.

c) A las autoridades.

d) A los entes responsables de la gestión centralizada de información de los sectores regulados.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 8)

ARTÍCULO 1.2.3.3. PUBLICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS. Los procedimientos de los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución, asociados a la prestación del servicio deben estar a disposición del público.

Para esto, los agentes deben:

9.1. Publicar en su portal web oficial, con acceso desde la página de inicio, de manera permanente y visible, los plazos y los requisitos de la totalidad de los procedimientos relacionados con el acceso a un bien esencial empleado para la organización y la prestación del servicio por parte de usuarios o empresas de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, con el fin de que los interesados los puedan conocer de forma previa a la iniciación del procedimiento.

9.2. Publicar en su portal web oficial, con acceso desde la página de inicio, de manera permanente y visible, los plazos y requisitos de la totalidad de los procedimientos relacionados con el cambio de prestador por parte de usuarios o empresas de los servicios públicos de energía y gas combustible, con el fin de que los interesados los puedan conocer de forma previa a la iniciación del procedimiento.

9.3 Enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios una copia de los procedimientos vigentes de los que trata este artículo, para que esta los mantenga a disposición de quienes los soliciten.

PARÁGRAFO. Los agentes deberán publicar la información de la que trata este artículo en los formatos que determine la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios que garanticen el acceso a la misma.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 9)

ARTÍCULO 1.2.3.4. COBROS NO PREVISTOS EN LA REGULACIÓN VIGENTE. Los cobros realizados por los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución, que no se encuentren previstos en la regulación vigente, deben obedecer a parámetros explícitos, objetivos y verificables.

Para esto, los agentes deben:

10.1. Tener a disposición de las autoridades competentes los comprobantes o soportes de los costos asociados a los cobros realizados, atendiendo las disposiciones de ley sobre los tiempos de conservación de dichos documentos.

10.2. Informar dichos precios a los interesados de forma clara, desagregada y previa a la iniciación del procedimiento.

10.3. Abstenerse de hacer cobros no pactados o no informados previamente al solicitante.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 10)

Comportamientos que propenden por la independencia en la toma de decisiones por parte de los agentes

ARTÍCULO 1.2.4.1. FLUJOS DE INFORMACIÓN CON TERCEROS. El manejo de la información por parte de los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución debe garantizar un uso adecuado de la misma de cara a terceros, en línea con los fines de la regulación y en concordancia con los numerales 11.1 y 11.2 del presente artículo.

Para esto, los agentes deben:

11.1. Abstenerse de compartir información propia o de un tercero cuya divulgación tenga el propósito, la capacidad o el efecto de restringir la oferta disponible en el mercado, restringir el acceso al mercado, discriminar entre agentes, poner en riesgo la prestación del servicio o distorsionar el funcionamiento eficiente del mercado.

11.2. Abstenerse de compartir con cualquier agente del mercado aquella información, propia o de un tercero, que se refiere directa o indirectamente a la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica o gas combustible y que: i) tenga valor comercial para la estrategia competitiva del titular; ii) no sea de conocimiento público; y iii) su divulgación total o parcial tenga efectos sobre el nivel de competencia en el mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 11)

ARTÍCULO 1.2.4.2. MANEJO DE INFORMACIÓN CENTRALIZADA SOBRE EL MERCADO O LA OPERACIÓN. Los agentes mencionados en el artículo 2o que conforman o pertenecen a entes con acceso a información centralizada sobre el mercado o sobre la operación de las actividades de los servicios regulados deben asegurar el manejo adecuado de esta información, en los términos de los numerales 12.1 y 12.2 de este artículo.

Para ello, estos agentes deben:

12.1. Definir protocolos que garanticen una administración de la información centralizada neutral y transparente hacia los usuarios.

12.2. Abstenerse de compartir total o parcialmente la información centralizada con terceros o con quienes tenga una situación de control y que i) no sea de conocimiento público; ii) tenga valor comercial para la estrategia competitiva del titular; y iii) su divulgación total o parcial tenga efectos sobre el nivel de competencia en el mercado.

12.3. Garantizar el acceso a la información que requieran las autoridades para el desarrollo de sus funciones.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 12)

Comportamientos en procura de los intereses de los usuarios ante el mercado

ARTÍCULO 1.2.5.1. PROCURA DE LOS INTERESES DE LOS USUARIOS. Los agentes que realicen la actividad de comercialización de energía eléctrica, comercialización de gas combustible o comercialización de capacidad de transporte de gas combustible, deben realizar la gestión de sus compras destinadas a atender a los usuarios a quienes prestan el servicio, garantizando que sus actuaciones no tengan la capacidad, el propósito o el efecto de ir en detrimento de los intereses de estos últimos.

Para esto, los comercializadores deben:

13.1. Emplear la debida diligencia en la gestión que realizan para la compra de energía eléctrica, de gas combustible o de capacidad de transporte de gas combustible, destinada a atender a los usuarios.

13.2. Consolidar al interior de la empresa una cultura de atención y respeto de los derechos de los usuarios que conforman la demanda atendida.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 13)

ARTÍCULO 1.2.5.2. MANEJO ADECUADO DE CONFLICTOS DE INTERESES QUE AFECTEN A LOS USUARIOS. Los agentes que se dediquen al desarrollo de la actividad de comercialización de energía eléctrica, comercialización de gas combustible o comercialización de capacidad de transporte de gas combustible, deben administrar los conflictos que surjan entre sus intereses y los intereses de los usuarios, de manera que en sus actuaciones se salvaguarden estos últimos, acorde con lo que sería el resultado esperado en un mercado transparente, eficiente y en condiciones de competencia.

Es un deber de los agentes revelar de forma efectiva a sus usuarios, entidades de regulación, inspección, vigilancia y control, las situaciones de conflicto de interés ya sea que estos se originen en razón de su posición dentro de los mercados de energía eléctrica o gas combustible, de su estructura societaria o como resultado de situaciones particulares y específicas que surjan durante el desarrollo de sus actividades.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 14)

ARTÍCULO 1.2.5.3. ATENCIÓN DE LOS USUARIOS. Los agentes que se dediquen al desarrollo de la actividad de comercialización de energía eléctrica, comercialización de gas combustible o comercialización de capacidad de transporte de gas combustible, deben actuar de manera que propenda por la satisfacción de las necesidades de sus usuarios, de acuerdo con los compromisos y las obligaciones acordadas entre las partes y las disposiciones legales vigentes.

Para ello, los agentes comercializadores deben:

15.1. Emplear la debida diligencia en la prestación del servicio, garantizando la protección y el respeto de los derechos de los usuarios.

15.2. Proveer información cierta, suficiente, clara y oportuna a los usuarios que componen la demanda respecto de:

a) Los productos y servicios ofrecidos

b) Los derechos y obligaciones de los usuarios

c) Los precios que se cobran por los productos y servicios ofrecidos

d) La actividad que desarrollan los comercializadores dentro del mercado

e) Los mecanismos de protección establecidos para la defensa de sus derechos

El comercializador debe proveer la información a la que hace referencia el presente artículo por medios que garanticen que cualquier usuario puede tener acceso a la misma.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 15)

Comportamientos que propenden por el libre acceso a los bienes esenciales empleados para la organización y prestación de los servicios y el libre acceso a los mercados

ARTÍCULO 1.2.6.1. LIBRE ACCESO A BIENES ESENCIALES EMPLEADOS PARA LA ORGANIZACIÓN Y PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben permitir el acceso y la movilidad dentro de los bienes esenciales empleados para la organización y prestación de los servicios a quienes lo soliciten, en condiciones razonables para los involucrados y en concordancia con los requisitos previstos en la regulación.

Para esto, los agentes deben:

16.1. Abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto restringir el acceso o la movilidad dentro del bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio al solicitante.

16.2. Cuando el acceso o la movilidad en el bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio requiera incurrir en costos por parte del prestador, estos costos deben ser explícitos, objetivos y verificables.

16.3. Cuando el prestador no esté en capacidad técnica o financiera de asumir los costos asociados a la solicitud de acceso o de movilidad en el bien esencial empleado para la organización y prestación del servicio en la oportunidad y plazos establecidos en la regulación o en el procedimiento particular, dicho prestador deberá permitir que el solicitante los asuma por cuenta propia.

16.4. Tanto el prestador como el solicitante deben cumplir con la normatividad técnica, legal y regulatoria sobre las condiciones de acceso a los bienes esenciales empleados para la organización y prestación del servicio.

PARÁGRAFO. Las empresas de servicios públicos que operen bienes esenciales empleados para la organización y la prestación del servicio que la regulación ha definido como de uso exclusivo o limitado están exceptuadas de cumplir con las obligaciones contenidas en el presente artículo.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 16)

ARTÍCULO 1.2.6.2. LIBRE ACCESO A MERCADOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben permitir el acceso a mercados a otros agentes o usuarios en concordancia con los requisitos previstos en la regulación.

Para esto, los agentes deben:

17.1. Abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de restringir el acceso al mercado por parte de otros agentes.

17.2. Abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de restringir a los usuarios la libre elección del prestador del servicio o del proveedor de los bienes necesarios para su obtención o utilización.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 17)

ARTÍCULO 1.2.6.3. CESIÓN O TERMINACIÓN DE VÍNCULOS CONTRACTUALES. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben pactar requisitos explícitos, objetivos, verificables y previamente definidos para la cesión o terminación de sus vínculos contractuales, en concordancia con los requisitos previstos en la regulación vigente. Asimismo, deben abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento no previsto en el contrato que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de obstaculizar la cesión o la terminación de vínculos contractuales.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 18)

Comportamientos que propenden por la competencia efectiva en el mercado

ARTÍCULO 1.2.7.1. TRATAMIENTO NEUTRAL A USUARIOS O PRESTADORES CON CARACTERÍSTICAS ANÁLOGAS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben otorgar el mismo tratamiento, jurídica y fácticamente, a usuarios o prestadores con quienes realicen procedimientos o con quienes negocien o sostengan relaciones comerciales asociadas a la ejecución de actividades propias de la prestación de los servicios públicos de los que trata esta resolución y que se encuentren en condiciones análogas.

Para esto, los agentes deben abstenerse de utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de discriminar entre usuarios o entre prestadores con características análogas.

Excepcionalmente, si existen razones explícitas, objetivas, verificables y previamente definidas, los agentes podrán apartarse del cumplimiento de las obligaciones contenidas en este artículo. Dichas razones deben estar documentadas y ser verificables por parte de las autoridades de vigilancia y control.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 19)

ARTÍCULO 1.2.7.2. SUBSIDIOS CRUZADOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben abstenerse de imputar costos a una actividad de la cadena de prestación del servicio público de energía eléctrica o de gas combustible que no sean propios de dicha actividad.

Cuando existan costos compartidos entre distintas actividades, la repartición de dichos costos entre las actividades debe responder a parámetros explícitos, objetivos y verificables. El soporte documental correspondiente debe estar disponible para su verificación por parte de las autoridades.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 20)

ARTÍCULO 1.2.7.3. CONDICIONES DE OFERTA. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades de manera honorable y transparente, sin utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de acaparar o restringir la oferta disponible en el mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 21)

Comportamientos que propenden por la adecuada prestación del servicio público

ARTÍCULO 1.2.8.1. GESTIÓN DE RIESGOS. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben gestionar diligentemente los riesgos financieros y operativos, incluyendo la realización de mantenimientos preventivos, predictivos y correctivos, que aseguren la disponibilidad de la oferta y la continuidad de la prestación de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 22)

ARTÍCULO 1.2.8.2. DISTORSIONES AL FUNCIONAMIENTO EFICIENTE DEL MERCADO. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades en las que participa con: lealtad, idoneidad, profesionalismo, honorabilidad y diligencia, lo cual implica el sometimiento de su conducta a las diversas normas que regulan su actividad, sin utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de distorsionar el funcionamiento eficiente del mercado.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 23)

ARTÍCULO 1.2.8.3. RIESGO EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Los agentes mencionados en el artículo 2o de esta resolución deben desarrollar sus actividades con diligencia y seguridad, sin utilizar mecanismos, estrategias o cualquier otro instrumento que tenga la capacidad, el propósito o el efecto de poner en riesgo la prestación del servicio público.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 24)

Disposiciones finales

ARTÍCULO 1.2.9.1. DECLARACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE REGLAS DE COMPORTAMIENTO. Publicar en su portal web oficial, con acceso desde la página de inicio, de manera permanente, visible e irrestricta, una declaración suscrita por el representante legal en la cual manifiesta la adhesión y cumplimiento de las reglas de comportamiento establecidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 080/19, art. 25)

Normas referentes a la participación de las empresas en el subsector de gas natural

ARTÍCULO 1.3.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución se aplica a todas las personas que tengan interés económico en el sector de gas y a todas las personas prestadoras del servicio público de gas natural y sus actividades complementarias.

(Fuente: R CREG 071/98, art. 1)

ARTÍCULO 1.3.2. LÍMITES A LA COMERCIALIZACIÓN A LAS PLANTAS TERMOELÉCTRICAS. Sin perjuicio de las reglas que pueda posteriormente dictar la Comisión en ejercicio de sus funciones legales de promoción de la competencia en el sector del Gas Combustible, la Comercialización de Gas Natural a empresas de generación eléctrica a base de gas natural, no tendrá limites de participación en el mercado.

(Fuente: R CREG 071/98, art. 4)

ARTÍCULO 1.3.3. APLICACIÓN DE LA VINCULACIÓN ECONÓMICA Y DE BENEFICIARIO REAL. Para efectos de determinar la participación de una empresa en el mercado, de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 057 de 1996 y la presente resolución, se tendrá en cuenta el concepto de vinculación económica de la manera como se determina en la legislación comercial y tributaria, y el de beneficiario real que se establece en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 071/98, art. 8)

ARTÍCULO 1.3.4. DEBER DE INFORMACIÓN. Todas las empresas del sector deberán reportar a la CREG su composición accionaria, indicando su situación de controlante o controlada, y la forma como ésta se ejerce, de acuerdo con los formatos que para el efecto determine el Director Ejecutivo de la CREG.

PARAGRAFO 1o. Cuando quiera que las empresas existentes, sus matrices o subordinadas adquieran una participación en el capital accionario de otra empresa de distribución, comercialización, transporte o generación, deberán informarlo a la CREG dentro de los 15 días hábiles siguientes a la fecha de realizar la oferta o transacción correspondiente. La CREG podrá pronunciarse sobre la transacción frente a las Resoluciones de la CREG de las que trata la presente resolución y las demás que las modifiquen, o adicionen, para lo cual tendrá en cuenta los conceptos de vinculación económica de acuerdo con lo dispuesto en la legislación comercial y tributaria, así como el concepto de Beneficiario Real de la manera como se determina en la presente Resolución y en la Resolución CREG 057 de 1996 y demás que la modifiquen o deroguen. Este pronunciamiento no implicará aprobación o autorización para realizar la transacción.

La información deberá estar acompañada de los documentos que la sustenten, de la manera como lo determine mediante circular el Director Ejecutivo. Tales documentos tendrán el carácter de reservado.

PARAGRAFO 2o. Cuando del estudio que realice la CREG se determine que existe violación de las disposiciones regulatorias, se oficiará copia a la Superintendencia de Servicios Públicos para la imposición de las sanciones correspondientes por la violación de las normas regulatorias.

La empresa podrá presentar un plan de ajuste a los límites de participación establecidos en la regulación, y la CREG podrá determinar, en ejercicio de las facultades establecidas en el artículo 73.25 y 74 de la ley 142 de 1994, los mecanismos a través de los cuales la empresa deberá ajustarse a los límites establecidos en la Resolución.

(Fuente: R CREG 071/98, art. 9)

Reglas tendientes a promover y regular el balance entre los diferentes mecanismos de control

ARTÍCULO 1.4.1. AMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todas las entidades y organismos que se encuentran legalmente facultados para ejercer el control empresarial a que se refiere el Capítulo I del Título IV de la Ley 142 de 1994, sobre las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de dicha Ley, prestan los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 2)

ARTÍCULO 1.4.2. INSTRUMENTO UNICO DEL CONTROL DE GESTION Y RESULTADOS. Los diferentes organismos de control, al realizar el control empresarial de que trata el artículo 45 de la Ley 142 de 1994, deberán ceñirse a los indicadores de gestión definidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Las actividades a las que hace referencia la presente resolución en el sector de electricidad, son la generación, transmisión, distribución y comercialización.

Las actividades, en el caso del gas natural, a que hace referencia el presente Artículo, son el transporte, la distribución y la comercialización.

Las actividades en el caso del gas licuado de petróleo (GLP), son la comercialización mayorista y la distribución.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 3)

ARTÍCULO 1.4.3. SISTEMA DE CONTROL INTERNO. El sistema de control interno de las entidades prestadoras de servicios públicos a que se refiere esta resolución, deberá tener en cuenta las características propias de la respectiva entidad y asegurar su ejercicio en forma independiente en orden a:

a) Velar porque todas las actividades y recursos de la organización estén dirigidas al cumplimiento de los objetivos de la entidad prestadora;

b) Garantizar la correcta evaluación y seguimiento de la gestión organizacional;

c) Definir y aplicar medidas para prevenir riesgos; detectar y corregir las desviaciones que se presenten en la organización, que puedan afectar el logro de sus objetivos;

d) Velar porque la entidad prestadora disponga de procesos de planeación y mecanismos adecuados para el diseño y desarrollo organizacional, de acuerdo con su naturaleza y características;

e) Garantizar que el sistema de control interno disponga de sus propios mecanismos de verificación y evaluación.

La oficina o unidad de control interno, o la que haga sus veces, será la encargada de evaluar dicho sistema y proponer a la gerencia o al jefe o representante legal de la entidad, las recomendaciones para mejorarlo.

El régimen jurídico aplicable al control interno será el régimen establecido en la Ley 142 de 1994. Para su ejercicio, cada empresa definirá y diseñará los procedimientos que garanticen su eficiente evaluación. Las empresas podrán contratar con entidades privadas la definición y diseño de los mencionados procedimientos, cuando lo consideren necesario.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 4)

ARTÍCULO 1.4.4. FORMATO UNIFICADO DE INFORMACION. Los informes solicitados por parte de las entidades y organismos de control a las entidades prestadoras de servicios públicos, serán presentados en un formato unificado que elaborará la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con lo establecido en el artículo 53 de la Ley 142 de 1994.

Para tal efecto la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios deberá evaluar los requerimientos de información de los organismos de control, en desarrollo de sus funciones.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 5)

ARTÍCULO 1.4.5. INFORMES DE EVALUACION INTEGRAL. Para efectos de la aplicación del control de gestión y resultados en las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios, los organismos de control deberán tener en cuenta los informes de evaluación integral que realicen la auditoría externa o la dependencia que haga sus veces en cada entidad, de acuerdo con los plazos establecidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Para estos efectos, el funcionario, unidad o dependencia de control interno responsable deberá remitir copia de las evaluaciones integrales a cada uno de los organismos o entidades que tengan competencia para ejercer el Control de Gestión y Resultados.

PARAGRAFO. Para efectos del ejercicio del control de gestión y resultados de las empresas concesionarias de áreas de servicio exclusivo de que trata la Ley 142 de 1994, se tendrán en cuenta los informes que sean presentados ante la entidad concedente, por parte de los interventores de los respectivos contratos.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 6)

ARTÍCULO 1.4.6. EVALUACIONES DE LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS. Los organismos encargados de ejercer el Control de Gestión y Resultados deberán tener en cuenta las evaluaciones que realice la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios sobre la gestión técnica, administrativa y financiera de las entidades prestadoras de servicios públicos, de acuerdo con lo establecido en el artículo 79 de la Ley 142 de 1994, o las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Para tal efecto, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios deberá publicar sus evaluaciones y proporcionará oportunamente la información necesaria a quienes ejerzan dicho control.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 7)

ARTÍCULO 1.4.7. ACCESO A LA INFORMACION. El acceso a la información de cada entidad prestadora de servicios públicos deberá hacerse a través del sistema de información que establezca la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, al tenor de lo establecido en los artículos 53 y 79 de la Ley 142 de 1994 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, teniendo en cuenta la facultad otorgada por la ley a cada organismo de control.

Las entidades u organismos de control mantendrán en reserva toda la información de las entidades sobre las que ejerzan control y que legalmente tenga la naturaleza de reservada.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 8)

ARTÍCULO 1.4.8. TRASLADO DE PRUEBAS ENTRE ORGANISMOS DE CONTROL. Con el fin de evitar la ejecución de trámites repetitivos o innecesarios, las pruebas decretadas y practicadas por una entidad u organismo de control podrán ser trasladadas a los otros organismos de control o a las autoridades que así lo requieran, de acuerdo con las normas legales que rigen el traslado de las pruebas en las actuaciones administrativas.

(Fuente: R CREG 053/00, art. 9)

Régimen de la comercialización de la producción

ARTÍCULO 1.5.1. RÉGIMEN DE LA COMERCIALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN. A partir de la vigencia de la presente resolución, los socios de un campo productor o de un contrato deberán comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente. Excepcionalmente, la CREG podrá autorizar la Comercialización Conjunta con base en los criterios señalados en el artículo 3o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Se exceptúa de autorización cuando la comercialización del gas natural se realice a través de Subastas originadas en vendedores.

(Fuente: R CREG 093/06, art. 2) (Fuente: R CREG 095/08, art. 20)

ARTÍCULO 1.5.2. CRITERIOS PARA OBTENER UNA AUTORIZACIÓN DE COMERCIALIZACIÓN CONJUNTA. Para la expedición de las autorizaciones de la Comercialización Conjunta, la CREG considerará los siguientes criterios:

1. Que la producción de gas natural proveniente de un campo productor o de un contrato de explotación, en conjunto con las reservas probadas y la capacidad de producción existente al momento de la solicitud, sea necesa ria para garantizar la seguridad en el suministro.

2. Que a los interesados no les es posible definir o modificar unilateralmente las condiciones de precios en el mercado.

3. Que la Comercialización Independiente de la producción de gas natural en un proyecto, no hace factible la ejecución de las inversiones requeridas para desarrollar las reservas de un campo.

(Fuente: R CREG 093/06, art. 3)

ARTÍCULO 1.5.3. ACTUACIÓN PARA EXPEDIR LA AUTORIZACIÓN PARA COMERCIALIZACIÓN CONJUNTA. Los socios de un campo productor o de un contrato de explotación que consideren que se presentan los criterios establecidos en el artículo 3o de esta resolución, podrán solicitar una autorización, para lo cual deberán:

a) Remitir a la CREG la información señalada en el artículo 5o del Código Contencioso Administrativo, y la demás información que considere pertinente para demostrar que cumple con los criterios que establece el artículo 3o de esta resolución;

b) Publicar dentro de los diez (10) días siguientes al envío de la totalidad de la información a la Comisión, en un diario de amplia circulación, o en uno de circulación nacional, un resumen de la solicitud presentada a la Comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar ante la CREG observaciones sobre tal solicitud, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación. Adicionalmente, deberá enviar copia del aviso de prensa respectivo a la CREG.

(Fuente: R CREG 093/06, art. 4)

ARTÍCULO 1.5.4. PROHIBICIÓN DE ACUERDOS. Independientemente de la autorización expedida por la CREG, se prohíben los acuerdos que tengan por objeto o generen el efecto de restringir la competencia. Se entiende que existe un Acuerdo restrictivo de la competencia, entre otros, cuando tienen por objeto o generan el efecto de:

i) Fijar directa o indirectamente precios en el mercado;

ii) Fijar directa o indirectamente posturas que alteren el resultado normal de los concursos licitaciones o subastas públicas;

iii) Asignar cuotas de producción o de suministro;

iv) abstenerse de producir un bien o servicio o afectar sus niveles de producción;

v) Repartir mercados;

vi) Impedir a terceros el acceso a los mercados; y todos aquellos que otras normas pertinentes definan.

(Fuente: R CREG 093/06, art. 5)

Normas sobre los límites de integración horizontal de las actividades de distribución y comercialización minorista de gas natural y se dictan otras disposiciones

ARTÍCULO 1.6.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan las actividades de Distribución y/o Comercialización de gas natural.

(Fuente: R CREG 112/07, art. 1)

ARTÍCULO 1.6.2. LÍMITES A LA PARTICIPACIÓN EN EL NEGOCIO DE COMERCIALIZACIÓN MINORISTA DE GAS NATURAL. Hasta tanto la Comisión disponga lo contrario, las personas que ejecuten la actividad de comercialización minorista no tendrán límites en la cantidad transada en el mercado de comercialización a usuario final.

PARÁGRAFO. En todo caso, la Comisión se reserva la facultad para imponer límites o condicionamientos a las disposiciones previstas en este artículo cuando lo considere necesario.

(Fuente: R CREG 112/07, art. 3)

ARTÍCULO 1.6.3. MARGEN DE INTERMEDIACIÓN. El margen de intermediación por la gestión de compra y venta de gas destinado a usuarios regulados en el caso de existir vinculación económica entre el Agente que realice la actividad de intermediación y el que comercialice a usuario final será:

- Para el gas comprado en los campos cuyo precio no se encuentre regulado, como máximo del 1.6% adicional al valor de la compra.

- Para el gas proveniente de campos cuyo precio se encuentre regulado, el margen será pactado entre las partes y deberá ser cubierto con el margen de comercialización establecido en el artículo 23 de la Resolución CREG 011 de 2003 o aquella que lo modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 112/07, art. 4)

LIBRO 2

Producción y comercialización desde la producción

Actividad de producción de gas natural

ARTÍCULO 2.1.1. CONSUMO DE GAS NATURAL POR PRODUCTORES. Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas económicamente a él, deberá adquirirlo o disponer de su propia producción de gas a precios de mercado. Para ello deberá competir en los diferentes puntos de entrega, dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores, si es del caso haciendo oferta sobre su propio gas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 23)

ARTÍCULO 2.1.2. EXCEPCIONES. Se exceptúa de lo establecido en los dos artículos anteriores:

a) Aquel campo en que exista gas asociado, y en el que el productor decida reinyectarlo allí mismo, por motivos técnicos relacionados con la producción del petróleo asociado.

b) El consumo interno propio de la operación de los campos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 24)

ARTÍCULO 2.1.3. PRACTICAS DISCRIMINATORIAS. Cualquier práctica contraria a las reglas establecidas en los artículos anteriores se considerará como un acto discriminatorio y será sancionado de acuerdo con la Ley.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 25)

ARTÍCULO 2.1.4. A partir del 1o. de julio de 1997, las personas que compren o vendan gas, basados en la Resolución 0061 de 1983, deberán aplicar un sistema de liquidación con tres (3) decimales, aproximando el cuarto decimal a la milésima más cercana.

(Fuente: R CREG 081/97, art. 1)

Reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del Reglamento de Operación de gas natural

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.2.1.1. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones que regulan los derechos y obligaciones de los comercializadores, así como los derechos y obligaciones de los usuarios no regulados cuando participan directamente en el mercado mayorista de gas natural.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Este reglamento aplica a las empresas que realizan la actividad de comercialización en el mercado mayorista de gas natural y a los participantes del mercado, usuarios potenciales y usuarios con quienes aquellos interactúan en el desarrollo de la actividad de comercialización.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 2)

Requisitos para desarrollar la actividad de comercialización en el mercado mayorista de gas natural

ARTÍCULO 2.2.2.1. REQUISITOS PARA REALIZAR LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN EN EL MERCADO MAYORISTA DE GAS NATURAL. Los requisitos que una empresa deberá cumplir para participar como comercializador en el mercado mayorista de gas natural son:

1. Ser comercializador de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5o de esta Resolución.

2. Dar aviso del inicio de sus actividades como comercializador de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6o de esta Resolución.

3. Registrarse como comercializador de gas natural ante el gestor del mercado, de acuerdo con lo establecido en el artículo 7o de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 4)

ARTÍCULO 2.2.2.2. REQUISITOS PARA SER COMERCIALIZADOR DE GAS NATURAL. Los requisitos que una empresa deberá cumplir para ser comercializador de gas natural son los siguientes:

1. Ser empresa de servicios públicos domiciliarios o cualquier otro agente económico a los que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994.

2. Tener contabilidad para la actividad de comercialización separada de la contabilidad de las demás actividades que realice, de acuerdo con las normas expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994.

3. Definir y publicar las condiciones uniformes de los contratos que ofrece, si la empresa tiene como objeto la atención de usuarios regulados.

4. Constituir la oficina de peticiones, quejas y recursos de que trata el artículo 153 de la Ley 142 de 1994, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios, entendidos estos en los términos del artículo 14.33 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 5)

ARTÍCULO 2.2.2.3. AVISO DEL INICIO DE ACTIVIDADES. El comercializador de gas natural deberá dar aviso del inicio de actividades a las siguientes autoridades:

1. A la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994. Para ello deberá cumplir los requisitos que defina la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para la inscripción en el Sistema Único de Información (SUI).

2. A la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con el artículo 11.8 de la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los requisitos definidos por la CREG en el artículo 4o de la Resolución CREG 057 de 1996 o aquella que la modifique o sustituya.

3. Al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos del Ministerio de Minas y Energía, cuando pretenda prestar el servicio a usuarios. Para ello deberá cumplir los requisitos definidos por el Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 6)

ARTÍCULO 2.2.2.4. REGISTRO ANTE EL GESTOR DEL MERCADO. Para el registro ante el gestor del mercado, el interesado deberá acreditar ante él el cumplimiento de los siguientes requisitos:

1. Haber dado aviso del inicio de actividades como comercializador, en los términos del artículo 6o de esta resolución.

2. Presentar el formato de registro definido por el gestor del mercado, debidamente diligenciado.

3. Declarar al gestor del mercado, a través del medio y del formato definidos por este, que conoce, acepta y se somete a los términos de la regulación aplicable a la actividad de comercialización y a cualquier modificación que esta sufra. En la declaración deberá expresar claramente que entiende y acepta que el gestor del mercado no será parte en las negociaciones que el interesado realice en el mercado mayorista de gas natural y por ende que no le cabe responsabilidad alguna de las posibles consecuencias o perjuicios que se deriven de estas.

4. Presentar el certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio, o el acto de creación y sus estatutos en el caso de las empresas oficiales.

5. Inscribir ante el gestor del mercado un número de cuenta bancaria a nombre del interesado.

6. Presentar la declaración de origen de bienes y de los fondos para el desarrollo de su actividad como participante del mercado de gas natural, haciendo uso del formato definido por el gestor del mercado.

Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al día en que se reciba la solicitud de registro por parte del gestor del mercado, éste verificará el cumplimiento de estos requisitos y realizará el registro correspondiente, cuando sea procedente. El gestor del mercado informará al interesado que ha quedado registrado, cuando sea del caso. En caso contrario, informará las razones por las cuales no realizó el registro con el fin de que el interesado implemente las correcciones a que haya lugar y pueda presentar una nueva solicitud de registro.

Todos los participantes del mercado que estén registrados ante el gestor del mercado deberán actualizar su registro cada vez que tengan modificaciones a la información reportada en el mismo, en lo que respecta a los numerales 2 y 4 de este artículo.

PARÁGRAFO 1o. Para efectos del registro de que trata el artículo 43 de la Resolución CREG 089 de 2013, los participantes del mercado distintos a los comercializadores deberán dar cumplimiento a lo establecido en este artículo, con excepción de lo dispuesto en el numeral 1.

PARÁGRAFO 2o. El usuario no regulado deberá registrarse ante el gestor del mercado cuando prevea participar directamente en el mercado mayorista de gas natural y actúe como: i) comprador en el mercado primario; o ii) comprador o vendedor de contratos con interrupciones en el mercado secundario. Para estos efectos el usuario no regulado deberá dar cumplimiento a lo establecido en este artículo, con excepción de lo dispuesto en el numeral 1.

PARÁGRAFO 3o. Un generador térmico, además de participar en el mercado mayorista de energía eléctrica, también actuará como comercializador en el mercado mayorista de gas natural cuando realice la venta de gas natural y/o de capacidad de transporte en: i) el mercado secundario a través de los mecanismos establecidos en la Resolución CREG 089 de 2013 diferentes a los definidos en los artículos 44, 45 y 46 de la misma resolución; o ii) el mercado minorista de gas natural, a usuarios regulados o no regulados. En cualquiera de estos casos el generador térmico deberá registrarse ante el gestor del mercado, para lo cual deberá dar cumplimiento a lo establecido en este artículo.

PARÁGRAFO 4o. El requisito establecido en este artículo será exigible a partir del inicio del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio del gestor del mercado, en los términos de la Resolución CREG 124 de 2013.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 7)

Obligaciones generales del comercializador

ARTÍCULO 2.2.3.1. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMERCIALIZADOR. El comercializador de gas natural deberá cumplir las siguientes obligaciones generales:

1. Llevar contabilidad para la actividad de comercialización separada de la contabilidad de las demás actividades que realice, de acuerdo con las normas expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas y por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994.

2. Entregar la información que soliciten la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con lo establecido en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en ejercicio de lo dispuesto en el artículo 14 de la Ley 689 de 2001.

3. No incurrir en prácticas contrarias a la libre competencia de que tratan los artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables.

4. Pagar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios las contribuciones establecidas en el artículo 85 de la Ley 142 de 1994.

5. Declarar al gestor del mercado de gas natural la información de que trata la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

6. Realizar las negociaciones de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural conforme a lo establecido en la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

7. Cumplir las disposiciones sobre medición contenidas en el RUT y en el código de distribución de gas natural, o aquellas normas que los modifiquen o sustituyan.

8. Cumplir las normas de integración vertical y horizontal que se encuentren vigentes.

9. Atender las solicitudes de prestación del servicio de gas natural de los usuarios potenciales regulados y de los usuarios regulados en los mercados relevantes de comercialización en donde atiendan usuarios de este tipo, siempre que éstas sean viables técnicamente. La negación de la prestación del servicio deberá ser plenamente justificada por la empresa y contra ella procederán los recursos previstos en la ley.

10. Verificar previamente que los usuarios no regulados que deseen atender cumplan con la definición de usuario no regulado que se encuentre vigente.

11. Verificar que los usuarios tengan sistemas individuales de medición de conformidad con la normativa vigente.

12. Asegurar que se cumplan las condiciones operativas y de medición establecidas en el RUT, o en aquella resolución que lo modifique o sustituya, cuando se trate de usuarios conectados directamente al SNT.

13. Asegurar que se cumplan las condiciones establecidas en el código de distribución, o en aquella resolución que lo modifique o sustituya.

14. Desagregar en las facturas de los usuarios los costos de los distintos componentes de la prestación del servicio, las contribuciones y subsidios a que haya lugar, y los demás cobros permitidos según las normas que rigen la materia.

15. Recaudar y transferir los dineros correspondientes a las contribuciones de solidaridad en los plazos y condiciones que establecen las normas que reglamentan el fondo de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos.

16. Cobrar las tarifas del servicio de gas natural a los usuarios y pagar los montos correspondientes al resto de agentes de la cadena, oportunamente y de acuerdo con lo establecido en la ley y la regulación.

17. Observar las normas sobre protección de los derechos del usuario, en relación con las facturas y todos los actos que se generen o deriven del contrato de servicios públicos, de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994 y en la Resolución CREG 108 de 1997 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

18. Definir e informar los mecanismos de comunicación para la atención de todos aquellos trámites que los demás participantes del mercado deban realizar ante él.

19. Declarar información veraz y oportuna al Sistema Único de Información (SUI), en los formatos, tiempos y condiciones que para el efecto establezca la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Se considerará que hay incumplimiento a la regulación y a lo establecido en el parágrafo 1o del artículo 14 de la Ley 689 de 2001 cuando el comercializador reporte información al SUI que sea inoportuna, incompleta o inexacta, y podrá ser sancionado por la autoridad competente.

20. Sujetarse a las asignaciones de cantidades y capacidad de transporte de gas natural, y a las demás obligaciones, resultantes de aplicar el Decreto número 880 de 2007, modificado por el Decreto número 4500 de 2009, o aquella norma que lo modifique o sustituya.

21. Sujetarse a las obligaciones contenidas en el Decreto número 2100 de 2011 relativas a la atención de la demanda esencial.

22. Demostrar su capacidad financiera para la realización de transacciones en el mercado mayorista de gas natural, de conformidad con la regulación que para los efectos defina la CREG.

23. Pagar las compensaciones a que haya lugar cuando usuarios atendidos por el comercializador, que hayan recibido notificación de suspender su consumo de gas en aplicación del Decreto número 880 de 2007, o aquella norma que lo modifique o sustituya, no suspendan el consumo de gas. Lo anterior sin perjuicio de que el comercializador cobre el valor de dichas compensaciones a los usuarios que debieron suspender su consumo de gas y no lo hicieron.

24. Las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

PARÁGRAFO 1o. Las compensaciones de que trata el numeral 23 del presente artículo se establecerán en resolución aparte.

PARÁGRAFO 2o. Las disposiciones de los numerales 3, 5, 6, 7, 12, 13, 20 y 23 del presente artículo también serán aplicables a los usuarios no regulados que participen directamente en el mercado primario.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 8)

Obligaciones del comercializador en el mercado mayorista de gas natural

ARTÍCULO 2.2.4.1. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMERCIALIZADOR CON LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO PRIMARIO DE GAS NATURAL. El comercializador de gas natural deberá cumplir las siguientes obligaciones cuando participe en el mercado primario de gas natural:

1. Someterse a las reglas previstas en el RUT para efectos de la construcción de conexiones y puntos de salida en el SNT cuando el usuario lo autorice expresamente para representarlo ante el transportador.

2. Constituir los mecanismos de cubrimiento que acuerde con los vendedores a que hacen referencia los artículos 17 y 19 de la Resolución CREG 089 de 2013, cuando las transacciones de gas natural o de capacidad de transporte se realicen según lo previsto en los artículos 21 y 30 de la misma resolución, respectivamente.

3. Constituir los mecanismos de cubrimiento señalados en el numeral 5.13 del anexo 5 de la Resolución CREG 089 de 2013, cuando las negociaciones de gas natural se realicen según lo previsto en el artículo 27 de la misma resolución.

4. Someterse a la asignación de las cantidades resultantes del proceso de subasta de que trata el anexo 5 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de este proceso.

5. Someterse a la asignación de las cantidades de gas resultantes de aplicar lo establecido en el artículo 50 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de aplicar lo dispuesto en ese artículo.

6. Realizar las nominaciones de suministro y de capacidad de transporte de gas de acuerdo con lo establecido en el RUT o en aquella resolución que lo modifique o sustituya.

7. Atender la liquidación que hagan los vendedores a que hacen referencia los artículos 17 y 19 de la Resolución CREG 089 de 2013, observando las disposiciones que sobre la materia se establecen en los artículos 13 al 16 de esta resolución.

8. Realizar los pagos por variaciones de salida a que haya lugar de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013.

9. Pagar los desbalances a que haya lugar de acuerdo con lo establecido en el RUT, o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

10. Pagar oportunamente las facturas de los servicios prestados en el mercado primario de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de esta resolución.

11. Las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

PARÁGRAFO. Las disposiciones de los numerales 1 a 10 del presente artículo también serán aplicables a los usuarios no regulados que participen directamente en el mercado primario. Lo dispuesto en el numeral 11 de este artículo le será aplicable a los usuarios no regulados según corresponda.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 9)

ARTÍCULO 2.2.4.2. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMERCIALIZADOR CON LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO SECUNDARIO DE GAS NATURAL. El comercializador de gas natural deberá cumplir las siguientes obligaciones cuando participe en el mercado secundario de gas natural:

1. Someterse a la asignación de capacidad de transporte resultante del proceso úselo o véndalo de que trata el artículo 44 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de este proceso.

2. Someterse a la asignación de las cantidades de gas y de capacidad de transporte resultantes de los procesos úselo o véndalo de que tratan los artículos 45 y 46 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de estos procesos.

3. Someterse a la asignación de las cantidades de gas resultantes de aplicar lo establecido en el artículo 50 de la Resolución CREG 089 de 2013, y celebrar los contratos que se deriven de aplicar lo dispuesto en ese ese artículo.

4. Realizar las nominaciones de suministro y de capacidad de transporte de gas de acuerdo con lo establecido en el RUT o en aquella resolución que lo modifique o sustituya cuando actúe como vendedor adjudicatario en los términos previstos en los artículos 44, 45 y 46 de la Resolución CREG 089 de 2013.

5. Realizar las nominaciones de suministro y de capacidad de transporte de gas de acuerdo con lo establecido en el RUT o en aquella resolución que lo modifique o sustituya cuando venda gas natural y/o capacidad de transporte de gas de acuerdo con lo establecido en los artículos 41 y 42 de la Resolución CREG 089 de 2013.

6. Constituir los mecanismos de cubrimiento que acuerden con los vendedores a que hacen referencia los artículos 34 y 36 de la Resolución CREG 089 de 2013, cuando las transacciones de gas natural o de capacidad de transporte se realicen según lo previsto en los artículos 41, 42, 44, 45 y 46 de la misma resolución.

7. Atender la liquidación que hagan los vendedores a que hacen referencia los artículos 34 y 36 de la Resolución CREG 089 de 2013, observando las disposiciones que sobre la materia se establecen en los artículos 13 al 16 de esta resolución.

8. Someterse a los puntos estándar de entrega establecidos en el artículo 33 de la Resolución CREG 089 de 2013 para efectos de realizar transacciones en el mercado secundario.

9. Acoger los acuerdos de balance que rijan entre los compradores del mercado primario y los vendedores de dicho mercado cuando realicen transacciones en el mercado secundario.

10. Pagar los valores por variaciones de salida, cuando sea el causante de estas y superen los límites establecidos en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013, al remitente responsable de la nominación.

11. Pagar oportunamente las facturas de los servicios prestados en el mercado secundario de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de esta resolución.

12. Las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

PARÁGRAFO. Las disposiciones de los anteriores numerales del presente artículo, con excepción de las de los numerales 5, 6 y 8, también serán aplicables a los usuarios no regulados que participen directamente en el mercado secundario. Lo dispuesto en los numerales 9, 10 y 11 de este artículo le será aplicable a los usuarios no regulados únicamente cuando participen como compradores en el mercado secundario, esto es cuando participen como compradores de contratos con interrupciones. Lo dispuesto en el numeral 12 de este artículo le será aplicable a los usuarios no regulados según corresponda.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 10)

Relación entre el comercializador y el distribuidor

ARTÍCULO 2.2.5.1. OBLIGACIONES GENERALES DEL DISTRIBUIDOR DE GAS CON EL COMERCIALIZADOR. El distribuidor de gas natural tendrá las siguientes obligaciones con el comercializador de gas natural que preste el servicio en su mercado relevante:

1. Garantizar el libre acceso a sus redes conforme a lo señalado en la Ley 142 de 1994 y la regulación vigente.

2. Notificar la suspensión o corte del servicio que haya efectuado por causales distintas a la falta de pago y al mutuo acuerdo entre el usuario y el comercializador conforme al código de distribución.

3. Notificar la programación de interrupciones originadas por las causales establecidas en los artículos 139, 140 y 141 de Ley 142 de 1994, o aquellos que los modifiquen o sustituyan, y por la conexión de nuevos usuarios, con una antelación no inferior a veinticuatro (24) horas adicionales al término señalado en el parágrafo 1o del artículo 3o de la Resolución CREG 100 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya.

4. Notificar la suspensión o corte del servicio cuando resulte de la actividad de revisión periódica de las instalaciones internas de los usuarios; lo anterior conforme a la Resolución CREG 059 de 2012 y al reglamento técnico aplicable, o aquellas normas que los modifiquen o sustituyan.

5. Definir e informar los mecanismos de comunicación para la atención de todos aquellos trámites que deba realizar ante el distribuidor de gas natural.

6. Establecer un medio de comunicación, disponible las 24 horas, para intercambio de información con el comercializador y con el usuario no regulado sobre la evolución de las solicitudes de servicio y la atención de daños en los sistemas de distribución.

7. Publicar los costos eficientes en que pueda incurrir y que pueda llegar a cobrar al comercializador, o al usuario no regulado, en cumplimiento de los artículos 22 y 23 de esta Resolución.

8. Remitir dentro de los cinco (5) primeros días calendario de cada mes la información sobre duración de interrupciones de que trata el numeral 3.1 del artículo 3o de la Resolución CREG 100 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya, correspondientes al mes anterior.

9. Aplicar las compensaciones o los pagos a los que haya lugar en la facturación de los cargos de distribución de acuerdo con el esquema de calidad del servicio definido en la Resolución CREG 100 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya.

10. Atender las solicitudes de suspensión, corte, reconexión y reinstalación del servicio, de acuerdo con lo dispuesto en el Capítulo VII de la presente resolución.

11. Atender las solicitudes de nuevas conexiones de acuerdo con lo establecido en el código de distribución.

12. Las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

PARÁGRAFO 1o. El distribuidor de gas natural también tendrá las obligaciones establecidas en los numerales 1 a 11 del presente artículo con el usuario no regulado que actúe directamente frente a él. Lo dispuesto en el numeral 12 de este artículo le será aplicable al distribuidor en relación con el usuario no regulado según corresponda.

PARÁGRAFO 2o. De conformidad con lo establecido en el código de distribución, en especial en sus numerales 3.13, 4.13 y 4.23, el distribuidor será el responsable de la instalación, operación y mantenimiento de los medidores.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 11)

ARTÍCULO 2.2.5.2. OBLIGACIONES GENERALES DEL COMERCIALIZADOR CON EL DISTRIBUIDOR DE GAS NATURAL. El comercializador de gas natural tendrá las siguientes obligaciones con el distribuidor de gas natural a cuya red se encuentren conectados los usuarios a quienes presta el servicio:

1. Someterse a las condiciones de conexión previstas en el código de distribución de gas combustible para efectos de nuevas conexiones en el sistema de distribución cuando el usuario lo autorice expresamente para representarlo ante el distribuidor.

2. Informar al distribuidor de gas natural cuando se detecte la existencia de una posible irregularidad o de irregularidades en el sistema de medición, en las acometidas o instalaciones en general, y denunciarlas ante las autoridades correspondientes.

3. Constituir los mecanismos de cubrimiento para el pago de las obligaciones que se puedan generar por el uso del sistema de distribución de gas natural, conforme a criterios y condiciones que establezca la CREG.

4. Atender la liquidación que haga el distribuidor de los cargos de distribución de gas natural, observando las disposiciones que sobre la materia se establecen en el artículo 16 de esta Resolución.

5. Pagar oportunamente las facturas de los cargos de distribución de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de esta resolución.

6. Instruir al usuario sobre su obligación de permitir al distribuidor de gas natural el acceso al sistema de medida.

7. Cumplir con las disposiciones aplicables en materia de medición.

8. Presentar al distribuidor de gas natural las solicitudes de suspensión, corte, reconexión y reinstalación en los términos establecidos en los artículos 22 y 23 de esta resolución.

9. Presentar al distribuidor de gas natural las solicitudes de conexión cuando represente a un usuario potencial, de acuerdo con lo establecido en el código de distribución.

10. Incluir en la factura toda aquella información que requiera el distribuidor para el cumplimiento de las disposiciones contenidas en el código de distribución relativas a las revisiones periódicas y al uso seguro del gas. En caso de que el comercializador omita efectuar estas inclusiones, será el responsable de las consecuencias que se deriven, incluida la posible vulneración al debido proceso al usuario.

11. Remitir inmediatamente al distribuidor, para los fines establecidos en la Resolución CREG 059 de 2012, o aquella que la modifique o sustituya, el certificado de conformidad de las instalaciones internas cuando el usuario lo entregue o envíe por error al comercializador.

12. Las demás obligaciones que impongan la ley, los reglamentos y la regulación.

PARÁGRAFO 1o. Las disposiciones de los anteriores numerales del presente artículo, con excepción de las de los numerales 8, 9, 10, y 11, también serán aplicables a los usuarios no regulados que actúan directamente frente al distribuidor.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 12)

Liquidación y facturación del suministro, del transporte y de la distribución de gas natural

ARTÍCULO 2.2.6.1. INFORMACIÓN BASE PARA LA LIQUIDACIÓN DEL SUMINISTRO Y DEL TRANSPORTE DE GAS NATURAL CONTRATADOS EN EL MERCADO PRIMARIO DE GAS NATURAL. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado y el transportador de gas natural tendrán en cuenta la siguiente información para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural, según corresponda:

1. Los precios resultantes de: i) las negociaciones mediante los mecanismos de subastas de que tratan los artículos 27 y 50 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya; y ii) las negociaciones directas de que tratan los artículos 22 y 25 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

2. Los valores de los cargos de transporte correspondientes, de conformidad con el artículo 30 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

3. Cantidades de gas contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 9o de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos de opción de compra de gas, los contratos de opción de compra de gas contra exportaciones, los contratos de suministro de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta la cantidad entregada bajo esas modalidades contractuales.

4. Capacidades de transporte contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 9o de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos firmes cuando las partes hayan pactado un cargo variable distinto de cero (0) para la remuneración de costos de inversión, los contratos de opción de compra de transporte, los contratos de transporte de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta el equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de entrada y que haya sido entregada bajo esas modalidades contractuales.

5. Los valores por concepto de pérdidas de gas en el sistema de transporte de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya. Así mismo, los valores a que haya lugar por concepto de desbalances de gas en el SNT de acuerdo con lo previsto en los numerales 4.6.4 y 4.6.5 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en el artículo 15 de la Resolución CREG 089 de 2012.

7. Las compensaciones por variaciones de salida de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013.

PARÁGRAFO. Los precios resultantes de las negociaciones de contratos de transporte con interrupciones estarán sujetos a las disposiciones establecidas en el artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquella que lo modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 13)

ARTÍCULO 2.2.6.2. INFORMACIÓN BASE PARA LA LIQUIDACIÓN DEL SUMINISTRO Y DEL TRANSPORTE DE GAS NATURAL CONTRATADOS EN EL MERCADO SECUNDARIO DE GAS NATURAL. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el comercializador y el usuario no regulado, este último cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, tendrán en cuenta la siguiente información para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural, según corresponda:

1. Los precios resultantes de las negociaciones directas de que tratan los artículos 41 y 42 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

2. Los precios resultantes de las negociaciones a través de los procesos úselo o véndalo de que tratan los artículos 44, 45 y 46 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

3. Cantidades de gas contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 31 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos de opción de compra de gas, los contratos de opción de compra de gas contra exportaciones, los contratos de suministro de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta la cantidad entregada bajo esas modalidades contractuales.

4. Capacidades de transporte contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 31 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos firmes cuando las partes hayan pactado un cargo variable distinto de cero (0) para la remuneración de costos de inversión, los contratos de opción de compra de transporte, los contratos de transporte de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta el equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de inicio y que haya sido entregada bajo esas modalidades contractuales.

5. Los valores por concepto de pérdidas de gas en el sistema de transporte de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya. Así mismo los valores a que haya lugar por concepto de desbalances de gas en el SNT de acuerdo con lo previsto en los numerales 4.6.4 y 4.6.5 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en el artículo 15 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

7. Las compensaciones por variaciones de salida de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 14)

ARTÍCULO 2.2.6.3. INFORMACIÓN BASE PARA LA LIQUIDACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL. El distribuidor de gas natural tendrá en cuenta la siguiente información para la liquidación de la distribución de gas natural.

1. Los valores de los cargos de distribución establecidos de conformidad con la Resolución CREG 011 de 2003, o aquella que la modifique o sustituya. Para áreas de servicio exclusivo se considerarán los valores de los cargos de distribución establecidos en los respectivos contratos de concesión.

2. Cantidades de gas distribuidas a través del sistema de distribución.

3. Los valores por concepto de pérdidas y desbalances de gas en el sistema de distribución según la regulación aplicable.

4. Los valores por concepto de conexión, corte, suspensión, reconexión y reinstalación según la regulación aplicable.

5. Las compensaciones por concepto de variaciones de acuerdo con lo establecido en el parágrafo 5o del artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella resolución que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 15)

ARTÍCULO 2.2.6.4. LIQUIDACIÓN DEL SUMINISTRO, DEL TRANSPORTE Y DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán entregar al comercializador la liquidación del suministro, del transporte y de la distribución para la atención de usuarios regulados a más tardar el octavo día hábil siguiente al último día del mes calendario de prestación del respectivo servicio.

Se entenderá por liquidación la estimación de los valores a pagar por el suministro, el transporte y la distribución de gas natural, en la cual se desagregará la información de que tratan los artículos 13, 14, y 15 de esta Resolución según corresponda.

La liquidación podrá ser entregada mediante correo, fax o un medio electrónico. Se entenderá como fecha de entrega de la liquidación la que conste en recibos de correo, reportes de fax o de un medio electrónico.

PARÁGRAFO 1o. El transportador y/o el distribuidor deberán incluir en la liquidación las obligaciones del comercializador generadas en cumplimiento de: i) los numerales 14 y 23 y del artículo 8o; ii) los numerales 1, 8 y 9 del artículo 9o; iii) los numerales 9 y 10 del artículo 10; iv) los numerales 9, 1 y 11 del artículo 11; y v) los numerales 1, 8 y 9 del artículo 12 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán entregar al usuario no regulado la liquidación del suministro, del transporte y de la distribución en la fecha que prevean en los respectivos contratos. En todo caso, al momento de la suscripción del contrato correspondiente, el usuario no regulado podrá acogerse al plazo establecido en este artículo para el caso del comercializador que atiende usuarios regulados.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 16)

ARTÍCULO 2.2.6.5. OBJECIONES Y SOLICITUDES DE ACLARACIÓN SOBRE LA LIQUIDACIÓN. Si el comercializador o el usuario no regulado tiene objeciones o requiere aclaraciones sobre la liquidación del suministro, del transporte y de la distribución de gas natural podrá presentarlas por escrito al respectivo agente dentro del día hábil siguiente al recibo de la misma.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 17)

ARTÍCULO 2.2.6.6. FACTURACIÓN DEL SUMINISTRO, DEL TRANSPORTE Y DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL. <Ver modificación transitoria en Notas de Vigencia> El productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán facturar mensualmente el suministro, el transporte y la distribución de gas natural. Para ello deberán contestar las objeciones y solicitudes de aclaración presentadas por el comercializador o el usuario no regulado a la liquidación e incorporar las correcciones correspondientes en la facturación.

A más tardar el segundo día hábil siguiente al vencimiento del plazo para objeciones y solicitudes de aclaración a la liquidación el respectivo participante del mercado deberá entregar al comercializador la factura original o la factura electrónica que cumpla con lo dispuesto en las normas vigentes sobre este tipo de documentos.

PARÁGRAFO 1o. El transportador y/o el distribuidor deberán incluir en la factura las obligaciones del comercializador generadas en cumplimiento de: i) los numerales 14 y 23 del artículo 8o; ii) los numerales 1, 8 y 9 del artículo 9o; iii) los numerales 9 y 10 del artículo 10; iv) los numerales 9, 10 y 11 del artículo 11; y v) los numerales 1, 8 y 9 del artículo 12 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. Si después de entregada la factura al comercializador un participante del mercado identifica valores adeudados no incluidos en la factura, este participante podrá incluir dichos valores en la factura del siguiente mes calendario.

PARÁGRAFO 3o. El transportador deberá indicar en la factura, en forma independiente, los cargos asociados al servicio de transporte, al servicio de parqueo y los demás especificados en el parágrafo 1o de este artículo. Así mismo, el transportador y el remitente mantendrán disponibles las lecturas y gráficas, y los archivos magnéticos pertinentes para verificar la exactitud de cualquier estado de cuenta, factura o cómputo.

El transportador deberá incluir en la factura, como mínimo, la siguiente información:

1. Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio.

2. Nombre del remitente y puntos de inicio del servicio y puntos de terminación del servicio.

3. NIU del usuario conectado directamente al sistema de transporte atendido por el comercializador y para el cual se factura el servicio.

4. Período de facturación por el cual se cobra el servicio de transporte.

5. El equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de inicio del servicio referido a condiciones estándar.

6. Poder calorífico del gas natural.

7. Fecha máxima de pago oportuno, fecha de suspensión y/o corte del servicio.

8. Valor total de la factura.

9. Los cargos autorizados por la Comisión.

10. Valor de las deudas atrasadas.

PARÁGRAFO 4o. Cuando un participante del mercado facture más de una vez montos superiores al valor real de las obligaciones adeudadas por un comercializador o usuario no regulado, la autoridad competente podrá considerar esta conducta como una práctica contraria a la libre competencia.

PARÁGRAFO 5o. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el transportador, el usuario no regulado cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, el distribuidor y/o el comercializador, según corresponda, deberán facturar el suministro, el transporte y la distribución de gas natural al usuario no regulado con la periodicidad que prevean en los respectivos contratos. En todo caso, al momento de la suscripción del contrato correspondiente, el usuario no regulado podrá acogerse al plazo establecido en este artículo para el caso del comercializador que atiende usuarios regulados.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 18)

ARTÍCULO 2.2.6.7. OBJECIÓN A LA FACTURA. El comercializador o el usuario no regulado podrá objetar facturas de suministro, de transporte y de la distribución de gas natural, mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la factura.

La objeción procederá cuando se presenten errores aritméticos, valores incorrectos, fecha de vencimiento incorrecta o cobro de conceptos no autorizados por la regulación. En estos casos se podrá glosar la factura, indicando claramente el valor objetado y el motivo.

Presentada formal y oportunamente la objeción, el correspondiente participante del mercado deberá responderla y entregar al comercializador o al usuario no regulado una nueva factura respecto de la parte que haya sido objetada, en original o mediante factura electrónica que cumpla lo dispuesto en la reglamentación vigente sobre este tipo de documentos. La factura deberá ser pagada por el comercializador o el usuario no regulado dentro de los términos previstos en esta Resolución.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 19)

ARTÍCULO 2.2.6.8. RECHAZO DE LA FACTURA. El comercializador o el usuario no regulado podrá rechazar facturas de suministro, de transporte y de distribución de gas natural, mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro del día hábil siguiente a la fecha de recibo de la factura.

El rechazo procederá cuando se presenten glosas superiores al 50% del valor de la factura o en los casos de tachaduras o enmendaduras. En estos casos se indicará claramente el valor objetado y el motivo.

Presentado formal y oportunamente el rechazo, el correspondiente participante del mercado deberá responderlo y entregar al comercializador o al usuario no regulado una nueva factura, en original o mediante factura electrónica que cumpla lo dispuesto en las normas vigentes sobre este tipo de documentos. La factura deberá ser pagada por el comercializador o el usuario no regulado dentro de los términos previstos en esta Resolución.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 20)

ARTÍCULO 2.2.6.9. PAGO DE LA FACTURA. <Ver modificación transitoria en Notas de Vigencia> El vencimiento de la factura será el cuarto día hábil posterior a la entrega de la misma, siempre y cuando ésta se emita una vez se haya agotado el procedimiento establecido en los artículos anteriores de este capítulo. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el respectivo participante del mercado deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por el comercializador; en caso contrario se entenderá que el comercializador no ha realizado el pago.

El comercializador o el usuario no regulado deberá utilizar los procedimientos de pago que indique el respectivo participante del mercado y suministrar vía fax, correo o medio electrónico, la información completa del pago efectuado, a más tardar el día hábil siguiente a la fecha de pago.

Si el pago no se realiza dentro del plazo estipulado, el comercializador o el usuario no regulado incurrirá en incumplimiento de sus obligaciones y el respectivo participante del mercado podrá ejecutar los mecanismos de cubrimiento pactados con el comercializador o el usuario no regulado. Cuando estos mecanismos de cubrimiento no sean suficientes para pagar las obligaciones de los servicios prestados en el mercado de gas natural, el respectivo participante del mercado podrá cobrar la tasa de interés de mora sobre los montos faltantes.

El comercializador o el usuario no regulado deberá pagar, dentro del plazo de la factura expedida según lo dispuesto en el artículo 18 de esta Resolución, las sumas que no son motivo de objeción o, de lo contrario, el respectivo participante del mercado podrá hacer efectivos los mecanismos de cubrimiento pactados con el comercializador o el usuario no regulado hasta por el valor correspondiente a las sumas que no son objetadas.

Una vez el participante del mercado que prestó el servicio resuelve la diferencia que motiva la objeción, y si existieran valores faltantes, el comercializador o el usuario no regulado deberán cancelarlos reconociendo la tasa de interés de mora si la objeción no es aceptada. En caso contrario, la DTF vigente al momento del vencimiento de la factura expedida según lo dispuesto en el artículo 18 de esta resolución.

Los pagos que realicen los comercializadores y los usuarios no regulados se aplicarán primero a la cancelación de intereses de mora y luego al valor de capital, considerando la antigüedad de los vencimientos, de conformidad con el artículo 881 del Código de Comercio.

PARÁGRAFO 1o. El retraso en la emisión de la factura por parte de un participante del mercado no afectará la vigencia o los valores de los mecanismos de cubrimiento para el pago del suministro, del transporte o de la distribución presentados por el comercializador o el usuario no regulado ante el correspondiente participante del mercado.

PARÁGRAFO 2o. El vencimiento de las facturas al usuario no regulado será el que prevean en los respectivos contratos. En todo caso, al momento de la suscripción del contrato correspondiente, el usuario no regulado podrá acogerse al plazo establecido en este artículo para el caso del comercializador que atiende usuarios regulados.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 21)

Suspensión, corte, reconexión y reinstalación del servicio

ARTÍCULO 2.2.7.1. SUSPENSIÓN Y CORTE DEL SERVICIO. El comercializador será el único responsable por las decisiones de suspensión y de corte del servicio al usuario que atiende derivadas de la falta de pago o del mutuo acuerdo con el usuario, para lo cual se deberán observar las siguientes disposiciones:

1. El comercializador no podrá realizar maniobras de suspensión o de corte del servicio. Cuando requiera que se realicen estas maniobras lo deberá solicitar por escrito al transportador o al distribuidor de gas natural.

2. Para la suspensión o el corte del servicio, el transportador o el distribuidor de gas natural deberá considerar que:

a) Las maniobras de suspensión o de corte deberán ser programadas y realizadas dentro de los tres (3) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud escrita del comercializador, salvo que el comercializador solicite la cancelación de las mismas mediante comunicación escrita.

b) Si transcurrido el plazo del literal anterior el transportador o el distribuidor de gas natural no ha realizado la suspensión o el corte del servicio, se hará responsable por los consumos de gas del usuario desde el vencimiento del plazo.

c) El comercializador será responsable de los perjuicios que se lleguen a causar como resultado de la suspensión o del corte por parte del transportador o del distribuidor cuando la solicitud del comercializador sea improcedente.

PARÁGRAFO 1o. Cuando el usuario no permita el acceso del transportador o del distribuidor de gas natural a sus instalaciones para realizar la suspensión o el corte, en al menos dos ocasiones entre las cuales medie un término de al menos veinticuatro (24) horas, se entenderá que hay un incumplimiento del contrato de prestación del servicio en materia que afecta gravemente al comercializador o a terceros, caso en el cual el transportador o el distribuidor de gas natural procederá a solicitarle al comercializador la instrucción de corte del servicio. Si el comercializador no imparte esta instrucción el día hábil siguiente al recibo de la mencionada solicitud, el comercializador se hará responsable por los consumos de gas natural del usuario desde el vencimiento de este nuevo plazo.

PARÁGRAFO 2o. En los eventos en que, por solicitud del comercializador, el transportador o el distribuidor de gas natural realice la suspensión o el corte del servicio a un usuario, el comercializador asumirá los costos eficientes en que incurra el distribuidor o el transportador de gas natural. Lo anterior sin perjuicio de que el comercializador traslade dichos costos al usuario que corresponda.

PARÁGRAFO 3o. El distribuidor o el transportador será el único responsable por las decisiones de suspensión o corte del servicio al usuario que atiende, derivadas de las demás causales de suspensión o corte del servicio, para lo cual se deberán observar las disposiciones establecidas en el código de distribución y en el RUT, según corresponda.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 22)

ARTÍCULO 2.2.7.2. RECONEXIÓN Y REINSTALACIÓN DEL SERVICIO. El comercializador será el único responsable por las decisiones de reconexión y de reinstalación del servicio al usuario al que se le haya suspendido o cortado el servicio en los términos del artículo 22 de la presente resolución. Las decisiones de reconexión y de reinstalación a que haya lugar como consecuencia de la actividad de revisiones periódicas serán responsabilidad del distribuidor, conforme a lo establecido en el código de distribución. En los demás casos será responsabilidad del transportador o del distribuidor, según corresponda.

Para la reconexión o la reinstalación del servicio se deberán observar las siguientes disposiciones:

1. El comercializador no podrá realizar maniobras de reconexión o de reinstalación del servicio. Cuando requiera que se realicen estas maniobras lo deberá solicitar por escrito al transportador o al distribuidor de gas natural.

2. El comercializador será responsable de los perjuicios que se lleguen a causar como resultado de la demora en la solicitud de reconexión o de reinstalación del servicio al usuario al que se le haya suspendido o cortado el servicio en los términos del artículo 22 de la presente resolución.

3. Las maniobras de reconexión deberán ser programadas y realizadas en el plazo señalado en el artículo 42 del Decreto-ley 19 de 2012 o la norma que lo modifique o sustituya. Si transcurrido el plazo establecido en este decreto el transportador o el distribuidor de gas natural no ha realizado la reconexión del servicio, se considerará como falla del servicio, de acuerdo con el artículo 142 de la Ley 142 de 1994, y el transportador o el distribuidor de gas natural deberá pagar las respectivas compensaciones establecidas en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.

4. Las maniobras de reinstalación deberán ser realizadas dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la solicitud del comercializador. Si transcurrido el plazo establecido en este numeral el transportador o el distribuidor de gas natural no ha realizado la reinstalación del servicio, se considerará como falla del servicio, de acuerdo con el artículo 142 de la Ley 142 de 1994, y el transportador o el distribuidor de gas natural deberá pagar las respectivas compensaciones establecidas en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.

PARÁGRAFO. En los eventos en que, por solicitud del comercializador, el transportador o el distribuidor realice la reconexión o la reinstalación del servicio a un usuario, el comercializador asumirá los costos eficientes en que incurra el transportador o el distribuidor. Lo anterior sin perjuicio de que el comercializador traslade dichos costos al usuario que corresponda.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 23)

Relación del comercializador con otro comercializador

ARTÍCULO 2.2.8.1. INFORMACIÓN PARA EL USUARIO. El comercializador deberá incluir en su página web un enlace en el que únicamente se publique información actualizada sobre el proceso de cambio de comercializador, que incluya por lo menos:

1. Un enunciado claro y conciso que informe sobre el derecho que le asiste al usuario a elegir libremente su comercializador, haciendo hincapié en la diferencia entre la figura del comercializador y la del distribuidor de gas natural.

2. El número de comercializadores que prestan el servicio en cada mercado relevante de comercialización que atiende.

3. El costo unitario resultante de aplicar la fórmula tarifaria vigente aplicable a usuarios regulados que ha cobrado en cada mercado relevante de comercialización durante el mes correspondiente y cada uno de los doce (12) meses anteriores.

4. Información sobre las clases de contratos ofrecidos por la empresa a cada tipo de usuario.

5. Información detallada sobre los requisitos y el procedimiento para el cambio de comercializador, los cuales deberán estar acordes con la regulación vigente.

El comercializador deberá indicar en la factura la página web en la que se publica esta información.

PARÁGRAFO. El gestor del mercado de gas natural deberá publicar en su página web la lista de aquellos comercializadores que en el último mes calendario han registrado contratos celebrados en el mercado mayorista de gas natural.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 24)

ARTÍCULO 2.2.8.2. REQUISITOS PARA EL CAMBIO DE COMERCIALIZADOR. Para el cambio de comercializador, el nuevo comercializador verificará que el usuario que le ha solicitado el servicio cumpla los siguientes requisitos:

1. Haber cumplido los tiempos de permanencia mínima con el comercializador que le presta el servicio, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente.

2. Estar a paz y salvo con el comercializador que le presta el servicio.

3. Haber garantizado el pago de que trata el artículo 28 de esta Resolución.

4. Tener sistema individual de telemetría de conformidad con lo establecido en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 25)

ARTÍCULO 2.2.8.3. SOLICITUD DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO QUE IMPLIQUE CAMBIO DE COMERCIALIZADOR. El usuario interesado contactará al comercializador que haya elegido como nuevo prestador del servicio y lo habilitará expresamente para gestionar el cambio de comercializador.

El comercializador que le presta el servicio al usuario no podrá hacer exigible la participación del mismo en el proceso de cambio de comercializador y se entenderá directamente con el nuevo prestador del servicio.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 26)

ARTÍCULO 2.2.8.4. PAZ Y SALVO. Para la expedición del paz y salvo que se requiere para el cambio de comercializador, se deberán observar las siguientes reglas:

1. El usuario, directamente o a través del nuevo comercializador, le solicitará al comercializador que le presta el servicio un documento que certifique que se encuentra a paz y salvo por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio.

2. El paz y salvo corresponderá a los consumos facturados al usuario. Por consiguiente no se requerirá paz y salvo por consumos no facturados al usuario por parte del comercializador que le presta el servicio.

3. El comercializador que le presta el servicio deberá dar respuesta a la solicitud de paz y salvo dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes al día en que se hace la solicitud. En caso de que este comercializador no de respuesta dentro del término establecido se podrá realizar el cambio de comercializador sin que sea exigible este requisito.

En la respuesta se deberá indicar claramente si el usuario está o no a paz y salvo por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio público domiciliario. En caso de que el usuario no se encuentre a paz y salvo con el comercializador que le presta el servicio, éste deberá dar respuesta por escrito, dentro del plazo señalado, indicando claramente los números de referencia de las facturas en mora, el período de suministro correspondiente y el valor pendiente de pago del respectivo usuario.

4. El documento que se emita como paz y salvo deberá contener los siguientes elementos:

a) Identificación del comercializador que le presta el servicio al usuario.

b) Fecha de expedición.

c) Identificación del usuario: incluyendo el nombre, el NIU, y la dirección del predio para el cual se solicita el paz y salvo.

d) Último período facturado y la lectura correspondiente.

e) Cartera corriente por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio público domiciliario: números de referencia de las facturas emitidas y que aún no se han vencido, indicando para cada una el concepto, valor y fecha de vencimiento.

f) Acuerdos de pago por conceptos relacionados directamente con la prestación del servicio público domiciliario: informar sobre los acuerdos de pago firmados con el usuario, indicando las cuotas pendientes y el saldo adeudado, discriminando el capital y los intereses.

g) Procesos pendientes por resolver: indicar si el usuario tiene o no procesos de investigación en curso por posibles fraudes, que en caso de resolverse a favor de la empresa generarían nuevas obligaciones por consumos dejados de facturar.

PARÁGRAFO 1o. El paz y salvo que expida el comercializador que atiende al usuario no perderá validez para efectos del cambio de comercializador, si aquel omite incluir alguno de los elementos señalados en el numeral 4 de este artículo. Sin perjuicio de lo anterior el comercializador que prestaba el servicio podrá hacer uso de los mecanismos y acciones legales para exigir del usuario el pago de los valores que este le pueda adeudar al momento del cambio de comercializador.

PARÁGRAFO 2o. Cualquier información que se incluya en el paz y salvo adicional a la señalada en el numeral 4 de este artículo se tendrá por no escrita para efectos del cambio de comercializador.

PARÁGRAFO 3o. El usuario podrá solicitar el paz y salvo de que trata este artículo para cualquier otro efecto que considere necesario.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 27)

ARTÍCULO 2.2.8.5. MECANISMOS PARA ASEGURAR EL PAGO. Para asegurar el pago de los consumos facturados y/o realizados y no facturados entre la expedición del paz y salvo de que trata el artículo 27 de esta resolución y el momento del cambio de comercializador, el nuevo comercializador deberá, previo acuerdo con el usuario, asumir el pago de los consumos facturados y el de los consumos realizados y no facturados. El nuevo comercializador deberá cobrar al usuario el valor de los pagos que haya realizado por los conceptos antes mencionados.

PARÁGRAFO. La lectura del medidor en la fecha en que se hace efectivo el cambio de comercializador deberá ser informada al nuevo comercializador por parte del comercializador que le prestaba el servicio al usuario, para efectos de determinar los consumos realizados y no facturados.

(Fuente: R CREG 123/13, art. 28)

Disposiciones generales que regirán los mecanismos de cobertura en las subastas de contratos firmes bimestrales y de largo plazo y en las subastas de capacidad de transporte en los procesos úselo o véndalo de largo plazo

Objeto

ARTÍCULO 2.2.9.1.1. OBJETO. El objeto de la presente resolución consiste en dictar las disposiciones generales que regirán los mecanismos de cobertura en i) las subastas de gas de contratos firmes bimestrales, ii) las subastas de gas natural de contratos de suministro C1 y C2, iii) la comercialización de gas mediante reserva de contratos de suministro CF95 de un (1) año, y iv) las subastas de capacidad de transporte en los procesos úselo o véndalo de largo plazo, que se establecen en la resoluciones CREG 114 de 2017 y 136 de 2014, o en aquellas que las modifiquen, complementen o sustituyan.

PARÁGRAFO. Entiéndase por subastas de gas natural de contratos de largo plazo las subastas de contratos de un año a las que se refiere el literal B del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 065/15, art. 1)

Disposiciones generales que regirán los mecanismos de cobertura

ARTÍCULO 2.2.9.2.1. DISPOSICIONES GENERALES QUE REGIRÁN LOS MECANISMOS DE COBERTURA. Adóptense las disposiciones contenidas en el Anexo de la presente Resolución para la adopción de los mecanismos de cobertura que se ordenan en las Resoluciones CREG número 089 de 2013 y CREG número 136 de 2014 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 065/15, art. 2) (Fuente: R CREG 120/17, art. 2)

Constitución de las fiducias mercantiles

ARTÍCULO 2.2.9.3.1. CONSTITUCIÓN DE LAS FIDUCIAS MERCANTILES. El gestor del mercado de gas natural, en la constitución de las fiducias mercantiles, según las disposiciones establecidas en la Resolución número CREG 163 de 2014, deberá elaborar con la (s) fiduciaria (s) que seleccione, los correspondientes reglamentos que rijan la operación de cada una de las fiducias mercantiles.

PARÁGRAFO 1o. En cada uno de los reglamentos deberán ser explícitos y claros todos los procedimientos necesarios para cumplir con las disposiciones que se ordenan en esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. El gestor del mercado, será el responsable del cálculo de todas y cada una de la las variables que se consideren necesarias, para la estimación de las garantías.

(Fuente: R CREG 065/15, art. 3)

Anexo

Criterios generales que deben cumplir las garantías

ARTÍCULO 2.2.9.4.1.1. Criterios generales que deben cumplir las garantías. 1.1. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión por parte de una agencia calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

1.2. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior esta deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el anexo No. 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 de 2003 del Banco de la República o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y acreditar una calificación de deuda de largo plazo de Standard & Poor's Corporation, Fitch Ratings o de Moody's Investor's Services Inc., de al menos grado de inversión.

1.3. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario los correspondientes recursos en la cuenta bancaria de la entidad financiera en Colombia que para tales efectos se haya constituido.

1.4. Las garantías deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforme.

1.5. El fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforme debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución, en la cuenta bancaria en Colombia que para tales efectos establezca el fideicomiso o patrimonio autónomo.

1.6. Las garantías deben ser líquidas y fácilmente ejecutables en el momento en que deban hacerse efectivas.

1.7. La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los ocho (8) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.

1.8. El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme a lo indicado en el presente anexo. Por tanto, el valor pagado deberá ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.

1.9. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior.

1.10. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América y ser exigible de acuerdo con la Ley Colombiana.

1.11. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculada en dólares de los Estados Unidos de América a la tasa representativa del mercado del último día hábil del mes anterior a su presentación, y ser exigible de acuerdo con las Normas RUU 600 de la Cámara de Comercio Internacional (CCI) (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600) o aquellas Normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan y con las normas del estado Nueva York de los Estados Unidos de América. Estas garantías deberán prever mecanismos expeditos y eficaces para resolver definitivamente cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante aplicando las normas que rigen su exigibilidad, tales como la decisión definitiva bajo las reglas de conciliación y arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional, CCI, por uno o más árbitros designados según lo establecen las mencionadas reglas, o a través de los jueces del Estado de Nueva York.

PARÁGRAFO 1o. Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 1.1 y 1.2 del presente numeral, los interesados deberán acreditar a la fiduciaria, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios.

PARÁGRAFO 2o. Los agentes que utilicen garantías deben informar a la fiduciaria cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 1.1 y 1.2 del presente numeral, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información debe ser comunicada a más tardar cinco (5) días hábiles después de ocurrido el hecho.

PARÁGRAFO 3o. Para la aceptación de una garantía otorgada por una entidad financiera del exterior, el agente o persona jurídica interesada deberá adjuntar los formularios debidamente diligenciados y registrados ante el Banco de la República y que, de acuerdo con las normas del mismo, sean necesarios para el cobro de la garantía por parte de la fiducia.

(Fuente: R CREG 065/15, Anexo Num. 1.)

Tipos de garantías

ARTÍCULO 2.2.9.4.2.1. Tipos de garantías. Los tipos de garantías que serán aceptadas para los efectos de la presente resolución son los siguientes:

1. Garantía bancaria de una entidad financiera en Colombia: instrumento mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

2. Carta de crédito stand by de una entidad financiera en Colombia: crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by. La forma y perfeccionamiento de esta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

3. Carta de crédito stand by de una entidad financiera del exterior: crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera del exterior se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal al pago de las obligaciones establecidas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by.

4. Prepago. Recursos en moneda Colombiana que cubren el 100% del valor de la garantía.

PARÁGRAFO 1o. Los vendedores y compradores que requieran acudir a la constitución de garantías para poder participar en las transacciones de i) subastas de gas de contratos firmes bimestrales, ii) subastas de gas natural de contratos de suministro C1 y C2, iii) subastas de capacidad de transporte en los procesos úselo o véndalo de largo plazo, y iv) de la contratación mediante la reserva de gas en contratos de suministro CF95 de un (1) año, podrán escoger a su elección uno o más de los tipos de garantías mencionados anteriormente.

En los casos en donde un vendedor y/o un comprador utilicen diferentes tipos de garantías, le corresponde al gestor del mercado, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptar los mecanismos para que efectivamente puedan ser aceptadas las mismas.

PARÁGRAFO 2o. Todas las garantías, en caso de ejecución, deberán liquidarse en pesos Colombianos en las cuentas bancarias que para tales efectos disponga la fiducia mercantil, que el gestor del mercado constituya.

(Fuente: R CREG 065/15, Anexo Num. 2.) (Fuente: R CREG 120/17, art. 3)

Mecanismos de cobertura en las subastas de contratos firmes bimestrales

ARTÍCULO 2.2.9.4.3.1. Mecanismos de cobertura en las subastas de contratos firmes bimestrales. 3.1. Garantía de participación

3.1.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía de participación: Es obligatoria para los siguientes agentes para participar en la subasta.

Los vendedores definidos en los artículos 17 y 33 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Los compradores definidos en los artículos 18 y 34 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

3.1.2. Beneficiario de la garantía: El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural, según lo ordenado en las Resoluciones CREG números 089 de 2013 y 163 de 2014, o aquellas que las sustituyan, modifiquen o adicionen.

3.1.3. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de participación: Cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de participación de un vendedor o un comprador, los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos a las correspondientes contrapartes que hayan resultado con asignaciones en la subasta, en forma proporcional a estas, según corresponda.

La fiducia mercantil hará las transferencias a los beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía, descontando los gastos de transferencias bancarias y GMF.

3.1.4 Fecha de entrega de la garantía: Los vendedores tienen plazo hasta las 17:00 horas del séptimo día hábil del mes calendario anterior al mes de suministro de energía. Los compradores tienen plazo hasta las 17:00 horas del decimoprimer día hábil del mes calendario anterior al mes de suministro de energía.

3.1.5. Vigencia de la garantía: El plazo que cubre la garantía corresponderá al número de días calendario desde la entrega de la garantía hasta el último día hábil previo al primer mes de inicio del compromiso más un (1) día hábil.

3.1.6. Valor de la garantía para los vendedores: La garantía de participación tiene un valor conforme a la declaración de oferta al gestor del mercado de gas natural, en su calidad de administrador de las subastas.

Donde:

v:	Vendedores.
VLRBP_v:	Valor de la garantía en pesos colombianos.
P_v:	Precio en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. El precio p corresponderá al precio de reserva correspondiente al vendedor v de la subasta de contratos firmes bimestrales, conforme a la declaración hecha al administrador de la subasta.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos Colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Oferta_v:	El valor de la Ofertav corresponderá al valor declarado como oferta del vendedor v al gestor del mercado en su calidad de administrador de las subastas.

3.1.7. Valor de la garantía para los compradores: La garantía de participación tiene un valor inicial en la fecha de entrega y un valor final ajustado cuando el gestor del mercado de gas conozca la declaración de la demanda.

Valor inicial

Valor final

Donde:

c:	Compradores
VLRBP_c:	Valor de la garantía en pesos colombianos.
p	Precio en dólares de los Estados Unidos de América. Para la primera subasta bimestral el precio p corresponderá al precio promedio ponderado por cantidad de los contratos firmes a un (1) año, negociados en el año inmediatamente anterior. Después de la primera subasta de contratos firmes bimestrales el precio p por campo o punto de entrada al SNT corresponderá al precio de cierre de la subasta de contratos firmes bimestrales anterior publicado por el gestor del mercado. En caso de que no se conozca algún precio de cierre de la subasta anterior se tomará el valor utilizado para este cálculo en la subasta anterior publicado por el gestor del mercado por campo o punto de entrada al SNT.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos Colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Demanda_c:	Para la primera subasta en que participe el comprador c, valor de la Demanda_c corresponderá a 17000 MBTUD. Para las siguientes subastas el valor de la corresponderá al mayor valor observado de demanda del comprador c en las subastas anteriores realizadas en un periodo no mayor a 12 meses en MBTUD.
Demanda´_c	Cantidad de energía que el comprador declara en la subasta.

3.1.8 Evento que da lugar a la ejecución de la garantía de participación: Los eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía son la no suscripción del contrato dentro de los siguientes tres días hábiles a la realización de la subasta o a la no entrega de la garantía VLRC para cubrir el primer mes del contrato, en la fecha establecida en el numeral 3.2. del vendedor v o del comprador c según corresponda.

3.2. Garantía de cumplimiento

Los vendedores y compradores podrán acordar los mecanismos de cobertura para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de la subasta. En caso de que no se pongan de acuerdo, los vendedores y compradores deberán acogerse al mecanismo de cobertura que se expone a continuación:

3.2.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía de cumplimiento:

Es obligatoria para los siguientes agentes para participar en la subasta.

Los vendedores definidos en los artículos 17 y 33 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Los compradores definidos en los artículos 18 y 34 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

3.2.2. Beneficiario de la garantía: El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural, según lo ordenado en las Resoluciones CREG números 089 de 2013 y 163 de 2014, o aquellas que las sustituyan, modifiquen o adicionen.

3.2.3. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de cumplimiento: Cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento de un vendedor o un comprador los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos a las correspondientes contrapartes, en forma proporcional a su participación, según corresponda.

La fiducia mercantil hará las transferencias a los beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía, descontando los gastos de transferencias bancarias y GMF.

3.2.4. Fecha de entrega de la garantía para cubrir el primer mes del contrato bimestral: Los vendedores y los compradores tienen plazo hasta las 17:00 horas del día hábil anterior al primer mes de inicio del suministro de la energía.

3.2.5 Fecha de entrega de la garantía para cubrir el segundo mes del contrato bimestral: Los vendedores y los compradores tienen plazo hasta las 17:00 horas del día hábil anterior al segundo mes de inicio del suministro de la energía del contrato firme bimestral.

3.2.6. Vigencia de la garantía: Número de días calendario del mes de suministro a cubrir, más el número de días de plazo para el pago de la factura más 1 día hábil a partir de la entrega de la garantía.

3.2.7. Valor de la garantía para los vendedores:

Donde:

VLRC_v:	Valor de la garantía en pesos colombianos.
Asig_v	Asignación de energía del vendedor v en MBTUD, en la subasta.
pv:	Precio en pesos colombianos por MBTU calculado con la siguiente expresión:

IPP:	Índice de Precios de la Oferta Interna reportado por la autoridad competente.
m - 1:	Mes anterior al mes de la estimación de la garantía.

3.2.8. Valor de la garantía para los compradores:

Donde:

p:	Precio de cierre de la subasta en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos Colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Asig_c:	Asignación de energía al comprador en la subasta en MBTUD.
D:	Número de días calendario del mes a cubrir con la garantía.

3.2.9. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento para un vendedor v: Los eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía son el no pago de la factura mensual de las compensaciones o cuando el vendedor no entregue la garantía de cumplimiento del segundo mes del contrato firme bimestral.

3.2.10. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento para un comprador c: Los eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía son el no pago de la factura mensual en el tiempo previsto en la regulación vigente o cuando el comprador no entregue la garantía de cumplimiento del segundo mes del contrato firme bimestral.

PARÁGRAFO 1o. En las garantías de participación, en los casos en donde los valores finales de las garantías resulten inferiores a los valores iniciales, el gestor del mercado de gas natural, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptará los mecanismos para que efectivamente los agentes puedan realizar los correspondientes ajustes.

PARÁGRAFO 2o. El gestor del mercado de gas natural, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptará los mecanismos para que a los participantes que no resulten las asignaciones se les regresen las garantías de participación. Esta y otras disposiciones que se consideren necesarias, deberán ser explícitas en el reglamento que rija la operación de la fiducia mercantil.

(Fuente: R CREG 065/15, Anexo Num. 3) (Fuente: R CREG 120/17, art. 4) (Fuente: R CREG 005/17, art. 10) (Fuente: R CREG 170/15, art. 5)

Mecanismos de cobertura en las subastas de contratos de suministro de un año y la comercialización de gas mediante reserva de contratos de suministro CF95 de un año

ARTÍCULO 2.2.9.4.4.1. Mecanismos de cobertura en las subastas de contratos de suministro de un año y la comercialización de gas mediante reserva de contratos de suministro CF95 de un año. 4.1. Garantías para la participación en las subastas de contratos de suministro C1 y C2.

4.1.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía de participación: Los siguientes participantes del mercado constituirán esta garantía para participar en las subastas de contratos de suministro C1 y C2.

Los vendedores de las subastas son aquellos definidos en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

Los compradores son aquellos definidos en el artículo 18 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

4.1.2. Beneficiario de la garantía: El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural, según lo dispuesto en la Resolución CREG 163 de 2014, o en aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

4.1.3. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de participación: Cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de participación de un vendedor o de un comprador, los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos a las correspondientes contrapartes que hayan resultado con asignaciones en la subasta, en forma proporcional a estas, según corresponda.

La fiducia mercantil hará las transferencias a los beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía, descontando los gastos de transferencias bancarias y el gravamen a los movimientos financieros (GMF).

4.1.4. Vigencia de la garantía: El plazo que cubre la garantía corresponderá al número de días calendario desde la entrega de la garantía hasta el último día calendario previo al primer mes de inicio del compromiso.

4.1.5. Fecha de entrega de la garantía: Los vendedores y los compradores de suministro de gas mediante contratos C1 y/o C2 tendrán hasta las 17:00 horas del undécimo día hábil antes de la realización de la subasta de contratos de suministro C1, para entregar las garantías.

4.1.6. Valor de la garantía para los vendedores: el valor de la garantía de participación se determina así:

Donde:

v:	Vendedores.
VLRGPV_v:	Valor de la garantía en pesos colombianos, presentada por el vendedor v para las subastas de contratos de suministro C1 y/o C2.
p:	Precio en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU que corresponde al promedio de los precios de los contratos de suministro, comercializados en el año inmediatamente anterior, actualizado utilizando la variación de doce meses del índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics de los Estados Unidos de América, para el mes anterior a la ocurrencia de la subasta, ponderado por las cantidades negociadas. Cuando las subastas se realicen por primera vez, este precio será el promedio ponderado por cantidades de los contratos de suministro de gas firme de más de un año a nivel nacional, celebrados en la última comercialización de acuerdo con el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Oferta_v:	PTDVF o CIDVF mínima disponible del vendedor v para todo el año t una vez restadas las cantidades negociadas a largo plazo según el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017 y las cantidades reservadas según lo dispuesto en el literal A del artículo 26 de la misma resolución, o en aquellos que los modifiquen, complementen o sustituyan. Se expresa en MBTUD.

4.1.7. Valor de la garantía para los compradores: La garantía de participación tiene un va lor que se determina así

Donde:

c:	Compradores.
VLRGPC_c:	Valor de la garantía en pesos colombianos.
p:	Precio en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU que corresponde al promedio de los precios de los contratos de suministro, comercializados en el año inmediatamente anterior, actualizado utilizando la variación de doce meses del índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics de los Estados Unidos de América, para el mes anterior a la ocurrencia de la subasta, ponderado por las cantidades negociadas. Cuando las subastas se realicen por primera vez, este precio será el promedio ponderado por cantidades de los contratos de suministro de gas firme de más de un año a nivel nacional, celebrados en la última comercialización de acuerdo con el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Demanda_c:	Corresponde a la cantidad total de energía que el comprador está dispuesto a comprar a través de las subastas de contratos de suministro C1 y/o C2. Se expresa en MBTUD.

4.1.8. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía de participación de los vendedores: Los eventos que dan lugar a la ejecución de esta garantía son i) la no suscripción del contrato o ii) la terminación anticipada del contrato antes del primer mes de inicio del compromiso, por condición diferente al mutuo acuerdo entre las partes causada por el vendedor.

4.1.9. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía de participación de los compradores: Los eventos que dan lugar a la ejecución de esta garantía son i) la no suscripción del contrato o ii) la terminación anticipada del contrato antes del primer mes de inicio del compromiso, por condición diferente al mutuo acuerdo entre las partes causada por el comprador.

4.2. Garantía de cumplimiento de la reserva de gas mediante contratos de suministro CF95 de un año durante el periodo previo a la ejecución del contrato.

Los vendedores y compradores podrán acordar los mecanismos de cubrimiento para el cumplimiento de contratos de suministro celebrados mediante la opción de reserva de gas para la atención de la demanda regulada, de acuerdo con lo dispuesto en el literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017, en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

En el caso en que no lleguen a un acuerdo, los vendedores y los compradores se acogerán al mecanismo de cobertura que se dispone en los numerales 4.2.1 a 4.2.7 de este anexo, el cual deberá contar con la aprobación de la garantía por parte de la fiducia para el registro ante el gestor del mercado del respectivo contrato.

Todo contrato deberá ser registrado ante el gestor del mercado acompañado del respectivo acuerdo de las partes sobre el mecanismo de cobertura del mismo o de la garantía de cumplimiento de que trata este numeral. En caso de que las partes acuerden no tener un mecanismo de cobertura o la garantía de cumplimiento de que trata este numeral, así lo deberán manifestar por escrito al gestor del mercado.

4.2.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía: Será obligatoria para los compradores definidos en el artículo 18 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, que soliciten una reserva de gas de acuerdo con lo establecido en el artículo 26 de la citada resolución.

4.2.2. Beneficiario de la garantía: El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural, según lo dispuesto en la Resolución CREG 163 de 2014, o en aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

4.2.3. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía: Cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de seriedad de un comprador, los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos a las correspondientes contrapartes que hayan resultado con asignaciones según lo dispuesto en el literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que lo complementen, modifiquen o sustituyan, en forma proporcional a estas, según corresponda.

4.2.4. Vigencia de la garantía: El plazo que cubrirá esta garantía corresponde al número de días calendario desde el registro ante el gestor del mercado del contrato de suministro CF95 de un año resultante de hacer uso de la opción de reserva de gas, hasta el último día calendario previo al primer mes de inicio del compromiso.

4.2.5. Fecha de entrega de la garantía: La garantía deberá ser entregada el día del registro de los contratos de suministro CF95 de un año que resulten del uso de la opción de reserva de gas.

4.2.6. Valor de la garantía: Esta garantía tendrá un valor determinado así

Donde:

c:	Compradores.
VLRGPR:	Valor de la garantía en pesos colombianos.
p:	Precio en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU que corresponde al precio promedio ponderado por cantidades de energía de los contratos de suministro CF95 de más de un año para la atención de la demanda regulada de cada campo o fuente, celebrados durante el año de la comercialización de acuerdo con el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017. En el caso de un campo para el cual no hubo contratación de suministro bajo la modalidad contractual CF95 de más de un año durante el año de la comercialización, el precio corresponderá al promedio nacional, ponderado por las cantidades de energía destinadas a la atención de la demanda regulada.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Reserva:	Corresponde a la cantidad de gas medida en MBTUD, que al comprador le fue adjudicada según lo dispuesto en el literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

4.2.7. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía: El evento que da lugar a la ejecución de esta garantía es la terminación anticipada del contrato por condición diferente al mutuo acuerdo entre las partes causada por el comprador y diferentes a los eventos a los que se hace referencia en los artículos 11 y 12 de la Resolución CREG 114 de 2017 o en aquellos que los modifiquen, complementen o sustituyan 4.3. Garantía de cumplimiento de los contratos de suministro C1, C2 y CF95 de un año durante la ejecución del contrato.

Los vendedores y compradores podrán acordar los mecanismos de cobertura para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de la reserva de gas mediante contratos de suministro CF95 de un año y de las subastas de contratos de suministro C1 y C2. En caso de que no lleguen a un acuerdo sobre los mecanismos de cobertura, los vendedores y los compradores se acogerán al mecanismo de cobertura que se expone en los numerales 4.3.1 a 4.3.17 a continuación.

Todo contrato deberá ser registrado ante el gestor del mercado acompañado del respectivo acuerdo de las partes sobre los mecanismos de cobertura del mismo o de las garantías de cumplimiento de que trata este numeral. En caso de que las partes acuerden no tener un mecanismo de cobertura o las garantías de cumplimiento de que trata este numeral, así lo deberán manifestar por escrito al gestor del mercado.

4.3.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía de cumplimiento:

Los vendedores definidos en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

Los compradores definidos en el artículo 18 de la CREG 114 de 2017, o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

4.3.2. Beneficiario de la garantía: El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural, según lo dispuesto en la Resolución CREG 163 de 2014, o en aquellas que la sustituyan, modifiquen o complementen.

4.3.3. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de cumplimiento: Cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento de un vendedor o de un comprador los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos a las correspondientes contrapartes, en forma proporcional a su participación, según corresponda.

4.3.4. Valor de la garantía de los vendedores: Los vendedores v deberán entregar dos (2) garantías de cumplimiento.

Primera garantía

Segunda garantía

Donde:

VLRLCS_v,c:	Valor de la primera garantía del contrato entre el vendedor v y el comprador, c, en pesos colombianos.
VLRLCM_v,c:	Valor de la segunda garantía del contrato entre el vendedor v y el comprador, c, en pesos colombianos.
Asigv,c:	Para el caso de las subastas de contratos C1 y/o C2 corresponderá a la asignación de energía del vendedor v al comprador, c, resultante de la subasta. En el caso de los contratos de suministro CF95 de un año, la asignación de energía corresponde a lo dispuesto en el literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan, según corresponda. Se expresa en MBTUD.
p:	Precio de cierre de la subasta de contratos de suministro C1 o C2. En el caso de los contratos de suministro CF95 de un año, este precio se determinará de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 5 del literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan, según corresponda. Se expresa en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
pv:	Precio en pesos colombianos por MBTU calculado con la siguiente expresión:
IPP:	Índice de Precios de la Oferta Interna reportado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas -DANE.
M - 1:	Mes anterior al mes de la estimación de la garantía.

4.3.5. Vigencia de la garantía VLRLCS de los vendedores: Número de días calendario del mes de suministro a cubrir más tres días hábiles a partir de la entrega de la garantía.

4.3.6. Vigencia de la garantía VLRLCM de los vendedores: Número de días calendario del mes de suministro a cubrir, más el número de días de plazo para el pago de la factura más tres días hábiles a partir de la entrega de la garantía.

4.3.7. Fecha de entrega de las garantías VLRLCS de los vendedores: La primera vez a más tardar a las 17:00 horas del último día hábil previo al primer mes de compromiso. Las siguientes garantías VLRLCS se deben entregar hasta las 17:00 horas del quinto día hábil anterior al día en que termina la vigencia de la anterior garantía.

4.3.8. Fecha de entrega de las garantías VLRLCM de los vendedores: A más tardar a las 17:00 horas del último día hábil previo al mes de compromiso de suministro durante todos los meses de duración del contrato.

4.3.9. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía VLRLCS para un vendedor: Los eventos que dan lugar a la ejecución de esta garantía son i) la terminación anticipada del contrato por condición diferente al mutuo acuerdo entre las partes causada por el vendedor v y diferentes a los eventos a los que se hace referencia en los artículos 11 y 12 de la Resolución CREG 114 de 2017 o en aquellos que los modifiquen, complementen o sustituyan, o ii) cuando el vendedor no entregue la garantía VLRLCS de cumplimiento del siguiente mes del contrato.

4.3.10. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía VLRLCM para un vendedor: Los eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía son i) el no pago de la factura mensual de las compensaciones o ii) cuando el vendedor no entregue la garantía VLRLCM de cumplimiento del siguiente mes del contrato.

4.3.11. Valor de la garantía de los compradores: Los compradores c deben entregar dos (2) garantías de cumplimiento.

Primera garantía

Segunda garantía

Donde:

VLRLCS_c,v:	Valor de la primera garantía del contrato entre el comprador c y el vendedor v, en pesos colombianos.
VLRLCM_c,v:	Valor de la segunda garantía del contrato entre el comprador c y el vendedor, v, en pesos colombianos.
Asig_c,v:	Para el caso de las subastas de contratos C1 y/o C2 corresponderá a la asignación de energía del comprador c proveniente del vendedor v, resultante de la subasta. En el caso de los contratos de suministro CF95 de un año, la asignación de energía corresponde a lo dispuesto en el literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan, según corresponda. Se expresa en MBTUD.
p:	Precio de cierre de la subasta en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos Colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
D:	Número de días calendario del mes a cubrir.

4.3.12. Fecha de entrega de las garantías VLRLCS de los compradores: La primera vez a más tardar a las 17:00 horas del último día hábil previo al primer mes de compromiso. Las siguientes garantías VLRLCS se deben entregar hasta las 17:00 horas del quinto día hábil anterior al día en que termina la vigencia de la garantía.

4.3.13. Fecha de entrega de las garantías VLRLCM de los compradores: A más tardar a las 17:00 horas del último día hábil previo al mes de compromiso de suministro durante todos los meses de duración del contrato.

4.3.14. Vigencia de la garantía VLRLCS de los compradores: Número de días calendario del mes de suministro a cubrir más tres (3) días hábiles a partir de la entrega de la garantía.

4.3.15. Vigencia de la garantía VLRLCM de los compradores: Número de días calendario del mes de suministro a cubrir, más el número de días de plazo para el pago de la factura más tres (3) días hábiles a partir de la entrega de la garantía.

4.3.16. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía VLRLCS para un comprador: Los eventos que dan lugar a la ejecución de esta garantía son i) la terminación anticipada del contrato por condición diferente al mutuo acuerdo entre las partes causada por el comprador y diferentes a los eventos a los que se hace referencia en los artículos 11 y 12 de la Resolución CREG 114 de 2017 o en aquellos que los modifiquen, complementen o sustituyan, o ii) cuando el comprador no entregue la garantía de cumplimiento VLRLCS del siguiente mes del contrato.

4.3.17. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía VLRLCM para un comprador: Los eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía son i) el no pago de la factura mensual o ii) cuando el comprador no entregue la garantía de cumplimiento VLRLCM del siguiente mes del contrato.

PARÁGRAFO 1o. Para las garantías de participación y de cumplimiento de la reserva de gas durante el periodo previo a la ejecución del contrato, en los casos en donde los valores finales de las garantías resulten inferiores a los valores iniciales, el gestor del mercado de gas natural, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptará los mecanismos para que efectivamente los agentes puedan realizar los correspondientes ajustes. Esta y otras disposiciones que se consideren necesarias, deberán ser explícitas en el reglamento que rija la operación de la fiducia mercantil.

PARÁGRAFO 2o. El gestor del mercado de gas natural, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptará los mecanismos para que a los participantes que no resulten con asignaciones resultantes de las subastas, se les regresen las garantías de participación. Esta y otras disposiciones que se consideren necesarias, deberán ser explícitas en el reglamento que rija la operación de la fiducia mercantil.

(Fuente: R CREG 065/15, Anexo Num. 4)

Mecanismos de cobertura en las subastas de capacidad de transporte en los procesos de úselo o véndalo de largo plazo

ARTÍCULO 2.2.9.4.5.1. Mecanismos de cobertura en las subastas de capacidad de transporte en los procesos de úselo o véndalo de largo plazo. 5.1. Garantía de participación

5.1.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía de participación: Es obligatoria para los compradores que requieran capacidad firme de transporte que participan en la subasta.

5.1.2. Beneficiario de la garantía: El beneficiario de esta garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural, según lo ordenado en las Resoluciones CREG números 089 de 2013 y 163 de 2014, o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

5.1.3. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de participación: Cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de participación de un comprador los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán de las correspondientes contrapartes que hayan resultado con asignaciones de la subasta, en forma proporcional a estas, según corresponda.

La fiducia mercantil hará las transferencias a los beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía, descontando los gastos de transferencias bancarias y GMF.

5.1.4. Fecha de entrega de la garantía: Los compradores deberán entregar la garantía a más tardar a las 17:00 horas de un día hábil antes del día décimo hábil antes de la realización de la subasta.

5.1.5. Vigencia de la garantía: El plazo que cubre la garantía corresponderá al número de días calendario desde la entrega de la garantía hasta el último día hábil previo al primer mes de inicio del compromiso de suministro de capacidad de transporte más un (1) día hábil.

5.1.6. Valor de la garantía para los compradores:

Donde:

c:	Compradores.
VLRCP_c	Valor de la garantía en pesos colombianos.
p:	Precio en dólares de los Estados Unidos de América por KPC. Para la primera subasta este valor corresponderá a 3 dólares de los Estados Unidos de América por KPC. Para las siguientes subastas este valor corresponderá al precio de reserva publicado por el gestor del mercado para la ruta más larga observada en la subasta anterior. En caso de no poderse determinar ese valor se seguirá tomando el valor de 3 dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos Colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Demanda_c	Demanda de capacidad de transporte que declara comprador.

5.1.7. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía de participación para los compradores: Los eventos que dan lugar a la ejecución de esta garantía son la no suscripción del contrato o la no entrega de alguna de las garantías VLRCAPS_c y VLRCAPM_c de que trata el numeral 5.2 de este Anexo que los compradores deben entregar la primera vez.

5.2. De cumplimiento

Los vendedores y compradores podrán acordar los mecanismos de cobertura para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de la subasta. En caso de que no se pongan de acuerdo, los compradores deberán acogerse al mecanismo de cobertura que se expone a continuación, así:

5.2.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía de cumplimiento:

Los compradores:

Compradores que requieran capacidad firme de transporte que participan en la subasta.

5.2.2. Beneficiario de la garantía: El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural, según lo ordenado en las Resoluciones números CREG 089 de 2013 y 163 de 2014, o aquellas que las sustituyan, modifiquen o adicionen.

5.2.3. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de cumplimiento: Cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento de un comprador los recursos que resulten de la ejecución de las mismas serán transferidos a las correspondientes contrapartes, en forma proporcional a su participación, según corresponda.

La fiducia mercantil hará las transferencias a los beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía, descontando los gastos de transferencias bancarias y GMF.

5.2.4. Valor de la garantía de los compradores: Los compradores c deben entregar dos (2) garantías de cumplimiento.

Primera garantía

Segunda garantía

Donde:

VLRCAPS_c	Valor de la primera garantía en pesos colombianos.
VLRCAPM_c	Valor de la segunda garantía en pesos colombianos.
Asig_c:	Asignación de capacidad de transporte del comprador c en KPCD, en la subasta.
p:	Precio de cierre de la subasta en dólares de los Estados Unidos de América por KPC.
TRM:	Valor de la Tasa Representativa del Mercado en pesos Colombianos por dólar de los Estados Unidos de América, del último día hábil del mes anterior a la estimación de la garantía, certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.
D:	Número de días calendario del mes a cubrir.

5.2.5. Fecha de entrega de las garantías VLRCAPS_c de los compradores: La primera vez a más tardar a las 17:00 horas del último día hábil previo al primer mes de compromiso. Las siguientes garantías se deben entregar hasta las 17:00 horas del quinto día hábil anterior al día en que termina la vigencia de la garantía.

5.2.6. Fecha de entrega de las garantías VLRCAPM_c de los compradores: A más tardar a las 17:00 horas del último día hábil previo al mes de compromiso de suministro durante todos los meses de duración del contrato.

5.2.7. Vigencia de la primera garantía VLRCAPS_c de los compradores: treinta (30) días calendario contados siempre a partir de la entrega de la garantía.

5.2.8. Vigencia de la segunda garantía VLRCAPM_c de los compradores: Número de días calendario del mes de suministro a cubrir, más el número de días de plazo para el pago de la factura más 1 día hábil a partir de la entrega de la garantía.

5.2.9. Evento que da lugar a la ejecución de la primera garantía VLRCAPS_c para un comprador c: El evento que da lugar a la ejecución de la garantía es la terminación anticipada del contrato por incumplimiento del comprador c.

5.2.10. Eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía VLRCAPM_c para un comprador c: Los eventos que dan lugar a la ejecución de la garantía son el no pago de la factura mensual o cuando el comprador no entregue la garantía de cumplimiento del siguiente mes del contrato.

PARÁGRAFO 1o. El gestor del mercado de gas natural, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptará los mecanismos para que a los participantes que no resulten las asignaciones se les regresen las garantías de participación. Esta y otras disposiciones que se consideren necesarias, deberán ser explícitas en el reglamento que rija la operación de la fiducia mercantil.

(Fuente: R CREG 065/15, Anexo Num. 5)

Aspectos comerciales del suministro del mercado mayorista de gas natural

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.3.1.1. OBJETO. Mediante esta Resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro de gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.

PARÁGRAFO. De conformidad con el artículo 11 de la Ley 401 de 1997 y los artículos 8 y 26 del Decreto 2100 de 2011, la regulación sobre los aspectos comerciales del gas con destino al procesamiento de gas natural, a su utilización como materia prima de procesos industriales petroquímicos, al consumo de los productores-comercializadores o a la exportación será la que sobre el particular se profiera o haya sido proferida por las autoridades competentes.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 1)

ARTÍCULO 2.3.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente Resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 2)

ARTÍCULO 2.3.1.3. SIGLAS. Para efectos de la presente Resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

ANH:	Agencia Nacional de Hidrocarburos.
AOM:	Administración, operación y mantenimiento.
BEC:	Boletín Electrónico Central.
BTU:	Abreviatura de British Thermal Unit.
CIDV:	Cantidades importadas disponibles para la venta.
CIDVF:	Cantidades importadas disponibles para la venta en firme.
CMMP:	Capacidad máxima de mediano plazo.
CNOG:	Consejo Nacional de Operación de Gas Natural.
CREG:	Comisión de Regulación de Energía y Gas.
GBTU:	Giga BTU.
GBTUD:	Giga BTU por día.
KPC:	Mil pies cúbicos estándar.
KPCD:	Mil pies cúbicos estándar por día.
MBTU:	Millón de BTU.
MBTUD:	Millón de BTU por día.
OEF:	Obligaciones de energía firme.
PTDV:	Producción total disponible para la venta.
PTDVF:	Oferta de producción total disponible para la venta en firme.
RUT:	Reglamento único de transporte de gas natural.
SNT:	Sistema nacional de transporte de gas.
UPME:	Unidad de Planeación Minero Energética.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 4)

Aspectos comerciales del mercado primario

Modalidades de contratos de suministro

ARTÍCULO 2.3.2.1.1. MODALIDADES DE CONTRATOS PERMITIDAS. En el mercado primario sólo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

1. Contrato de suministro Firme al 95%, CF95.

2. Contrato de suministro C1.

3. Contrato de suministro C2.

4. Contrato de opción de compra de gas contra exportaciones.

5. Contrato de suministro de contingencia.

6. Contrato con interrupciones.

7. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

8. Contrato de opción de compra de gas.

PARÁGRAFO 1. Los contratos de suministro de gas que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente Resolución continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia, con excepción de los casos señalados en los parágrafos 1 y 2 del Artículo 19 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 2. A partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución no podrán pactarse contratos en modalidades y/o condiciones diferentes a las contempladas en el presente artículo y en ningún caso se podrán pactar periodos de compensación para cantidades pagadas y no consumidas.

PARÁGRAFO 3. Los contratos que se pacten en el mercado primario deberán ser escritos, sin perjuicio de su naturaleza consensual. Cada contrato sólo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente Resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PARÁGRAFO 4. Todos los contratos del mercado primario serán de entrega física.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 8)

Requisitos mínimos de los contratos de suministro

ARTÍCULO 2.3.2.2.1. REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO. Los contratos referidos en los numerales 1, 2, 3 y 4 referidos en el Artículo 8 de la presente Resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberán cumplir los requisitos mínimos que se establecen en el presente capítulo y los mismos deberán estar en su clausulado.

PARÁGRAFO. En el caso de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones las partes tendrán la potestad de determinar su contenido sin contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente Resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 9)

ARTÍCULO 2.3.2.2.2. EVENTOS DE FUERZA MAYOR, CASO FORTUITO O CAUSA EXTRAÑA. En la ejecución de los contratos referidos en el Artículo 8 de la presente Resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, ninguna de las partes será responsable frente a la otra por el incumplimiento de las obligaciones contraídas por ellas, incluyendo demoras, daños por pérdidas, reclamos o demandas de cualquier naturaleza, cuando dicho incumplimiento, parcial o total, se produzca por causas y circunstancias que se deban a un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, según lo definido por la ley colombiana.

La ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña no exonerará ni liberará a las partes, en ningún caso, del cumplimiento de las obligaciones causadas con anterioridad a la ocurrencia de los hechos a los que se refiere este artículo.

En caso de que ocurra un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se deberá proceder de la siguiente forma:

1. La parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña notificará por escrito a la otra parte el acaecimiento del hecho, dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes, invocando las circunstancias constitutivas del evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña.

2. La parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor caso fortuito o causa extraña entregará por escrito a la otra parte, dentro de los cinco (5) días calendario siguientes al acaecimiento del hecho, toda la información necesaria para demostrar la ocurrencia del mismo y los efectos del evento en la prestación del servicio para la otra parte.

3. Una vez que la parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña haya hecho la notificación, se suspenderá el cumplimiento de la obligación de entregar o de aceptar la entrega, a partir del acaecimiento del respectivo hecho y hasta el momento en que haya cesado la causa eximente de responsabilidad y superado el evento, y se considerará que ninguna de las partes ha incumplido.

4. Si dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al recibo de la notificación la parte no afectada directamente rechaza por escrito la existencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se procederá de acuerdo con los mecanismos de solución de controversias previstos en el respectivo contrato, sin perjuicio de suspender el cumplimiento de las obligaciones afectadas. Si dentro del plazo de los diez (10) días hábiles mencionados la parte no afectada directamente no manifiesta por escrito el rechazo de la fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se entenderá que ha aceptado la existencia de la eximente de responsabilidad mientras duren los hechos constitutivos de la misma.

5. La parte que invoque la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña deberá realizar sus mejores esfuerzos para subsanar la causa que dio lugar a su declaratoria, e informará por escrito a la otra parte, dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes a la superación del evento, la fecha y hora en que fue superado. El cumplimiento de las obligaciones suspendidas se reiniciará el día de gas siguiente a la notificación de la superación del evento, siempre y cuando dicha notificación sea recibida por la parte no afectada directamente al menos dos (2) horas antes del inicio del ciclo de nominación para el siguiente día de gas. En caso contrario las obligaciones suspendidas se reiniciarán el segundo día de gas siguiente la notificación.

PARÁGRAFO 1. La obligación de los compradores de pagar el servicio de suministro del gas contratado se suspenderán durante los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña. En caso de que no se afecte la capacidad total de suministro el comprador deberá pagar la cantidad que efectivamente le fue entregada.

PARÁGRAFO 2. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5 de este artículo si las partes así lo convienen.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 10)

ARTÍCULO 2.3.2.2.3. EVENTOS EXIMENTES DE RESPONSABILIDAD. Por evento eximente de responsabilidad se entenderá lo establecido en el Artículo 3 de la presente Resolución.

En los contratos a que se refiere el Artículo 8 de la presente Resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, únicamente podrán ser pactados los siguientes eventos eximentes de responsabilidad:

1. La imposibilidad parcial o total para la operación y funcionamiento de las instalaciones o infraestructura para la producción, manejo, entrega o recibo del gas, así como de las conexiones o las instalaciones de cualquiera de las partes, por actos malintencionados de terceros ajenos al control y manejo directo de cualquiera de las partes y sin su culpa, tales como los ataques o sabotajes terroristas o guerrilleros o las alteraciones graves del orden público, que directa o indirectamente contribuyan o resulten en la imposibilidad de alguna de las partes para cumplir con sus obligaciones.

2. Cesación ilegal de actividades, cuando esos actos contribuyan o resulten en la imposibilidad de cualquiera de las partes para cumplir con sus obligaciones.

3. Las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, siempre que de ello se dé aviso amplio y oportuno conforme al protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 3 de este artículo. Las suspensiones por este concepto estarán sujetas a lo establecido en el Artículo 12 de la presente Resolución.

4. Cuando por causas imputables a una de las partes del contrato no se haya realizado el registro de que trata el literal b) del numeral 1.2 del Anexo 1. En este caso la no entrega del gas natural debido a la inexistencia del registro serán consideradas como eventos eximentes de responsabilidad para la otra parte.

PARÁGRAFO 1. La obligación de los compradores de pagar el servicio de suministro del gas contratado se suspenderá durante los eventos eximentes de responsabilidad. En caso de que no se afecte la capacidad total de suministro el comprador deberá pagar la cantidad que efectivamente le fue entregada.

PARÁGRAFO 2. Para los eventos señalados en los numerales 1 y 2 del presente artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el Artículo 10 de la presente Resolución. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento eximente de responsabilidad se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5 del Artículo 10 de la presente Resolución si las partes así lo convienen.

PARÁGRAFO 3. Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado informarán al CNOG y coordinarán con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo que adopte la CREG. El CNOG someterá a consideración de la CREG dicho protocolo operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, importación y transporte de gas natural, establecido en la Resolución CREG 147 de 2015, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Los compradores informarán a los productores-comercializadores, comercializadores de gas importado las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos con una anticipación no inferior a un mes.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 11)

ARTÍCULO 2.3.2.2.4. DURACIÓN PERMISIBLE PARA SUSPENSIONES DEL SERVICIO. La máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos a que se refiere el Artículo 8 de la presente Resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberá ser la misma para cada una de las partes y, para cada una de ellas, no podrá ser superior a cuatrocientas ochenta (480) horas continuas o discontinuas durante un año.

PARÁGRAFO 1. La CREG podrá reducir gradualmente la duración máxima señalada en este artículo en la medida en que en el mercado mayorista haya las condiciones suficientes para reducir la duración permisible para estas interrupciones y/o se viabilice la importación de gas natural. Dichas reducciones serán aplicables a los contratos que se suscriban con posterioridad a la adopción de esa medida.

PARÁGRAFO 2. No se considerará un evento eximente de responsabilidad la suspensión del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que excedan el menor tiempo entre aquel que adopte la CREG, de conformidad con el protocolo al que se hace referencia en el parágrafo 3 del Artículo 11 de la presente Resolución, y el establecido en el presente artículo. Lo anterior sin perjuicio de las demás normas que la CREG adopte en dicho protocolo.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 12)

ARTÍCULO 2.3.2.2.5. INCUMPLIMIENTO. Para efectos regulatorios se considera que se incumplen los contratos de suministro, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, en los siguientes casos:

1. En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada y de opción de compra:

a) Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía nominada. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b) Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el gas contratado.

2. En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades de suministro C1:

a) Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía nominada. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía fija más la cantidad ejecutada de la parte variable por parte del comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b) Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el máximo entre el gas ejecutado y el componente fijo de la cantidad contratada.

3. En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades de suministro C2:

a) Por parte del vendedor, cuando éste incumple su obligación de entregar la cantidad de energía de gas disponible en el programa definitivo para contratos C2 conforme al proceso de ejecución de contratos. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador; además, el comprador deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b) Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el gas disponible para contratos C2.

4. En el caso de los contratos de suministro firme CF95:

b) Por parte del comprador, cuando éste incumple su obligación de pagar el máximo entre el gas nominado y el componente 95% de la cantidad contratada, en la liquidación mensual.

PARÁGRAFO 1. Las partes podrán definir otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, sin que las mismas sean consideradas incumplimientos para efectos de esta Resolución.

PARÁGRAFO 2. Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado deberán acotar la cantidad de energía a suministrar a las cantidades contratadas. El suministro de cantidades de energía por encima de las contratadas podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia.

PARÁGRAFO 3. La cantidad de energía a suministrar por parte de un productor- comercializador o de un comercializador de gas importado y la cantidad de energía autorizada por parte de un transportador deberán ser iguales en el punto de entrada. Cualquier reducción en la cantidad de energía a suministrar o en la cantidad de energía autorizada para dar cumplimiento a esta disposición, que obedezca a que las cantidades nominadas no sean iguales, no será considerada un incumplimiento por parte del productor-comercializador, del comercializador de gas importado o del transportador, según corresponda.

PARÁGRAFO 4. La obligación de asegurar que la cantidad de energía nominada al vendedor sea igual o inferior a la cantidad de energía contratada por el comprador y la obligación de asegurar que la cantidad de energía nominada al transportador sea igual o inferior a la equivalencia energética de la capacidad contratada por el remitente comenzarán a regir a partir de los 60 días calendario siguientes al día en que inicie el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado. A partir de esa fecha dichas disposiciones aplicarán a todos los contratos de suministro y de transporte suscritos antes o después de la entrada en vigencia de esta Resolución.

PARÁGRAFO 5. Las disposiciones establecidas en el parágrafo 2 de este artículo comenzarán a regir a partir de los 60 días calendario siguientes al día en que inicie el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado. A partir de esa fecha dichas disposiciones aplicarán a todos los contratos de suministro suscritos antes o después de la entrada en vigencia de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 13)

ARTÍCULO 2.3.2.2.6. COMPENSACIONES. En caso de que se presente alguno de los incumplimientos definidos en el Artículo 13 de esta Resolución, deberán pagarse únicamente las siguientes compensaciones:

1. En el caso de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada, de opción de compra, firme CF95, de suministro C1 y de suministro C2:

a) Si el vendedor incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto en los literales a) de los numerales 1, 2, 3 y 4 del Artículo 13 de esta Resolución, deberá reconocer y pagar al comprador el siguiente valor, según corresponda:

i. Cuando el incumplimiento no conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 1 del Anexo 2 de esta Resolución.

ii. Cuando el incumplimiento conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 2 del Anexo 2 de esta Resolución.

b) Si el comprador incumple su obligación de pagar el gas contratado, el vendedor podrá hacer efectivas las garantías que hayan sido pactadas en el contrato respectivo. Lo anterior sin perjuicio del cobro de los intereses de mora que se hayan previsto en el contrato.

PARÁGRAFO 1. Las sumas que resulten de aplicar lo dispuesto en el presente artículo deberán ser liquidadas mensualmente, por parte del beneficiario, y facturadas con la misma periodicidad de la facturación del servicio.

PARÁGRAFO 2. Lo establecido en el presente artículo no excluye la aplicación del artículo 992 del Código de Comercio para los contratos de transporte de gas natural.

PARÁGRAFO 3. La CREG determinará el momento a partir del cual las compensaciones definidas en este artículo podrán ser calculadas con base en los precios de las negociaciones realizadas en el mercado secundario. Dichas disposiciones serán aplicables a los contratos que se suscriban con posterioridad a la adopción de las mismas.

PARÁGRAFO 4. Si las partes definen otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 13 de esta Resolución, las partes también podrán acordar las compensaciones correspondientes.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 14)

ARTÍCULO 2.3.2.2.7. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS. Los precios pactados en los contratos de suministro bajo las modalidades firme, firme CF95, de firmeza condicionada y de opción de compra, sólo se actualizarán anualmente con base en las ecuaciones establecidas en el Anexo 3.

PARÁGRAFO 1. La actualización de precios de que trata este artículo también se aplicará a la prima de los contratos de opción de compra de gas.

PARÁGRAFO 2. La actualización de precios de que trata este artículo se aplicará cada 1 de diciembre.

PARÁGRAFO 3. Las partes de los contratos de más de un año celebrados con posterioridad al 15 de agosto de 2013 y que de mutuo acuerdo se acogieron a lo dispuesto en los artículos 1 y 2 de la Resolución CREG 017 de 2015, y a la opción del Artículo 2 de la Resolución CREG 183 de 2014, podrán acordar libremente la regla de actualización de precios que aplicará a partir del 1 de diciembre de 2015 y que deberá corresponder a valores determinísticos para cada uno de los años restantes de la vigencia del contrato o depender de un índice de manejo público dispuesto por una tercera parte independiente. El valor resultante de la actualización de precios será único para cada año. Los productores enviarán copia de dicho acuerdo a la CREG a más tardar el 8 de septiembre de 2015.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas aplicarán las ecuaciones de actualización de precios establecidas en los numerales 2.1 y 2.2 del Anexo 3 de la presente Resolución, según corresponda, y las partes aplicarán un factor de alfa (a) y un factor beta (P), los cuales publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015.

En la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios para el 1 de diciembre de 2015, en caso de requerir precios promedio ponderado de 2014, las partes deberán utilizar el precio promedio ponderado que incluya los precios resultantes de haber aplicado las disposiciones del Artículo 3 de la Resolución CREG 017 de 2015 y del Artículo 1 de la Resolución CREG 183 de 2014.

PARÁGRAFO 4. Las partes de los contratos de más de un año vigentes y celebrados con posterioridad al 15 de agosto de 2013, diferentes a los que trata el parágrafo 3 del presente artículo, que prevean ajustes regulatorios en relación con la actualización de precios, podrán acordar libremente la regla de actualización de precios que aplicará a partir del 1 de diciembre de 2015 y que deberá corresponder a valores determinísticos para cada uno de los años restantes de la vigencia del contrato o depender de un índice de manejo público dispuesto por una tercera parte independiente. El valor resultante de la actualización de precios será único para cada año. Los productores enviarán copia de dicho acuerdo a la CREG a más tardar el 8 de septiembre de 2015.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas aplicarán la ecuación de actualización de precios del Anexo 3 de la presente Resolución que corresponda según lo establecido en el contrato.

En la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios del Anexo 3 de la presente Resolución para el primero (1) de diciembre de 2015, en caso de requerir un precio promedio ponderado de 2014, las partes deberán utilizar el precio promedio ponderado publicado mediante la Circular CREG 108 de 2014. En caso de utilizar las ecuaciones establecidas en los numerales 2.1 y 2.2, según corresponda, las partes aplicarán un factor de alfa (a) y un factor beta (P), los cuales publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015.

PARÁGRAFO 5. Las partes de los contratos de más de un año, diferentes a los que tratan los parágrafos 3 y 4 del presente artículo, celebrados con posterioridad al 15 de agosto de 2013, podrán acordar libremente la regla de actualización de precios que aplicará a partir del 1 de diciembre de 2015. Dicha regla deberá ser informada a la CREG a más tardar el 8 de septiembre de 2015 y deberá corresponder a valores determinísticos para cada uno de los años restantes de la vigencia del contrato o depender de un índice de manejo público dispuesto por una tercera parte independiente. El valor resultante de la actualización de precios será único para cada año.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas aplicarán la actualización de precios establecida en el numeral 1 del Anexo 3 de la presente Resolución.

PARÁGRAFO 6. En los contratos de más de un año que se celebren a partir del 21 de julio de 2015, como resultado del mecanismo de negociación directa, las partes aplicarán las ecuaciones de actualización de precios establecidas en el numeral 2 del Anexo 3 de la presente Resolución, según corresponda, con un factor de alfa (a) igual a cero (0).

Las partes podrán acordar libremente un único valor del factor beta (P), el cual deberá corresponder a un valor entre cero (0) y uno (1), que aplicará desde la primera y hasta la última actualización de la vigencia del contrato.

De no lograr un acuerdo entre las partes, estas deberán aplicar el factor beta (P) que publicará la CREG mediante circular de la Dirección Ejecutiva a más tardar el 30 de septiembre de 2015.

PARÁGRAFO 7. Los precios de los contratos de largo plazo de más de un año que se celebren como resultado de la negociación mediante subasta se actualizarán con base en las ecuaciones definidas en el numeral 2 del Anexo 3 de la presente Resolución, con un factor de alfa (a) igual a cero (0) y el factor beta (P) publicado por la CREG mediante circular 113 de 2015.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 15)

Participantes en el mercado primario

ARTÍCULO 2.3.2.3.1. VENDEDORES DE GAS NATURAL. Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado son los únicos participantes del mercado que podrán vender gas natural en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de suministro de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo IV del título III y en el título V de la presente Resolución.

PARÁGRAFO. El comercializador del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH sólo podrá participar como vendedor de gas natural en el mercado primario.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 16)

ARTÍCULO 2.3.2.3.2. COMPRADORES DE GAS NATURAL. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán comprar gas natural en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de suministro de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo IV del título III y en el título V de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 17)

Comercialización de gas natural

ARTÍCULO 2.3.2.4.1. MECANISMOS DE COMERCIALIZACIÓN. Con excepción del gas natural que se comercialice mediante la modalidad con interrupciones, en el mercado primario sólo se podrán utilizar los mecanismos de comercialización señalados en los Artículo 19, Artículo 22, y Artículo 23 de esta Resolución. En el caso del gas natural que se comercialice mediante la modalidad con interrupciones se deberá dar aplicación a lo previsto en el título V de esta Resolución.

PARÁGRAFO. El comercializador del gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH comercializará dicho gas natural con sujeción a lo dispuesto en el Artículo 19, Artículo 22 y Artículo 23 de esta Resolución. En esas negociaciones participará como vendedor.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 18)

ARTÍCULO 2.3.2.4.2. NEGOCIACIÓN DIRECTA EN CUALQUIER MOMENTO DEL AÑO. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 16 y 17 de esta Resolución podrán negociar directamente el suministro de gas natural, en cualquier momento del año, en los casos señalados a continuación.

1. Los productores-comercializadores sólo podrán comercializar gas natural mediante negociaciones directas, en cualquier momento del año, en los siguientes casos:

a) Cuando, de conformidad con lo establecido en el artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, o aquel que lo modifique, complemente o sustituya, provenga de las siguientes fuentes de producción:

i. Campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad.

ii. Campos menores.

iii. Yacimientos no convencionales.

b) Cuando provenga de un campo aislado. Se deberá entender como campo aislado aquel que no tiene conexión, a través de gasoductos, a sistemas de transporte del SNT que tienen acceso físico, directamente o a través de otros sistemas de transporte, a los puntos de Ballena en el Departamento de La Guajira o de Cusiana en el Departamento de Casanare.

c) Cuando provenga del desarrollo de un nuevo campo de producción de gas natural. Se deberá entender desarrollo en los términos del contrato de exploración y producción de hidrocarburos de la ANH. El gas natural proveniente de ese nuevo campo y que se declare como oferta de PTDVF podrá negociarse directamente durante los tres (3) años siguientes a la declaratoria de comercialidad del nuevo campo, período durante el cual deberán celebrarse los contratos resultantes de dichas negociaciones. Una vez terminado ese período de tiempo el gas natural proveniente de ese campo se deberá comercializar de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 22 y el Artículo 23 de esta Resolución.

d) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de opción de compra contra exportaciones, siempre que la cantidad a negociar no supere la cantidad vendida o por vender por el respectivo productor- comercializador con destino a exportaciones.

e) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de suministro de contingencia.

2. Los comercializadores de gas importado sólo podrán comercializar gas natural mediante negociaciones directas, en cualquier momento del año, en los siguientes casos:

a) Cuando se destine a la atención de la demanda del sector térmico, en los términos señalados en la Resolución CREG 062 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

b) Cuando se ofrezca mediante la modalidad de contrato de suministro de contingencia.

PARÁGRAFO 1. Los contratos que estén vigentes al momento de la expedición de esta Resolución y que tengan fecha de vencimiento anterior a un 30 de noviembre podrán ser extendidos, de mutuo acuerdo entre las partes, hasta el 30 de noviembre inmediatamente siguiente a la fecha de vencimiento prevista al momento de la expedición de esta Resolución.

PARÁGRAFO 2. Los productores-comercializadores cuya participación en un contrato de asociación o en un contrato de exploración y producción finalice en una fecha anterior a un 30 de noviembre podrán comercializar el gas natural que les corresponde mediante negociaciones directas con otros productores- comercializadores o con los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución. Estas negociaciones deberán tener como fecha de inicio de la obligación de entrega el 30 de noviembre inmediatamente anterior a la fecha de finalización de la participación en el respectivo contrato de asociación o de exploración y producción, y deberán tener como fecha de terminación de la obligación de entrega la fecha de finalización de la participación en el respectivo contrato de asociación o de exploración y producción. En este caso no se dará aplicación a las disposiciones de la Resolución CREG 093 de 2006 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

PARÁGRAFO 3. En cualquiera de los casos señalados en este artículo los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado podrán comercializar gas natural a través de los mecanismos de negociación a que se refiere el Artículo 23 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 19)

ARTÍCULO 2.3.2.4.3. CONTRATOS OBJETO DE LAS NEGOCIACIONES DIRECTAS EN CUALQUIER MOMENTO DEL AÑO. En las negociaciones directas a las que se hace referencia en el Artículo 19 de esta Resolución sólo se podrán pactar contratos de suministro a los que se hace referencia en los numerales 1, 2, 3, 4, 5, 7 y 8 del Artículo 8, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución. Los contratos celebrados tendrán la duración que acuerden las partes, pero deberán tener como fecha de terminación el 30 de noviembre del año que éstas acuerden.

PARÁGRAFO. De esta disposición se exceptúan los casos señalados en el numeral i del literal a) del numeral 1, en el literal b) del numeral 1 y en el literal a) del numeral 2 del Artículo 19 de esta Resolución. En estos casos las partes definirán las condiciones de los contratos que celebren.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 20)

ARTÍCULO 2.3.2.4.4. NEGOCIACIÓN SEGÚN EL BALANCE DE LA UPME. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 16 y en el Artículo 17 de esta Resolución podrán negociar el suministro de gas natural, durante el período de tiempo que defina la CREG, mediante los mecanismos de comercialización establecidos en esta Resolución, según lo dispuesto en este artículo.

Dentro de los primeros diez (10) días hábiles de julio de cada año, la CREG establecerá mediante resolución el mecanismo de comercialización a aplicar y el cronograma para el desarrollo del mismo. Lo anterior con base en el análisis del más reciente balance entre la oferta agregada y la demanda agregada de gas realizado por la UPME. El balance deberá ser aquel que considere el escenario de demanda media.

Cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta de gas natural es superior a la demanda de gas natural, en al menos tres (3) de los cinco (5) años siguientes al momento del análisis, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa establecido en el Artículo 22 de la presente resolución. Cuando el balance muestre lo contrario, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación mediante subasta establecido en el Artículo 24 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. La aplicación de lo dispuesto en el presente artículo tendrá lugar hasta noviembre de 2016 únicamente. Lo anterior sin perjuicio de que los contratos celebrados bajo el esquema dispuesto en este Artículo que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente Resolución continúen rigiendo con las condiciones pactadas vigentes hasta su fecha de terminación.

PARÁGRAFO 2. Los contratos de largo plazo celebrados bajo el esquema dispuesto en el presente artículo, cuya actualización de precios requiera de la aplicación de las ecuaciones establecidas en el numeral 1 del Anexo 3 y necesiten el promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente f, con duración de un (1) año, negociados para el año , , tomarán como precio de referencia el resultante de aplicar la siguiente ecuación:

La definición de las variables P_A y P_B de la anterior ecuación se establece en el numeral 4 del literal A del Artículo 23 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 21)

ARTÍCULO 2.3.2.4.5. NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS DE LARGO PLAZO. En los casos no previstos en el Artículo 19 de esta Resolución, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 16 y 17 de esta Resolución podrán pactar directamente el suministro de gas natural, dentro del plazo que establezca la CREG, únicamente mediante contratos de suministro firme CF95, firmeza condicionada y opción de compra, cuya duración sea de tres (3) o más años.

Durante el primer semestre de cada año, la Dirección Ejecutiva de la CREG establecerá mediante circular el cronograma de toda la comercialización para el respectivo año.

El cronograma que se menciona en este artículo deberá establecer la fecha en que los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta Resolución deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso.

La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF deberá ser igual o inferior al valor vigente de la PTDV o CIDV, según corresponda, aprobado por el Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento del Decreto 2100 de 2011 o aquel que lo modifique o sustituya.

El gestor del mercado hará pública esta información con el fin de poder realizar las negociaciones directas de contratos CF95, firmeza condicionada y opción de compra de largo plazo, cuyas cantidades de energía negociadas no podrán ser superiores a las declaradas al gestor del mercado.

En el mencionado cronograma la CREG establecerá la ventana de fechas para registrar ante el gestor del mercado los contratos suscritos como resultado de las negociaciones directas. Después de esta fecha no se podrán registrar contratos bajo negociaciones directas.

En las negociaciones a las que se hace referencia en el presente artículo sólo se podrán suscribir contratos de suministro firme CF95, firmeza condicionada y opción de compra, de que tratan los numerales 1, 7 y 8 del Artículo 8, los cuales se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución.

Para la suscripción de los contratos de suministro se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos:

a) Los contratos de suministro destinados a atender demanda regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro alguna de las dos siguientes fechas: el 1 de diciembre del año en que se realice la negociación directa o el 1 de diciembre del año siguiente al del año de la negociación. Como fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año que corresponda.

b) Los contratos de suministro destinados a atender demanda no regulada deberán tener como fecha de inicio del suministro alguna de las dos siguientes fechas: i) cualquier momento del año comprendido entre el 1 de diciembre del año en que se realice la negociación directa y el 30 de junio del año inmediatamente siguiente o; ii) el 1 de diciembre del año siguiente al del año de la negociación. La fecha de terminación del suministro deberá corresponder al 30 de noviembre del año en que se cumpla el plazo del contrato.

En cualquier caso, el precio del gas al momento de iniciar el suministro deberá corresponder al precio pactado por las partes al momento de la suscripción del contrato.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 22)

ARTÍCULO 2.3.2.4.6. NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS DE UN AÑO. En los casos no previstos en los Artículo 19 y Artículo 22 de esta Resolución, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 16 y 17 de esta Resolución podrán negociar contratos de suministro de gas natural con duración de un (1) año, sólo a través de los mecanismos establecidos en el presente artículo.

A. Reserva de cantidades a usuarios regulados

Lo dispuesto en el presente literal se llevará a cabo en los plazos que se establezcan en el cronograma mencionado en el Artículo 22.

1. Una vez surtidas las negociaciones de contratos de largo plazo de que trata el Artículo 22 y previo al desarrollo de las subastas de que trata el literal B de este Artículo, los comercializadores que atiendan usuarios regulados podrán solicitar una reserva de gas natural para la vigencia que inicia el 1 de diciembre del año en el que se comercializa el gas y termina el 30 de noviembre del año calendario siguiente.

2. El gas reservado será exclusivamente para la atención de usuarios regulados del comercializador que haya solicitado la reserva y sólo podrá reservarse hasta la diferencia entre la cantidad máxima diaria para atender los usuarios regulados y la cantidad total contratada a largo plazo, bajo modalidades de carácter firme, que esté vigente para atender usuarios regulados durante la vigencia entre el 1 de diciembre del año en el que se comercializa el gas y el 30 de noviembre del año calendario siguiente. La cantidad máxima diaria, para cada comercializador i, corresponderá a:

Donde:

	Cantidad máxima diaria para el comercializador i para atender usuarios regulados, expresada en MBTUD.
	Cantidad máxima de energía tomada en el punto de salida s del SNT por el comercializador i durante el año calendario inmediatamente anterior al año en el que se comercializa el gas, para ser entregada a demanda regulada, de acuerdo con la información reportada al gestor del mercado, en los términos del numeral i del literal b) del numeral 4.1 del Anexo 1 de la presente Resolución.
	Puntos de salida del SNT registrados en el sistema de información del gestor del mercado, en los cuales el comercializador i reportó información.

3. Los comercializadores que atienden a usuarios regulados y que deseen reservar deberán solicitar las cantidades requeridas al gestor del mercado, en MBTUD, e indicar el campo de suministro del cual requieren dichas cantidades.

El gestor, con base en la información reportada por los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16, de PTDVF y/o CIDVF y de los contratos suscritos en virtud de lo dispuesto en el Artículo 22, determinará las cantidades de PTDVF o CIDVF remanentes, es decir, la PTDVF o CIDVF después de restar las cantidades negociadas para tres (3) o más años, para cada vendedor y por cada campo.

Con base en lo anterior, el gestor del mercado definirá las cantidades a reservar por cada vendedor para cada campo, a prorrata de la de PTDVF o CIDVF remanente de cada vendedor.

En caso de que la cantidad total solicitada supere la cantidad disponible en el campo, se reservará la cantidad máxima disponible a prorrata de las cantidades solicitadas por cada comercializador.

4. El gestor del mercado deberá aplicar la regla de minimización de contratos establecida en el numeral 5.11 del Anexo 4 de la presente Resolución para la asignación de contratos de atención exclusiva a usuarios regulados. Estos contratos se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución.

5. Los vendedores y los comercializadores del gas reservado para usuarios regulados suscribirán contratos de suministro firme CF95, en los términos del numeral 1 del Artículo 8, por las cantidades efectivamente reservadas, cuyo precio corresponderá a la definición de la siguiente ecuación:

Donde:

	Precio para los contratos de suministro firme CF95, celebrados entre los vendedores y comercializadores a usuarios regulados, correspondientes a cantidades reservadas, para un campo de suministro , expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Porcentaje del 95% sobre la cantidad máxima de los contratos de suministro firme CF95, según la definición del contrato.
	Precio de cierre de la subasta de contratos de suministro C1, para el campo de referencia , expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Porcentaje sobre la cantidad máxima de los contratos de suministro C2 que corresponde a firme, según el literal C de este artículo.
	Precio de cierre de la subasta de contratos de suministro C2, para el campo de referencia , expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Porcentaje sobre la cantidad máxima de los contratos de suministro C1 que corresponde a firme, según el literal C de este artículo.

En caso de que no se cuente para un campo con precios de referencia de subasta de contrato C2, , deberá aplicarse en su lugar el promedio ponderado por cantidades de cierre de las subastas a nivel nacional para los contratos C2.

En caso de que no se cuente para un campo con precios de referencia de subasta de contrato C1, , deberá aplicarse en su lugar el promedio ponderado por cantidades de cierre de las subastas a nivel nacional para los contratos C1.

En caso de que no se cuente para un campo con precios de referencia de subasta de contrato C2, ni precios de referencia de subasta de contrato C1, , deberá aplicarse en su lugar el promedio ponderado por cantidades de cierre de las subastas a nivel nacional para los contratos C2 y C1 respectivamente.

En caso de requerirse y que no se cuente con precios de referencia de subasta de contrato C1 o C2 a nivel nacional, deberá aplicarse en su lugar lo siguiente. Si en el campo de referencia la oferta superó la demanda, se tomará el precio de reserva declarado por el respectivo vendedor. Por otro lado, si la demanda superó la oferta, se tomará el precio de cierre de la subasta.

En caso de que el precio para los contratos de suministro firme CF95, correspondiente a cantidades reservadas para un campo de suministro , esté por debajo del precio de reserva declarado por el vendedor para dicho campo o fuente de suministro , se tomará como precio de venta en el contrato el precio de reserva del productor-comercializador o comercializador de gas importado.

6. Los vendedores y los comercializadores de usuarios regulados deberán suscribir y registrar los contratos ante el gestor del mercado, de acuerdo con lo estipulado en el presente literal, previo al desarrollo de las subastas establecidas en el literal B de este artículo. Para estos efectos los vendedores y compradores deberán acordar los mecanismos de cobertura para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de los contratos de reserva. En cualquier caso, el vendedor no podrá negarse a suscribir el contrato si el comprador presenta alguno de los tipos de garantías definidos en el numeral 2 de la Resolución CREG 065 de 2015, o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan, de acuerdo con el procedimiento que defina la CREG.

B. Procedimiento de subastas

1. Los vendedores de que trata el Artículo 16 de esta Resolución declararán al gestor del mercado las cantidades a ofrecer mediante modalidad contractual C1, para todos los campos y/o fuentes de suministro, las cuales deberán ser mayores o iguales al 25% de su PTDVF o CIDVF disponible para todo el año t una vez restadas las cantidades negociadas a largo plazo según el Artículo 22 de esta Resolución y las cantidades reservadas según lo dispuesto en el literal A del presente artículo. El gestor del mercado recibirá las declaraciones de acuerdo con lo dispuesto en el Anexo 4 de esta Resolución.

2. El gestor del mercado llevará a cabo la subasta para la compraventa de contratos de suministro C1, en la fecha que se establezca a través del cronograma mencionado en el Artículo 22, en la cual podrán participar todos los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución. Una vez finalizada la subasta, el gestor del mercado publicará el precio de adjudicación del producto C1 para cada fuente de suministro.

3. Una vez llevada a cabo la subasta del numeral 2 del presente literal, el gestor del mercado publicará el precio de adjudicación del producto C1 para cada fuente de suministro. Asimismo, el gestor del mercado determinará y publicará las cantidades de energía que cada vendedor deberá ofrecer mediante modalidad contractual C2, para todos los campos y/o fuentes de suministro, teniendo en cuenta lo señalado en el Artículo 24 de la presente Resolución y los términos del Anexo 4 de esta Resolución.

4. El gestor del mercado llevará a cabo la subasta para la compraventa de contratos de suministro C2, en la fecha que se establezca a través del cronograma mencionado en el Artículo 22. En dicha subasta podrán participar los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución con excepción de los agentes térmicos. Una vez finalizada la subasta, el gestor del mercado publicará el precio de adjudicación del producto C2 para cada fuente de suministro.

5. Las negociaciones mediante las subastas se regirán por el reglamento establecido en el Anexo 4 de esta Resolución. Los contratos resultantes de tendrán vigencia entre el 1 de diciembre del año en el que se realizan las subastas y el 30 de noviembre del año calendario siguiente. Estos contratos se sujetarán a lo dispuesto en los capítulos I y II del título III de la presente Resolución.

C. Condiciones de los productos

1. Las cantidades de energía pactadas en los contratos de suministro C1 son firmes y se compondrán de un 30% fijo y una parte variable por el 70% restante. El suministro de la parte fija al igual que la parte variable que se ejecute deberá pagarse al precio de cierre de la subasta, P_C1.

En condiciones normales de abastecimiento, es decir que no se haya declarado un racionamiento programado de gas natural por parte del Ministerio de Minas y Energía, las cantidades asociadas a la opción de compra se podrán ejercer únicamente para su consumo y no para reventa. Los titulares de los derechos de suministro de estos contratos sólo podrán vender contratos de suministro en el mercado secundario o en contratos con interrupciones por una cantidad menor o igual al componente fijo. El despacho de dichos contratos del mercado secundario o con interrupciones estará sujeto a que el titular de los derechos de suministro de los contratos de suministro C1 no ejerza su opción de solicitar más del 30% de su cantidad de energía contratada.

En caso de que se declare un evento de racionamiento programado en el mercado nacional, según se contempla en el Decreto 880 de 2007 compilado por el Decreto 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, y sólo mientras dure dicho evento, el total de las cantidades nominadas cada día correspondiente a contratos de suministro C1 podrán ser comercializadas en el mercado secundario según lo dispuesto en el Titulo IV de la presente Resolución.

2. Las cantidades de energía pactadas en los contratos de suministro C2 se compondrán de un firme 75% fijo y el 25% restante como opción de venta por parte del productor-comercializador o el comercializador de gas importado. La entrega del 25% sólo se podrá restringir por la ejecución de las partes variables de contratos de suministro C1 vendidas por el mismo productor-comercializador o el comercializador de gas importado. Esta restricción deberá ser por la cantidad mínima necesaria para cumplir las obligaciones de la parte variable de los contratos C1 que se hayan ejecutado y sólo en casos en que el vendedor no cuente con gas en firme disponible para cumplir con sus obligaciones de contratos C1.

En tal evento el productor-comercializador o el comercializador de gas importado restringirá el suministro a los contratos de suministro C2 en un mismo porcentaje para todos y cada uno de los contratos de suministro C2 que él haya suscrito.

3. Ejecución de contratos

a) A más tardar a las 13:45 horas del día de gas, los titulares de los derechos de suministro de contratos C1 declararán a su vendedor las cantidades de la parte variable que desean tener disponible para el día D+1. Dicha declaración corresponderá a las cantidades preliminares que desea ejecutar de sus contratos y que para efectos comerciales serían las cantidades a facturar adicionales a la parte fija de estos contratos.

b) A más tardar a las 14:15 horas del día de gas, cada vendedor de contratos de suministro C1 y/o C2 deberá informar a sus compradores, de acuerdo con la declaración de ejecución de la parte variable de sus contratos C1 de que trata el literal a) anterior, las cantidades preliminares asignadas comercialmente a cada comprador y que estarían disponibles para nominar en cada uno de los contratos C1 y C2 para el día D+1.

c) Teniendo en cuenta la información suministrada por los vendedores de las cantidades preliminares disponibles para el día D+1, los titulares de derechos de suministro de contratos C1 que sean a su vez titulares de contratos C2, podrán modificar su solicitud de ejecución de la parte variable de contratos C1 declarando la nueva cantidad a su vendedor, que sólo podrá ser mayor a la cantidad preliminar declarada, a más tardar a las 14:45 horas del día de gas.

d) A partir de la información declarada en el literal c) anterior, los vendedores de contratos de suministro C1 y C2 calcularán las cantidades disponibles para entregar el día D+1 de los contratos C2 e informarán a las contrapartes la ejecución definitiva de los contratos C1 así como las cantidades definitivas disponibles para entrega r el día D+1 de contratos C2 a más tardar a las 15:15 del día de gas.

Las cantidades definitivas de que trata el literal d) anterior serán las cantidades a tener en cuenta para efectos de facturación por parte del vendedor y no podrán ser modificadas. La nominación por parte de los compradores deberá enmarcarse dentro de las cantidades ejecutadas y disponibles.

PARÁGRAFO. Para efectos de cumplimiento de lo establecido en el artículo 5 del Decreto 2100 de 2011, o aquel que lo modifique o sustituya, los contratos de suministro C2 se contarán como contratos que garantizan firmeza en las cantidades correspondientes a las contratadas multiplicadas por el porcentaje de firmeza mínima que calcule el administrador de las subastas de acuerdo con lo estipulado en el numeral 6.4 del Anexo 4 de la presente Resolución, según corresponda.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 23)

ARTÍCULO 2.3.2.4.7. CANTIDADES DISPONIBLES EN EL MERCADO. Los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta Resolución deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso. El gestor del mercado hará pública esta información. Lo anterior dentro de los plazos establecidos en el cronograma citado en el Artículo 22.

Las cantidades de energía a ofrecer mediante contratos de suministro C2 en los procesos de comercialización de que trata el numeral 4 del literal B del Artículo 23 deberán definirse según la siguiente ecuación:

donde

	Cantidad disponible para la venta mediante subasta de contratos de suministro firme C2, para el vendedor s, expresada en MBTUD.
	Oferta disponible para todo el año de gas la venta en firme expresada en MBTUD, para cada vendedor s. Corresponde a la PTDVF en al caso de los productores-comercializadores y a la CIDVF en el caso de los comercializadores de gas natural importado.
	Cantidad negociada mediante contratos firmes de largo plazo, por el vendedor s, mediante el proceso de comercialización establecido en el Artículo 22 de esta resolución, expresada en MBTUD.
	Cantidades reservadas para usuarios regulados según se establece en el literal A del Artículo 23, por el vendedor s, expresada en MBTUD.
	Cantidades del contrato C1 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 2 del literal B del Artículo 23 por parte del vendedor s, expresada en MBTUD.
	Según definición establecida en el Artículo 23.
	Según definición establecida en el Artículo 23.

PARÁGRAFO 1. La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF, según corresponda, no deberá contener oferta comprometida firme, OCF. En el Anexo 7 de esta Resolución se establece la forma de cálculo de la oferta comprometida firme, OCF.

PARÁGRAFO 2. En todo caso, las cantidades negociadas a través de los mecanismos establecidos en el Artículo 22 y el Artículo 23 deberán cumplir las siguientes desigualdades:

Donde

, , , , corresponden a lo definido en este artículo, y,

	Según definición establecida en el Artículo 23.
	Cantidades del contrato C2 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 4 del literal B del Artículo 23, por parte del vendedor s, expresada en MBTUD.
	Según definición establecida en el Artículo 23.
	Cantidades del contrato C1 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 2 del literal B del Artículo 23, por parte del vendedor s, expresada en MBTUD.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 24)

ARTÍCULO 2.3.2.4.8. CONDICIÓN DE PRECIO. El precio de los contratos de suministro de gas natural negociados mediante los mecanismos de comercialización de que trata el Artículo 18 de esta Resolución estará sujeto a las siguientes condiciones:

1. En el caso de las negociaciones directas a que se hace referencia en el Artículo 19 de esta Resolución el precio será el que acuerden las partes.

2. En el caso de las negociaciones de contratos de largo plazo a que se hace referencia en el Artículo 22 de esta Resolución el precio será el que acuerden las partes.

3. En el caso de las negociaciones de contratos de un año a que se hace referencia en el literal A del Artículo 23 de esta Resolución el precio será el definido en el numeral 5 del citado literal.

4. En el caso de las negociaciones de contratos de un año a que se hace referencia en el literal B Artículo 23 de esta Resolución el precio será el de cierre de la subasta para el respectivo producto.

PARÁGRAFO 1. Las partes de los contratos que resulten de las negociaciones a las que se hace referencia en los numerales 2, 3 y 4 de este artículo no podrán acordar modificaciones al precio inicial del contrato ni a las ecuaciones para la actualización de precios señaladas en el Artículo 15 de esta Resolución. Los descuentos se considerarán como una modificación al precio inicial del contrato.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 25)

Aspectos comerciales del mercado secundario

Modalidades y requisitos mínimos de contratos de suministro

ARTÍCULO 2.3.3.1.1. MODALIDADES DE CONTRATOS PERMITIDOS. En el mercado secundario sólo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

1. Contrato firme o que garantiza firmeza.

2. Contrato de suministro con firmeza condicionada.

3. Contrato de opción de compra de gas.

4. Contrato de opción de compra de gas contra exportaciones.

5. Contrato de suministro de contingencia.

6. Contrato con interrupciones.

Con excepción de los contratos con interrupciones, los contratos señalados en este artículo deberán cumplir las condiciones establecidas en los Artículos 10, 11, 13, 14, 27 y 28 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 1. Los contratos del mercado secundario que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente Resolución continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia.

PARÁGRAFO 2. Todos los contratos del mercado secundario serán de entrega física.

PARÁGRAFO 3. Cada contrato que se suscriba en el mercado secundario sólo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente Resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PARÁGRAFO 4. Con excepción de los contratos con interrupciones, durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del gas natural contratado.

PARÁGRAFO 5. La duración permisible para labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos serán las acordadas por las partes del contrato, sin que se superen las establecidas en el Artículo 12 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 26)

ARTÍCULO 2.3.3.1.2. DURACIÓN DE LOS CONTRATOS. Los contratos para el servicio de suministro de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de suministro inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.

PARÁGRAFO 1. Para efectos de la declaración de la información de que trata el numeral 2.1 del Anexo 1 de esta Resolución los vendedores y los compradores del mercado secundario deberán disponer de los contratos a los que se hace referencia en este artículo, los cuales deberán constar por escrito.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 27)

ARTÍCULO 2.3.3.1.3. PUNTOS ESTÁNDAR DE ENTREGA E INDICADORES DE FORMACIÓN DE PRECIOS. A. Puntos estándar de entrega. En los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario, distintos de los contratos con interrupciones negociados como se establece en el literal B del Artículo 40 de la presente Resolución, se deberá pactar el punto estándar de entrega, establecido en listado que adoptará la CREG en circular de la Dirección Ejecutiva.

En todo caso, dichos puntos de entrega deben corresponder a: i) un punto de transferencia de custodia entre el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado, y el transportador cuando se trate de puntos de entrada al sistema de transporte; ii) un punto de transferencia de custodia entre el transportador y el vendedor del mercado secundario cuando se trate de puntos de salida del sistema de transporte; iii) un punto de transferencia entre transportadores; o iv) un punto de inicio o terminación del servicio de transporte.

B. Indicadores de formación de precios: Mediante circular la Dirección Ejecutiva de la CREG se definirá el conjunto de puntos estándar de entrega que se utilizarán para cada indicador. Asimismo, se definirá la metodología que se debe utilizar para el cálculo de los indicadores.

Una vez la Dirección Ejecutiva de la CREG defina el conjunto de puntos estándar de entrega que se utilizarán para cada indicador y la metodología a utilizar para el cálculo de los indicadores, el gestor del mercado calculará y publicará en el BEC los indicadores de formación de precios, con base en la información registrada por los participantes del mercado para cada punto estándar de entrega.

PARÁGRAFO 1. El vendedor deberá entregar el gas en el punto estándar de entrega donde lo ofreció y deberá asumir los costos para transportar el gas hasta ese punto.

PARÁGRAFO 2. Lo establecido en este artículo no cobijará a los contratos ofrecidos a través del proceso úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 36 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 3. La transferencia de propiedad del gas entre el vendedor y el comprador del mercado secundario deberá corresponder a uno de los puntos estándar listados en la circular que la CREG publique para estos efectos.

PARÁGRAFO 4. En caso de que el gas no sea inyectado al SNT, se deberá reportar como punto estándar de entrega el código de la División Político-administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE, del centro poblado en el que el vendedor entregue el gas; si el vendedor entrega el gas en boca de pozo el punto estándar de entrega será el campo.

PARÁGRAFO 5. En la ejecución de los contratos con interrupciones negociados bilateralmente, como se establece en el literal c) del numeral 4 del literal B del Artículo 40 de la presente Resolución, las partes definirán los puntos estándar de entrega, los cuales deberán corresponder a los puntos estándar listados en la circular que la CREG publique para estos efectos.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 28)

Participantes en el mercado secundario

ARTÍCULO 2.3.3.2.1. VENDEDORES DE GAS NATURAL. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán vender gas natural en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de suministro de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo III del título IV y en el título V de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 29)

ARTÍCULO 2.3.3.2.2. COMPRADORES DE GAS NATURAL. Los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los comercializadores son los únicos participantes del mercado que podrán comprar gas natural en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de suministro de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el capítulo III del título IV y en el título V de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 30)

Comercialización de gas natural

ARTÍCULO 2.3.3.3.1. NEGOCIACIONES DIRECTAS DE GAS NATURAL. Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 29 y 30 de esta Resolución podrán negociar directamente la compraventa de gas natural en el mercado secundario. En estas negociaciones sólo se podrán pactar contratos sujetos a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente Resolución. Las partes acordarán libremente el precio del gas natural que se comercialice mediante estas negociaciones directas.

Los mencionados vendedores y compradores, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 35 de esta Resolución, podrán realizar negociaciones de compraventa de gas natural en el mercado secundario de acuerdo con lo señalado en el Artículo 33 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 31)

ARTÍCULO 2.3.3.3.2. NEGOCIACIONES MEDIANTE LOS PROCESOS ÚSELO O VÉNDALO. Los participantes del mercado, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 35 de esta Resolución, se acogerán a los mecanismos y procedimientos de negociación del proceso úselo o véndalo detallado en el Artículo 36 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 32)

Negociaciones a través del BEC

ARTÍCULO 2.3.3.4.1. NEGOCIACIONES DIRECTAS A TRAVÉS DE BEC. Como parte del servicio al que se hace referencia en el numeral 4 del Artículo 5 de esta Resolución, el gestor del mercado pondrá la siguiente información a disposición de los participantes del mercado que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 35 de esta Resolución:

1. Ofertas de venta de gas natural. Las ofertas deberán especificar la identidad del oferente, los datos de contacto del mismo, la cantidad ofrecida en MBTUD, la duración del contrato ofrecido, el punto estándar de entrega, los precios de venta en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y la fecha máxima para manifestar interés en el contrato ofrecido.

2. Solicitudes de compra de gas natural. Las solicitudes deberán especificar la identidad del solicitante, los datos de contacto del mismo, la cantidad requerida en MBTUD, la duración del contrato solicitado, el punto estándar de entrega, el precio de compra en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y la fecha máxima para manifestar interés en el contrato solicitado.

A partir de esta información, los vendedores y los compradores que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el Artículo 35 de esta Resolución, realizarán las negociaciones directas de su interés. Será responsabilidad de estos participantes del mercado llevar a cabo cada una de las negociaciones y celebrar los correspondientes contratos, con sujeción a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente Resolución.

PARÁGRAFO. El gestor del mercado definirá el medio y el formato para la presentación de las ofertas de venta y de las solicitudes de compra a las que se hace referencia en este artículo. El gestor del mercado facilitará la publicación de otra información sobre las ofertas de venta y las solicitudes de compra que los participantes del mercado deseen publicar voluntariamente.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 33)

ARTÍCULO 2.3.3.4.2. NEGOCIACIONES DIRECTAS A TRAVÉS DE OTRAS PLATAFORMAS. La implementación del BEC no impedirá la negociación a través de otras plataformas de iniciativa particular. No obstante, todos los contratos del mercado secundario deberán ser registrados ante el gestor del mercado de conformidad con lo dispuesto en el Anexo 1 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 34)

ARTÍCULO 2.3.3.4.3. REGISTRO EN EL BEC. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 29 y 30 de esta Resolución podrán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y solicitudes de compra en el mercado secundario. El registro en el BEC no conllevará el pago de cargos adicionales y se realizará ante el gestor del mercado, a través del medio electrónico y los formatos que éste defina.

La información que el gestor del mercado solicite a través de los formatos de registro en el BEC por lo menos le deberá permitir identificar si el participante del mercado que desea registrarse corresponde a uno de los vendedores o compradores a los que se hace referencia en los Artículos 29, y 30 de esta Resolución, y si quien adelanta el trámite está facultado para representar a dicho vendedor o comprador.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 35)

Procesos úselo o véndalo

ARTÍCULO 2.3.3.5.1. PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE CORTO PLAZO PARA GAS NATURAL. El gas natural que haya sido contratado en firme y no haya sido nominado para el siguiente día de gas estará a disposición de los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 30 de esta Resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 35 de la misma. Para la negociación de este gas se seguirá este procedimiento:

1. Declaración de las cantidades disponibles. A más tardar a las 15:55 horas del Día D-1, los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado declararán los titulares de los derechos de suministro del gas natural contratado, bajo las modalidades de contratos firmes, firmes CF95 (en el 95% de la cantidad contratada), de firmeza condicionada, de suministro C1 (en su componente fijo firme) y de suministro C2 (en su componente fijo más el gas disponible para contratos C2) que no haya sido nominado para el siguiente día de gas, las respectivas cantidades de gas no nominado y los correspondientes puntos de entrega de dicho gas pactados en los contratos. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios. Esta declaración deberá presentarse de acuerdo con lo señalado en el numeral 5.4 del Anexo 5 de la presente Resolución.

En esta declaración no se deberán incluir las cantidades que no fueron nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 10 y 11 de esta Resolución.

La no declaración de esta información o su declaración inoportuna podrá ser considerada por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

Si en las cantidades declaradas como disponibles se encuentra gas natural contratado por generadores térmicos, estos le deberán informar al gestor del mercado qué cantidad no debe ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural. La cantidad informada por los generadores no será considerada parte del gas natural disponible. Si antes de las 16:00 horas el gestor del mercado no recibe esta información, éste entenderá que la totalidad del gas no nominado por el correspondiente generador térmico sí está disponible para este proceso.

2. Definición del precio de oferta. El precio de oferta de las cantidades de gas disponibles de que trata el numeral anterior será el precio de reserva que declaren los titulares de las cantidades de gas natural disponibles conforme a lo establecido en el numeral 5.4 del Anexo 5 de la presente Resolución.

3. Publicación de la cantidad disponible. A más tardar a las 16:10 horas del Día D-1, el gestor del mercado publicará la cantidad total de gas disponible en cada punto de entrega.

4. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 16:35 horas del Día D-1, los compradores de que trata el Artículo 30 de esta Resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 35 de esta Resolución y que estén interesados en contratar el gas ofrecido en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el numeral 5.6 del Anexo 5 de la presente Resolución.

5. Subasta de la cantidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de las cantidades disponibles de gas natural, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el numeral 5.7 del Anexo 5 de la presente Resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 16:35 y las 17:00 horas del Día D-1 para cada punto de entrega de gas. Habrá tantas subastas como puntos de entrega con gas disponible para subastar. El gas negociado será entregado en el punto de entrega para el cual se especificó cada una de las subastas.

6. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 17:00 horas del Día D-1, una vez finalizadas las subastas, el gestor del mercado deberá informar a los vendedores y a los compradores las cantidades asignadas bajo este proceso. El gestor del mercado igualmente informará dichas cantidades a los productores-comercializadores y a los comercializadores de gas importado involucrados en este proceso.

7. Celebración de contratos. El vendedor y el respectivo comprador serán responsables de suscribir el contrato de compraventa de gas natural. Este deberá cumplir las condiciones y los requisitos mínimos de un contrato firme sujeto a lo dispuesto en el capítulo I del título IV de la presente Resolución.

El vendedor podrá supeditar el perfeccionamiento y la ejecución del contrato y, por tanto, la nominación del gas a un acuerdo sobre los mecanismos para el cubrimiento del riesgo de cartera al que él se enfrenta. En todo caso, el vendedor siempre podrá exigir como garantía el mecanismo de prepago y deberá aceptarlo cuando el comprador elija este mecanismo de cubrimiento.

Si el comprador realiza el prepago del gas natural adoptará la condición de comprador de corto plazo y como tal será el titular de los derechos de suministro de gas para el día de gas. En este evento el vendedor estará obligado a nominar el gas negociado o a solicitar la nominación del gas al responsable de la misma, según corresponda.

Para facilitar el funcionamiento del mecanismo de prepago, el gestor del mercado fungirá como depositario del dinero en prepago por medio de un instrumento fiduciario regido por los criterios que defina la CREG en resolución aparte.

8. Programación definitiva del suministro. A más tardar a las 18:50 horas del Día D-1, el responsable de la nominación de gas confirmará al respectivo productor-comercializador y/o comercializador de gas importado la cantidad vendida a través del proceso definido en este artículo, la cual deberá ser igual o inferior a la informada por el gestor del mercado según lo señalado en el numeral 6 de este artículo. Esta cantidad entrará al programa definitivo de suministro de gas que el productor-comercializador y/o el comercializador de gas importado debe elaborar y enviar al responsable de la nominación de gas y al gestor del mercado a más tardar a las 19:50 horas.

A más tardar a las 20:00 horas, el responsable de la nominación de gas enviará al comprador de corto plazo el programa definitivo de suministro elaborado por el productor-comercializador y/o el comercializador de gas importado.

PARÁGRAFO 1. El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este artículo.

PARÁGRAFO 2. Los días 1 y 15 de cada mes el gestor del mercado ordenará la transferencia del dinero depositado en el instrumento fiduciario a los vendedores correspondientes. En caso de que alguno de estos días no sea un día hábil, la transferencia se hará el siguiente día hábil.

Todas las transferencias del dinero recibido por concepto de prepago deberán incluir los rendimientos financieros que se hayan generado. Al momento de hacer las transferencias se deberán descontar los gastos correspondientes por concepto de administración e impuestos.

PARÁGRAFO 3. El comprador de corto plazo será responsable de pagar al vendedor de corto plazo las compensaciones que ocasione por variaciones de salida.

PARÁGRAFO 4. Durante el ciclo de nominación los responsables de la nominación de gas no podrán modificar las cantidades de energía nominadas a la hora límite para el recibo de la nominación diaria de suministro, por parte de los productores-comercializadores y de los comercializadores de gas importado, establecida en el RUT. En la confirmación de la cantidad de energía a suministrar, a realizar dentro de la hora límite establecida en el RUT, sólo se podrán aumentar las cantidades nominadas inicialmente en aplicación del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 36)

Promotor de mercado

ARTÍCULO 2.3.3.6.1. PROMOTOR DE MERCADO. La CREG podrá seleccionar mediante Resolución a uno o varios participantes del mercado para que adopten el rol de promotor de mercado. Con el fin de estimular la liquidez del mercado secundario, cada promotor de mercado ofrecerá gas natural mediante contratos firmes y simultáneamente presentará solicitudes de compra de gas natural a través de la misma modalidad contractual.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 37)

ARTÍCULO 2.3.3.6.2. SERVICIOS DEL PROMOTOR DE MERCADO. En caso de que la CREG decida adoptar la figura del promotor de mercado éste prestará los siguientes servicios:

1. A través del BEC, el promotor de mercado expresará permanentemente su disposición a vender y a comprar una cantidad fija de gas natural bajo la modalidad de contrato firme, para el siguiente día de gas. El promotor de mercado publicará la cantidad de gas ofrecida para la venta y su correspondiente precio, y simultáneamente presentará solicitudes de compra de gas a un precio más bajo.

La cantidad fija a negociar será definida por la CREG. El spread entre el precio de venta y el precio de compra estará sujeto a un tope máximo regulado por la CREG.

2. Si uno de los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 30 de esta Resolución, que esté registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 35 de la misma, acepta parcial o totalmente la oferta del promotor de mercado, éste publicará una nueva oferta en el BEC, de forma que mantenga su disposición a vender. Así mismo, si uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 29 de esta Resolución, que esté registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 35 de la misma, le presenta una oferta al promotor de mercado, éste la aceptará e inmediatamente publicará en el BEC una nueva solicitud de compra, de forma que mantenga su disposición a comprar.

3. Con el fin de que el promotor de mercado pueda gestionar sus necesidades de suministro, la CREG establecerá un límite diario de la cantidad neta a negociar, de forma que la cantidad vendida menos la comprada no supere dicho límite.

4. El promotor de mercado sólo podrá condicionar la aceptación de una solicitud de compra o de una oferta, a los límites de cantidades y precios a los que se refieren los numerales 1 y 3 de este artículo.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 38)

ARTÍCULO 2.3.3.6.3. SELECCIÓN DEL PROMOTOR DE MERCADO. En caso de que la CREG decida adoptar la figura de promotor de mercado la CREG establecerá, en resolución aparte, los procedimientos que seguirá para su selección y los incentivos que tendrá el promotor para prestar estos servicios.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 39)

Negociación de contratos con interrupciones

ARTÍCULO 2.3.4.1. NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS DE SUMINISTRO CON INTERRUPCIONES. Los contratos de suministro con interrupciones se negociarán mediante subastas o negociaciones directas así:

A. Negociación de contratos con interrupciones mediante subastas: Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 16, Artículo 29, Artículo 17, y en el Artículo 30 de esta Resolución sólo podrán negociar la compraventa de gas natural mediante la modalidad de contratos con interrupciones a través de subastas mensuales. Estas subastas se realizarán el penúltimo día hábil de cada mes para cada campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, y se regirán por el reglamento establecido en el Anexo 6 de esta Resolución.

B. Negociación de contratos con interrupciones a través de negociaciones directas: Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que hace referencia el Artículo 29 y en el Artículo 30 de esta Resolución podrán negociar directamente contratos con interrupciones en cualquier momento del año mediante las siguientes reglas:

1. Duración: el contrato deberá tener una duración mínima de 1 mes y máxima de 12 meses. En cualquier caso, su ejecución deberá iniciar antes de la finalización del año de gas en que se realice el registro, comprendido entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del año calendario siguiente.

2. Precio: las partes deberán pactar un precio único expresado en dólares americanos por MBTU y no se actualizará durante el plazo de duración del contrato.

3. Cantidades: las partes deberán acordar la cantidad máxima contratada en MBTUD.

4. Ejecución:

a) En el día D-1, antes del inicio del ciclo de nominación de suministro, las partes fijarán la cantidad de gas en MBTU a entregar por parte del vendedor durante el día de gas y los puntos de entrega. El vendedor tendrá en cuenta esta información para realizar la nominación para el día de gas.

b) Durante el día de gas las partes podrán acordar modificar las cantidades y los puntos de entrega, en todo caso sujeto al proceso de renominaciones.

c) Durante el día D+1 las partes determinarán las cantidades de gas en MBTU autorizadas por el vendedor durante el día de gas y liquidarán el valor total por punto estándar de entrega de esas cantidades, en dólares americanos. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.

5. Reporte de información al gestor del mercado:

a) Información del contrato: las partes deberán reportar al gestor del mercado la información de los contratos según lo dispuesto en el Anexo 1 de la presente Resolución. Este contrato deberá estar registrado ante el gestor del mercado antes del día de inicio de ejecución.

b) Información de ejecución del contrato: a más tardar el día D+1 las partes deberán declarar al gestor del mercado las cantidades en MBTU autorizadas por el vendedor, el punto de entrega, el precio unitario expresado en dólares americanos por MBTU determinado a partir de la información del literal c) del numeral 4 del literal B del presente artículo y el tipo de demanda atendida. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.

PARÁGRAFO 1. De manera transitoria, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 16, 29, 17 y 30 de esta Resolución podrán negociar directamente la compraventa de gas natural mediante la modalidad de contratos con interrupciones con una vigencia no mayor al último día del mes en que inicie el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado.

PARÁGRAFO 2. De conformidad con lo establecido en el parágrafo del artículo 12 del Decreto 2100 de 2011, o aquel que lo modifique complemente o sustituya, los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta Resolución podrán negociar directamente el suministro del gas natural que provenga de campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, de campos menores o de yacimientos no convencionales mediante la modalidad de contratos con interrupciones, sin sujetarse a lo dispuesto en el Anexo 6 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 3. Los Comercializadores de gas importado podrán negociar directamente con los generadores térmicos el suministro del gas natural, con destino a la atención de la demanda de generadores termoeléctricos, mediante la modalidad de contratos con interrupciones. Estos contratos tendrán duración mensual. Solamente en este caso los comercializadores de gas natural importado no estarán obligados a dar aplicación a lo dispuesto en el Anexo 6 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 4. Los contratos con interrupciones a los que se hace referencia en:

i. El parágrafo 2 del artículo 7, el parágrafo del artículo 10, el numeral 3 del artículo 13 y el numeral 3 del artículo 14 de la Resolución CREG 123 de 2013 y;

ii. Los contratos con interrupciones pactados entre el 15 de agosto de 2013 y la entrada en vigencia de la presente resolución.

Se entenderán como contratos con interrupciones negociados mediante subastas, a los que hace referencia el literal A del presente artículo.

PARÁGRAFO 5. Los contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas que inicien el primero de diciembre del siguiente año de gas se deberán registrar entre el 20 y el 25 de noviembre del año de gas vigente.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 40)

ARTÍCULO 2.3.4.2. CONTRATOS CON INTERRUPCIONES. Los contratos de suministro con interrupciones que resulten de aplicar los mecanismos de comercialización establecidos en el literal A del Artículo 40 de esta Resolución deberán tener duración mensual, con vigencia desde las 00:00 horas del primer día calendario del mes hasta las 24:00 horas del último día calendario del mismo mes.

PARÁGRAFO. De esta medida se exceptúan los contratos de suministro con interrupciones del gas natural que provenga de campos que se encuentren en pruebas extensas o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad, de campos menores o de yacimientos no convencionales.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 41)

Aspectos operativos

ARTÍCULO 2.3.5.1. CONSIDERACIONES OPERATIVAS RELACIONADAS CON RENOMINACIONES. 1. En relación con las renominaciones de suministro durante el día de gas se seguirán las siguientes reglas, además de aquellas establecidas en el RUT:

a) Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado sólo podrán aceptar renominaciones de suministro de gas que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural. Como excepción podrán aceptar renominaciones de suministro de gas que afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural de conformidad con lo dispuesto en el literal b) de este numeral.

b) Los adjudicatarios del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural podrán solicitar renominaciones a través de los responsables de la nominación de gas. En este caso los responsables de la nominación de gas deberán solicitar la renominación e informar a los productores-comercializadores o a los comercializadores de gas importado que la renominación la hacen a nombre del comprador de corto plazo.

2. El productor-comercializador o el comercializador de gas importado podrán aceptar, en un tiempo inferior a seis (6) horas, las renominaciones que presenten los generadores térmicos originadas por requerimientos del Centro Nacional de Despacho para cumplir redespachos o autorizaciones en el sector eléctrico. En todo caso estas aceptaciones deberán acogerse a lo establecido en el presente artículo.

El productor-comercializador o el comercializador de gas importado sólo podrán negar la aceptación de renominaciones si existen limitaciones técnicas o de capacidad en el SNT o en la infraestructura de suministro de gas. Así mismo, estos participantes del mercado deberán conservar los soportes que evidencien la limitación técnica o de capacidad que no permitió aceptar la renominación, para cuando la autoridad competente o los remitentes los soliciten.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 42)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 2.3.6.1. TRANSICIÓN. Todas las disposiciones de la presente resolución se aplicarán una vez el gestor del mercado de gas natural desarrolle e implemente lo que le corresponda conforme al Artículo 39 de la Resolución CREG 185 de 2020 y a más tardar el 5 de enero de 2021.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 43)

Información transaccional y operativa (Anexo 1)

Información transaccional y operativa

ARTÍCULO 2.3.7.1.1. Información transaccional y operativa. En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 2 del Artículo 5 de esta Resolución, el gestor del mercado recopilará, verificará, publicará y conservará la información que se detalla a continuación. La declaración de la información señalada en este anexo se hará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Información transaccional del mercado primario

Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado primario

ARTÍCULO 2.3.7.2.1.1. Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado primario. a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado primario.

Los vendedores y los compradores de gas natural a los que se hace referencia en el Artículo 16 y en el Artículo 17 de esta Resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de suministro de gas natural que suscriban en el mercado primario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 8 de esta Resolución. Para aquellos contratos suscritos antes de la entrada en vigencia de esta Resolución, se deberá declarar la modalidad de contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de suscribirlo.

v. Punto de entrega de la energía al comprador. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios. Se deberá indicar el nombre de la fuente de suministro de la cual se contrató la cantidad de energía pactada en el contrato.

vi. Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.

vii. Precio a la fecha de suscripción del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

viii. Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año).

ix. Fecha de terminación de la obligación de entrega (día/mes/año).

x. La demás información que determine la CREG.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones u otros. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar la cantidad a entregar, el mercado relevante en el que se consumirá esa cantidad y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 16 y 17 de esta Resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de suministro de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 16 y 17 de esta Resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

La no declaración de la información aquí señalada podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de información inconsistente. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado primario

ARTÍCULO 2.3.7.2.2.1. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado primario. a) Verificación

El gestor del mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores del mercado primario. En particular, verificará que:

i. La información declarada por cada vendedor en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.1 de este Anexo coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1.1 de este Anexo.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que trata el numeral i anterior el gestor del mercado deberá informárselo a las partes, dentro de las 24 horas siguientes al recibo de la última de las declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para que ellas rectifiquen las diferencias a más tardar 24 horas después del recibo de la solicitud de verificación. Cuando no sea posible la rectificación dentro de este término el gestor del mercado deberá abstenerse de registrar el contrato y no podrá tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado deberá informar esta situación a las partes involucradas y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

Para efectos de la verificación, el gestor del mercado podrá contrastar la información declarada por los participantes del mercado con la contenida en los contratos de los que haya solicitado copia.

b) Registro de contratos

El registro de los contratos del mercado primario se iniciará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

El gestor del mercado registrará cada contrato del mercado primario una vez haya verificado que la información declarada por el comprador es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo señalado en el literal a) de este numeral. El gestor del mercado asignará un número de registro a cada contrato registrado.

Para el caso de los contratos que se suscriban con posterioridad a la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de la información señalada en literal a) del numeral 1.1 este Anexo se deberá realizar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la suscripción del contrato. El gestor del mercado dispondrá de hasta tres (3) días hábiles, contados a partir del recibo de la última de las declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para verificar la información, registrar el contrato cuando proceda y actualizar la lista de contratos registrados.

Para el caso de los contratos suscritos en el mercado primario antes de la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de la información señalada en el literal a) del numeral 1.1 de este Anexo se deberá realizar dentro del mes siguiente a dicha fecha. El gestor del mercado dispondrá de dos (2) meses, contados a partir de la fecha establecida en el primer inciso de este literal para verificar la información recibida oportunamente, registrar los contratos cuando proceda y actualizar la lista de contratos registrados. Una vez trascurridos los dos (2) meses aquí señalados no se podrán aceptar nominaciones ni realizar entregas de gas natural correspondientes a los contratos vigentes que no estén debidamente registrados.

Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado no podrán aceptar las nominaciones ni podrán entregar las cantidades correspondientes a contratos que no estén registrados ante el gestor del mercado.

Para facilitar el cumplimiento de esta medida el gestor del mercado, a través del BEC, pondrá a disposición de los participantes del mercado que estén registrados en el BEC, la lista de sus contratos debidamente registrados.

c) Publicación

El gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, con la periodicidad indicada:

i. La cantidad total de energía negociada mediante cada modalidad de contrato y para cada punto de entrega. Esta información se actualizará cada vez que cambie la cantidad contratada bajo alguna de las modalidades contractuales definidas en el Artículo 8 de esta Resolución.

ii. El precio promedio, ponderado por cantidades, al que se negoció cada modalidad de contrato de suministro, en cada punto de entrega. Esta información se actualizará cuando cambie la cantidad contratada bajo alguna de las modalidades contractuales definidas en el Artículo 8 de esta Resolución; o se actualice el precio pactado en los contratos como consecuencia de la actualización de precios a que se refiere el Artículo 15 de la presente Resolución.

iii. El precio promedio nacional por modalidad de contrato, calculado como el promedio, ponderado por cantidades, de los precios a que se refiere el numeral anterior. Este valor se actualizará con la frecuencia señalada en el numeral anterior.

iv. Los índices requeridos para aplicar las ecuaciones establecidas en el Anexo 3 de esta Resolución. Esta información se publicará a más tardar el último día hábil del mes de noviembre de cada año.

El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Información transaccional del mercado secundario

Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado secundario

ARTÍCULO 2.3.7.3.1.1. Recopilación de información sobre el suministro de gas natural en el mercado secundario. El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario.

Los vendedores y los compradores de gas natural a los que se hace referencia en el Artículo 29 y el Artículo 30 de esta Resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de suministro de gas natural que suscriban en el mercado secundario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

a) Información contractual

i.	Número del contrato.
ii.	Fecha de suscripción del contrato.
iii.	Nombre de cada una de las partes.
iv.	Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 26 de esta Resolución.
v.	Punto de entrega. Corresponderá a un punto estándar de entrega. En el caso de los contratos con interrupciones se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
vi.	Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.
vii.	Precio a la fecha de suscripción del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
viii.	Fecha de inicio de la obligación de entrega (día/mes/año). En el caso de los contratos con duración menor a veinticuatro horas durante el día de gas también se deberá declarar la hora de inicio.
ix.	Fecha de terminación de la obligación de entrega (día/mes/año). En el caso de los contratos con duración menor a veinticuatro horas durante el día de gas también se deberá declarar la hora de terminación.
x.	La demás información que determine la CREG.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 29 y en el Artículo 30 de esta Resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de suministro de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 29 y en el Artículo 30 de esta Resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

b) Información sobre contratos con interrupciones pactados a través de negociaciones directas

Información contractual:

A más tardar 7 días hábiles antes del inicio de la ejecución, los compradores y vendedores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información relacionada con el contrato:

i.	Número del contrato.
ii.	Fecha de suscripción del contrato.
iii.	Nombre de cada una de las partes.
v.	Precio único pactado en el contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, como se establece en el numeral 2 del literal B del Artículo 40 de la presente Resolución.
vi.	Cantidad máxima pactada en el contrato expresada en MBTUD, como se establece en el numeral 3 del literal B del Artículo 40 de la presente Resolución.
vii.	Fecha de inicio del contrato (día/mes/año).
viii.	Fecha de terminación del contrato (día/mes/año).
ix.	La demás información que determine la CREG.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de suministro de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

Información sobre la ejecución del contrato:

A más tardar a las 24:00 horas del día D+1, los compradores y vendedores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información sobre la ejecución del contrato, por cada punto de entrega:

i.	Número de contrato en ejecución.
ii.	Cantidad total de gas en MBTU autorizada por el vendedor al comprador para el día de gas. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador.
iii.	Valor facturado por la cantidad de gas autorizada para el día de gas, expresado en dólares de los Estados Unidos de América. En ningún momento el precio unitario acordado para el día de gas, podrá superar el precio único al que hace referencia el numeral 2 del literal B del Artículo 40 de la presente Resolución.
iv.	Punto de entrega de las cantidades de gas autorizadas por el vendedor.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con la ejecución del contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones u otros.

Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la cantidad contratada con cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar la cantidad a entregar, el mercado relevante en el que se consumirá esa cantidad y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información señalada en el presente literal se deberá realizar a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado secundario

ARTÍCULO 2.3.7.3.2.1. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado secundario. El registro de los contratos del mercado secundario se iniciará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:

a) A más tardar a las 14:00 horas del día de gas, cada vendedor y cada comprador declarará ante el gestor del mercado la información de los contratos que haya celebrado en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

b) A las 15:00 horas del día de gas, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i. La cantidad de energía negociada en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada punto de entrega.

ii. El precio promedio, ponderado por cantidades, acordado en los contratos de suministro de gas natural en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada modalidad de contrato en cada punto de entrega.

El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará obligado a verificarla previamente.

c) A más tardar a las 8:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, cada vendedor y cada comprador declarará ante el gestor del mercado la información de los contratos que haya celebrado en el mercado secundario entre las 12:00 y las 24:00 horas del día de gas. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

d) A las 9:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i. La cantidad de energía negociada en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada punto de entrega.

ii. El precio promedio, ponderado por cantidades, acordado en los contratos de suministro de gas natural en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato para cada punto de entrega.

iii. Los precios mínimos y máximos de la energía negociada en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada punto de entrega, al igual que el número total de negociaciones realizadas.

iv. La cantidad de energía negociada el día de gas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 36 de esta Resolución.

v. El precio promedio, ponderado por cantidades, acordado en los contratos de suministro de gas natural para el día de gas mediante el proceso de que trata el Artículo 36 de esta Resolución, para cada punto de entrega.

vi. El precio promedio nacional de la energía negociada mediante el proceso de que trata el Artículo 36 de esta Resolución para el día de gas calculado como el promedio, ponderado por cantidades, de los precios a que se refiere el numeral anterior.

El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará obligado a verificarla previamente.

e) El gestor del mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores del mercado secundario. En particular, verificará que:

i. La información declarada por cada vendedor, en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo, coincida con la declarada por cada comprador en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo.

El gestor del mercado registrará cada contrato del mercado secundario una vez haya verificado que la información declarada por el comprador es consistente con la información declarada por el vendedor, según lo señalado en este literal. El gestor del mercado asignará un número de registro a cada contrato registrado.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que trata el numeral i anterior, el gestor del mercado deberá informárselo a las partes, durante el día calendario siguiente al día de gas, para que ellas rectifiquen las diferencias a más tardar el segundo día calendario siguiente al día de gas. Cuando no sea posible la rectificación dentro de este término el gestor del mercado deberá abstenerse de registrar el contrato y no podrá tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado deberá informar esta situación a las partes involucradas y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

Si la rectificación conlleva a cambios en la información publicada por el gestor del mercado, éste deberá publicar la información ajustada durante el tercer día calendario siguiente al día de gas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Información de otras transacciones en el mercado mayorista

Recopilación de información sobre negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados.

ARTÍCULO 2.3.7.4.1.1. Recopilación de información sobre negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados.. a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de prestación del servicio público domiciliario de gas natural a usuarios no regulados.

Los comercializadores deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de prestación del servicio público domiciliario de gas natural a usuarios no regulados. Para estos efectos deberán declarar la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Tipo de demanda: comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica u otros. Se deberá declarar el nombre del usuario, la cantidad contratada con el mismo y su ubicación, para lo cual se deberá especificar si se trata de un usuario conectado al SNT o a un sistema de distribución. Si el usuario está conectado al SNT, el comercializador deberá declarar en cuál municipio y departamento se encuentra el punto de salida del usuario. Si el usuario está conectado a un sistema de distribución, el comercializador deberá declarar el mercado relevante al que pertenece el sistema de distribución.

v. Cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD.

vi. Precio de la energía a entregar en el domicilio del usuario, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, a la fecha de suscripción del contrato.

vii. Fecha de inicio del contrato (día/mes/año).

viii. Fecha de terminación del contrato (día/mes/año).

ix. Garantías.

x. Plazo para realizar el pago.

xi. La demás información que determine la CREG.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

La terminación anticipada o la modificación del contrato dará lugar a la actualización del registro ante el gestor del mercado. Para estos efectos los comercializadores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

b) Información de los usuarios no regulados

Los usuarios no regulados que estén dispuestos a declarar ante el gestor del mercado la información listada previamente, lo harán a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Registro de contratos y publicación de información sobre negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados.

ARTÍCULO 2.3.7.4.2.1. Registro de contratos y publicación de información sobre negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados.. El registro de los contratos suscritos entre comercializadores y usuarios no regulados se iniciará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios. El registro se deberá realizar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la suscripción del contrato.

Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:

a) Registro de contratos y publicación de información declarada por los comercializadores

El gestor del mercado registrará los contratos con base en la información declarada por los comercializadores. Con base en dicha información, el gestor del mercado publicará lo siguiente en el BEC, el quinto día hábil de cada mes:

i. El precio promedio, ponderado por cantidades, al que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por municipio y departamento, durante el mes calendario anterior. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii. El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió el gas natural a usuarios no regulados, por municipio y departamento, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

b) Información declarada por los usuarios no regulados

Cuando los usuarios no regulados declaren información sobre los contratos suscritos con los comercializadores, el gestor del mercado verificará la consistencia entre ésta y la información declarada por los comercializadores. Con base en la información consistente, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, el quinto día hábil de cada mes:

ii. El precio mínimo y el precio máximo a los que se vendió gas natural a usuarios no regulados, por municipio y departamento, durante el mes calendario anterior. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Información operativa

Recopilación de información operativa

ARTÍCULO 2.3.7.5.1.1. Recopilación de información operativa. La declaración de la información señalada en el presente numeral se deberá realizar a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. Dicha declaración se hará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

a) Suministro

A más tardar a las 12:00 horas del día D+1, los productores- comercializadores que operen campos de producción y los comercializadores de gas importado deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad total de energía inyectada en cada punto de entrada al SNT y la cantidad total entregada a través de otros medios de transporte como gasoductos dedicados y gas natural comprimido, expresada en MBTU. Los comercializadores de gas importado y los productores- comercializadores de campos aislados también deberán declarar al gestor del mercado aquella cantidad total de energía que es consumida en el territorio nacional y no pasa por el SNT, expresada en MBTU.

ii. Cantidad de energía a suministrar en cada punto de entrada al SNT, expresad en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada para el día de gas.

iii. Cantidad de energía exportada, expresada en MBTU, con sujeción a las medidas que el Ministerio de Minas y Energía adopte sobre la materia.

iv. La demás información que determine la CREG.

b) Entregas a usuarios finales

A más tardar a las 12:00 horas del día D+1, los comercializadores y los distribuidores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad total de energía tomada en el punto de salida del SNT para ser entregada a usuarios finales, desagregada por tipo de demanda regulada y no regulada. El distribuidor será el responsable de declarar esta información cuando el punto de salida del SNT corresponda a una estación de puerta de ciudad. En los demás casos el responsable será el comercializador o el usuario no regulado, según corresponda.

En los casos señalados en el parágrafo 5 del artículo 36 de la Resolución CREG 185 de 2020, el transportador deberá reportar al gestor las cantidades tomadas en el punto de salida por cada remitente, de conformidad con la asignación de medición acordada entre ellos.

A partir de la medición real del día de gas la demanda no regulada se deberá desagregar en comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas térmicas u otros, expresada en MBTU. Con base en mediciones históricas la demanda regulada se deberá desagregar en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas térmicas u otros, expresada en MBTU.

El distribuidor, el comercializador o el usuario no regulado, según corresponda, declarará el número del contrato bajo el cual se transportó dicho gas.

ii. La demás información que determine la CREG.

Los usuarios no regulados que participen como compradores en el mercado primario deberán declarar mensualmente al gestor del mercado, a través del medio y del formato que éste defina, la información señalada en este literal.

c) Información sobre nominaciones de suministro de gas

i. Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información de nominación para el día de gas, antes de las 12:00 horas del día de gas, por cada fuente de suministro y para cada una de sus contrapartes:

- Código contraparte.

- Número de operación asignado por el gestor.

- Nombre de los puntos de entrada donde se inyecta la energía al SNT. Estos puntos de entrada deberán corresponder a los puntos de entrada con código asignado por el gestor del mercado.

- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o interior.

- Cantidad de energía a suministrar incluida en el programa de suministro de gas definitivo, esto es el dato final después de renominaciones, expresada en MBTU, determinada por tipo de demanda no regulada la cual deberá ser desagregada en comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica u otros y demanda regulada la cual deberá ser desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica u otros.

ii. Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada renominación ocurrida durante el día de gas, antes de las 12:00 horas del día D+1, por cada campo de producción y para cada una de sus contrapartes:

- Código contraparte.

- Número de operación asignado por el gestor.

- Nombre de los puntos de entrada donde se inyecta la energía al SNT. Estos puntos de entrada deberán corresponder a los puntos de entrada con código asignado por el gestor del mercado.

- Hora en la cual el productor-comercializador o el comercializador de gas importado recibió la renominación.

- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o interior.

Cuando el productor-comercializador o el comercializador de gas importado no disponga de la información para declarar al gestor la energía por sectores, estos participantes del mercado exigirán que en la nominación el comprador les señale la desagregación por tipo de demanda de la energía nominada. El remitente deberá entregar la desagregación el mismo día de la nominación y en el formato que establezca el productor-comercializador o el comercializador de gas importado.

El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este literal.

d) Otra información operativa

Los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información, cada vez que sea necesario para mantenerla actualizada, por cada fuente de suministro que debe corresponder al código que el gestor asignó al punto de entrada donde el productor inyecta el gas al SNT:

- Tipo de fuente de suministro: planta de importación de gas, campo de producción especificando si se trata de un menor, aislado, en pruebas extensas, yacimiento no convencional, nuevo campo y otros.

- Nombre del punto de entrada: punto de entrada donde se inyecta el gas al SNT que corresponda al nombre y código asignado por el gestor del mercado. En caso de que el punto de entrada esté sobre un sistema de distribución se deberá indicar el nombre del mercado relevante y del municipio donde está ubicado el punto de entrada. Si se trata de una fuente que no tiene conexión al SNT o a un sistema de distribución, como podría ser el caso de entrega de gas a sistemas de transporte de gas natural comprimido, el nombre del punto de entrada será igual al nombre de la fuente.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Verificación y publicación de la información operativa

ARTÍCULO 2.3.7.5.2.1. Verificación y publicación de la información operativa. a) Verificación

A partir de la información operativa recolectada con base en el presente Anexo y en el Anexo 2 de la Resolución 185 de 2020, el gestor del mercado verificará la consistencia de la información operativa declarada por las partes que intervienen en los contratos. En particular, verificará que:

i. Las cantidades de energía inyectadas en cada punto de entrada al SNT, declaradas por los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado, coincidan con las cantidades de energía recibidas en cada punto de entrada al SNT, declaradas por los transportadores.

ii. Las cantidades de energía que cada remitente tomó en cada punto de salida del SNT, declaradas por los transportadores, coincidan con las cantidades de energía tomadas en cada punto de salida del SNT, declaradas por los distribuidores, los comercializadores y los usuarios no regulados.

iii. El número del contrato bajo el cual se transportó el gas que cada remitente tomó en cada punto de salida del SNT, declarado por el transportador, coincida con el número del contrato bajo el cual se transportó el gas tomado en cada punto de salida del SNT, declarado por los distribuidores, los comercializadores y los usuarios no regulados.

iv. Los contratos bajo los cuales se transportó gas natural, declarados por los transportadores, los comercializadores, los distribuidores y los usuarios no regulados, estén debidamente registrados ante el gestor del mercado.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que tratan los numerales i, ii y iii anteriores, el gestor del mercado deberá informárselo a las partes, durante el día calendario siguiente al día de gas, para que ellas rectifiquen las diferencias a más tardar el segundo día calendario siguiente al día de gas. Cuando no sea posible la rectificación dentro de este término el gestor del mercado no podrá tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado deberá informar esta situación a las partes involucradas y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que trata el numeral iv anterior, el gestor del mercado deberá informarle esta situación a las partes responsables de declarar la respectiva información y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

b) Publicación

A partir de la información operativa recolectada con base en el presente Anexo y en el Anexo 2 de la Resolución 185 de 2020, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, con la periodicidad aquí establecida:

i. Las cantidades totales de energía inyectadas diariamente en cada punto de entrada al SNT y las cantidades totales provenientes de campos aislados, desagregadas en producción nacional e importaciones, expresadas en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por las modalidades contractuales establecidas en el Artículo 8 de esta Resolución.

ii. La cantidad total de energía tomada diariamente de cada tramo de gasoducto definido para efectos tarifarios y de cada sistema de transporte, expresada en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por tipo de demanda (i.e. regulada, no regulada o tomada por otro transportador; la demanda regulada y no regulada deberá ser desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica u otros).

iii. La cantidad total de energía tomada diariamente del SNT, expresada en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por tipo de demanda (i.e. regulada y no regulada, desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica u otros) y por las modalidades contractuales establecidas en el Artículo 8 de esta Resolución.

iv. La cantidad total de energía declarada por los comercializadores de gas importado resultante de adicionar aquella inyectada al SNT más aquella consumida en el territorio nacional sin haber ingresado al SNT, expresada en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses por las modalidades contractuales establecidas en el Artículo 8 de esta Resolución.

v. Cantidad total de energía tomada diariamente en los puntos de salida de cada sistema de transporte, o entregada en los puntos de transferencia entre transportadores, correspondiente a contratos de parqueo, expresada en MBTU.

vi. Las cantidades totales de energía a suministrar diariamente, según las nominaciones de suministro, en cada punto de entrada al SNT, expresadas en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses.

vii. Las cantidades totales de energía autorizada diariamente, según las nominaciones de transporte, por cada sistema de transporte, expresadas en MBTU. Esta información se actualizará dentro de los primeros cinco (5) días hábiles de cada mes y deberá mostrar el histórico de los últimos doce (12) meses.

viii. La demás que determine la CREG.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Conservación de información

ARTÍCULO 2.3.7.6.1. Conservación de información. El gestor del mercado deberá conservar toda la información que recopile. En desarrollo de esta labor deberá:

a) Conservar toda la información declarada a él durante el período de vigencia de la obligación de prestación del servicio. Los datos deberán tener el correspondiente back-up por fuera de su aplicativo web.

b) Asegurar que todos los datos y registros se mantengan en un formato convencional para su entrega a quien eventualmente lo sustituya como gestor del mercado, según lo determine la CREG.

c) Asegurar que la información histórica agregada esté disponible para ser descargada del BEC en un formato convencional, y de alta compatibilidad con diferentes plataformas informáticas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Divulgación anual de información

ARTÍCULO 2.3.7.7.1. Divulgación anual de información. El gestor del mercado deberá publicar un informe anual en el BEC en el que se presente la siguiente información agregada del mercado primario, del mercado secundario y de las negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados:

a) Promedio de las cantidades de energía negociadas durante cada mes del año, expresada en MBTUD.

b) Promedio de las cantidades de energía negociadas diariamente, expresada en MBTUD.

c) Cantidad total de energía negociada durante el año, expresada en MBTU.

d) Cantidad total de energía negociada durante cada mes del año, expresada en MBTU.

e) Precio promedio, ponderado por cantidades, de la energía negociada durante el año, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

f) Precio promedio, ponderado por cantidades, de la energía negociada durante cada mes del año, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

g) Número de negociaciones durante el año.

h) Número promedio de negociaciones diarias.

i) Índices del mercado.

j) Cualquier otra información relevante relacionada con sus actividades en el año anterior.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Indicadores del mercado primario (MP)

ARTÍCULO 2.3.7.8.1. Indicadores del mercado primario (MP). El gestor del mercado deberá calcular, con la periodicidad que en cada caso se expone y a partir de la información recolectada con base en el presente Anexo y en el Anexo 2 de la Resolución CREG 185 de 2020, los indicadores del mercado primario que se describen a continuación:

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
MP1		Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular: Producción total disponible para la venta PTDV en relación con el potencial de producción PP, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. Periodicidad de cálculo: anual, antes del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PP y PTDV.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP2		Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular: Producción total disponible para la venta en firme PTDVF y cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF en relación con la producción total disponible para venta PTDV y las cantidades de gas importadas disponibles para la venta CIDV, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		lo modifique, adicione o sustituya. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. Periodicidad de cálculo: anual, antes del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF, CIDVF, PTDV y CIDV.
MP3		Antes del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular: Producción total disponible para la venta en firme PTDVF con el potencial de producción PP. Según definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. Periodicidad de cálculo: anual, antes del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya declaración de las variables PTDVF y PP.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP4		Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la producción total disponible para venta PTDV y las cantidades de gas importadas disponibles para la venta CIDV, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. Periodicidad de cálculo: todos los meses. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
MP5		Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con la producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. Periodicidad de cálculo: todos los meses. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
MP6		Calcular toda la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas, en relación con el potencial de producción PP, según las definiciones del Decreto 2100 de 2011 compilado por el Decreto 1073 de 2015 y la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente y por productor, considerando las declaraciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía. Periodicidad de cálculo: todos los meses. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general y los indicadores por productor para la SSPD, SIC y CREG
MP7		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la demanda regulada que atiende cada comercializados Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. todos los comercializadores con demanda regulada) y para cada comercializador con demanda regulada. La demanda regulada corresponderá a la que declare cada comercializador que atiende usuarios regulados al gestor.	Los indicadores nacional para el público general y los indicadores por comercializador para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		Periodicidad de cálculo: anual después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
MP8		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con la declaración de producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente. Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general
MP9		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural. Estos indicadores deben calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por fuente.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
MP10		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la declaración de producción total disponible para la venta en firme PTDVF y las cantidades importadas disponibles para la venta en firme CIDVF. Estos indicadores deben calcularse de manera nacional (i.e. agregado), por fuente (i.e. Cusiana y Cupiagua), por productor (i.e. Ecopetrol) y por tipo de demanda (i.e. industrial). Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.	Los indicadores nacional y por fuente para el público general
MP11		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todo el gas natural contratado en firme por la demanda no regulada en relación con la oferta comprometida en contratos firmes, contratos de suministro con firmeza condicionada y contrato de opción de compra de gas. En la oferta comprometida también deben incluirse aquellos contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural. Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado),	Los indicadores nacional y por fuente para el público general

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		por fuente (Cusiana y Cupiagua), por productor (i.e. Ecopetrol) y por tipo de demanda (i.e. industrial). Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde haya oferta comprometida.
MP12		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda regulada (incluye todas las modalidades). Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por comercializados Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	El indicador nacional para el público general y los indicadores por comercializado para la SSPD, SIC y CREG
MP13		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular la demanda no regulada con contratos firmes (i.e. contratos firmados antes y después del proceso de negociación) en relación con el total contratado por la demanda no regulada (incluye todas las modalidades). Este indicador debe calcularse de manera nacional (i.e. agregado) y por comercializados Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación.	El indicador nacional para el público general y los indicadores de cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
MP14		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes. El valor de la capacidad de transporte contratada en contratos firmes corresponderá al valor máximo de contratos firmes en el correspondiente mes. Este cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el mercado relevante. Este indicador debe calcularse para todos los mercados relevantes. Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	Los indicadores para cada mercado relevante para la SSPD, SIC y CREG
MP15		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, calcular todos los contratos firmes de suministro por fuente para la demanda no regulada en relación con toda la capacidad de transporte contratada en contratos firmes. El valor de la capacidad de transporte contratada en contratos firmes corresponderá al valor máximo de contratos firmes en el correspondiente mes. Este cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el usuario no regulado.	Los indicadores para cada uno de los usuarios no regulados para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		Este indicador debe calcularse para todos los usuarios no regulados. Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.
MP16		Para cada tramo regulatorio de transporte, calcular capacidad máxima comprometida en el mes (i.e. incluyendo todas las modalidades) en relación con la capacidad de transporte del tramo. El valor de la capacidad comprometida corresponderá al valor máximo de contratación en alguno de los días del correspondiente mes. El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor. Este indicador debe calcularse para cada tramo regulatorio. Periodicidad de cálculo: mensual. Horizonte de cálculo: para el mes anterior al mes de cálculo y para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	Los indicadores para cada tramo de transporte regulatorio para la SSPD, SIC y CREG
MP17		Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contrato de la demanda regulada en relación con el total de la demanda regulada en contratos. Este indicador debe calcularse de manera agregada y para cada comercializador que tenga contratos de demanda regulada. Periodicidad de cálculo: mensual. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para

MP18		Para los contratos con destino a la demanda no regulada, calcular cuánto representa cada modalidad en relación con el total de la demanda no regulada en contratos. Este indicador debe calcularse de manera agregada y para cada comercializador que atiende demanda no regulada. Periodicidad de cálculo: mensual. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12.	Los indicadores agregados para el público general y los indicadores para cada comercializador para la SSPD, SIC y CREG
MP19		Para los contratos con destino a la demanda regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contratos de capacidad de transporte en relación con la capacidad del tramo. En un mes, el valor de cada modalidad de contratos corresponderá al mayor valor de capacidad de transporte observado en esa modalidad en uno de los días del mes correspondiente. El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor. Para los mercados relevantes, el cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el mercado relevante. Este indicador debe calcularse para todos los mercados relevantes. Periodicidad de cálculo: mensual. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	Los indicadores para cada mercado relevante para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
MP20		Para los contratos con destino a la demanda no regulada, calcular cuánto representa cada modalidad de contratos de capacidad de transporte en relación con la capacidad del tramo. En un mes, el valor de cada modalidad de contratos corresponderá al mayor valor de capacidad de transporte observado en esa modalidad en uno de los días del mes correspondiente. El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor. El cálculo tendrá en cuenta las capacidades del último tramo de transporte necesario para abastecer el usuario no regulado. Este indicador debe calcularse para todos los usuarios no regulados. Periodicidad de cálculo: mensual. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	Los indicadores para cada usuario no regulado para la SSPD, SIC y CREG
MP21		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente y por productor, calcular qué agentes tienen los contratos, así: contratos que tiene cada agente en relación con la oferta comprometida. En este cálculo no se tendrán en cuenta los contratos con interrupciones. En la oferta comprometida también deben incluirse todos los contratos vigentes y negociados antes de la entrada en operación del gestor del mercado de gas natural.	Los indicadores por agente, fuente y por productor para la SSPD, SIC y CREG

No.	Indicador	Qué mide	Visible para
		Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para todos los meses en donde se haya comprometido la oferta.
MP22		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por cada tramo regulatorio, calcular qué agentes tienen los contratos de capacidad de transporte, así: contratos que tiene cada agente en relación con la capacidad del tramo. En un mes, el valor de los contratos de un agente corresponderá al valor máximo de contratación de ese agente en algunos de los días del correspondiente mes. El valor de la capacidad del tramo corresponderá al valor de la CMMP que haya declarado el transportador al gestor. Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: para cada uno de los meses de los siguientes 12 meses.	Los indicadores por agente y tramo regulatorio para la SSPD, SIC y CREG
MP23		Después del proceso de negociación previsto en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya, por fuente, por productor, por modalidad contractual, de manera agregada (i.e. total nacional) y desagregada (i.e. por campo) y por tipo de demanda calcular precios promedios. Periodicidad de cálculo: anual, después del proceso de negociación. Horizonte de cálculo: Puntual en el momento de cálculo.	Los indicadores agregados para el público general.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Unificación de puntos en el SNT

ARTÍCULO 2.3.7.9.1. Unificación de puntos en el SNT. Los puntos sobre el SNT en los que se pueda generar información relevante para el mercado, se deberán codificar teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

a) Información que debe declara el transportador:

i. Para cada punto de entrada y de salida del sistema de transporte, los transportadores deberán declarar al gestor del mercado, y cada vez que exista una modificación o actualización, la siguiente información para todos los tramos del SNT que corresponda:

- Nombre

- Ubicación, indicando el código de la División Político- administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE, del centro poblado.

- Tramo o grupo de gasoductos sobre el cual está ubicado el punto de salida o de entrada, de acuerdo con aquellos tramos o grupos de gasoducto definidos en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG.

- Un diagrama donde se relacione la información anterior.

ii. Para (i) cada punto sobre el troncal o gasoducto principal del que se desprende un gasoducto ramal; (ii) cada punto sobre el sistema de transporte donde termina un tramo de gasoducto, definido en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG, e inicia el siguiente tramo; (iii) cada punto sobre sistema donde se ubica una estación de compresión; (iv) cada punto donde se presenta transferencia de custodia entre transportadores; el transportador declarará al gestor del mercado la siguiente información:

- Nombre

- Ubicación, indicando el código de la División Político- administrativa, Divipola vigente, publicado en la página web del Departamento Nacional de Estadística, DANE del centro poblado. Tramo o grupo de gasoductos asociado, de acuerdo con aquellos definidos en las resoluciones de cargos regulados aprobados por la CREG.

- En el caso de puntos de transferencia de custodia, se deberá declarar el nombre del transportador a quien le transfiere la custodia del gas en ese punto.

- Un diagrama donde se relacione la información anterior.

La anterior información deberá ser declarada de manera completa, ordenada y exhaustiva, de acuerdo con los formatos que establezca el gestor del mercado. El gestor establecerá estos formatos previa coordinación con los transportadores.

b) Unificación de puntos sobre el SNT

El gestor del mercado deberá unificar la información sobre puntos de entrada, puntos de salida, punto sobre el troncal o gasoducto principal del que se desprende un gasoducto ramal, punto sobre el sistema de transporte donde termina un tramo de gasoducto, punto sobre el sistema donde se ubica una estación de compresión y punto donde se presenta transferencia de custodia entre transportadores del SNT declarada por los transportadores, de tal modo que sean únicos y fácilmente identificables.

Esta codificación seguirá una numeración secuencial, y deberá ser publicada en el BEC.

c) Una vez el gestor del mercado publique la codificación en el BEC, la misma deberá ser utilizada en el registro de información de que trata este Anexo.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 1)

Compensaciones en suministro (Anexo 2)

ARTÍCULO 2.3.8.1. Compensaciones en suministro (Anexo 2). 1. En el caso de los contratos firmes, firmes al 95%, de firmeza condicionada, de opción de compra, de suministro C1 y de suministro C2, en cuanto a las cantidades en las que el vendedor garantiza firmeza según las definiciones de los contratos en la regulación, cuando el vendedor incumple sus obligaciones y esto no conlleva la interrupción del servicio a usuarios regulados, el vendedor deberá reconocer y pagar al comprador el valor resultante de aplicar la siguiente ecuación:

Donde:

C:	Valor de la compensación, expresado en pesos.
m:	Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
	Precio vigente del gas natural para el mes m, según lo previsto en el contrato de suministro, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. En el caso de un contrato de opción de compra de gas será la suma entre el precio vigente del gas natural para el mes m, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y el valor que se ha pagado como prima por el derecho a tomar gas, acumulado desde la última vez que tomó gas o en su defecto desde el inicio del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Estos precios serán los previstos en el contrato de suministro.
	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día calendario del mes m, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América.
	Cantidad total de energía dejada de entregar durante el mes m, expresada en MBTU.
	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, tal que sea igual a 1, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPCD-año.
	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
PC:	Poder calorífico del gas dejado de entregar, expresado en MBTU por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m - 1.
	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m y para la cantidad G, según lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por factura.
	Número de facturas a usuarios del rango j de consumo en el mes m - 1.
	Rango de consumo de conformidad a lo establecido a la Resolución CREG 011 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.

2. En el caso de los contratos firmes, firmes al 95%, de firmeza condicionada, de opción de compra, de suministro C1 y de suministro C2, en cuanto a las cantidades en las que el vendedor garantiza firmeza según las definiciones de los contratos en la regulación cuando el vendedor incumple sus obligaciones y esto conlleva la interrupción del servicio a usuarios regulados, el vendedor deberá reconocer y pagar al comprador el valor resultante de aplicar las siguientes ecuaciones:

Donde:

C:	Valor de la compensación, expresado en pesos.
C₁:	Valor de la compensación asociada al incumplimiento que causa interrupción del servicio a usuarios regulados, expresado en pesos.
C₂:	Valor de la compensación asociada al resto del incumplimiento, expresado en pesos.
G_m:	Cantidad total de energía dejada de entregar durante el mes m, expresada en MBTU.
G_1,m:	Cantidad de energía dejada de entregar a usuarios regulados durante el mes m, expresada en MBTU.
G_2,m:	Cantidad total de energía dejada de entregar durante el mes m menos la cantidad de energía dejada de entregar a usuarios regulados durante el mes m, expresada en MBTU.
m:	Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
VCD:	Valor a compensar por incumplimiento del indicador DES, según lo establecido en la Resolución CREG 100 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos.
CFI_m:	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, tal que sea igual a 1, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por KPCD-año.
TRM_m:	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día calendario del mes m, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América.
CFAOM_m:	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
PC:	Poder calorífico del gas dejado de entregar, expresado en MBTU por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m - 1.
P_m:	Precio vigente del gas natural para el mes m, según lo previsto en el contrato de suministro, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. En el caso de un contrato de opción de compra de gas será la suma entre el precio vigente del gas natural para el mes m, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU, y el valor que se ha pagado como prima por el derecho a tomar gas, acumulado desde la última vez que tomó gas o en su defecto desde el inicio del contrato, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Estos precios serán los previstos en el contrato de suministro.
	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m y para la cantidad , según lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por factura.
	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m y para la cantidad , según lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresará en pesos por factura.
F:	Número de facturas a usuarios del rango j de consumo en el mes m - 1.
j:	Rango de consumo de conformidad a lo establecido a la Resolución CREG 011 de 2003 o aquellas que la modifique o sustituya.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 2)

Actualización de precios (Anexo 3)

Actualización de precios

ARTÍCULO 2.3.9.1.1. Actualización de precios. Los precios pactados en los contratos de suministro bajo las modalidades firme, firme CF95, de firmeza condicionada y de opción de compra, se deberán actualizar al inicio de cada año con base en las siguientes ecuaciones, según corresponda:

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 3)

Ecuaciones para actualización de precios No. 1

ARTÍCULO 2.3.9.2.1. Ecuaciones para actualización de precios No. 1. En el caso de los contratos que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de esta Resolución, que estén contemplados en el parágrafo 5 del Artículo 15 de esta Resolución, exceptuando los contratos contemplados en el parágrafo 3 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, siempre y cuando se hayan negociado contratos firmes de la fuente con duración de un (1) año, se aplicará la siguiente ecuación para la actualización de precios en el año :

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el primer año de vigencia del contrato, a₁. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año a₁. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
T:	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, CF, un contrato de suministro con firmeza condicionada, CFC, o un contrato de opción de compra de gas, OCG.
:	Punto de entrega del gas natural contratado. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
d:	Duración del contrato de suministro.
:	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de uno (1) a d, siendo a₁ el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 3)

ARTÍCULO 2.3.9.2.2. Ecuaciones para actualización de precios No. 1. En el caso de los contratos que estén contemplados en el parágrafo 5 del Artículo 15 de esta Resolución, exceptuando aquellos contemplados en el parágrafo 3 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en: a) el Artículo 21 de esta Resolución, siempre y cuando no se hayan negociado contratos firmes de la fuente con duración de un (1) año, para el año ; y b) el Artículo 19 de esta Resolución, se aplicará la siguiente ecuación para la actualización de precios:

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el primer año de vigencia del contrato, a₁. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes de todas las fuentes de suministro, con duración de un (1) año, negociados para el año en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de la presente Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes de todas las fuentes de suministro, con duración de un (1) año, negociados para el año a₁ en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de la presente Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
T:	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, CF, un contrato de suministro con firmeza condicionada, CFC, o un contrato de opción de compra de gas, OCG.
^:	Punto de entrega del gas natural contratado. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
d:	Duración del contrato de suministro.
^:	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de uno (1) a d, siendo a₁ el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 3)

Ecuaciones para actualización de precios No. 2

ARTÍCULO 2.3.9.3.1. Ecuaciones para actualización de precios No. 2. En el caso de los contratos que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 y en el Artículo 22 de esta Resolución, que estén contemplados en los parágrafos 3, 6 y 7 del Artículo 15 de esta Resolución, exceptuando aquellos contratos contemplados en el parágrafo 5 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, siempre y cuando se hayan negociado contratos firmes de la fuente con duración de un (1) año tanto para el año a_i-1 como para el año , se aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente , con duración de un (1) año, negociados para el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Valor entre 0 y 1 que pondera el factor de actualización de precios del mercado interno.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas Intercedíate (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas intermedióle (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Corresponde al índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Corresponde al índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Valor que pondera el factor de actualización de precios exógenos al mercado de gas natural.
	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, CF, un contrato de suministro con firmeza condicionada, CFC, o un contrato de opción de compra de gas, OCG.
	Punto de entrega del gas natural contratado. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
	Duración del contrato de suministro.
	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de uno (1) a d, siendo a₁ el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 3)

ARTÍCULO 2.3.9.3.2. Ecuaciones para actualización de precios No. 2. En el caso de los contratos que estén contemplados en los parágrafos 3, 6 y 7 del Artículo 15 de esta Resolución, exceptuando aquellos contemplados en el parágrafo 5 del artículo antes mencionado y exceptuando también aquellos en los cuales de lo dispuesto en la cláusula de ajuste regulatorio no se infiera que se debe aplicar lo contemplado en el presente numeral, que resulten de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en: a) el Artículo 21 y en el Artículo 22 de esta Resolución, siempre y cuando no se hayan negociado contratos firmes de la fuente con duración de un (1) año, para el año a o para el año ; y b) el Artículo 19 de esta Resolución, se aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio del gas natural contratado bajo la modalidad T, de la fuente , con duración d, aplicable durante el año . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes de todas las fuentes de suministro, con duración de un (1) año, negociados para el año en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de esta Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Promedio nacional, ponderado por cantidades, de los precios de los contratos firmes de todas las fuentes de suministro, con duración de un (1) año, negociados para el año en aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el Artículo 21 de esta Resolución. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Valor entre 0 y 1 que pondera el factor de actualización de precios del mercado interno.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas Intercedíate (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Promedio aritmético de precios diarios de cierre del marcador West Texas intermedióle (WTI), spot prices, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration), para el año . Los días a considerarse serán aquellos en los que haya negociación de WTI y la correspondiente publicación. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por barril.
	Corresponde al índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Corresponde al índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD4 publicada por el Bureau of Labor Statistics, para el mes de noviembre del año . El vínculo permanente es: https://www.quandl.com/data/BLS/WPSFD4
	Valor que pondera el factor de actualización de precios exógenos al mercado de gas natural.
	Modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme, CF, un contrato de suministro con firmeza condicionada, CFC, o un contrato de opción de compra de gas, OCG.
	Punto de entrega del gas natural contratado. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
	Duración del contrato de suministro.
	Año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de uno (1) a d, siendo a-i el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 3)

TÍTULO 10

Reglamento de la subasta de gas natural (Anexo 4)

Objeto

ARTÍCULO 2.3.10.1.1. Objeto. El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación del suministro de gas natural mediante subasta, según lo dispuesto en el Artículo 23 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Principios generales de la subasta

ARTÍCULO 2.3.10.2.1. Principios generales de la subasta. La subasta se regirá por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de la subasta conducirá a la formación de precios eficientes de cada uno de los productos.

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente Resolución.

c) Neutralidad: el diseño de la subasta y el reglamento de la misma no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes.

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de la subasta serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Organización de la subasta

Responsabilidades y deberes del administrador de la subasta.

ARTÍCULO 2.3.10.3.1.1. Responsabilidades y deberes del administrador de la subasta.. &$

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Responsabilidades y deberes del auditor de la subasta

ARTÍCULO 2.3.10.3.2.1. Responsabilidades y deberes del auditor de la subasta. a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para cada una de las subastas.

b) Verificar que las comunicaciones con el administrador de las subastas y el subastador se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por el administrador de la subasta.

c) Verificar que durante cada una de las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo.

d) Informar al administrador de las subastas las situaciones en las que considere que el mismo administrador o el subastador no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente, para que el administrador de las subastas tome los correctivos del caso de manera inmediata.

e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control las situaciones en las que considere que los vendedores habilitados y los compradores habilitados no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

f) Solicitar al administrador la suspensión de la subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

g) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días calendario siguientes a la finalización de cada una de las subastas, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, si se dio cumplimiento o no a la regulación aplicable a dicho proceso. La Dirección Ejecutiva de la CREG publicará el informe de cada subasta mediante una circular.

Para los casos en los cuales el auditor de las subastas establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a la regulación, el proceso adelantado no producirá efectos, y se programará la subasta de nuevo. Lo anterior sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la regulación.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Responsabilidades y deberes del subastador

ARTÍCULO 2.3.10.3.3.1. Responsabilidades y deberes del subastador. Para cada subasta de producto C1 y de producto C2 el subastador deberá:

a) Anunciar, al inicio de la ronda cero (0), el menor precio de reserva de cada producto y la oferta correspondiente a este precio, en los términos de los numerales 5.6 y 6.6 de este Anexo.

b) Anunciar, al finalizar cada ronda: i) si hay exceso de demanda de cada producto; ii) el precio de cierre de cada producto en la siguiente ronda; iii) la oferta correspondiente al precio de cierre de cada producto en la siguiente ronda; y iv) el tiempo de duración de la siguiente ronda. Lo anterior en los términos del numeral 5.7 y 6.7 de este Anexo.

c) Declarar el cierre de la subasta e informar el precio de adjudicación de la misma para cada uno de los productos.

Para cada uno de los productos, el subastador pondrá en conocimiento de los vendedores habilitados y de los compradores habilitados, única y exclusivamente la información señalada en este numeral.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Obligaciones de los compradores habilitados en relación con el uso del sistema de subasta.

ARTÍCULO 2.3.10.3.4.1. Obligaciones de los compradores habilitados en relación con el uso del sistema de subasta.. a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de la subasta.

b) Utilizar y operar el sistema de subasta única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto por el administrador de la subasta, que haya recibido el respectivo certificado de capacitación emitido por éste.

c) Acreditar ante el administrador de la subasta el cumplimiento de las obligaciones a que se refieren los literales a) y b) de este numeral, previo al inicio de cada subasta, mediante una declaración suscrita por el representante legal del comprador.

d) Permitir al administrador de las subastas la realización de las verificaciones a los sistemas computacionales y de comunicaciones utilizados por el comprador para su participación en la subasta.

e) Mantener las claves de acceso al sistema de subasta bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad.

f) Abstenerse de realizar actos contrarios a la libre competencia, actos contrarios a la legislación o a la regulación vigente y actos que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.

g) Informar de manera inmediata al administrador de la subasta cualquier error o falla del sistema de subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Obligaciones de los vendedores

ARTÍCULO 2.3.10.3.5.1. Obligaciones de los vendedores. a) A más tardar un (1) mes antes de la subasta de suministro C1 del numeral 5, cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta Resolución deberá enviar al administrador de la subasta el texto del contrato para cada una de las modalidades contractuales de suministro C1 y C2. El administrador de la subasta publicará los textos correspondientes tres (3) semanas antes de la subasta, identificando el nombre del vendedor correspondiente.

b) A más tardar diez (10) días hábiles antes de la subasta de suministro C1, cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta Resolución deberán declarar ante el administrador de la subasta el precio de reserva para los productos C1 y C2, para lo cual deberá aportar la información establecida en la Tabla 1 de este Anexo. Esto lo hará a través del medio y del formato que defina el administrador de la subasta.

Tabla 1. Declaración de precios de reserva

Producto	Precio de reserva (US$/MBTU)
,

Donde:

	Precio de reserva del producto C1 para la fuente declarado por parte del vendedor s. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio de reserva del producto para la fuente declarado por parte del vendedor s. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

El precio de reserva para los productos C1 y C2 deberá ser mayor o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Sistema de subasta

ARTÍCULO 2.3.10.3.6.1. Sistema de subasta. Para cada una de las subastas, la plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a) Estar basada en protocolos de Internet.

b) Permitir el acceso a cada uno de los compradores habilitados desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones.

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subasta en el sitio que para tal fin establezca el administrador de la subasta.

d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.

e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal.

g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subasta.

h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de la subasta considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. El administrador de la subasta no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio, derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.

El administrador de la subasta deberá contar con diez (10) estaciones de trabajo disponibles para la utilización por parte de aquellos compradores habilitados cuyos sistemas computacionales o de comunicaciones presenten fallas por cualquier hecho que escape del control de los compradores.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Mecanismos de contingencia para las subastas

ARTÍCULO 2.3.10.3.7.1. Mecanismos de contingencia para las subastas. Cuando el sistema de subasta se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

a) Suspensión por fallas técnicas durante el transcurso de una ronda.

Si el sistema de subasta interrumpe su operación por fallas técnicas durante el transcurso de una ronda y afecta total o parcialmente el servicio se procederá como se describe a continuación:

Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador existe tiempo suficiente durante el mismo día hábil para realizar de nuevo la ronda, el administrador procederá a informarlo. Esta ronda tendrá las mismas condiciones de precio de cierre y duración vigentes de la ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema de subasta. Antes de iniciar de nuevo la ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la ronda en la cual se presentó la suspensión.

Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador no existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la ronda, el administrador procederá a informarlo y la operación del sistema se suspenderá hasta el día hábil siguiente. La nueva ronda tendrá las mismas condiciones de precio de cierre y duración de la ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema de subasta. Antes de iniciar de nuevo la ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la ronda en la cual se presentó la suspensión.

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subasta.

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subasta la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los compradores habilitados o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subasta el comprador habilitado cuya estación de trabajo o sistema de comunicación falló deberá remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de la subasta, las demandas de cada uno de los productos cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas demandas serán ingresadas al sistema de subasta conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de la subasta.

El administrador de la subasta deberá informar estos mecanismos de contingencia a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de la subasta de los contratos de suministro C1.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Procedimiento de la subasta de contratos de suministro C1

Tipo de subasta.

ARTÍCULO 2.3.10.4.1.1. Tipo de subasta.. Subasta simultánea de "reloj ascendente".

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Productos

ARTÍCULO 2.3.10.4.2.1. Productos. Los productos, , que se negociarán mediante la subasta tendrán los siguientes atributos:

a) Modalidad contractual, C1: de acuerdo con lo dispuesto en el literal B del Artículo 23 de esta Resolución, en la subasta sólo se negociarán contratos de suministro C1, con duración de un (1) año para el año t. La fecha de inicio será el 1o de diciembre del año calendario en que se realiza la subasta y la fecha de terminación será el 30 de noviembre del año calendario siguiente.

b) Fuente, : se deberá especificar el punto de entrega del gas natural. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Tamaño de los productos

ARTÍCULO 2.3.10.4.3.1. Tamaño de los productos. La cantidad de energía ofrecida por cada vendedor, bajo cada modalidad contractual, C1, corresponderá a un múltiplo entero de un (1) MBTUD y deberá ser igual o superior al 25% de su PTDVF o CIDVF disponible conforme a lo estipulado en el numeral 1 del literal B del Artículo 23.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Participación de los vendedores

ARTÍCULO 2.3.10.4.4.1. Participación de los vendedores. A más tardar diez (10) días hábiles antes de la subasta cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta Resolución deberán declarar ante el administrador de la subasta la oferta de producto C1. Para estos efectos le deberá presentar al administrador de la subasta la información señalada en la Tabla 2 de este Anexo, a través del medio y del formato que aquel defina. Esta declaración deberá estar enmarcada dentro de los mecanismos de cubrimiento y de los formatos diligenciados de que tratan los numerales 7 y 7.1.2 de este Anexo.

Tabla 2. Declaración de la oferta para contratos de suministro C1

Año	Oferta de C1

Donde:

	Cantidad de energía para contratos de suministro C1 de la fuente que será ofrecida en la subasta por parte del vendedor s, exclusivamente para el año t. Este valor se expresará en MBTUD.
s:	Productor-comercializador o comercializador de gas importado que hace la declaración.

El administrador de la subasta deberá verificar que los mecanismos de cubrimiento entregados por cada vendedor se ajusten a lo dispuesto en el numeral 7 de este Anexo y que el vendedor no se encuentre en las listas o reportes asociados con actividades ilícitas de que trata el numeral 7.1.2 de este Anexo. Si se cumplen estos requisitos, el administrador de la subasta entenderá que es un vendedor habilitado para participar en la subasta y lo incluirá en el documento de que trata el literal j) del numeral 4.1 de este Anexo.

En el evento en que una oferta no se ajuste a lo aquí dispuesto el administrador de la subasta lo pondrá en conocimiento del vendedor respectivo, el cual dispondrá de 24 horas, contadas a partir del momento en que el administrador de la subasta lo haya informado, para la corrección correspondiente. Si cumplido este plazo el administrador de la subasta no recibe la oferta debidamente ajustada, éste entenderá que el vendedor no participará en la subasta.

La información señalada en este numeral deberá ser presentada a través del medio y de los formatos que defina el administrador de la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Declaración de interés de los compradores

ARTÍCULO 2.3.10.4.5.1. Declaración de interés de los compradores. A más tardar diez (10) días hábiles antes de la subasta, cada uno de los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución deberá declarar ante el administrador de la subasta la máxima cantidad de energía que está dispuesto a comprar mediante contratos de suministro C1. Para estos efectos deberá presentar al administrador de la subasta la información señalada en la Tabla 3 de este Anexo.

Tabla 3. Declaración de la demanda máxima

Modalidad contractual	Demanda máxima

Donde:

:	Máxima cantidad de energía que será demandada en la subasta de contratos de suministro C1 por parte del comprador b. Este valor se expresará en MBTUD, deberá corresponder a un múltiplo entero de un (1) MBTUD y deberá ser igual o mayor a cien (100) MBTUD.
b:	Comprador al que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución y que hace la declaración respectiva.

Esta declaración deberá estar enmarcada dentro de los mecanismos de cubrimiento y de los formatos diligenciados de que tratan los numerales 7 y 7.1.2 de este Anexo.

El administrador de la subasta deberá verificar que los mecanismos de cubrimiento entregados por cada comprador se ajusten a lo dispuesto en el numeral 7 de este Anexo, que el comprador no se encuentre en las listas o reportes asociados con actividades ilícitas de que trata el numeral 7.1.2 de este Anexo, y que los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por cada comprador funcionan adecuadamente según lo dispuesto en el literal i) del numeral 4.1 de este Anexo.

Si se cumplen estos requisitos, el administrador de la subasta entenderá que es un comprador habilitado para participar en la subasta y lo incluirá en el documento de que trata el literal j) del numeral 4.1 de este Anexo.

En el evento en que una declaración de demanda máxima no se ajuste a lo aquí dispuesto el administrador de la subasta lo pondrá en conocimiento del comprador respectivo, el cual dispondrá de 24 horas, contadas a partir del momento en que el administrador de la subasta lo haya informado, para la corrección correspondiente. Si cumplido este plazo el administrador de la subasta no recibe la declaración debidamente ajustada, éste entenderá que el comprador no participará en la subasta.

La información señalada en este numeral deberá ser presentada a través del medio y de los formatos que defina el administrador de la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Ronda cero (0)

ARTÍCULO 2.3.10.4.6.1. Ronda cero (0). La subasta se iniciará con la ronda cero (0), en la cual tendrán lugar los siguientes eventos:

a) Para cada producto el subastador hará público el precio de inicio de la subasta y la cantidad total de energía ofrecida a ese precio, en los términos de la Tabla 4 de este Anexo.

Tabla 4. Oferta del producto al menor precio de reserva

Oferta,	Precio,

Donde:

	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio del producto durante la ronda r. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Cantidad total de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de los vendedores si, siendo si los vendedores habilitados que hayan declarado como precio de reserva del producto . Este valor se expresará en MBTUD.
	Menor precio de reserva del producto . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

b) Una vez se publique la información a la que se hace referencia en el literal a) de este numeral, y durante el tiempo que determine el subastador, cada comprador habilitado le informará al subastador su demanda de energía de cada producto, para lo cual deberá declarar la información establecida en la Tabla 5 de este Anexo. Esto lo hará a través del medio y del formato que defina el subastador.

Tabla 5. Demanda de energía en la ronda cero (0)

Producto	Cantidad (MBTUD)

Donde:

Cantidad de energía del producto

solicitada en la ronda cero (0) por parte del comprador habilitado b. Este valor se expresará en MBTUD.

La demanda solicitada por cada comprador habilitado estará sujeta a que la energía demandada por el comprador habilitado b del producto C1 en todos los campos o fuentes de suministro, deberá ser igual o inferior a la demanda máxima declarada por dicho comprador habilitado, así:

En el evento en que una declaración de demanda no se ajuste a lo aquí dispuesto, el sistema de subasta no deberá aceptar la solicitud ingresada por el comprador y solicitarle que sea ajustada.

c) Si el subastador encuentra que para cada producto ofrecido al precio de reserva la oferta es igual o superior a la demanda por el mismo, la subasta terminará en la ronda cero (0). En este caso, a cada comprador habilitado b se le adjudicará la cantidad de energía de cada producto que él demandó, , al respectivo precio de inicio, . Para estos efectos el subastador dará cumplimiento a lo dispuesto en los numerales 5.10 y 5.11 de este Anexo.

Si la demanda de uno o más productos es superior a la cantidad ofrecida a los precios de reserva , la subasta continuará. En este caso, el subastador continuará la subasta, dando aplicación a lo señalado en los numerales 5.7 a 5.11 de este Anexo.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Información al final de cada ronda

ARTÍCULO 2.3.10.4.7.1. Información al final de cada ronda. Al final de cada ronda r de la subasta, el subastador hará pública la siguiente información para cada producto:

a) Si hay o no exceso de demanda.

b) Precio de cierre de la siguiente ronda,

c) Oferta de gas, , al precio de cierre de la siguiente ronda, .

d) Duración de la siguiente ronda.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Reglas de actividad

ARTÍCULO 2.3.10.4.8.1. Reglas de actividad. Las demandas presentadas por los compradores habilitados, a partir de la ronda 1, estarán sujetas a las siguientes reglas de actividad:

a) Regla de actividad de los compradores habilitados: la demanda total de cada uno de estos compradores deberá mantenerse o reducirse en la medida en que avanza la subasta, así:

b) Regla de actividad de los compradores habilitados que desean retirar demanda : cada comprador , entendido como aquel que en la ronda r + 1 solicite una cantidad de energía del producto inferior a la que solicitó en la ronda r, deberá presentar al subastador el precio con el cual no reduciría las cantidades de energía del producto en la ronda r + 1. El precio deberá ser mayor al precio de cierre de la ronda r y deberá ser mayor o igual al último precio presentado por el comprador para dicho producto. En caso de que el comprador no presente el mencionado precio , el subastador entenderá que dicho precio es igual al precio de cierre de la ronda r + 1. El precio , no podrá tener más de dos (2) cifras decimales.

c) Regla de control de exceso de oferta: durante la subasta se controlará que la demanda de energía de un producto por parte de los compradores habilitados no se reduzca, de una ronda a otra, en una cantidad tal que se genere un exceso de oferta. Para esto el subastador dará aplicación a este procedimiento en cada ronda de la subasta:

i. Calculará el valor del exceso de demanda de la siguiente manera:

Donde:

	Exceso de demanda de energía del producto en la ronda r. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto solicitada en la ronda r por parte del comprador habilitado b. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
r:	Número de la ronda de la subasta.

ii. Verificará si se cumple la siguiente condición:

iii. Si no se cumple la condición anterior no habrá exceso de oferta y por tanto no habrá lugar a aplicar lo dispuesto en el resto de este literal.

iv. Si se cumple la condición del numeral ii, calculará el exceso de oferta de la siguiente manera:

Donde:

Exceso de oferta de energía del producto

en la ronda r + 1. Este valor se expresará en MBTUD.

v. Eliminará el exceso de oferta , para lo cual a cada comprador le asignará, además de la cantidad , una cantidad de energía , conforme se establece en la Tabla 6 de este Anexo:

Tabla 6. Regla exceso de oferta del producto

	Cantidad de gas,
	Si a se le asigna Si no, se le asigna
	Si a se le asigna Si no, se le asigna
	Si a se le asigna Si no, se le asigna
...	...
	Si a se le asigna Si no, se le asigna

Donde:

	Cantidad adicional de energía del producto asignada al comprador en la ronda r + 1, al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Comprador habilitado con el mayor precio, .
	Comprador habilitado con el menor precio, .
	Compradores habilitados con precios menores a y mayores a , organizados de manera descendente de acuerdo con los precios declarados.

d) Regla de convergencia: En caso de que el exceso de demanda de energía de un producto sea inferior a 100 MBTUD se considerará, para efectos del cierre de la subasta, que para este producto no hay exceso de demanda. En este caso al finalizar la subasta las cantidades demandadas que exceden la se asignarán, o se racionarán, de acuerdo con las siguientes reglas:

i. A los vendedores habilitados, comenzando con el que declaró el menor precio de reserva, , y finalizando con el que declaró el mayor precio de reserva, , se les dará la opción de ofrecer una cantidad tal que se elimine el exceso de demanda al precio de cierre de la subasta para el producto . Siendo sq los vendedores habilitados que hayan declarado como precio de reserva del producto .

ii. En caso de que ningún vendedor habilitado ofrezca la cantidad de energía que elimine el exceso de demanda, este exceso se eliminará racionando a los compradores habilitados a prorrata de las asignaciones del producto .

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Regla de terminación de la subasta

ARTÍCULO 2.3.10.4.9.1. Regla de terminación de la subasta. La subasta se terminará en la ronda n cuando para ninguno de los productos se presente exceso de demanda. A cada comprador habilitado se le adjudicará una cantidad igual a la suma de y . La cantidad se le asignará al precio de cierre de la ronda n, , y la cantidad se le asignará al precio .

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Reglas de racionamiento

ARTÍCULO 2.3.10.4.10.1. Reglas de racionamiento. a) Regla de asignación para los vendedores habilitados que presenten el precio de reserva : Si para el producto se presenta exceso de oferta desde la ronda cero (0) hasta la ronda n, a cada vendedor habilitado con precio de reserva que ofrezca dicho producto se le racionará una cantidad tal que se elimine el exceso de oferta, así:

Donde:

	Cantidad de energía del producto asignada para la venta al vendedor habilitado s. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte del vendedor s. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto solicitada en la ronda n por parte del comprador habilitado b. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados al precio . Este valor se expresará en MBTUD.

b) Regla de asignación para los vendedores habilitados con precio de reserva igual a : si el precio de cierre de la ronda n, , es igual al precio de reserva de un vendedor habilitado y si como consecuencia de esto se genera un exceso de oferta en dicha ronda, al vendedor habilitado con el mencionado precio de reserva se le racionará una cantidad tal que se elimine el exceso de oferta. En caso de que dicho precio de reserva corresponda a más de un vendedor habilitado se asignarán las cantidades de gas ofrecidas por los vendedores hasta su totalidad, a cada vendedor habilitado según el orden cronológico de la declaración de su precio de reserva al administrador de las subastas, de acuerdo con el literal b) del numeral 4.5 del presente anexo, hasta que se elimine el exceso de oferta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

SECCIÓN 11

Regla de minimización de contratos

ARTÍCULO 2.3.10.4.11.1. Regla de minimización de contratos. Tras la terminación de la subasta, el administrador de la subasta definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de la subasta:

a) Hará una lista de los vendedores habilitados del producto , dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la venta.

b) Hará una lista de los compradores habilitados del producto , dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la compra.

c) Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El primer comprador habilitado de la lista suscribirá un contrato con el primer vendedor habilitado de la lista. Los siguientes compradores habilitados en la lista suscribirán contratos con los vendedores habilitados con las mayores cantidades residuales del producto . Si a un comprador habilitado se le asignó una cantidad mayor a la asignada al respectivo vendedor habilitado, el administrador de la subasta determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los literales a) y b) anteriores.

Una vez surtido este proceso, el administrador de la subasta expedirá los correspondientes certificados de asignación de cada uno de los productos.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

SECCIÓN 12

Regla de suscripción de los contratos

ARTÍCULO 2.3.10.4.12.1. Regla de suscripción de los contratos. Una vez la Dirección Ejecutiva publique el informe de que trata el literal g) del numeral 4.2 de este Anexo, y si en él el auditor de la subasta establece que se dio cumplimiento a la regulación vigente aplicable a la subasta, los compradores y vendedores contarán hasta con siete (7) días hábiles para tener sus contratos debidamente suscritos ante el gestor del mercado. Para estos efectos, las partes podrán acordar de mutuo acuerdo las garantías contractuales, y en caso tal de no llegar a un acuerdo se deberán constituir los mecanismos de cumplimiento de que trata el numeral 7.1.1 de este Anexo. En estos contratos se deberán reflejar los resultados de la subasta.

Los vendedores y los compradores serán responsables de verificar la idoneidad de sus contrapartes, de acuerdo con los criterios objetivos que cada uno de ellos publique tres (3) semanas antes de la negociación mediante subasta. Los vendedores y los compradores sólo podrán abstenerse de suscribir un contrato cuando dicha verificación revele que su contraparte no cumple los mencionados criterios, caso en el cual deberán informarlo y soportarlo a la contraparte y a la autoridad competente, si fuera el caso; sólo estos eventos no serán considerados un incumplimiento.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Procedimiento de la subasta de contratos de suministro C2

Tipo de subasta.

ARTÍCULO 2.3.10.5.1.1. Tipo de subasta.. Subasta simultánea de "reloj ascendente".

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Productos

ARTÍCULO 2.3.10.5.2.1. Productos. Los productos, , que se negociarán mediante la subasta tendrán los siguientes atributos:

c) Modalidad contractual, C2: de acuerdo con lo dispuesto en el literal B del Artículo 23 de esta Resolución, en la subasta sólo se negociarán contratos de suministro C2, con duración de un (1) año para el año t. La fecha de inicio será el 1o de diciembre del año calendario en que se realiza la subasta y la fecha de terminación será el 30 de noviembre del año calendario siguiente.

d) Fuente, : se deberá especificar el punto de entrega del gas natural. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Tamaño de los productos

ARTÍCULO 2.3.10.5.3.1. Tamaño de los productos. La cantidad de energía ofrecida por cada vendedor, bajo cada modalidad contractual, C2, corresponderá a un múltiplo entero de un (1) MBTUD y deberá corresponder a lo estipulado en el numeral 3 del literal B del Artículo 23.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Participación de los vendedores

ARTÍCULO 2.3.10.5.4.1. Participación de los vendedores. Con una antelación a la subasta de suministro C2 no menor a un (1) día hábil, el administrador de la subasta determinará y notificará la oferta de producto C2 para cada uno de los vendedores de que trata el Artículo 16, con base en lo estipulado en el Artículo 24. Asimismo, el administrador de la subasta calculará y publicará el porcentaje de firmeza mínima de los contratos de suministro C2, con base en las cantidades asignadas de contratos de suministro C1, para cada vendedor y por cada campo o punto de entrada. La firmeza mínima corresponderá a la parte firme fija (75%) más la parte de la opción de venta que no dependa de la ejecución de la parte variable de contratos de suministro C1.

El administrador de la subasta deberá verificar que las cantidades a ofrecer en contratos de suministro C2 estén enmarcadas dentro los mecanismos de cubrimiento entregados por cada vendedor se ajusten a lo dispuesto en el numeral 7 de este Anexo y que el vendedor no se encuentre en las listas o reportes asociados con actividades ilícitas de que trata el numeral 7.1.2 de este Anexo. Si se cumplen estos requisitos, el administrador de la subasta entenderá que es un vendedor habilitado para participar en la subasta y lo incluirá en el documento de que trata el literal j) del numeral 4.1 de este Anexo.

La información señalada en este numeral deberá ser presentada a través del medio y de los formatos que defina el administrador de la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Declaración de interés de los compradores

ARTÍCULO 2.3.10.5.5.1. Declaración de interés de los compradores. A más tardar un (1) día hábil antes de la subasta, cada uno de los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución, con excepción de los agentes térmicos, deberá declarar ante el administrador de la subasta la máxima cantidad de energía que está dispuesto a comprar mediante contratos de suministro C2. Para estos efectos deberá presentar al administrador de la subasta la información señalada en la Tabla 7 de este Anexo.

Tabla 7. Declaración de la demanda máxima

Modalidad contractual	Demanda máxima

Donde:

	Máxima cantidad de energía que será demandada en la subasta de contratos de suministro C2 por parte del comprador b. Este valor se expresará en MBTUD, deberá corresponder a un múltiplo entero de un (1) MBTUD y deberá ser igual o mayor a cien (100) MBTUD.
b:	Comprador al que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución y que hace la declaración respectiva.

Esta declaración deberá estar enmarcada dentro de los mecanismos de cubrimiento y de los formatos diligenciados de que tratan los numerales 7 y 7.1.2 de este Anexo.

El administrador de la subasta deberá verificar que las cantidades declaradas por los compradores del presente numeral cuenten con garantías de respaldo conforme a los mecanismos de cubrimiento entregados por cada comprador según lo dispuesto en el numeral 7 de este Anexo.

Previamente el administrador de las subastas deberá haber verificado que el comprador no se encuentre en las listas o reportes asociados con actividades ilícitas de que trata el numeral 7.1.2 de este Anexo, y que los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por cada comprador funcionan adecuadamente según lo dispuesto en el literal i) del numeral 4.1 de este Anexo.

Si se cumplen los requisitos anteriores, el administrador de la subasta entenderá que es un comprador habilitado para participar en la subasta y lo mantendrá en el documento de que trata el literal j) del numeral 4.1 de este Anexo.

La información señalada en este numeral deberá ser presentada a través del medio y de los formatos que defina el administrador de la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Ronda cero (0)

ARTÍCULO 2.3.10.5.6.1. Ronda cero (0). La subasta se iniciará con la ronda cero (0), en la cual tendrán lugar los siguientes eventos:

a) Para cada producto el subastador hará público el precio de inicio de la subasta y la cantidad total de energía ofrecida a ese precio, en los términos de la Tabla 8 de este Anexo.

Tabla 8. Oferta del producto al menor precio de reserva

Oferta,	Precio,

Donde:

	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio del producto durante la ronda r. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Cantidad total de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de los vendedores s1, siendo si los vendedores habilitados que hayan declarado como precio de reserva del producto . Este valor se expresará en MBTUD.
	Menor precio de reserva del producto . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

b) Una vez se publique la información a la que se hace referencia en el literal a) de este numeral, y durante el tiempo que determine el subastador, cada comprador habilitado le informará al subastador su demanda de energía de cada producto, para lo cual deberá declarar la información establecida en la Tabla 9 de este Anexo. Esto lo hará a través del medio y del formato que defina el subastador.

Tabla 9. Demanda de energía en la ronda cero (0)

Producto	Cantidad (MBTUD)

Donde:

Cantidad de energía del producto

solicitada en la ronda cero (0) por parte del comprador habilitado b. Este valor se expresará en MBTUD.

La demanda solicitada por cada comprador habilitado estará sujeta a que la energía demandada por el comprador habilitado b del producto C2 en todos los campos o fuentes de suministro, deberá ser igual o inferior a la demanda máxima declarada por dicho comprador habilitado, así:

En el evento en que una declaración de demanda no se ajuste a lo aquí dispuesto, el subastador entenderá que el comprador habilitado se retiró de la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Información al final de cada ronda

ARTÍCULO 2.3.10.5.7.1. Información al final de cada ronda. Al final de cada ronda r de la subasta, el subastador hará pública la siguiente información para cada producto:

a) Si hay o no exceso de demanda.

b) Precio de cierre de la siguiente ronda, .

c) Oferta de gas, , al precio de cierre de la siguiente ronda, .

d) Duración de la siguiente ronda.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Reglas de actividad

ARTÍCULO 2.3.10.5.8.1. Reglas de actividad. Las demandas presentadas por los compradores habilitados, a partir de la ronda 1, estarán sujetas a las siguientes reglas de actividad:

a) Regla de actividad de los compradores habilitados: la demanda total de cada uno de estos compradores deberá mantenerse o reducirse en la medida en que avanza la subasta, así:

i. Calculará el valor del exceso de demanda de la siguiente manera:

Donde:

	Exceso de demanda de energía del producto en la ronda r. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto solicitada en la ronda r por parte del comprador habilitado b. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Número de la ronda de la subasta.

ii. Verificará si se cumple la siguiente condición:

iii. Si no se cumple la condición anterior no habrá exceso de oferta y por tanto no habrá lugar a aplicar lo dispuesto en el resto de este literal.

iv. Si se cumple la condición del numeral ii, calculará el exceso de oferta EO^ de la siguiente manera:

Donde:

Exceso de oferta de energía del producto

en la ronda r + 1. Este valor se expresará en MBTUD.

v. Eliminará el exceso de oferta , para lo cual a cada comprador le asignará, además de la cantidad , una cantidad de energía conforme se establece en la Tabla 10 de este Anexo:

Tabla 10. Regla exceso de oferta del producto

	Cantidad de gas,
	Si a se le asigna Si no, se le asigna
	Si a se le asigna Si no, se le asigna
	Si a se le asigna Si no, se le asigna
...	...
	Si a se le asigna Si no, se le asigna

Donde:

	Cantidad adicional de energía del producto asignada al comprador en la ronda r + 1, al precio ,- Este valor se expresará en MBTUD.
	Comprador habilitado con el mayor precio, .
	Comprador habilitado con el menor precio, .
	Compradores habilitados con precios menores a y menores a , organizados de manera descendente de acuerdo con los precios declarados.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Regla de terminación de la subasta

ARTÍCULO 2.3.10.5.9.1. Regla de terminación de la subasta. La subasta se terminará en la ronda n cuando para ninguno de los productos se presente exceso de demanda. A cada comprador habilitado se le adjudicará una cantidad igual a la suma de y . La cantidad se le asignará al precio de cierre de la ronda n, , y la cantidad se le asignará al precio .

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Reglas de racionamiento

ARTÍCULO 2.3.10.5.10.1. Reglas de racionamiento. a) egla de asignación para los vendedores habilitados que presenten el precio de reserva : Si para el producto se presenta exceso de oferta desde la ronda cero (0) hasta la ronda n, a cada vendedor habilitado con precio de reserva que ofrezca dicho producto se le racionará una cantidad tal que se elimine el exceso de oferta, así:

Donde:

	Cantidad de energía del producto asignada para la venta al vendedor habilitado s. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte del vendedor s. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto solicitada en la ronda n por parte del comprador habilitado b. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de todos los vendedores habilitados al precio . Este valor se expresará en MBTUD.

b) Regla de asignación para los vendedores habilitados con precio de reserva igual a : si el precio de cierre de la ronda n, , es igual al precio de reserva de un vendedor habilitado y si como consecuencia de esto se genera un exceso de oferta en dicha ronda, al vendedor habilitado con el mencionado precio de reserva se le racionará una cantidad tal que se elimine el exceso de oferta. En caso de que dicho precio de reserva corresponda a más de un vendedor habilitado, la cantidad racionada a cada uno para eliminar el exceso de oferta se estimará a prorrata de la cantidad de energía ofrecida por cada uno de estos vendedores.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

SECCIÓN 11

Regla de minimización de contratos

ARTÍCULO 2.3.10.5.11.1. Regla de minimización de contratos. Tras la terminación de la subasta, el administrador de la subasta definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de la subasta:

Una vez surtido este proceso, el administrador de la subasta expedirá los correspondientes certificados de asignación de cada uno de los productos.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

SECCIÓN 12

Regla de suscripción de los contratos

ARTÍCULO 2.3.10.5.12.1. Regla de suscripción de los contratos. Una vez la Dirección Ejecutiva publique el informe de que trata el literal g) del numeral 4.2 de este Anexo, y si en él el auditor de la subasta establece que se dio cumplimiento a la regulación vigente aplicable a la subasta, los compradores y vendedores contarán hasta con siete (7) días hábiles para tener sus contratos debidamente suscritos ante el gestor del mercado. Para estos efectos, las partes podrán acordar de mutuo acuerdo las garantías contractuales, y en caso tal de no llegar a un acuerdo se deberán constituir los mecanismos de cumplimiento de que trata el numeral 7.1.1 de este Anexo. En estos contratos se deberán reflejar los resultados de la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Mecanismos de cubrimiento y de verificación de idoneidad

Mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas

ARTÍCULO 2.3.10.6.1.1. Mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas. Cada comprador deberá presentar al administrador de la subasta los mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas de suministro C1 y/o C2 que cubran: i) el riesgo de que el comprador no participe en la respectiva subasta; y ii) el riesgo de que el comprador que resulte con asignaciones en la respectiva subasta no suscriba el respectivo contrato y/o presente los correspondientes mecanismos de cumplimiento de que trata el numeral 7.1.1 de este Anexo.

Cada vendedor deberá presentar al administrador de la subasta los mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas que cubran: i) el riesgo de que el vendedor que resulte con asignaciones en la subasta suscriba el respectivo contrato y/o no presente los correspondientes mecanismos de cumplimiento de que trata el numeral 7.1.1 de este Anexo.

El administrador de la subasta administrará los mecanismos de cubrimiento para participar en cada una de las subastas a través de un instrumento fiduciario regido por los criterios definidos por la Comisión en la Resolución CREG 163 de 2014. Este instrumento fiduciario recibirá y aprobará los mecanismos de cubrimiento, fungirá como su depositario, los ejecutará según instrucciones del administrador de la subasta y transferirá los recursos provenientes de la ejecución de los mecanismos de cubrimiento a quien lo indique el administrador de la subasta. Una vez el administrador de la subasta defina dicho instrumento, se lo informará a los participantes del mercado.

Al adoptar las reglas sobre los mecanismos de cubrimiento la CREG dejará en claro que los destinatarios de los recursos provenientes de la ejecución de los mecanismos de cubrimiento serán exclusivamente las partes afectadas.

La propuesta de los productores-comercializadores en relación con los mecanismos de cubrimiento a los que se hace referencia en los dos (2) primeros incisos de este numeral deberá contemplar lo siguiente:

a) Mecanismos admisibles de cubrimiento para participar en la subasta.

b) Determinación del valor de la cobertura para participar en la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Mecanismos de cubrimiento para el cumplimiento

ARTÍCULO 2.3.10.6.2.1. Mecanismos de cubrimiento para el cumplimiento. Cada comprador y cada vendedor deberá presentar a su contraparte los mecanismos de cubrimiento para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de la subasta de suministro C1 y/o de la subasta de suministro C2 respectivamente. Estos mecanismos de cubrimiento se deberán sujetar a las reglas establecidas por la CREG mediante la Resolución CREG 065 de 2015 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

La propuesta de los productores-comercializadores en relación con los mecanismos de cubrimiento a los que se refiere este numeral deberá contemplar lo siguiente:

a) Mecanismos admisibles de cubrimiento para el cumplimiento de las asignaciones que resulten en cada subasta.

b) Determinación del valor de la cobertura para el cumplimiento de las asignaciones que resulten en cada subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

Criterios de verificación de idoneidad.

ARTÍCULO 2.3.10.6.3.1. Criterios de verificación de idoneidad.. La propuesta de los productores-comercializadores en relación con los criterios de verificación de idoneidad de los vendedores y de los compradores deberá contemplar lo siguiente:

a) Formato para la declaración del origen de bienes y de los fondos para el desarrollo de su actividad.

b) Formatos para la declaración de que el comprador o el vendedor no se encuentran en listas o reportes asociados con actividades ilícitas.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 4)

TÍTULO 11

Reglamento de las subastas del proceso úselo o véndalo de corto plazo para gas natural (Anexo 5)

Objeto

ARTÍCULO 2.3.11.1.1. Objeto. El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación de suministro de gas natural mediante subastas, según lo dispuesto en Artículo 36 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Principios generales de las subastas

ARTÍCULO 2.3.11.2.1. Principios generales de las subastas. Las subastas se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a optimizar el uso del gas natural a precios eficientes.

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente Resolución.

c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes.

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Organización de las subastas

Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas

ARTÍCULO 2.3.11.3.1.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas. a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas.

b) Realizar a más tardar cinco (5) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta, a través de una empresa especializada, una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subastas y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría al auditor de la subasta antes de la realización de las primeras subastas.

c) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su concepto de no objeción a más tardar cuarenta (40) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida para el acceso al sistema de subastas, así como los canales formales para la comunicación con el administrador y con el subastador.

La CREG dará su concepto de no objeción de tal manera que veinte (20) días calendario antes de la realización de las primeras subastas sean públicos los reglamentos. A partir de la realización de las primeras subastas la CREG dará su concepto de no objeción cuando haya modificaciones en los reglamentos, para lo cual el administrador de las subastas deberá poner a consideración de la CREG las modificaciones del caso.

d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a los que se hace referencia en el Artículo 29 y en el Artículo 30 de esta Resolución, con una frecuencia anual. En caso de que alguno de los vendedores y compradores a los que se hace referencia en el Artículo 29 y en el Artículo 30 de esta Resolución requiera capacitación adicional, el administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual podrá cobrar la cifra que las partes acuerden.

e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las mismas.

f) Si el administrador de las subastas no desempeña el papel de subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la realización de las mismas.

g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron.

h) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de las subastas, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 4 del Artículo 5 de esta Resolución, el gestor del mercado será el administrador de las subastas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas

ARTÍCULO 2.3.11.3.2.1. Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas. a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las subastas.

c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo.

e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control las situaciones en las que considere que i) los declarantes de información sobre suministro de gas natural; ii) los vendedores de gas natural; o iii) los compradores de gas no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

f) Auditar, de manera aleatoria, una muestra significativa de las subastas realizadas en cada año y remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de cada bimestre, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, si el administrador de las subastas dio cumplimiento o no a la regulación aplicable a las subastas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Responsabilidades y deberes del subastador

ARTÍCULO 2.3.11.3.3.1. Responsabilidades y deberes del subastador. a) Recibir las declaraciones de los declarantes de información sobre suministro de gas natural según las condiciones que se establecen en este Anexo.

b) Recibir las declaraciones de precios de reserva por parte de los vendedores de gas natural según las condiciones que se establecen en este Anexo.

c) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores de gas natural según las condiciones que se establecen en este Anexo.

d) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios declarados por los compradores de gas, según lo establecido en el literal a) del numeral 5.7 de este Anexo.

e) Elaborar la curva de oferta agregada con base en i) la información de cantidades declaradas por los declarantes de información sobre suministro; y ii) la información de precios de reserva declarados por los vendedores de gas natural según lo establecido en el literal b) del numeral 5.7 de este Anexo.

f) Obtener los precios de adjudicación del gas natural a través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda agregadas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas.

ARTÍCULO 2.3.11.3.4.1. Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas.. a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas.

b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto.

c) Abstenerse de realizar actos contrarios a la libre competencia, actos contrarios a la legislación o a la regulación vigente y actos que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.

d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas cualquier error o falla del sistema de subastas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Sistema de subastas

ARTÍCULO 2.3.11.3.5.1. Sistema de subastas. La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos

a) Estar basada en protocolos de Internet.

b) Permitir el acceso a cada uno de los declarantes, de los vendedores y de los compradores desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones.

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el sitio que para tal fin establezca el administrador de la subasta.

d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.

e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal.

g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subastas.

h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Mecanismos de contingencia

ARTÍCULO 2.3.11.3.6.1. Mecanismos de contingencia. Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los declarantes, de los vendedores y de los compradores o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas, los declarantes, los vendedores y los compradores cuyas estaciones de trabajo o sistema de comunicación fallaron deberán remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de las subastas, las declaraciones de cantidades no nominadas, precios de reserva y solicitudes de compra, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas declaraciones serán ingresadas al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar estos mecanismos de contingencia a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de las primeras subastas, o a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de las subastas siguientes a una modificación de dichos mecanismos.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Procedimiento de las subastas de gas natural.

Tipo de subasta.

ARTÍCULO 2.3.11.4.1.1. Tipo de subasta.. Subasta de sobre cerrado.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Productos

ARTÍCULO 2.3.11.4.2.1. Productos. Energía disponible, , que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:

a) Modalidad contractual: contrato firme.

b) Punto de entrega, : se deberá especificar el punto en el que se entregará el gas natural. Deberá ser un campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

c) Duración: un (1) día.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Tamaño del productos

ARTÍCULO 2.3.11.4.3.1. Tamaño del productos. La cantidad de energía del producto que se ofrece en las subastas y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) MBTUD.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Cantidad disponible y precios de reserva

ARTÍCULO 2.3.11.4.4.1. Cantidad disponible y precios de reserva. A más tardar a las 15:55 horas del Día D-1 los declarantes de información sobre suministro de gas natural le declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla 1.

Tabla 1. Declaración de cantidades no nominadas

Punto de entrega	Titular	Cantidad no nominada

Donde:

	Titular de los derechos de suministro del gas no nominado para entrega en . Puede ser un generador térmico titular de derechos de suministro de gas. El titular actuará como un vendedor durante el desarrollo del procedimiento establecido en los numerales 5.7 y 5.8 de este Anexo.
	Cantidad de energía no nominada para el siguiente día de gas con entrega en e y cuyo titular es . En el caso de un generador térmico esta variable corresponderá a . Este valor se expresará en MBTUD.

En esta declaración no se deberán incluir las cantidades no nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en el Artículo 10 y en el Artículo 11 de esta Resolución.

A más tardar a las 16:00 horas del Día D-1 los vendedores de gas natural le declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla

Tabla 2. Declaración de precios de reserva

Punto de entrega	Titular	Precio de reserva

Donde:

	Titular de los derechos de suministro del gas no nominado con entrega en . Puede ser un generador térmico titular de derechos de suministro de gas. El titular actuará como un vendedor durante el desarrollo del procedimiento establecido en los numerales 5.7 y 5.8 de este Anexo.
	Precio de reserva del producto declarado por el titular . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

El precio deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales.

A más tardar a las 16:00 horas del Día D-1 los generadores térmicos que no hayan nominado la totalidad de la energía contratada, para el siguiente día de gas, le deberán informar al administrador de las subastas qué cantidad de energía no está disponible para las subastas. La cantidad informada por los generadores no será considerada parte de la energía disponible.

Si antes de las 16:00 horas el administrador de las subastas no recibe esta información del generador térmico el administrador de las subastas entenderá que la cantidad de energía no disponible, , es cero (0). Por consiguiente entenderá que la totalidad de la energía no nominada por el generador térmico está disponible para la subasta.

Si antes de las 16:00 horas el administrador de las subastas no recibe la declaración del precio de reserva, del titular el administrador de las subastas entenderá que el titular s hizo su oferta al precio de reserva igual a cero (0).

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Publicación de la cantidad disponible.

ARTÍCULO 2.3.11.4.5.1. Publicación de la cantidad disponible.. A más tardar a las 16:10 horas del Día D-1 el administrador de las subastas publicará la cantidad total de energía disponible en cada punto de entrega, , como se señala en la Tabla 3.

Tabla 3. Cantidad total de energía disponible

Punto de entrega	Cantidad total,

Donde:

	Cantidad total de energía disponible para el siguiente día de gas con entrega en . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía no nominada para el siguiente día de gas con entrega en y cuyo titular es s. Incluye la energía no nominada por parte de los generadores térmicos titulares de derechos de suministro de gas. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía no nominada para el siguiente día de gas con entrega en y cuyo titular es el generador térmico , la cual no está disponible para la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Recibo de las solicitudes de compra

ARTÍCULO 2.3.11.4.6.1. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 16:35 horas del Día D-1, los compradores de gas natural que están interesados en comprar cantidades de energía del producto enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 4.

Tabla 4. Demanda del comprador

Preferencia	Cantidad demandada	Precio

Donde:

	Preferencia del comprador La variable tomará los valores enteros de uno (1) a cinco (5).
	Cantidad de energía del producto que el comprador está dispuesto a comprar al precio , según su preferencia . Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio que el comprador está dispuesto a pagar por la cantidad , según su preferencia . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

La cantidad deberá ser un múltiplo entero de un (1) MBTUD, y deberá ser igual o inferior a la cantidad total de energía disponible, . Por su parte, el precio . deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales. Las solicitudes de compra que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Desarrollo de las subastas

ARTÍCULO 2.3.11.4.7.1. Desarrollo de las subastas. Entre las 16:35 y las 17:00 horas del Día D-1 el subastador dará aplicación al procedimiento de subasta de sobre cerrado para cada producto , como se dispone a continuación:

a) Con base en las cantidades y en los precios el subastador determinará la curva de demanda agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 5.

Tabla 5. Demanda agregada del producto ,

Demanda agregada,	Precio,



(...)	(...)

Donde:

^:	Cantidad de energía del producto que el comprador está dispuesto a comprar al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 4. Este valor se expresará en MBTUD.
:	Cada uno de los precios que los compradores están dispuestos a pagar por el producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde hasta .
	Es el mayor de los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 4. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Es el menor de los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 4. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
:	Son los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 4, organizados de mayor a menor entre , y ,. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

b) Con base en las cantidades y y en los precios el subastador determinará la curva de oferta agregada de cada producto , la cual se formará conforme a lo establecido en la

c) Tabla 7. Para estos efectos se aplicarán los siguientes pasos.

i. Establecer la curva de oferta del producto para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 6.

Tabla 6. Oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida	Precios

Donde:

:	Cantidad de energía del producto que el vendedor s está dispuesto a vender al precio . En el caso de los generadores térmicos esta cantidad se determinará como la diferencia entre y . En el caso de los demás titulares de derechos de suministro de gas esta cantidad será igual a . Este valor se expresará en MBTUD.
:	Precio al que un vendedor está dispuesto a vender la energía del producto . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
:	Precio de reserva del producto declarado por el vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii. Establecer la curva de oferta agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la

iii. Tabla 7.

Tabla 7. Oferta agregada del producto ,

Oferta agregada,	Precio,



(...)	(...)

Donde:

:	Cantidad de energía del producto que el vendedor está dispuesto a vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor según la Tabla 6. Este valor se expresará en MBTUD.
^:	Precio al que un vendedor s está dispuesto a vender la energía del producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma ascendente desde hasta .
:	Es el menor de los precios de reserva declarados por todos los vendedores , según la Tabla 2. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
:	Es el mayor de los precios de reserva declarados por todos los vendedores , según la Tabla 2. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
:	Son los precios de reserva declarados por todos los vendedores s según la Tabla 2, organizados de menor a mayor entre y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

d) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, , y la curva de oferta agregada, , para establecer el resultado de la subasta de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:

i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común , éste determinará la cantidad total de energía adjudicada, , y el precio de adjudicación, .

A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar mayor a y no haya declarado una disposición a pagar igual a se le asignará, al precio de adjudicación , la cantidad de energía que está dispuesto a comprar al precio . Esto se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 4.

A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una disposición a pagar igual a se le asignará la cantidad de energía que resulte de aplicar la Ecuación 1:

Ecuación 1

Donde:

	Comprador j que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 4, una disposición a pagar igual a .
	Cantidad de energía del producto que se adjudica al comprador k. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto que el comprador k declaró estar dispuesto a comprar al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto que el comprador está dispuesto a comprar al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 4. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad total de energía del producto adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

A cada vendedor cuyo precio de reserva es menor al precio se le asignará la totalidad de la cantidad de energía ofrecida en la subasta, .

A cada vendedor cuyo precio de reserva es igual al precio se le asignará la cantidad de energía resultante de aplicar la Ecuación 2:

Donde:

	Vendedor s que declaró un precio de reserva, , igual a .
	Cantidad de energía del producto que se adjudica al vendedor z. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto que el vendedor z declaró estar dispuesto a vender a un precio de reserva igual a . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto que el vendedor s está dispuesto a vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor s según la Tabla 6. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad total de energía del producto adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se aplicarán las siguientes reglas para determinar y :

(1) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de precio, este precio corresponderá al precio de adjudicación y el subastador tomará la máxima cantidad ofrecida a dicho precio como la cantidad de energía adjudicada, .

(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de cantidad, esta cantidad corresponderá a la cantidad de energía adjudicada, , y el subastador tomará el menor de los precios declarados por los compradores , , según lo establecido en la Tabla 5, como el precio de adjudicación de la subasta, .

Una vez determinados la cantidad y el precio de adjudicación de la subasta, y , el subastador dará aplicación a lo establecido en el numeral i anterior para determinar la cantidad que debe adjudicar a cada uno de los compradores y de los vendedores.

iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la cantidad total adjudicada será cero (0).

e) Tras la terminación de la subasta, una vez adjudicadas las cantidades a los compradores y a los vendedores, el administrador de las subastas definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las subastas:

i. Hará una lista de los vendedores s del producto dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la venta.

ii. Hará una lista de los compradores del producto dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la compra.

iii. Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El primer comprador de la lista celebrará un contrato con el primer vendedor de la lista. Los siguientes compradores en la lista celebrarán contratos con los vendedores con las mayores cantidades residuales del producto . Si a un comprador se le asignó una cantidad mayor a la asignada al respectivo vendedor, el administrador de las subastas determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los numerales i y ii anteriores.

Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas expedirá los correspondientes certificados de asignación de los productos .

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Información de los resultados de las subastas

ARTÍCULO 2.3.11.4.8.1. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 17:00 horas del Día D-1 el administrador de las subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

TÍTULO 12

Reglamento de las subastas de gas natural bajo la modalidad de contratos con interrupciones. (Anexo 6)

Objeto

ARTÍCULO 2.3.12.1.1. Objeto. El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación del suministro de gas natural bajo la modalidad de contrato con interrupciones mediante subastas, según lo dispuesto en el Artículo 40 de esta Resolución.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Principios generales de las subastas

ARTÍCULO 2.3.12.2.1. Principios generales de las subastas. Las subastas se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a la optimización de la negociación del suministro de gas bajo la modalidad de contrato con interrupciones.

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente Resolución.

c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes.

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Organización de las subastas

Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas

ARTÍCULO 2.3.12.3.1.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas. a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas.

b) Realizar a más tardar quince (15) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta, a través de una empresa especializada, una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subastas y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría al auditor de las subastas antes de la realización de las primeras subastas.

La CREG dará su concepto de no objeción, de tal manera que a más tardar veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas sean públicos los reglamentos. A partir de la realización de las primeras subastas la CREG dará su concepto de no objeción cuando haya modificaciones en los reglamentos, para lo cual el administrador de las subastas deberá poner a consideración de la CREG las modificaciones del caso.

d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a los que se hace referencia en el Artículo 40 de esta Resolución, con una frecuencia anual. En caso de que alguno de los vendedores y compradores a los que se hace referencia en el Artículo 40 de esta Resolución requiera capacitación adicional, el administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual podrá cobrar la cifra que las partes acuerden.

e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las mismas.

g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron.

h) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de las operaciones realizadas en el desarrollo de las subastas, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

En desarrollo del servicio al que se hace referencia en el numeral 5 del Artículo 5 de esta Resolución, el gestor del mercado será el administrador de las subastas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas

ARTÍCULO 2.3.12.3.2.1. Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas. a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las subastas.

c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo.

d) Informar al administrador de las subastas las situaciones en las que considere que el mismo administrador o el subastador no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente, para que el administrador de la subasta tome los correctivos del caso de manera inmediata.

e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control las situaciones en las que considere que los vendedores y los compradores no están dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Responsabilidades y deberes del subastador

ARTÍCULO 2.3.12.3.3.1. Responsabilidades y deberes del subastador. a) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los vendedores que desean vender gas natural bajo la modalidad de contratos con interrupciones.

b) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores que desean comprar gas natural bajo la modalidad de contratos con interrupciones.

c) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios declarados por los compradores, según lo establecido en el literal a) del numeral 5.7 de este Anexo.

d) Elaborar la curva de oferta agregada con base en las cantidades y precios declarados por los vendedores, según lo establecido en el literal b) del numeral 5.7 de este Anexo.

e) Obtener los precios de adjudicación del gas natural bajo la modalidad de contratos con interrupciones a través de la superposición de las curvas de oferta y demanda agregadas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas

ARTÍCULO 2.3.12.3.4.1. Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas. a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas.

b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto.

d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas cualquier error o falla del sistema de subastas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Sistema de subastas

ARTÍCULO 2.3.12.3.5.1. Sistema de subastas. La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a) Estar basada en protocolos de Internet.

b) Permitir el acceso a cada uno de los vendedores y de los compradores desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones.

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el sitio que para tal fin establezca el administrador de las subastas.

d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.

e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal.

g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subastas.

h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Mecanismos de contingencia

ARTÍCULO 2.3.12.3.6.1. Mecanismos de contingencia. Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los compradores y de los vendedores o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas, los compradores y los vendedores cuya estación de trabajo o sistema de comunicación falló deberán remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de las subastas, las declaraciones de venta y de compra, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas declaraciones serán ingresadas al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Procedimiento de las subastas

Tipo de subasta

ARTÍCULO 2.3.12.4.1.1. Tipo de subasta. Subasta de sobre cerrado.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Producto

ARTÍCULO 2.3.12.4.2.1. Producto. Energía disponible, , que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:

a) Modalidad contractual: contrato con interrupciones.

b) Fuente, : se deberá especificar el punto de entrega en el que estará disponible la energía. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

c) Duración: un (1) mes calendario.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Tamaño del producto

ARTÍCULO 2.3.12.4.3.1. Tamaño del producto. La cantidad de energía del producto que ofrece cada vendedor y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) MBTUD.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Cantidad disponible y precios de reserva

ARTÍCULO 2.3.12.4.4.1. Cantidad disponible y precios de reserva. Entre las 9:00 y las 10:30 horas del penúltimo día hábil del mes calendario anterior al mes de consumo de la energía del producto los vendedores declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla

Tabla 1. Declaración de las cantidades disponibles

Vendedor	Cantidades	Precios

Donde:

	Cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de esta Resolución que ofrece cantidades de energía del producto .
	Cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 29 de esta Resolución que ofrece cantidades de energía del producto .
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte del vendedor . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte del vendedor . Este valor se expresará en MBTUD.
	Delta de precio declarado por el vendedor s, con el cual se formará el precio de oferta del producto para el vendedor según se establece en la Tabla 5. Este valor deberá ser igual o mayor a cero (0) y se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio de reserva del producto declarado por el vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio de reserva del producto declarado por el vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

Los valores , y deberán ser superiores o iguales a cero (0) y no podrán tener más de dos (2) cifras decimales.

En el evento en que una declaración no se ajuste a lo aquí dispuesto, el administrador de las subastas lo informará al vendedor respectivo el cual dispondrá de una (1) hora para la corrección correspondiente, contada a partir del momento en que el administrador de las subastas lo haya informado. Si cumplido este plazo no se recibe la declaración debidamente ajustada, el administrador de las subastas entenderá que el vendedor no participará en la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Publicación de la cantidad disponible

ARTÍCULO 2.3.12.4.5.1. Publicación de la cantidad disponible. A más tardar a las 11:00 horas del penúltimo día hábil del mes calendario anterior al mes de consumo de la energía del producto el administrador de las subastas publicará la cantidad total de energía disponible, , como se señala en la Tabla 2.

Tabla 2. Cantidad total de energía disponible

Fuente	Cantidad total,

Donde:

	Cantidad total de energía del producto ofrecida en la subasta por parte de los vendedores y . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte del vendedor . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto ofrecida en la subasta por parte del vendedor . Este valor se expresará en MBTUD.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Recibo de las solicitudes de compra

ARTÍCULO 2.3.12.4.6.1. Recibo de las solicitudes de compra. Entre las 11:00 y las 13:00 horas del penúltimo día hábil del mes calendario anterior al mes de consumo de la energía del producto los compradores enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 3.

Tabla 3. Demanda del comprador

Preferencia	Cantidades	Precios

Donde:

	Preferencia del comprador . La variable tomará los valores enteros de uno (1) a cinco (5).
:	Cantidad de energía del producto que el comprador está dispuesto a comprar al precio , según su preferencia . Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio que el comprador está dispuesto a pagar por la cantidad , según su preferencia . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Cada uno de los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 17 y 30 de esta Resolución, con disposición a comprar cantidades de energía del producto .

La cantidad deberá ser un múltiplo entero de un (1) MBTUD, y deberá ser igual o inferior a la cantidad total de energía disponible, . Por su parte, el precio deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales.

En el evento en que una declaración no se ajuste a lo aquí dispuesto, el administrador de la subasta lo informará al comprador respectivo quien dispondrá de una (1) hora para la corrección correspondiente, contada a partir del momento en que el administrador de las subastas lo haya informado. Si cumplido este plazo no se recibe la declaración debidamente ajustada, el administrador de las subastas entenderá que el comprador no participará en la subasta.

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Desarrollo de las subastas

ARTÍCULO 2.3.12.4.7.1. Desarrollo de las subastas. Entre las 14:00 y las 17:00 horas del penúltimo día hábil del mes calendario anterior al mes de consumo, el subastador dará aplicación al procedimiento de subasta de sobre cerrado para cada producto , como se dispone a continuación:

a) Con base en las cantidades y en los precios el subastador determinará la curva de demanda agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 4.

Tabla 4. Demanda agregada del producto ,

Demanda agregada,	Precio,



...	...

Donde:

	Cantidad de energía del producto que el comprador está dispuesto a comprar al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador j que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cada uno de los precios que los compradores j están dispuestos a pagar por el producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde hasta .
	Es el mayor de los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Es el menor de los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Son los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 3, organizados de mayor a menor entre y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

b) Con base en las cantidades y y en los valores , y el subastador determinará la curva de oferta agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 8. Para estos efectos se aplicarán los siguientes pasos.

i. Establecer el precio de oferta del producto para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 5 y en la Tabla 6.

Tabla 5. Precio de oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida	Precio

Donde:

:	Cantidad de energía del producto que el vendedor está dispuesto a vender al precio . Este valor se determinará de conformidad con lo declarado según la Tabla 1 y se expresará en MBTUD.
:	Precio de oferta para la venta del producto por parte del vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

Tabla 6. Precio de oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida	Precio

Donde:

^:	Cantidad de energía del producto que el vendedor s está dispuesto a vender al precio . Este valor se determinará de conformidad con lo declarado según la Tabla 1 y se expresará en MBTUD.
:	Precio de oferta para la venta del producto por parte del vendedor . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
:	Es el mayor de los precios de reserva declarados por todos los vendedores , según la Tabla 1. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii. Establecer la curva de oferta del producto para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 7.

Tabla 7. Oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida	Precios

Donde:

	Cada uno de los vendedores s y w que ofrecen cantidades de energía del producto .
	Cantidad de energía del producto que se ofrece para la venta en la subasta por parte del vendedor fc, al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio al que un vendedor está dispuesto a vender la energía del producto . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
	Precio de oferta para la venta del producto por parte del vendedor k. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

iii. Establecer la curva de oferta agregada de cada producto , , la cual se formará a partir de la información de la Tabla 8.

Tabla 8. Oferta agregada del producto ,

Oferta agregada,	Precio,



(...)	(...)

Donde:

:	Cantidad de energía del producto que el vendedor k está dispuesto a vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor k según la Tabla 7. Este valor se expresará en MBTUD.
	Precio de la energía del producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma ascendente desde hasta .
:	Es el menor de todos los precios de oferta del producto establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
:	Es el mayor de todos los precios de oferta del producto establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
:	Son los precios de oferta del producto establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6 organizados de menor a mayor entre y . Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

c) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, , y la curva de oferta agregada, , para establecer el resultado de la subasta de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:

i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común , éste determinará la cantidad total de energía adjudicada, , y el precio de adjudicación, .

A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una disposición a pagar igual a se le asignará la cantidad de energía que resulte de aplicar la Ecuación 3:

Ecuación 3

Donde:

	Comprador j que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 3, una disposición a pagar igual a .
	Cantidad de energía del producto que se adjudica al comprador b. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto que el comprador b declaró estar dispuesto a comprar al precio . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto que el comprador está dispuesto a comprar al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad total de energía del producto adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

A cada vendedor cuyo precio de oferta es menor al precio se le asignará la totalidad de la cantidad de energía ofrecida en la subasta, .

A cada vendedor cuyo precio de oferta es igual al precio se le asignará la cantidad de energía resultante de aplicar la Ecuación 4:

Ecuación 4

Donde:

	Vendedor k cuyo precio de oferta, , es igual a .
:	Cantidad de energía del producto que se adjudica al vendedor z. Este valor se expresará en MBTUD.
:	Cantidad de energía del producto que el vendedor z declaró estar dispuesto a vender a un precio de oferta igual a . Este valor se expresará en MBTUD.
	Cantidad de energía del producto que el vendedor k está dispuesto a vender al precio . Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor k según la Tabla 7. Este valor se expresará en MBTUD.
:	Cantidad total de energía del producto adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se aplicarán las siguientes reglas para determinar y :

(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de cantidad, esta cantidad corresponderá a la cantidad de energía adjudicada, , y el subastador tomará el menor de los precios declarados por los compradores , , según lo establecido en la Tabla 4, como el precio de adjudicación de la subasta, .

iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la cantidad total adjudicada será cero (0).

d) Tras la terminación de la subasta, una vez adjudicadas las cantidades a los compradores y a los vendedores, el administrador de las subastas definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las subastas:

i. Hará una lista de los vendedores k del producto dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la venta.

Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas expedirá los correspondientes certificados de asignación de los productos .

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

Información de los resultados de las subastas

ARTÍCULO 2.3.12.4.8.1. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 9:00 horas del último día hábil del mes calendario anterior al mes de consumo, el administrador de las subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 5)

TÍTULO 13

Oferta comprometida firme (Anexo 7)

ARTÍCULO 2.3.13.1. Oferta comprometida firme (Anexo 7). Para calcular la oferta comprometida firme se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

	Oferta comprometida firme de la fuente , del año t, del productor- comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Año que tiene como fecha de inicio 1 de diciembre de un año y como fecha de terminación el 30 de noviembre del año siguiente.
	Oferta comprometida firme de contratos firmes CF de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos firmes al 95% CF95 de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de suministro con firmeza condicionada CFC de la fuente , del año t, del productor- comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas OCG de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas contra exportaciones OCGX de la fuente , del año t, del productor - comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Oferta comprometida en contratos de suministro C1 de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD
	Oferta comprometida en contratos de suministro C2 de la fuente , del año t, del productor-comercializador o comercializador de gas importado S y para el mes m. Este valor se expresará en MBTUD.
	Porcentaje sobre la cantidad máxima de los contratos de suministro C1 que corresponde a firme, según lo establecido en el el literal C del Artículo 23 de esta Resolución.
	Porcentaje sobre la cantidad máxima de los contratos de suministro C2 que corresponde a firme, según lo establecido en el el literal C del Artículo 23 de esta Resolución.
	Todos y cada uno de los meses en los que existan contratos vigentes de las modalidades firme, firmeza condicionada, opciones de compra de gas y/u opciones de compra de gas contra exportaciones, definidos en el Artículo 9 de esta Resolución.

Para cada uno de los meses m el gestor del mercado calculará y publicará en el BEC la oferta comprometida firme .

Cuando en la ecuación anterior ocurre que:

Los vendedores sólo podrán ofrecer la diferencia, , a través de contratos de opción de compra de gas, OCG.

Cuando por el contrario ocurre que:

Los vendedores sólo podrán ofrecer la diferencia, , a través de contratos de suministro con firmeza condicionada. CFC.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 186/20, ANEXO 7)

Medidas transitorias en relación con los mecanismos y procedimientos de comercialización de la Producción Total Disponible para la Venta en Firme (PTDVF), y de las Cantidades Importadas Disponibles para la Venta en Firme (CIDVF) de gas natural

ARTÍCULO 2.4.1. COMERCIALIZACIÓN DE GAS PARA EL PERÍODO 2021 - 2022. En adición a lo señalado en el Artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, todos los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 16 y 17 de la Resolución CREG 186 de 2020, podrán adicionalmente pactar el suministro de gas natural para el período 2021-2022, mediante las modalidades contractuales establecidas en el Artículo 8 de dicha resolución, así:

i. Contratos de suministro con firmeza condicionada y de opción de compra, cuya duración sea de uno (1) o más años;

ii. Contratos de suministro firme al 95%, CF95, cuya duración sea de un (1) año; y,

iii. Contratos de suministro C1 y C2, cuya duración sea de un (1) año. En cualquier caso, el Contrato de Suministro C1 tendrá un componente fijo del treinta por ciento (30%) y el Contrato de Suministro C2 tendrá una firmeza mínima del setenta y cinco por ciento (75%) de la cantidad total y en este último caso, el Vendedor es quien calcula el nivel de firmeza del C2 y lo reportará al Gestor del Mercado.

En todo caso, dichos contratos deberán cumplir con los requisitos mínimos de los contratos de suministro a los que hace referencia el Capítulo II del Título III de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 084/21, art. 1)

ARTÍCULO 2.4.2. Los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso. Dicha declaración aplicará a todas las fuentes de suministro, con excepción de los campos de producción que se encuentren en pruebas extensas y hayan iniciado dichas pruebas con posterioridad al 1 de enero de 2020, o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad para el mismo período y no hayan realizado ofertas de suministro antes del 1 de enero de 2020.

La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF deberá ser igual o inferior al valor vigente de la PTDV o CIDV, según corresponda, publicada por el Ministerio de Minas y Energía en cumplimiento del Decreto 1073 de 2015 o aquel que lo modifique o sustituya. Dicha declaración se realizará conforme al Cronograma de Comercialización establecido en la Circular No. 036 del 18 de junio de 2021 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

La declaración de PTDVF y de CIDVF será obligatoria para comercializar el gas disponible hasta la fecha señalada en el cronograma de comercialización del año 2021. La no declaración de esta información al gestor del mercado dentro del plazo señalado será un incumplimiento a la regulación, y deberá ser informado inmediatamente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio. Dicho incumplimiento podrá ser considerado por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia.

Los contratos que resulten de las negociaciones de fuentes de producción cuyos vendedores no realicen las declaraciones de que trata este artículo, no podrán registrarse ante el gestor del mercado, y tendrá los efectos previstos en la Resolución CREG 186 de 2020 y todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO. Los vendedores de las fuentes de producción contempladas en el Artículo 19 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, deberán declarar al gestor del mercado las cantidades adicionales de oferta de PTDVF que surjan por variación en la información disponible al momento de la declaración inicial, en el primer día hábil del mes siguiente. En el momento de la declaración al gestor del mercado se le deberá anexar un documento que exponga las razones que expliquen dichas cantidades adicionales.

(Fuente: R CREG 084/21, art. 2)

ARTÍCULO 2.4.3. El gestor del mercado calculará las cantidades de PTDVF o de CIDVF remanentes de cada vendedor y fuente para el año de gas 2021-2022, a las que se hace mención en el numeral 3 del literal A del Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, así:

donde

	:	Oferta total remanente para la venta en firme del año de gas 2021-2022, ex presada en MBTUD, para cada fuente f y vendedor . Corresponde a la PTDVF remanente, en al caso de los productores-comercializadores, o a la CIDVF remanente, en el caso de los comercializadores de gas natural importado, luego de las negociaciones directas a las que se hace referencia en el Artículo 1 de la presente resolución.
	:	Oferta total disponible para la venta en firme declarada para el año de gas 2021-2022, expresada en MBTUD, para cada fuente f y vendedor . Corresponde a la PTDVF en al caso de los productores-comercializadores, o a la CIDVF en el caso de los comercializadores de gas natural importado, declarada conforme a lo dispuesto en el Artículo 2 de la presente resolución.
	:	La cantidad total negociada en contratos de suministro firme al 95% de uno, tres o más años, conforme a lo dispuesto en el Artículo 1 de esta resolución, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2021-2022.
	:	La cantidad total negociada en contratos de opción de compra de gas de uno o más años, conforme a lo dispuesto en el Artículo 1 de esta resolución, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2021-2022.
	:	La cantidad total negociada en contratos de suministro con firmeza condicionada de uno o más años, conforme a lo dispuesto en el Artículo 1 de esta resolución, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2021-2022.
	:	La cantidad total negociada en contratos de suministro C1, conforme a lo dispuesto en el Artículo 1 de esta resolución, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2021-2022.
	:	La cantidad total negociada en contratos de suministro C2, conforme a lo dispuesto en el Artículo 1 de esta resolución, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2021-2022.
	:	Según definición establecida en el Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
	:	Según definición establecida en el Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 084/21, art. 3)

ARTÍCULO 2.4.4. Para el cálculo de la PTDVF o CIDVF disponible de cada vendedor y fuente para el año de gas 2021-2022, para las subastas de contratos de suministro C1, teniendo en cuenta el numeral 1 del literal B del Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, el Gestor restará a las cantidades de PTDVF o CIDVF remanentes determinadas conforme al artículo anterior, las cantidades reservadas conforme a lo dispuesto en el literal A del Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 084/21, art. 4)

ARTÍCULO 2.4.5. Las condiciones de los productos establecidas en el literal C del Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, aplicarán para los contratos de suministro C1 y C2 que se negocien directamente de conformidad con lo dispuesto en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 084/21, art. 5)

ARTÍCULO 2.4.6. Para la comercialización de suministro de gas durante el año de gas 2021-2022 en los términos establecidos en la presente resolución, las cantidades de energía a ofrecer mediante contratos de suministro C2 de cualquier fuente, en los procesos de comercialización de que trata el numeral 4 del literal B del Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, deberán calcularse según la siguiente ecuación:

donde

	:	Cantidad disponible para la venta mediante subasta de contratos de suministro firme C2, para el vendedor , expresada en MBTUD.
	:	Oferta disponible para la venta en firme del año de gas 2021-2022, expresada en MBTUD, para cada vendedor . Corresponde a la PTDVF disponible, en al caso de los productores-comercializadores, o a la CIDVF disponible, en el caso de los comercializadores de gas natural importado, determinada conforme al Artículo 4 de la presente Resolución.
	:	Cantidades del contrato C1 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 2 del literal B del Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, por parte del vendedor , expresada en MBTUD.
	:	gún definición establecida en el Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
	:	Según definición establecida en el Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO. La suma de cantidades negociadas de forma directa, conforme a lo establecido en el Artículo 1 de esta resolución, y las cantidades negociadas a través de los mecanismos de que trata el Artículo 23 de la precitada resolución y sus ajustes excepcionales hechos en esta resolución, deberá cumplir con las siguientes desigualdades:

donde corresponden a lo definido en este artículo, y,

Cantidades del contrato C2 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 4 del literal B del Artículo 23 de la Resolución CREG 186 de 2020 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, por parte del vendedor

para el suministro del año de gas 2021-202

(Fuente: R CREG 084/21, art. 6)

ARTÍCULO 2.4.7. En adición a lo dispuesto en el Artículo 25 de la Resolución CREG 186 de 2020, o en aquellas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, el precio de los contratos de suministro que resulte de las negociaciones directas a las que se hace referencia en el Artículo 1 de la presente resolución, será el que acuerden las partes.

(Fuente: R CREG 084/21, art. 7)

ARTÍCULO 2.4.8. INFORMACIÓN DE CONTRATOS. El gestor del mercado deberá llevar un registro de los contratos registrados.

(Fuente: R CREG 084/21, art. 8)

Precio del gas natural puesto en punto de entrada al sistema nacional de transporte

ARTÍCULO 2.5.1. LIBERACIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL PUESTO EN PUNTO DE ENTRADA AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución el precio del gas natural puesto en cualquier Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte será libre.

PARÁGRAFO 1o. La comercialización del gas natural se efectuará conforme a las reglas que la Comisión establezca para el mercado mayorista de gas natural.

PARÁGRAFO 2o. Las disposiciones contenidas en el presente artículo no aplican para el gas del campo de Opón, teniendo en cuenta el volumen de producción contractualmente referenciado a él.

PARÁGRAFO 3o. Los contratos con cláusula de renegociación en el evento de un cambio regulatorio que se afecten con la liberación del precio de gas natural, tendrán las siguientes alternativas: ajuste a lo dispuesto en la Resolución CREG 89 de 2013, en el sentido de que las cantidades asociadas a estos contratos se negociarán directamente en los tiempos y formas allí establecidos; en caso de no cumplirse el postulado anterior, las partes podrán liquidarlo de mutuo acuerdo y sí no se logra lo anterior, el precio será el promedio ponderado de los precios que se establezcan para el campo Guajira.

En el caso de aquellos contratos, que cuenten con precio de referencia el del campo Guajira, se tendrá lo siguiente: el Gestor del mercado calculará el precio promedio del gas del Campo Guajira y mientras entra a operar, la figura antes mencionada, este precio lo calculará la CREG como entidad y lo publicará en su página web.

PARÁGRAFO 4o. En el momento en que se venzan todos los contratos que tengan como referencia el precio del gas natural del campo Opón, se entiende que a partir de ese mismo momento, el precio del gas natural del citado campo quedará libre.

(Fuente: R CREG 088/13, art. 1) (Fuente: R CREG 024/17, art. 1)

Pruebas de generación con combustible alterno

ARTÍCULO 2.6.1. REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. Para aquellas plantas y/o unidades de generación que declaran al Centro Nacional de Despacho, CND, la disponibilidad de combustible(s) alterno(s) en los términos de la regulación vigente, el CND, considerando las condiciones de confiabilidad y seguridad del Sistema Interconectado Nacional, podrá autorizar al agente la realización de pruebas haciendo uso de dicho(s) combustible(s) alterno(s).

(Fuente: R CREG 109/05, art. 1)

ARTÍCULO 2.6.2. PROGRAMACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. El CND programará las pruebas de generación de que trata la presente Resolución en coordinación con el agente respectivo, considerando los criterios de seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional.

PARÁGRAFO. La duración de la prueba de generación de que trata la presente resolución no podrá exceder de doce (12) horas consecutivas. Dicha prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que la solicitó. Esta declaración deberá realizarse a más tardar la hora siguiente a la de finalización de la prueba.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 2)

ARTÍCULO 2.6.3. RECONCILIACIÓN POSITIVA POR PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. La energía generada resultante de la realización de las pruebas que sean declaradas como exitosas, será objeto de Reconciliación Positiva de conformidad con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-034 de 2001, o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, incluyendo las horas de inflexibilidad asociadas a dicha prueba.

Para efectos de establecer el valor de la variable GSA establecida en la Resolución CREG-034 de 2001, se considerará la totalidad de la generación asociada con la prueba, es decir, la generación real.

Los costos horarios de la Reconciliación Positiva asociada con las pruebas de generación de que trata la presente Resolución, serán asignados a los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial, y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación".

La energía generada resultante de las pruebas que sean declaradas como no exitosas será remunerada de conformidad con la reglamentación vigente a la realización de pruebas solicitadas por el agente, en virtud de las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 3)

ARTÍCULO 2.6.4. RECONCILIACIÓN NEGATIVA ASOCIADA CON PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. La Reconciliación negativa asociada con la realización de las pruebas de generación de que trata la presente Resolución se efectuará de conformidad con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-034 de 2001, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 4)

ARTÍCULO 2.6.5. Las disposiciones contenidas en la presente resolución no aplican para las pruebas que sean realizadas en virtud de lo establecido en la Resolución CREG-121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.

(Fuente: R CREG 109/05, art. 5)

PARTE 7

Racionamiento de gas

Protocolo de comunicaciones operativas en situación de racionamiento programado o de riesgo de desabastecimiento

Objeto

ARTÍCULO 2.7.1.1.1. OBJETO. La presente resolución adopta el protocolo operativo de comunicaciones operativas en situación de racionamiento programado o de riesgo de desabastecimiento, contenido en el Anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 114/13, art. 1)

Protocolo operativo de comunicaciones operativas en situación de racionamiento programado o de riesgo de desabastecimiento

Objetivos

ARTÍCULO 2.7.1.2.1.1. OBJETIVOS. Establecer el protocolo de comunicaciones operativas entre empresas del sector en situación de racionamiento programado, insalvable restricción en la oferta o situación de grave emergencia o de riesgo de desabastecimiento, en desarrollo de las facultades establecidas en el artículo 21 del Decreto número 2100 de 2011.

El protocolo de comunicaciones operativas en las situaciones descritas tiene como objeto:

i) Facilitar el flujo de información y la coordinación de la operación de las actividades de Producción, Transporte y Distribución de gas natural;

ii) Facilitar el flujo de información y la coordinación de la operación gas - electricidad, e

iii) Informar en forma oportuna, precisa y objetiva la evolución de los eventos a autoridades y agentes.

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 1 Num. 1)

Ámbito de aplicación

ARTÍCULO 2.7.1.2.2.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. El presente protocolo rige para los agentes que participen en los procesos de comunicación y coordinación.

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 1 Num. 2)

Instrumentos

ARTÍCULO 2.7.1.2.3.1. INSTRUMENTOS. Para alcanzar los objetivos planteados, en situación de racionamiento programado, insalvable restricción en la oferta de gas natural o situación de grave emergencia se dispondrá de los instrumentos que se relacionan a continuación, en los cuales se establecen contenidos, procedimientos de divulgación, frecuencia de reporte y destinatarios de la información correspondiente:

i) Balance diario de gas natural;

ii) Disponibilidad de suministro y transporte de gas natural;

iii) Nominaciones y asignaciones de suministro, transporte y distribución de gas natural;

iv) Reportes de avance del evento;

v) Teleconferencias de coordinación;

vi) Teleconferencias extraordinarias de coordinación.

En situaciones donde exista riesgo de desabastecimiento el Comité de Coordinación de Mantenimientos e Intervenciones (COMI) del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, en adelante (CNO)-Gas, decidirá los instrumentos que se utilizarán.

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 1 Num. 3)

Balance diario de gas natural

ARTÍCULO 2.7.1.2.4.1. BALANCE DIARIO DE GAS NATURAL. a) Objetivo. Determinación diaria del balance de oferta y demanda de gas natural con base en las nominaciones y asignaciones de suministro, transporte y distribución aprobadas para cada sector de consumo por parte de productores, transportadores y distribuidores, respectivamente;

b) Responsables:

b.1 Elaboración del balance diario - Pronóstico para el día de gas. Los productores, transportadores, distribuidores y comercializadores, que participan en la coordinación de la operación durante el evento, deberán el día anterior al día de gas, a más tardar a las 9:00 a. m. de ese día, enviar la información de ese mismo día. Con base en la información antes mencionada, el COMI deberá consolidarla y tenerla disponible a más tardar a las 12:00 horas del día anterior al día de gas. Los balances de gas natural deberán elaborarse en unidades de energía teniendo en cuenta la diferencia de poder calorífico que se presenta en los diferentes campos de producción y estaciones puerta de ciudad. El CNOG realizará el balance nacional durante el evento.

Parágrafo. En el caso de que en un evento distinto al contemplado en el artículo 5o del Decreto número 880 de 2007 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, el balance diario-pronóstico para el día de gas deberá realizarse ese mismo día y los productores, transportadores, distribuidores y comercializadores enviarán al COMI la información a la mayor brevedad posible. Una vez recibida por el COMI dicha información deberá consolidarla y tenerla disponible a más tardar dentro de las 3 horas siguientes al recibo de la misma.

b.2 Elaboración del balance diario - Consumos día de gas. Los productores, transportadores, distribuidores y comercializadores, que participan en la coordinación de la operación durante el evento, deberán realizar en el día posterior al día de gas los balances diarios correspondiente a ese día a más tardar a las 9:00 a. m. horas del día posterior al día de gas. El COMI debe tener la información consolidada y disponible a las 12:00 horas del día posterior al día de gas. Los balances de gas natural deberán elaborarse en unidades de energía teniendo en cuenta la diferencia de poder calorífico que se presenta en los diferentes campos de producción y estaciones puerta de ciudad. El CNOG realizará el balance nacional durante el evento.

b.3 Elaboración de los formatos para los reportes. Se delega en el CNOG la definición de los formatos que deben permitir identificar el origen de la restricción así como los usuarios y sectores de consumo que tendrán y no tendrán asignación de gas, con excepción del contemplado en el literal e) del presente numeral, el cual debe realizarse en el formato contemplado en el Anexo número 2 de la presente resolución;

c) Frecuencia del reporte: Los reportes deben producirse de manera diaria hasta el levantamiento del racionamiento programado, la solución de la insalvable restricción en la oferta de gas natural o la solución de la situación de grave emergencia;

d) Medio de Divulgación del reporte. El CNOG enviará un correo electrónico con el reporte correspondiente al Balance Diario de Gas Natural al Ministerio de Minas y Energía, a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Adicionalmente y para acceso público el CNO-Gas lo publicará en su página web;

e) Contenido del reporte a cargo de los Productores - Comercializadores. El reporte debe contener el tipo de contrato, mercado de destino, punto de entrada, fecha día de corte de gas, las nominaciones y asignaciones de suministro, el suministro efectivo, las cantidades racionadas ejecutadas aprobadas por productores en MBTU. Esta información deberá ser presentada de conformidad con el formato contemplado en el Anexo número 2 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 1 Num. 3.1)

Disponibilidad de suministro y transporte de gas natural

ARTÍCULO 2.7.1.2.5.1. DISPONIBILIDAD DE SUMINISTRO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL. a) Objetivo. El objetivo de este reporte, consiste en la divulgación diaria de la capacidad de suministro y transporte por parte de los productores y transportadores involucrados en el racionamiento programado, la insalvable restricción en la oferta de gas natural o la situación de grave emergencia;

b) Responsables. Serán responsables los productores y transportadores, quienes informarán diariamente al CNO-Gas, sobre la capacidad de la infraestructura de producción y transporte disponible para atender el evento correspondiente. Se delega en el CNO Gas la definición de los formatos requeridos para el efecto;

c) Frecuencia del reporte. Este reporte debe realizarse de manera diaria hasta el levantamiento del Racionamiento Programado o el de riesgo de desabastecimiento;

d) Hora de publicación y envío del reporte. El reporte de suministro y transporte de gas natural, se debe hacer a las 09:00 horas del Día de Gas;

e) Medio de Divulgación. El CNO-Gas mediante correo electrónico pondrá en conocimiento del Ministerio de Minas y Energía, de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y de los miembros del CNO Gas, el reporte de disponibilidad de suministro y transporte de gas natural. Adicionalmente y para acceso público el CNO-Gas lo publicará en su página web;

f) Contenido del Reporte. El reporte debe contener las capacidades disponibles de Suministro y Transporte de productores y transportadores respectivamente. Los reportes de Capacidad de Transporte se deben efectuar por tramos regulatorios del Sistema Nacional de Transporte.

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 1 Num. 3.2)

Reporte de avance del evento

ARTÍCULO 2.7.1.2.6.1. REPORTE DE AVANCE DEL EVENTO. a) Objetivo. El objetivo de este reporte consiste en la divulgación diaria del avance de las principales actividades encaminadas a superar el racionamiento programado, la insalvable restricción en la oferta de gas natural o la situación de grave emergencia;

b) Responsables. Serán responsables de este reporte el productor o transportador responsable de la infraestructura de producción o de transporte que genera las situaciones señaladas;

c) Frecuencia del reporte. El reporte será reproducido de manera diaria hasta la finalización de las actividades que levantan el racionamiento programado, la insalvable restricción en la oferta o la situación de grave emergencia. Este instrumento debe mantenerse hasta el momento en que el operador de la infraestructura de producción o de transporte que genera la restricción, informe de la finalización de la misma y la normalización de las condiciones de operación;

d) Hora de publicación y envío del reporte. El reporte y hora de publicación de la ocurrencia del evento se realizará tan pronto y como se llegue al sitio. Para los días siguientes al reporte de ocurrencia del evento, la hora de publicación y envío se hará a las 9:00 horas de cada día de gas hasta la terminación del evento;

e) Medio de Divulgación. El CNOG, mediante un correo electrónico enviará el reporte de avance del evento al Ministerio de Minas y Energía, a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los miembros del CNOG. Adicionalmente y para acceso público el CNOG lo publicará en su página web, no obstante estará en cabeza del Ministerio de Minas y Energía la divulgación al público de la ocurrencia, desarrollo y finalización del evento a través de su oficina de prensa;

f) Contenido del Reporte. El reporte divulgará en forma concisa, precisa y objetiva el avance de actividades frente al cronograma original. El mencionado reporte contendrá también, las novedades que hagan necesaria la modificación del cronograma inicialmente planteado.

Parágrafo. Los literales antes mencionados y que hacen referencia al reporte del evento, también se aplicarán para aquellos mantenimientos programados que generen restricción a la demanda y que requieran el desarrollo de un balance oferta-demanda.

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 1 Num. 3.3)

Teleconferencias de coordinación

ARTÍCULO 2.7.1.2.7.1. TELECONFERENCIAS DE COORDINACIÓN. Con el objeto de facilitar las labores de coordinación operativa se llevarán a cabo las teleconferencias que el Comité de Intervenciones o Mantenimientos (COMI) o quien haga sus veces, considere necesarias.

a) Objetivo. Su objetivo consiste en facilitar el flujo de información y la coordinación de operación de las actividades de producción, transporte y distribución, así como el flujo de información y la coordinación de operación entre los operadores de infraestructura de gas natural y el operador del sector eléctrico. La información de esta teleconferencia podrá servir de insumo para que tanto las autoridades como las autoridades del sector informen a la opinión pública;

b) Responsables. Los encargados de estas teleconferencias serán los agentes responsables de la infraestructura de producción, transporte y distribución involucrados en el evento. Si el Comité de Coordinación de Mantenimientos y Operaciones (COMI) lo considera conveniente podrán participar empresas distribuidoras de gas natural, grandes consumidores o terceros que a juicio del COMI contribuyan a la coordinación operativa;

c) Frecuencia de la teleconferencia. Las teleconferencias tendrán la frecuencia que determine el COMI, hasta la finalización de las actividades que levantan la restricción;

d) Hora de realización. La hora de realización de la teleconferencia será acordada por los miembros que componen el COMI;

e) Medio de divulgación. La teleconferencia virtual se divulgará a través del medio de comunicación que se describe en el literal g);

f) Ayuda de memoria de la teleconferencia. En cabeza del agente involucrado en el levantamiento del racionamiento programado, insalvable restricción en la oferta de gas natural o situación de grave emergencia, está la elaboración de una ayuda memoria diaria de las teleconferencias, las cuales serán publicadas en la página web del CNOG, con acceso restringido, quedando únicamente autorizados los miembros del CNOG, las empresas del servicio púbico de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el CNO eléctrico y demás empresas o entidades que autorice el COMI;

g) Lineamientos generales para la realización de teleconferencias. Las teleconferencias podrán hacer uso de un enlace a través de líneas telefónicas o de cualquier otro medio idóneo de comunicación contratado por el CNO-Gas, según los siguientes lineamientos:

i) En cada teleconferencia el Secretario Técnico del CNOG elaborará la correspondiente invitación e impartirá las instrucciones y claves de seguridad para el ingreso;

ii) Los participantes de cada empresa deberán identificarse plenamente;

iii) Los participantes de cada teleconferencia asegurarán el manejo confidencial y seguro de la información divulgada en la teleconferencia;

iv) El acceso a este sistema de comunicaciones es de uso restringido a los agentes que haya decidido invitar el COMI a través del secretario técnico del CNOG;

v) El CNOG podrá incorporar los elementos de seguridad, trazabilidad, registro y confidencialidad que considere conveniente.

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 1 Num. 3.4)

Formato pronóstico día de gas

ARTÍCULO 2.7.1.3.1. NÚMERO 2. FORMATO PRONÓSTICO DÍA DE GAS. Evento: ____________________________

Fecha día de Corte: ___________________

Punto de Entrega: ____________________

Tipo contrato	Mercado destino	Campo	Nominaciòn (mbtu)	Asignación efectiva (mbtu)	Restricción (mbtu)	Observaciones
Firme	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerias
	Térmicas
	No regulada
	Exportaciòn
Firme Secundario	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerias
	Térmicas
	No Regulada
	Exportación
Parqueo	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerías
	Térmicas
	No Regulada
	Exportación
Interrupciones	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerías
	Térmicas
	No Regulada
	Exportación

FORMATO DÍA DE GAS

Evento: ____________________________

Fecha día de Corte: ___________________

Punto de Entrega: ____________________

Tipo contrato	Mercado destino	Campo	Nominaciòn (mbtu)	Asignación efectiva (mbtu)	Restricción (mbtu)	Observaciones
Firme	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerias
	Térmicas
	No regulada
	Exportaciòn
Firme Secundario	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerias
	Térmicas
	No Regulada
	Exportación
Parqueo	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerías
	Térmicas
	No Regulada
	Exportación
Interrupciones	Regulada
	GNV
	Compresores
	Refinerías
	Térmicas
	No Regulada
	Exportación

(Fuente: R CREG 114/13, ANEXO 2)

PARTE 8

Metodología para calcular el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar

ARTÍCULO 2.8.1. DETERMINACIÓN DEL COSTO DE OPORTUNIDAD DEL GAS NATURAL DEJADO DE EXPORTAR (CODE). El CODE se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula:

CODE = PExp + CComp

Donde:

PExp: Precio de Exportación en US$/MBTU.

CComp: Costo de compensaciones pactado en el contrato en US$/MBTU.

(Fuente: R CREG 041/13, art. 1)

ARTÍCULO 2.8.2. PRECIO DE EXPORTACIÓN. Será el precio pactado en el contrato por millón de BTU (MBTU) referido a un lugar de entrega en el momento de la interrupción del suministro.

(Fuente: R CREG 041/13, art. 2)

ARTÍCULO 2.8.3. COSTO DE COMPENSACIÓN CCOMP. Será la compensación pactada en el contrato de exportación por MBTU, por no entrega del producto al momento de la interrupción del suministro, por todas las causas posibles atribuibles al Agente Exportador. Se excluyen las situaciones que tengan como origen causas de fuerza mayor y/o caso fortuito.

(Fuente: R CREG 041/13, art. 3)

ARTÍCULO 2.8.4. APLICACIÓN DEL COSTO DE OPORTUNIDAD DEL GAS NATURAL DEJADO DE EXPORTAR - CODE. El Agente Exportador calculará el CODE de manera individual por cada contrato de exportación dando aplicación a lo establecido en el artículo 1o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 041/13, art. 4)

ARTÍCULO 2.8.5. PUBLICACIÓN DE INFORMACIÓN. El Agente Exportador, para cada contrato de exportación que se suscriba, deberá publicar en su página web la información de cada una de las variables que componen el CODE para conocimiento de todos los interesados.

(Fuente: R CREG 041/13, art. 5)

ARTÍCULO 2.8.6. MECANISMO DE PAGO. En resolución aparte la CREG determinará el mecanismo mediante el cual se realizará el pago del Costo de Oportunidad del Gas dejado de exportar - CODE.

(Fuente: R CREG 041/13, art. 6)

PARTE 9

Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad

Disposiciones generales

ARTÍCULO 2.9.1.1. OBJETIVO. El objetivo de la presente resolución es definir la metodología para establecer el ingreso regulado a un GT que utilice el GNI para cubrir generaciones de seguridad conforme los requerimientos del Centro Nacional de Despacho (CND).

PARÁGRAFO. En caso de que la generación de seguridad sea fuera de mérito el costo del GNI suministrado a los Generadores Térmicos, requeridos en esta situación, se reconocerá conforme a lo que se establece en el anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 062/13, art. 2)

ARTÍCULO 2.9.1.2. COBERTURA CON COMBUSTIBLES ALTERNOS ANTE ATRASO DE INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN DE GNI PARA LA OPACGNI PARA LAS ASIGNACIONES DE OEF DEL PERÍODO 2015-2016. La cobertura con combustibles alternos ante atraso de la infraestructura de regasificación de GNI para la OPACGNI para las asignaciones de OEF del período 2015-2016 se puede utilizar bajo las siguientes condiciones:

a) El período de diez (10) años de la OPACGNI, iniciando en diciembre 1o de 2015, definida en el artículo 13 de la Resolución CREG 139 de 2011 no se modifica;

b) El uso de combustible alterno para la cobertura de los atrasos del cronograma de construcción de la infraestructura de regasificación, se considerará como parte del anillo de seguridad denominado mercado secundario conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 071 de 2006;

c) Para el uso de combustible alterno se deberá adelantar el procedimiento definido en los numerales 1 a 5 del artículo 12 de la Resolución CREG 085 de 2007;

d) En caso que el combustible alterno sea un combustible líquido, los documentos de logística y contratos se deberán entregar auditados para lo cual el agente generador deberá contratar el auditor que adelantará lo definido en el artículo 4o de la Resolución CREG 181 de 2010;

e) En caso que la energía con el combustible alterno verificada sea inferior a lo requerido para cubrir las OEF, no se acepta el combustible alterno. En caso que sea por lo menos igual a la OEF, se registrará ante el ASIC dentro de los tres (3) días calendario posterior a la finalización de la verificación por el CND;

f) Los documentos de logística, contratos de combustibles y terceros, declaración de parámetros y los informes de los auditores de que trata los numerales e) y d) se deberán entregar en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe del auditor de que trata el artículo 5o de la Resolución CREG 106 de 2011 en el cual se identifique atraso en la construcción de la infraestructura de regasificación;

g) <Literal derogado por el artículo 6 de la Resolución 71 de 2014>

(Fuente: R CREG 155/13, art. 1)

ARTÍCULO 2.9.1.3. DETERMINACIÓN DEL INGRESO REGULADO. El ingreso regulado se establece conforme a la metodología definida en el Anexo No. 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 062/13, art. 3)

Metodología para definir ingreso regulado por la provisión del servicio de GNI para la atención demanda contingente por generaciones de seguridad térmica fuera de mérito (Anexo 1)

Principio general de la evaluación

ARTÍCULO 2.9.2.1.1. Principio general de la evaluación. La UPME establecerá dentro de las áreas operativas, definidas en el artículo 1o de la Resolución 63 de 2000 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, las probables generaciones de seguridad diarias a ser suministradas por cualquiera de las plantas térmicas a gas, actualmente en operación. Estas generaciones de seguridad se proyectarán año por año, entendiéndose por año el periodo comprendido del 1o de diciembre al 30 de noviembre del año siguiente. El periodo total de proyección será del 1o de diciembre del año 2015, hasta el 30 de noviembre del año 2025. Así mismo, la UPME deberá definir las mismas en términos de Mpcd, establecerá el máximo requerimiento de Mpcd del período y realizará las evaluaciones económicas correspondientes, con el fin de determinar un perfil de beneficios (el cual tiene el carácter de ser confidencial), demostrando la conveniencia de contar con generaciones de seguridad con GNI frente a otros combustibles sustitutos. Esta información deberá ser enviada a la CREG, mediante una comunicación oficial. El perfil de beneficios será en dólares constantes de los Estados Unidos de Norteamérica a la fecha de adjudicación.

PARÁGRAFO. Por su parte la CREG, como entidad, mediante una circular, informará el máximo requerimiento de Mpcd del período de proyección.

PARÁGRAFO 2o. En relación con el reconocimiento del ingreso regulado, el mismo se reconocerá a partir del momento de entrada en operación, ya sea antes o después del 1o de diciembre de 2015, de tal forma que esté abasteciendo de GNI a las plantas que conforma el Grupo de Generadores Térmicos (GT), y hasta el 30 de noviembre de 2025, inclusive.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 1) (Fuente: R CREG 152/13, art. 2)

Determinación del GT que podrá prestar el servicio de generación de seguridad con GNI

ARTÍCULO 2.9.2.2.1. Determinación del GT que podrá prestar el servicio de generación de seguridad con GNI. Los Generadores Térmicos que respalden sus obligaciones de energía firme con gas natural importado, conforme a lo dispuesto por las Resoluciones CREG 106, 139 y 182 de 2011 o aquella(s) que la(s) modifique(n), adicione(n) o sustituya(n) y que son parte de las plantas térmicas que la UPME determinó para prestar el servicio de generaciones de seguridad con GNI y que voluntariamente constituyan un vehículo jurídico para adquirir los derechos y contraer las obligaciones como GT, el cual existirá hasta el momento mismo en que se reciba a satisfacción y puesta en operación la infraestructura de regasificación por parte del AI y a la selección o constitución en debida forma del Agente Comercializador de GNI - AC.

PARÁGRAFO 1o. En el evento de ser necesarias generaciones de seguridad fuera de mérito, cualquier planta y/o unidad térmica que esté recibiendo ingreso regulado, deberá hacerlo conforme a las instrucciones que reciba del CND con gas natural importado suministrado por el AC a través del AI, la cual le será remunerada esta generación a un máximo valor equivalente al costo de operación utilizando el GNI.

PARÁGRAFO 2o. En el caso de realizar generaciones de seguridad con el gas pruebas de la planta regasificación resultante del proceso de puesta en marcha por parte del AI es necesario que de parte de este agente se demuestre al AC que el precio de ese gas fue el resultado de un proceso competitivo y una vez que ello ocurra se le aplicarán las disposiciones contenidas en la presente resolución. Este mecanismo tan solo podrá ser utilizado con el gas de pruebas de la planta regasificación contratado y requerido durante la puesta en marcha de la infraestructura antes mencionada.

PARÁGRAFO <3o.> 2o. El GT deberá enviar el documento que acredite la existencia del vehículo jurídico implementado, dentro de los cuarenta y cinco (45) días siguientes contados a partir de la circular proferida por la CREG como entidad. Así mismo, para esa fecha deberá informar de manera oficial las OEF que cada planta térmica planea respaldar con GNI.

PARÁGRAFO <4o.> 3o. En el caso en el que se presente más de un GT con la intención de proveer generaciones de seguridad, en un (as) área(s) conforme lo establezca la UPME, solo se determinará un ingreso regulado, para el GT que cuente con la mayor capacidad de generación total, calculada conforme a las plantas que lo conforman.

PARÁGRAFO <5o.> 4o. Entre el período comprendido entre la constitución del GT y la etapa de cierre del proceso de selección del AI, nuevas plantas podrán ingresar a formar parte del GT, de acuerdo con lo informado por la UPME y publicado por la CREG en la Circular No. 031 de 2013 o aquella que la modifique, adicione o revoque. Así mismo, se podrán incrementar las OEF planeadas y declaradas inicialmente, por parte de los miembros inicialmente considerados en el GT, así como por aquellos que dentro del plazo antes mencionado, decidan ingresar.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 2) (Fuente: R CREG 144/16, art. 2) (Fuente: R CREG 152/13, art. 3)

Escogencia del Agente Comercializador - AC y el Agente de Infraestructura - AI

ARTÍCULO 2.9.2.3.1. Escogencia del Agente Comercializador - AC y el Agente de Infraestructura - AI. El GT una vez se constituya mediante el vehículo jurídico que consideren conveniente, deberá escoger el AC y el AI de la siguiente manera:

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3)

ARTÍCULO 2.9.2.3.2. EL AC. El GT podrá constituir o seleccionar mediante un proceso de selección objetiva, teniendo en cuenta los principios de eficiencia económica y transparencia, al AC, el cual será encargado de la compra del GNL en los mercados internacionales para contar con el gas natural en el evento de ser necesarias generaciones de seguridad, de conformidad con los contratos por el GT o sus miembros individualmente considerados.

El AC deberá suscribir contratos de suministro de GNL con mínimo 1 agregador de reconocida experiencia en comercialización de GNL, el cual deberá contar con una experiencia mínima de tres (3) años en el mercado mundial de GNL agregando oferta y demanda, y que registre transacciones mayores a los máximos requerimientos anuales del GT para respaldo de sus OEF. Las condiciones de suministro y formación de los precios de GNL deben ser únicas y servirán tanto para el precio de GNI para respaldo de OEF como de generaciones de seguridad fuera de mérito. La formación de precios del GNL se establecerá bajo un proceso de selección objetiva realizado por el agregador o agregadores, proceso que debe estar enmarcado dentro de los principios de transparencia y eficiencia económica.

En caso de que la generación de seguridad sea fuera de mérito el costo de suministro de combustible - CSC a reconocer, conforme a lo establecido en la resolución CREG 034 de 2001 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, será el precio de GNL más el costo variable de regasificación a suministrar por el Agente de Infraestructura contratado más un margen de máximo de comercialización correspondiente al 1.67%. En todo caso a este combustible al momento de aplicar la Resolución CREG 034 de 2001 el CSC podrá superar el precio máximo regulado para el gas natural en el punto de entrada del sistema.

PARÁGRAFO 1o. En el evento de realizar generaciones de seguridad con el gas de pruebas proveniente de la puesta en marcha de la infraestructura de regasificación, el costo de suministro de combustible a reconocer será el resultante del proceso competitivo que en su momento sea adelantado y demostrado por parte del AI y validado mediante comunicación por parte del AC, el cual en todo caso no incluirá el margen de comercialización a que se refiere el presente numeral. Solo en ese evento podrá ser adelantada la negoción entre el AI y el AC.

PARÁGRAFO 2o. El gas de pruebas proveniente de la puesta en marcha de la infraestructura de regasificación que se utilice para la generación en mérito se calculará entre el AI y el AC con base en el precio de bolsa de la energía eléctrica.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 144/16, art. 3) (Fuente: R CREG 152/13, art. 4)

ARTÍCULO 2.9.2.3.3. EL AI. El GT mediante un proceso de selección objetiva, deberá escoger al AI, el cual será el encargado de la construcción, administración, operación y mantenimiento de la infraestructura que prestará el servicio para el recibo de importaciones de GNL, almacenarlo, regasificarlo y colocarlo en un punto de entrada al SNT, para lo cual el GT o los miembros individualmente considerados del mismo deberán suscribir los contratos respectivos con el AI escogido.

Para este fin, el GT deberá publicar en un diario de amplia circulación nacional, el aviso de apertura del proceso, para que todos los interesados tengan acceso libre a la consulta de los términos de referencia, en donde se establecerán todas las condiciones técnicas, económicas y de tiempos de la contratación, las cuales deben ser objetivas sin direccionar la selección a un proponente interesado; dejando en claro que la disponibilidad de la infraestructura será los 360 días al año y cumplir las exigencias de tiempo para redespacho de las plantas del GT, impartidas por parte del CND en caso de ser necesarias las generaciones de las plantas del GT durante el día de operación.

Para obtener el valor eficiente de dicho contrato el GT utilizará el mecanismo del proceso de selección objetiva, el cual deberá tener en cuenta los siguientes criterios:

i. Transparencia: entendida como la definición previa y aplicación de reglas explícitas y públicas para las empresas interesadas en participar en el proceso de selección.

ii. Eficiencia económica: entendida como la escogencia de la propuesta de mínimo costo.

iii. La apertura de los sobres que contienen las propuestas económicas, deberá realizarse mediante audiencia pública, a la cual podrán asistir todos y cada uno de los proponentes que hayan presentado oferta económica dentro del mencionado proceso de selección.

iv. Para su aplicación se entenderá por información relevante la siguiente relacionada con las distintas actividades del proceso de selección objetiva:

-- Documentos que evidencien la publicidad de las reglas del proceso de selección objetiva y de las eventuales modificaciones a las mismas.

-- Descripción de las reglas utilizadas en el proceso de selección objetiva que evidencie que la escogencia del adjudicatario se basa en criterios de mínimo costo.

-- Descripción de los procedimientos de aplicación de las reglas de escogencia del adjudicatario.

-- Valores resultantes del proceso de adjudicación. Valores que corresponden a un costo variable de regasificación, el cual deberá ser expresado en US/Mpcd, cuya indexación deberá ser determinada por el GT y un valor anual, a dólares de la fecha de adjudicación, uniforme por diez (10) años.

-- Un informe de auditoría en donde se dé fe de que el proceso de adjudicación del AI se sujetó a los principios de transparencia y eficiencia económica antes mencionados.

v. El GT solicitará al AI los contratos de construcción de la infraestructura, junto con la curva S y el cronograma de construcción. El GT presentará estos documentos a la CREG, conforme se establece en el literal b. del numeral iv. del artículo 13 de la Resolución CREG 139 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

PARÁGRAFO 1o. La firma de auditoría deberá ser de carácter internacional y no deberá realizar actividades de revisoría fiscal en ninguno de los participantes en el proceso, ni en los miembros del GT.

PARÁGRAFO 2o. El GT podrá solicitar diferentes alternativas de almacenamiento tales como tanques en tierra o barcos (FSU por sus siglas en inglés) que a la vez pueden tener facilidades para regasificar el GNL (FSUR por sus siglas en inglés), o una combinación entre ambos esquemas por etapas. No obstante, el GT deberá solicitar la misma capacidad mínima de almacenamiento para la presentación de las diferentes propuestas.

PARÁGRAFO 3o. Para la puesta en marcha (commissioning) de la planta de regasificación, las responsabilidades de los agentes se definen a continuación:

a) El AI y el transportador de manera conjunta, deberán enviar 20 días antes al inicio de la puesta en marcha de la planta de regasificación, al CNO gas, un plan de coordinación operativa para adelantar las pruebas de la planta de regasificación. En el mismo, se debe incluir la documentación donde de manera detallada se presente el proceso de coordinación, incluyendo el periodo de las pruebas propuesto.

b) El CNO gas en concordancia con las funciones que desde el punto de vista normativo y regulatorio se le han asignado, deberá dentro de los 20 días anteriores a la puesta en marcha de la planta de regasificación, realizar las observaciones que considere pertinentes respecto del proceso que se haya propuesto por parte del AI y el transportador para adelantar las pruebas de la puesta en marcha de la planta de regasificación.

c) El AI y el transportador serán responsables de ajustar el proceso propuesto acorde con los comentarios, solicitud de aclaraciones y sugerencias del CNO gas; a partir de dichos comentarios y sugerencias el AI y el transportador ajustarán el documento final del plan de pruebas.

d) Con base en el documento final, durante el periodo de pruebas el CNO gas realizará la verificación del proceso.

e) En todo caso el proceso de pruebas de la puesta en marcha de la planta de regasificación en ningún caso podrá utilizarse como justificación para restricciones de entrega e incumplimiento de nominaciones aprobadas, por parte del transportador, en cuyo caso se deberá aplicar las previsiones regulatorias y contractuales existentes.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 144/16, art. 4) (Fuente: R CREG 152/13, art. 5)

Determinación del ingreso regulado

ARTÍCULO 2.9.2.4.1. Determinación del ingreso regulado. El ingreso regulado se determinará por parte de la CREG, así:

i. Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrega de la documentación exigida al GT en el numeral 3.2., la CREG determinará un ingreso regulado de carácter transitorio, aplicando la siguiente fórmula:

Si la capacidad máxima en Mpcd del proyecto es superior a la capacidad de los Mpcd requeridos para las OEF, a ser respaldadas con GNI por parte del GT, se debe escalar el valor anual uniforme resultante del proceso de selección del proyecto de la siguiente manera:

Donde,

Va´	Valor anual del proyecto escalado
Va_PROYECTO	Valor anual uniforme resultado del proceso de selección del proyecto a dólares de los Estados Unidos de América del mes de la fecha de adjudicación
Mpcd_OEF	Requerimiento en Mpcd de GNI para respaldo de OEF del GT
Mpcd_PROYECTO	Máxima capacidad en Mpcd de GNI de la infraestructura de importación y regasificación

Una vez obtenido el valor anual del proyecto escalado, se procederá a determinar el valor de adjudicación en términos anuales (Va) de la siguiente manera:

Mpcd_UPME

Máximo requerimiento en Mpcd de GNI para generaciones de seguridad definido por la UPME. En caso de que este valor sea superior a los MpcdOEF se tomará el valor de los MpcdOEF.

Se calculará el VPN a partir del perfil de beneficios suministrado por la UPME con la siguiente fórmula:

Donde,

Bupme	perfil de beneficios suministrado por la UPME
i	Año correspondiente a cada perfil
n	Número de periodos en años, que va desde 1 hasta 10

Para calcular el Va_BENEFICIO, es decir el pago/anualidad se usará la siguiente fórmula:

Donde,

VPN	Valor Presente Neto del proyecto
r	Tasa de descuento de mediano incentivo para la actividad de transporte. (Ver anexo 2)

A partir de lo anterior, se deberá hacer entonces la comparación entre el valor anual uniforme del perfil de beneficios con el valor anual de adjudicación. Se determinará conforme a lo siguiente:

Donde,

IRT₀	Ingreso Regulado Total en el mes de referencia para la fijación del valor de Va_PROYECTO

ii. Una vez los generadores que conforman el GT realicen sus declaraciones definitivas de OEF garantizadas con GNI, conforme a lo establecido en la Resolución CREG 61 de 2013 en resolución aparte, en el evento en que sean mayores o iguales quedará en firme el ingreso regulado y si son inferiores no quedará en firme el mismo.

iii. La CREG determinará el ingreso regulado mediante resolución particular, la cual será enviada a XM, para que lo asigne entre los generadores del GT de acuerdo con la fórmula establecida en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 4) (Fuente: R CREG 152/13, art. 6)

Asignación del ingreso regulado

ARTÍCULO 2.9.2.5.1. Asignación del ingreso regulado. El ingreso regulado se asignará a cada uno de los generadores térmicos del GT, así:

IR_im	Ingreso regulado para la planta i en el mes m
IRT_m	Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores
i	Planta y/o unidad térmica perteneciente al generador térmico que se compromete a respaldar OEF con GNI
m	Mes para el que se calcula la asignación del ingreso regulado.
OEF	Obligación de Energía Firme asignada de la planta y/o unidad térmica i en KWh/día de un generador que es o fue miembro del GT que cuente con un contrato vigente tanto con el AI como con el AC al momento de realizarse el pago del ingreso regulado.
n	Número total de plantas y/o unidades térmicas que pueden prestar generaciones de seguridad forzadas con GNI en una o varias áreas operativas definidas por la UPME.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 5) (Fuente: R CREG 152/13, art. 7)

Ajuste mensual del valor anual de los ingresos regulados

ARTÍCULO 2.9.2.6.1. Ajuste mensual del valor anual de los ingresos regulados. El valor anual del ingreso regulado al que se refiere el artículo anterior se ajustará mensualmente conforme a la siguiente fórmula, en todo caso teniendo en cuenta la TRM del último día hábil del mes anterior a la realización del cálculo, así:

m	Mes para el que se calcula el pago del ingreso regulado.
IRT_m	Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores.
IRT_o	Valor anual, en el mes m en dólares de los Estados Unidos en el mes de adjudicación, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores.
PPI_m-1	PPI del mes m-1.
PPI_o	PPI del mes de adjudicación.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 6) (Fuente: R CREG 259/16, art. 2)

Liquidación y recaudo

ARTÍCULO 2.9.2.7.1. Liquidación y recaudo. El operador del mercado - ASIC, en virtud de la Resolución 24 de 1995 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, de manera mensual liquidará el IR, así como el valor del GNI, requerido para proveer generaciones de seguridad fuera de mérito. Este costo se le pasará a la demanda eléctrica a través de las "restricciones". Para el valor del GNI requerido se tendrá en cuenta lo dispuesto para las generaciones fuera de mérito.

Parágrafo. En relación con el costo del IR y su cobro a la demanda eléctrica a través de restricciones, se hace claridad que en este caso, lo que se hace es que el ASIC determina el costo total de estas y a prorrata de la demanda las liquida y de esa manera se facturan.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 7)

Remuneración del ingreso máximo regulado

ARTÍCULO 2.9.2.8.1. Remuneración del ingreso máximo regulado. El ASIC realizará la administración de cuentas de los recursos correspondientes a los miembros del GT individualmente considerados y que cuenten con contrato vigente tanto con el AI como con el AC considerando los mismos plazos y procedimientos establecidos en la resolución CREG 024 de 1995 y aquellas que la modifiquen adiciones o sustituyan.

PARÁGRAFO. El Ingreso Regulado IR se reconocerá a partir de la entrada en operación del proyecto y hasta el 30 de noviembre de 2025. Para el primer mes de operación se reconocerá el IR en forma proporcional al número de días que efectivamente la planta haya estado en operación. No obstante si la entrada del proyecto es posterior al 30 de noviembre de 2017 no se tendrá derecho a percibir lo correspondiente al IR.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 8) (Fuente: R CREG 259/16, art. 3) (Fuente: R CREG 152/13, art. 8)

Compensación

ARTÍCULO 2.9.2.9.1. Compensación. En caso de que el generador térmico miembro del grupo GT, no cumpla con el compromiso de realizar generaciones de seguridad fuera de mérito con GNI, deberá asumir los costos de las siguientes compensaciones:

a) En el evento en que parte de las generaciones de seguridad se generen con combustible sustituto o gas natural nacional con un precio superior al costo de referencia del GNI, tan solo se le reconocerá el Costo de Suministro de Combustible (CSC) al precio de referencia del GNI declarado por el agente térmico correspondiente, acorde con los tiempos establecidos en el parágrafo 2o del artículo 1o de la resolución CREG 034 de 2001 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

b) En el evento en que parte de las generaciones de seguridad GNI se generen con otro combustible sustituto con un precio inferior al costo de referencia del GNI, tan solo para los períodos en los cuales se generó con este sustituto el costo que por concepto de este haya cancelado en el día en que se debía honrar con ese compromiso, conforme se establece en la Resolución CREG 034 de 2001 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 9) (Fuente: R CREG 259/16, art. 1) (Fuente: R CREG 144/16, art. 5)

Retiro de generadores térmicos

ARTÍCULO 2.9.2.10.1. Retiro de generadores térmicos. En el evento en que se dé el retiro por parte de uno o varios de los generadores que reciben ingreso regulado, el mismo se hará efectivo conforme está establecido en la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. En este caso, deberá ceder a otro generador térmico que pueda proveer la misma máxima generación de seguridad que podía proveer el generador saliente.

Ahora bien, en el evento en que uno de los mencionados generadores se le haya adelantado un proceso de liquidación judicial, el ingreso regulado que este esté recibiendo, será distribuido de manera proporcional entre los generadores restantes.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 10) (Fuente: R CREG 152/13, art. 9)

Disponibilidad de gas natural importado por parte del AC

ARTÍCULO 2.9.2.11.1. Disponibilidad de gas natural importado por parte del AC. El AC podrá comercializar libremente contratos firmes de GNI para atención productores nacionales que lo requieran y de la demanda contingente de remitentes, para comercializar otro tipo de contrato para atención de la demanda no contingente de estos agentes, se deberá someter a la regulación establecida por la CREG para atención de la demanda de gas no térmica en el país. En el caso de agentes nacionales térmicos podrá pactar libremente el gas firme e interrumpible.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 11)

Propuesta de metodología de cálculo de la tasa de retorno para remunerar la actividad de confiabilidad en gas natural (Anexo 2)

Introducción

ARTÍCULO 2.9.3.1.1. Introducción. Para remunerar la actividad de Confiabilidad de gas natural se utilizará la tasa de retorno utilizando la metodología que se describe a continuación:

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2)

Definición de variables

ARTÍCULO 2.9.3.2.1. Definición de variables. Las siguientes variables se utilizan en el cálculo de la tasa de retorno:

Nombre	Variable	Descripción
Beta		Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mecado donde se desarrolla. Desapalancado y apalancado .
Ajuste del Beta	A	Ajuste en el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración, según datos de lan Alexander en "Regulatory Structure and Risk and Infraestructure Firms" (página 29), entre una regulación de incentivos de bajo poder "Low Powered" y otra intermedia "intermediate" bajo poder para el sector de gas.
Inflación local	Inf_c	Inflación en Colombia
Inflación externa	Inf_EU	Inflación en Estados Unidos
Costo de Deuda	r_d	Costo de la deuda
Costo del Capital Propio (Equity)	r_e	Cálculo del costo del capital propio.
Tasa libre de riesgo	r_f	Tasa asociada con un activo libre de riesgo
Rendimiento del mercado	r_m	Tasa que muestra el rendimiento del mercado
Prima de riesgo de Mercado	r_m - r_f	Prima de riesgo de Mercado
Riesgo país	r_p	Tasa adicional a reconocer por riesgo país
Tasa de impuesto		Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes.
Participación de la deuda	W_d	Proporción de la deuda frente al total de activos (40%)
Participación del Capital Propio	W_e	Proporción del capital propio frente al total de activos (60%)

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 1)

Fórmulas a utilizar

ARTÍCULO 2.9.3.3.1. 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.

r_{d =}
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.

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.1)

ARTÍCULO 2.9.3.3.2. COSTO DEL CAPITAL PROPIO. El costo del capital propio (re) se calculará con la siguiente fórmula:

Donde:

tasa bonos USA 20 años_i

Siendo = la tasa de impuestos

Siendo: a = #años desde 1926 hasta hoy

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.2)

ARTÍCULO 2.9.3.3.3. COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL (WACC). El Costo Promedio Ponderado de Capital (WACCd.i.) después de impuestos se calculará con la siguiente fórmula:

Antes de impuestos se calculará con esta fórmula:

Y en términos reales se calculará con esta fórmula:

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.3)

Fuentes y periodos de información

ARTÍCULO 2.9.3.4.1. Fuentes y periodos de información.

Variable	Fuente	Periodo
	Morningstar (Ibbotson) SIC 492	Mediana de los últimos cuatro trimestres
A	"Regulatory Structure and Risk and Infraestructure Firms, An International Comparison" (página 29) Alexander y otros, 1996	-
Inf_c	DANE	Últimos 60 meses
Inf_EU	The livingston Survey Federal Reserve Bank of Philadelphia Consumer Price Index Long-Term Outlook	Encuesta más reciente publicada
r_d	Superintendencia Financiera (Promedio de las tasas de Crédito Preferencias de los establecimiento bancarios) Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencias, agrupadas en plazos)	60 meses
r_f	Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años.	60 meses
r_m - r_f	Morningstar (Ibbostson), Reserva Federal de Estados Unidos y cálculos CREG.	Desde 1926
r_p	J.P Morgan Spread de los bonos de la República estimado con base en el EMBI plus de Colombia	60 meses
	Estatuto Tributario Tarifa de impuesto de renta	Actual

(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 3)

PARTE 10

Aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del Reglamento de Operación de gas natural

Aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural

ARTÍCULO 2.10.1.1. OBJETO. Mediante esta resolución se regulan aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. Esta Resolución también contiene el conjunto de disposiciones aplicables al mecanismo de comercialización empleado para la compraventa de excedentes de gas natural utilizado efectivamente como combustible.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 1)

ARTÍCULO 2.10.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 2)

ARTÍCULO 2.10.1.3. REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS FIRMES BIMESTRALES. Los contratos firmes bimestrales deberán cumplir los requisitos mínimos que se establecen en el presente artículo:

1. Serán de entrega física.

2. Durante su vigencia las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del gas natural contratado.

3. No podrán contrariar, en forma alguna, la definición de contrato firme o que garantiza firmeza establecida en el artículo 3 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

4. Deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 11, 12, 14 y 15 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

5. Tendrán una duración permisible para suspensiones del servicio equivalente a la décima parte de lo establecido en el numeral 1 del artículo 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Las demás disposiciones previstas en dicho artículo para los contratos de suministro le serán aplicables a estos contratos.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 4)

ARTÍCULO 2.10.1.4. VENDEDORES DE EXCEDENTES DE GAS. Corresponden a los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. Previo a la comercialización de contratos de suministro del mercado primario, de que trata el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, la Comisión incluirá dentro del cronograma de comercialización una disposición para que los vendedores declaren al gestor del mercado la siguiente información:

a) Cantidades anticipadas para las subastas de contratos firmes bimestrales, por fuente.

Cantidades anticipadas de excedentes de gas, que por condición de declinación del campo no pueden ser ofrecidas en los mecanismos de comercialización de que trata el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013, para ser ofrecidas en las subastas de contratos firmes bimestrales.

Los vendedores a los que se hace referencia en este artículo deberán declarar al gestor del mercado la cantidad anticipada por fuente que se compromete a ofrecer en la subasta a realizar en noviembre para el primer bimestre del siguiente año de gas (diciembre-enero). Dichas cantidades para cada productor-comercializador no podrán superar la diferencia entre la PTDVF y las cantidades máximas que puede ofrecer en largo plazo (uno, cinco o más años) para el siguiente proceso de comercialización.

La anterior verificación la hará el administrador de las subastas para cada bimestre. Asimismo, con base en el valor declarado para el primer bimestre del año de gas, el administrador de las subastas determinará las cantidades anticipadas para los demás bimestres, teniendo en cuenta que para el último mes del año de gas (noviembre) no habría cantidades para ofrecer en el mercado en firme bimestral. En ese orden de ideas, para cada subasta las cantidades anticipadas decrecerán en un 20% de la cantidad declarada por el vendedor para el primer bimestre.

b) Precio de reserva de las cantidades anticipadas disponibles para las subastas.

El precio de reserva de las cantidades anticipadas de excedentes de gas a ofertar en las subastas de contratos firmes bimestrales, el cual será el mismo para todas las subastas del año de gas.

El gestor del mercado definirá el medio y el formato para las declaraciones establecidas en el presente parágrafo. Asimismo el gestor del mercado publicará, conforme se establezca en cronograma, las cantidades anticipadas de excedentes de gas que estarán disponibles durante el siguiente año de gas y su precio de reserva.

PARÁGRAFO 2o. Como medida transitoria a lo estipulado en el parágrafo 1o para el año de gas 2016-2017, los vendedores a los que se hace referencia en este artículo deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información:

a) Cantidades anticipadas disponibles por fuente para las subastas de contratos firmes bimestrales.

Las cantidades que ofrecerá en cada una de las subastas a realizar en los meses de abril, mayo, julio y septiembre de 2017. Dichas cantidades para cada productor-comercializador no podrán superar la diferencia entre la PTDVF y las cantidades máximas vendidas en el proceso de comercialización de 2016. La anterior verificación la hará el administrador de las subastas para cada bimestre. En caso de exceder la diferencia entre la PTDVF y las cantidades máximas vendidas en el proceso de comercialización de 2016, el administrador de las subastas limitará las cantidades de forma tal que se cumpla esta condición.

b) Precio de reserva de las cantidades anticipadas disponibles para las subastas.

El precio de reserva de las cantidades anticipadas de excedentes de gas a ofertar en las subastas de contratos firmes bimestrales, el cual será el mismo para todas las subastas del año de gas.

El gestor del mercado definirá el medio y el formato para las declaraciones establecidas en el presente parágrafo. Los vendedores deberán declarar la anterior información a más tardar el 24 de febrero de 2017.

PARÁGRAFO 3o. En caso de que para alguna subasta los vendedores a los que se hace referencia en este artículo no presenten las garantías de participación reglamentadas por la CREG que respaldan por lo menos las cantidades anticipadas declaradas según lo dispuesto en los parágrafos anteriores, no podrán participar con cantidades anticipadas de excedentes de gas en las siguientes 5 subastas de contratos firmes bimestrales.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 5) (Fuente: R CREG 005/17, art. 4) (Fuente: R CREG 005/17, art. 3) (Fuente: R CREG 005/17, art. 2)

ARTÍCULO 2.10.1.5. VENDEDORES DE GAS DEL MERCADO SECUNDARIO. Corresponden a los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 34 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 6)

ARTÍCULO 2.10.1.6. COMPRADORES DE CONTRATOS FIRMES BIMESTRALES. Corresponden a los compradores a los que hace referencia en los artículos 18 y 35 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 7)

ARTÍCULO 2.10.1.7. NEGOCIACIONES DE CONTRATOS FIRMES BIMESTRALES. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 5o, 6o y 7o de la presente resolución solo podrán negociar la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales a través de las subastas que se realizarán cada dos meses y se regirán por el reglamento establecido en el Anexo de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Mediante las subastas a las que se hace referencia en este artículo se negociarán contratos con entrega para los bimestres de diciembre y enero, febrero y marzo, abril y mayo, junio y julio, agosto y septiembre, y octubre y noviembre. Estos contratos deberán ser registrados ante el gestor del mercado de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2o. El administrador de las subastas realizará una subasta en febrero de 2017 para el bimestre marzo-abril de 2017 y en abril de 2017 para el bimestre mayo-junio de 2017.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 8) (Fuente: R CREG 005/17, art. 5)

ARTÍCULO 2.10.1.8. TRANSICIÓN. De manera transitoria, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 5o, 6o y 7o de la presente resolución podrán negociar directamente la compraventa de excedentes de gas mediante contratos firmes en cualquier momento, con sujeción a las siguientes reglas:

1. Serán de entrega física.

2. Tendrán una duración mínima de siete (7) días calendario y su vencimiento no podrá superar las 24:00 horas del 30 de junio de 2015.

3. Durante su vigencia las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del gas natural contratado.

4. No podrán contrariar, en forma alguna, la definición de contrato firme o que garantiza firmeza establecida en el artículo 3o de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

5. Deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 11, 12, 14 y 15 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

6. Tendrán una duración permisible para suspensiones del servicio proporcional a la duración del contrato según la siguiente expresión:

Donde:

D:	Duración permisible para suspensiones del servicio.

N:	Duración del contrato en días.

H:	Valor en horas establecido en el numeral 1 del artículo 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Las demás disposiciones previstas para los contratos de suministro en el artículo 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, le serán aplicables a estos contratos.

(Fuente: R CREG 136/14, art. 9) (Fuente: R CREG 050/15, art. 1)

Reglamento de las subastas para la venta de gas natural mediante contratos firmes bimestrales

Objeto

ARTÍCULO 2.10.2.1.1. Objeto. El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación de contratos firmes bimestrales mediante subastas, según lo dispuesto en el artículo 8o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.1)

Principios generales de las subastas

ARTÍCULO 2.10.2.2.1. Principios generales de las subastas. Las subastas se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a la optimización de la negociación del suministro de gas mediante contratos firmes bimestrales;

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente resolución;

c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes;

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad;

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.3)

Organización de las subastas

ARTÍCULO 2.10.2.3.1. Organización de las subastas. a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas;

b) Realizar a más tardar quince (15) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas, a través de una empresa especializada, una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subastas y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría al auditor de las subastas antes de la realización de las primeras subastas;

d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a los que se hace referencia en los artículos 5o, 6o y 7o de esta resolución, con una frecuencia anual. En caso de que alguno de los vendedores y compradores a los que se hace referencia en los artículos 5o, 6o y 7o de esta resolución requiera capacitación adicional, el administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual podrá cobrar la cifra que las partes acuerden;

e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las mismas;

g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron;

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.4.1)

ARTÍCULO 2.10.2.3.2. Organización de las subastas. a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las subastas;

c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo;

f) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de cada subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, si el administrador de las subastas dio cumplimiento o no a la regulación aplicable a las subastas. La Dirección Ejecutiva de la CREG publicará este informe mediante una circular.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.4.2)

ARTÍCULO 2.10.2.3.3. Organización de las subastas. a) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los vendedores que desean vender gas natural mediante contratos firmes bimestrales;

b) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores que desean comprar gas natural mediante contratos firmes bimestrales;

c) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios declarados por los compradores, según lo establecido en el literal a) del numeral 5.7 de este Anexo;

d) Elaborar la curva de oferta agregada con base en las cantidades y precios declarados por los vendedores, según lo establecido en el literal b) del numeral 5.7 de este Anexo;

e) Obtener los precios de adjudicación del gas natural mediante contratos firmes bimestrales a través de la superposición de las curvas de oferta y demanda agregadas.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.4.3)

ARTÍCULO 2.10.2.3.4. Organización de las subastas. a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas;

b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto;

d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas cualquier error o falla del sistema de subastas.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.4.4)

ARTÍCULO 2.10.2.3.5. Organización de las subastas. La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a) Estar basada en protocolos de Internet;

b) Permitir el acceso a cada uno de los vendedores y de los compradores desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones;

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el sitio que para tal fin establezca el administrador de las subastas;

d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema;

e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico;

f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal;

g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subastas;

h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios;

i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.4.5)

ARTÍCULO 2.10.2.3.6. Organización de las subastas. Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo;

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.4.6)

Procedimiento de las subastas

ARTÍCULO 2.10.2.4.1. Procedimiento de las subastas. Subasta de sobre cerrado.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.1)

ARTÍCULO 2.10.2.4.2. Procedimiento de las subastas. Energía disponible, Exf, que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:

a) Contrato: contrato firme bimestral;

b) Fuente, f: se deberá especificar el punto de entrega en el que estará disponible la energía. Se entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios;

c) Duración: dos (2) meses calendario.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.2)

ARTÍCULO 2.10.2.4.3. Procedimiento de las subastas. La cantidad de energía del producto Exf que ofrece cada vendedor y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) MBTUD.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.3)

ARTÍCULO 2.10.2.4.4. Procedimiento de las subastas.

Entre las 8:30 y las 10:00 horas del séptimo día hábil del mes calendario anterior al mes de inicio del suministro de la energía del producto Ex_f los vendedores declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla 1.

Tabla 1. Declaración de las cantidades disponibles

Vendedor	Cantidades	Precios
s	Q_Exf,s	_PExf,s; PR_Exf,s
w	Q_Exf,w	PR_Exf,w

Donde:

s :	Cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 5o de esta resolución que ofrece cantidades de energía del producto Ex_f.
w :	Cada uno de los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 6o de esta resolución que ofrece cantidades de energía del producto Ex_f.
Q_Exf,s :	Cantidad de energía del producto Ex_f ofrecida en la subasta por parte del vendedor s. Este valor se expresará en MBTUD.
Q_Exf,w	Cantidad de energía del producto Ex_f ofrecida en la subasta por parte del vendedor w. Este valor se expresará en MBTUD.
_PExf,s	Delta de precio declarado por el vendedor , con el cual se formará el precio de oferta del producto Ex_f para el vendedor s según se establece en la Tabla 5. Este valor deberá ser igual o mayor a cero (0) y se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
PR_Exf,s	Precio de reserva del producto Ex_f declarado por el vendedor s. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
PR_Exf,w	Precio de reserva del producto Ex_f declarado por el vendedor w. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

Los valores p_Exf,s, PR_Exf,s y PR_Exf,w deberán ser superiores o iguales a cero (0) y no podrán tener más de dos (2) cifras decimales.

La declaración de valores PR_Exf,w que eviten asignar cantidades Q_Exf,s podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia.

A más tardar a las 18:00 horas del décimo día hábil del mes calendario anterior al mes de inicio del suministro de la energía del producto, una vez recibidas las garantías de participación por parte de los vendedores, que respalden la oferta declarada según lo dispuesto en el artículo 5o de esta resolución y lo dispuesto en el presente numeral, el administrador de las subastas publicará si hay o no oferta firme para el respectivo campo y/o punto de entrega f .

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.4)

ARTÍCULO 2.10.2.4.5. Procedimiento de las subastas.

A más tardar a las 10:00 horas del decimosegundo día hábil del mes calendario anterior al mes de suministro de la energía del producto Ex_f el administrador de las subastas publicará la cantidad total de energía disponible, Q_Exf, como se señala en la Tabla 2.

Tabla 2. Cantidad total de energía disponible

Fuente:	Cantidad total

Donde:

S¹ :	Cada uno de los vendedores s a los que se hace referencia en el artículo 5o de esta resolución que declararon cantidades excedentarias anticipadas para ofrecer como cantidades de energía del producto Ex_f.
QEX_F :	Cantidad total de energía del producto Ex_f ofrecida en la subasta por parte de los vendedores s y w. Este valor se expresará en MBTUD.
QEX_F,s :	Cantidad de energía del producto Ex_f ofrecida en la subasta por parte del vendedor s. Este valor se expresará en MBTUD.
QEX_Fs¹ :	Cantidad de energía del producto Ex_f ofrecida en la subasta por parte del vendedor s', de las cantidades excedentarias de gas anticipadas, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5o de la presente resolución. Este valor se expresará en MBTUD.
QEX_F,w :	Cantidad de energía del producto Ex_f ofrecida en la subasta por parte del vendedor w. Este valor se expresará en MBTUD

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.5)

ARTÍCULO 2.10.2.4.6. Procedimiento de las subastas. Entre las 11:00 y las 13:00 horas del decimosegundo día hábil del mes calendario anterior al mes de suministro de la energía del producto Exf los compradores enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 3.

Tabla 3. Demanda del comprador j

Preferencia	Cantidades	Precios
i	D_Exf,j(pi_Exf,j)	pi_Exf,j

Donde:

i:	Preferencia del comprador j. La variable i tomará los valores enteros de uno (1) a cinco (5).

D_Exf,j(pi_Exf,j):	Cantidad de energía del producto Exf que el comprador j está dispuesto a comprar al precio piExf,j, según su preferencia i. Este valor se expresará en MBTUD.

pi_Exf,j:	Precio que el comprador está dispuesto a pagar por la cantidad DExf,j(piExf,j), según su preferencia i. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

j:	Cada uno de los compradores a los que se hace referencia en el artículo 7o de esta resolución, con disposición a comprar cantidades de energía del producto Exf.

La cantidad (DExf,j(piExf,j) deberá ser un múltiplo entero de un (1) MBTUD, y deberá ser igual o inferior a la cantidad total de energía disponible, QExf. Por su parte, el precio piExf,j deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales.

En el evento en que una declaración no se ajuste a lo aquí dispuesto, el administrador de las subastas lo informará al comprador respectivo quien dispondrá de una (1) hora para la corrección correspondiente, contada a partir del momento en que el administrador de las subastas lo haya informado. Si cumplido este plazo no se recibe la declaración debidamente ajustada, el administrador de las subastas entenderá que el comprador no participará en la subasta.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.6)

ARTÍCULO 2.10.2.4.7. Procedimiento de las subastas. Entre las 14:00 y las 17:00 horas del decimosegundo día hábil del mes calendario anterior al mes de suministro, el subastador dará aplicación al procedimiento de subasta de sobre cerrado para cada producto Exf como se dispone a continuación:

a) Con base en las cantidades DExf,j(piExf,j) y en los precios piExf,j el subastador determinará la curva de demanda agregada de cada producto Exf, DAExf, la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 4.

Tabla 4. Demanda agregada del producto Exf, DAExf

Demanda agregada, DA_Exf	Precio, pd_Exf
	pdEX_{f ,max}
	pdEX_{f ,max-1}
	pdEX_{f ,max-2}
...	...
	pdEX_{f ,mín+1}
	pdEX_{f ,mín}

Donde:

D_Exf,j (pdExf):	Cantidad de energía del producto Exf que el comprador j está dispuesto a comprar al precio pdExf. Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en MBTUD.

pdExf:	Cada uno de los precios que los compradores j están dispuestos a pagar por el producto Exf. Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde pdExf,máx hasta pdExf,mín.

pdExf,máx:	Es el mayor de los precios piExf,j declarados por todos los compradores j, según la Tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

pdExf,mín:	Es el menor de los precios piExf,j declarados por todos los compradores j, según la Tabla 3. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

pdExf,máx-1,…, pdExf,mín+1:	Son los precios piExf,j declarados por todos los compradores j, según la Tabla 3, organizados de mayor a menor entre pdExf,máx y pdExf,min. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU;

b) Con base en las cantidades QEIf,s y QExf,w y en los valores pExf,s, PRExf,s y PRExf,w el subastador determinará la curva de oferta agregada de cada producto Exf, OAExf, la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 8. Para estos efectos se aplicarán los siguientes pasos.

i. Establecer el precio de oferta del producto Ex_f para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 5 y en la Tabla 6.

Tabla 5. Precio de oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida	Precio
OEx_f,w (POEx_f,w) = QEx_f,w	POEx_{f, w} = PREx_{f ,w}

Donde:

OEx_f,w (POEx_f,w)	Cantidad de energía del producto Ex_f que el vendedor w está dispuesto a vender al precio POEx_{f, w}. Este valor se determinará de conformidad con lo declarado según la Tabla 1 y se expresará en MBTUD.
POEx_{f, w}	Precio de oferta para la venta del producto Ex_f por parte del vendedor w. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

Tabla 6. Precio de oferta de cada vendedor s y s'

Cantidad ofrecida	Precio
OEx_f,s (POEx_f,s) = QEx_f,s
OEx_f,s (POEx_f,s) = QEx_f,s¹	POEx_{f, s}¹ = PREx_{f ,s}¹

Donde:

OEx_f,s (POEx_f,s) :	Cantidad de energía del producto Ex_f que el vendedor está dispuesto a vender al precio po_Exf,s. Este valor se determinará de conformidad con lo declarado según la Tabla 1 y se expresará en MBTUD.
OEx_f,s¹ (POEx_f,s¹) :	Cantidad de energía del producto Ex_f que el vendedor s' está dispuesto a vender al precio POEx_{f, s}. Este valor se determinará de conformidad con lo dispuesto en el artículo 5o de esta resolución y se expresará en MBTUD.
POEx_{f, s} :	Precio de oferta para la venta del producto Ex_f por parte del vendedor s. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
POEx_{f, s}¹ :	Precio de oferta para la venta del producto Ex_f por parte del vendedor s'. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.
PREx_{f, s}¹ :	Precio de reserva declarado por parte del vendedor s'. Este valor se determinará de conformidad con lo dispuesto en el artículo 5o de esta resolución.
PR_Exf,w,máx :	Es el mayor de los precios de reserva declarados por todos los vendedores w, según la Tabla 1. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

ii) Establecer la curva de oferta del producto EIf para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 7.

Tabla 7. Oferta de cada vendedor

Cantidad ofrecida	Precios
Cero (0)	0 < po_Exf < po_Exf,k
O_Exf,k(po_Exf,k)	po_Exf = po_Exf,k

Donde:

k:	Cada uno de los vendedores s,s´, y w, que ofrecen cantidades de energía del producto Ex_f.

O_Exf,k(po_Exf,k):	Cantidad de energía del producto Exf que se ofrece para la venta en la subasta por parte del vendedor k, al precio poExf,k. Este valor se expresará en MBTUD.

po_Exf:	Precio al que un vendedor está dispuesto a vender la energía del producto Exf. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

po_Exf,k:	Precio de oferta para la venta del producto Exf por parte del vendedor k. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

iii) Establecer la curva de oferta agregada de cada producto Exf, OAExf, la cual se formará a partir de la información de la Tabla 8.

Tabla 8. Oferta agregada del producto E_xf, OA_Exf

Oferta agregada	Precio
	POEx_f,mín
	POExf_,min+1
	POEx_f,mín+2
[...]	[...]
	POEx_f,máx-1
	POEx_f,máx

Donde:

O_Exf,k(PO_Exf):	Cantidad de energía del producto Exf que el vendedor k está dispuesto a vender al precio poExf. Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor k según la Tabla 7. Este valor se expresará en MBTUD.

PO_Exf :	Precio de la energía del producto Exf. Esta variable tomará los valores ordenados en forma ascendente desde poExf,mín hasta poExf,máx.

POEx_f,mín:	Es el menor de todos los precios de oferta del producto Exf establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

POExf,máx:	Es el mayor de todos los precios de oferta del producto Exf establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6. Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU.

POEx_f,mín+1,…, POEx_f,máx-1:	Son los precios de oferta del producto Exf establecidos en la Tabla 5 y en la Tabla 6 organizados de menor a mayor entre poExf,mín y poExf,máx. Estos valores se expresarán en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU;

c) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, DAExf, y la curva de oferta agregada, OAExf, para establecer el resultado de la subasta de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:

i) Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común (Q*EXf,P*), este determinará la cantidad total de energía adjudicada, Q*EXf,, y el precio de adjudicación, p*.

A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar mayor a p* y no haya declarado una disposición a pagar igual a p* se le asignará, al precio de adjudicación p*, la cantidad de energía que está dispuesto a comprar al precio p*. Esto se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3.

A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una disposición a pagar igual a p* se le asignará la cantidad de energía que resulte de aplicar la Ecuación 1:

Ecuación 1

Donde:

b:	Comprador j que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 3, una disposición a pagar igual a p*.

	Cantidad de energía del producto Exf que se adjudica al comprador b. Este valor se expresará en MBTUD.

D_Exf,b(pi_Exf,b = p)*:	Cantidad de energía del producto Exf que el comprador b declaró estar dispuesto a comprar al precio p*. Este valor se expresará en MBTUD.

D_Exf,i(p):*	Cantidad de energía del producto Exf que el comprador j está dispuesto a comprar al precio p*. Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en MBTUD.

:	Cantidad total de energía del producto Exf adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

A cada vendedor cuyo precio de oferta es menor al precio p* se le asignará la totalidad de la cantidad de energía ofrecida en la subasta, OExf,k.

A cada vendedor cuyo precio de oferta es igual al precio p* se le asignará la cantidad de energía resultante de aplicar la Ecuación 2:

Ecuación 2

Donde:

z:	Vendedor k cuyo precio de oferta, poExf,z, es igual a p*.

	Cantidad de energía del producto Exf que se adjudica al vendedor z. Este valor se expresará en MBTUD.

O_Exf,z(po_Exj,z = p)*:	Cantidad de energía del producto Exf que el vendedor z declaró estar dispuesto a vender a un precio de oferta igual a p*. Este valor se expresará en MBTUD.

O_Exf,k(p)*:	Cantidad de energía del producto Exf que el vendedor k está dispuesto a vender al precio p*. Esta cantidad de energía se determinará con base en la curva de oferta del vendedor k según la Tabla 7. Este valor se expresará en MBTUD.

	Cantidad total de energía del producto Exf adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD.

ii) Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se aplicarán las siguientes reglas para determinar y p*:

(1) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de precio, este precio corresponderá al precio de adjudicación p* y el subastador tomará la máxima cantidad ofrecida a dicho precio como la cantidad de energía adjudicada, .

(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de cantidad, esta cantidad corresponderá a la cantidad de energía adjudicada, Q*EIf, y el subastador tomará el menor de los precios declarados por los compradores j, pd _EIf,mín, según lo establecido en la Tabla 4, como el precio de adjudicación de la subasta, p*.

Una vez determinados la cantidad y el precio de adjudicación de la subasta, y p*, el subastador dará aplicación a lo establecido en el numeral i anterior para determinar la cantidad que debe adjudicar a cada uno de los compradores y de los vendedores;

iii) Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la cantidad total adjudicada será cero (0);

i) Hará una lista de los vendedores k del producto Exf dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la venta;

ii) Hará una lista de los compradores j del producto Exf dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la compra;

iii) Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El primer comprador de la lista celebrará un contrato con el primer vendedor de la lista. Los siguientes compradores en la lista celebrarán contratos con los vendedores con las mayores cantidades residuales del producto Exf. Si a un comprador se le asignó una cantidad mayor a la asignada al respectivo vendedor, el administrador de las subastas determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los numerales i y ii anteriores.

Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas expedirá los correspondientes certificados de asignación de los productos Exf.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.7)

ARTÍCULO 2.10.2.4.8. Procedimiento de las subastas. A más tardar a las 8:00 horas del día calendario siguiente a la realización de las subastas, el administrador de las subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.8)

ARTÍCULO 2.10.2.4.9. Procedimiento de las subastas. Cada comprador deberá presentar al administrador de las subastas los mecanismos de cubrimiento para participar en la subasta que cubran: i) el riesgo de que el comprador no participe en la subasta, y ii) el riesgo de que el comprador que resulte con asignaciones en la subasta no presente los correspondientes mecanismos de cumplimiento de que trata el numeral 5.10 de este Anexo.

El administrador de las subastas administrará los mecanismos de cubrimiento para participar en la subasta a través de un instrumento fiduciario regido por los criterios que defina la CREG en resolución aparte. Este instrumento fiduciario recibirá y aprobará los mecanismos de cubrimiento, fungirá como su depositario, los ejecutará según instrucciones del administrador de las subastas y transferirá los recursos provenientes de la ejecución de los mecanismos de cubrimiento a quien lo indique el administrador de las subastas. Una vez el administrador de las subastas defina dicho instrumento fiduciario, se lo informará a los participantes del mercado con al menos 20 días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas.

En la mencionada resolución, la CREG definirá (i) mecanismos admisibles de cubrimiento para participar en la subasta, y (ii) el valor de la cobertura para participar en la subasta.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.9)

ARTÍCULO 2.10.2.4.10. Procedimiento de las subastas. Cada comprador deberá presentar a su contraparte los mecanismos de cubrimiento para el cumplimiento de las obligaciones derivadas de la subasta. Estos mecanismos de cubrimiento se deberán sujetar a las reglas que la CREG expida sobre la materia.

(Fuente: R CREG 136/14, ANEXO A.5.10)

PARTE 11

Reglas complementarias para el desarrollo de la infraestructura de importación de gas del pacífico incluida en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural

ARTÍCULO 2.11.1. OBJETO. Esta resolución tiene por objeto establecer procedimientos particulares que deben aplicarse en la ejecución mediante procesos de selección de la infraestructura de importación de gas del Pacífico incluida en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución número 40006 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 1)

ARTÍCULO 2.11.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a los participantes del mercado de gas natural, a los interesados en participar en los procesos de selección para ejecutar la infraestructura de importación de gas del Pacífico y a los demás agentes y usuarios beneficiarios del servicio de gas natural. Esta resolución complementa las disposiciones de la Resolución CREG 107 de 2017 en lo relacionado con la ejecución de la infraestructura de importación de gas del Pacífico mediante procesos de selección.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 2)

ARTÍCULO 2.11.3. SERVICIOS ASOCIADOS A LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS DEL PACÍFICO. El adjudicatario de la planta de regasificación del Pacífico deberá prestar los servicios que defina la UPME en los correspondientes pliegos y que están asociados a este tipo de infraestructura tales como: i) descargue y recibo de gas licuado, ii) almacenamiento de gas licuado, iii) regasificación, iv) carga de carrotanques de gas natural licuado, v) trasvase de gas natural licuado a buques metaneros y puesta en frío, y vi) entrega del gas en el SNT, entre otros.

El adjudicatario del gasoducto Buenaventura - Yumbo prestará los servicios asociados a la infraestructura del SNT, tales como parqueo y transporte de gas natural.

Estos servicios se prestarán sobre la base del principio del libre acceso y no discriminación. En resolución aparte la Comisión establecerá disposiciones sobre el acceso y uso de la infraestructura de importación de gas natural del Pacífico.

PARÁGRAFO 1. Para la prestación de los servicios descritos en este artículo debe tenerse en cuenta que la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico se complementará con la infraestructura que haga posible el flujo bidireccional de gas en gasoductos del SNT donde sea necesario. La infraestructura necesaria para el flujo bidireccional, y que esté definida en el plan de abastecimiento de gas natural estará sujeta a las reglas de acceso y pago de servicios que determine la Comisión en resolución aparte.

PARÁGRAFO 2: En el caso de que la UPME establezca un inventario mínimo de confiabilidad, su utilización será en los términos que determine el Ministerio de Minas y Energía, conforme a lo establecido en el Decreto 1073 de 2015, o el que lo modifique o sustituya.

Ante la ocurrencia de eventos que determinen la aplicación de lo dispuesto en el Capítulo 2 del Título II del Decreto 1073 de 2015, los agentes harán uso del gas disponible del inventario, teniendo en cuenta lo siguiente:

i.) Si en el almacenamiento hay gas natural licuado correspondiente al inventario mínimo de confiabilidad, el gas retirado será repuesto por el agente que lo utilizó en un plazo no mayor a 15 días calendario. Para cumplir lo anterior el agente que utilizó el gas debe reponerlo a través del comercializador del gas natural importado, que será definido en resolución aparte.

ii.) Si agotado el recurso anterior aún se requiriera gas para atender los eventos y en el almacenamiento hay gas natural licuado, el propietario de dicho gas lo pondrá a disposición del agente que representa la demanda esencial al precio promedio ponderado de venta de las cantidades de los contratos de suministro no atendidos.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 4) (Fuente: R CREG 128/21, art. 3)

ARTÍCULO 2.11.4. PARTICIPANTES EN EL PROCESO DE SELECCIÓN PARA EJECUTAR LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS DEL PACÍFICO. En el proceso de selección que adelante la UPME para la ejecución y operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico podrán participar todas las personas jurídicas interesadas, con excepción de las siguientes:

a) Productores-comercializadores de gas natural o comercializadores de gas natural importado;

b) Personas jurídicas con cualquier participación en productores-comercializadores o en comercializadores de gas importado definidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan;

c) Personas jurídicas que en su sociedad tengan cualquier participación de productores-comercializadores o comercializadores de gas importado definidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1. Los usuarios no regulados que tengan participación societaria en el adjudicatario de la infraestructura de importación de gas del Pacífico o viceversa, y requieran importar gas a través de esta infraestructura para su consumo propio, deberán adquirirlo únicamente en el mercado primario cumpliendo las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2. Las anteriores disposiciones deberán cumplirse durante el proceso de selección y de construcción y se extenderán durante la operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 5) (Fuente: R CREG 113/18, art. 1)

ARTÍCULO 2.11.5. OBLIGACIONES DEL ADJUDICATARIO. El (los) adjudicatario(s) deberá(n) responder por las siguientes obligaciones, adicionales a las establecidas en los compromisos adquiridos en los documentos de selección del inversionista y a las establecidas en el artículo 7 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

a) Tener disponible para la prestación del servicio la infraestructura con las capacidades de la planta de regasificación del Pacífico y del gasoducto Buenaventura - Yumbo, definidas en el artículo 1 de la Resolución 40304 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

b) Liquidar, facturar y recaudar los valores correspondientes a los ingresos por la prestación de los servicios asociados, tanto a la planta de regasificación del Pacífico, como al gasoducto Buenaventura - Yumbo.

c) Recibir el gas natural licuado cuya composición sea tal que, al regasificarlo, cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan. El adjudicatario puede negarse a recibirlo en caso de que el gas, al regasificarlo, no cumpla con las especificaciones del RUT.

Si verificada la calidad del gas natural licuado objeto de entrega a la planta de regasificación, el adjudicatario no recibe este gas porque encuentra que al regasificarlo no cumple con las especificaciones de calidad establecidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el adjudicatario deberá, mediante comunicación escrita y con el detalle suficiente, informar al agente responsable de entregar el gas a la planta, las razones por las cuales el gas natural licuado no cumple con dichas especificaciones.

Una vez que el adjudicatario entregue la comunicación escrita al agente responsable de entregar el gas a la planta, se entenderá que las especificaciones de calidad que no fueron objetadas en la forma aquí dispuesta cumplen con lo establecido en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

El agente responsable de entregar el gas a la planta podrá verificar el cumplimiento de las especificaciones de calidad objetadas por el adjudicatario cuando esté inconforme con las objeciones. Esta verificación deberá hacerse mediante una auditoría que realice una firma o persona natural seleccionada de una lista elaborada por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, en adelante CNO-Gas.

Los resultados de la auditoría deberán ser comunicados y analizados con el adjudicatario antes de rendir el informe final. Dicho informe deberá contener conclusiones claras y expresas sobre el cumplimiento de las especificaciones de calidad objeto de la auditoría.

Mientras se desarrolla la auditoría, el adjudicatario no estará obligado a recibir el gas natural licuado del agente responsable de entregar el gas a la planta.

Si el informe de auditoría concluye que el gas natural licuado, al regasificarlo, no cumple con las especificaciones de calidad definidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el costo de la auditoría lo asumirá el agente responsable de entregar el gas a la planta.

Si el informe de la auditoría concluye que el gas natural licuado, al regasificarlo, sí cumple con las especificaciones de calidad definidas en el RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el adjudicatario deberá recibir el gas natural licuado del agente responsable de entregar el gas a la planta, y este último trasladará al adjudicatario el costo de la auditoría, sin perjuicio de la responsabilidad que le pueda caber al adjudicatario por haber rechazado el recibo del gas natural licuado en la planta de regasificación.

d) Una vez el adjudicatario reciba el gas natural licuado deberá entregar el gas al SNT cumpliendo con las especificaciones de calidad establecidas en el RUT, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El transportador en cuyo sistema se inyecte este gas podrá negarse a recibirlo en caso de que no cumpla con estas especificaciones.

e) En el caso de la planta de regasificación del Pacífico, asumir las pérdidas por evaporación de gas (i.e. boil off gas) que se presenten, cuando estas superen el porcentaje de eficiencia que defina la UPME.

f) En el caso de que la UPME establezca un inventario mínimo de confiabilidad de gas natural licuado, llevar una relación diaria del volumen de inventario mínimo de confiabilidad, de las novedades diarias de retiro y devolución que resulten de su uso por los agentes, y de los incumplimientos que se den en la devolución del gas, por parte de los agentes que hayan retirado volúmenes de dicho inventario. Lo anterior en virtud de lo establecido en el Parágrafo 2 del Artículo 4.

La información a la que hace referencia el presente literal deberá ser reportada diariamente al gestor del mercado de gas natural, de manera que en el BEC sea una información visible para todas las partes.

g) Cumplir con las demás obligaciones que se definen en la presente resolución".

PARÁGRAFO 1. Las pérdidas por evaporación de gas (i.e. boil off gas) que se presenten en la planta de regasificación deberán ser asumidas por la demanda hasta el porcentaje de eficiencia que defina la UPME.

PARÁGRAFO 2. Los únicos casos en los que el adjudicatario podrá comprar gas serán para cubrir el gas que requiere para la operación, para cubrir pérdidas y para el llenado inicial del inventario mínimo de confiabilidad.

PARÁGRAFO 3. Las pérdidas de calidad del gas natural licuado por envejecimiento en el almacenamiento no serán responsabilidad del adjudicatario, y su regulación se determinará en resolución aparte.

PARÁGRAFO 4. El CNO-Gas, de manera oportuna, deberá elaborar y mantener actualizada una lista de firmas y/o personas con reconocida experiencia en medición de especificaciones de calidad de gas natural licuado y gas natural a ser inyectado en plantas de regasificación, y en sistemas de transporte por tubería. De esta lista, el agente responsable de entregar el gas en la planta selecciona la firma o persona que verifica las especificaciones de calidad objetadas por el adjudicatario.

PARÁGRAFO 5. En caso de ser necesario, el CNO-Gas elaborará un protocolo que deberán seguir las firmas o personas que verificarán las especificaciones de calidad del gas natural licuado que objete el adjudicatario.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 6) (Fuente: R CREG 128/21, art. 4)

ARTÍCULO 2.11.6. INGRESO ANUAL ESPERADO, IAE. La oferta económica que entregue el (los) proponente(s) deberá(n) cumplir con lo establecido en el artículo 9o de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

En la oferta económica para la ejecución de la infraestructura de importación de gas del Pacífico el (los) proponente(s) deberá(n) presentar en forma desagregada los valores asociados a cada una de las componentes de la planta de regasificación, necesarias para la prestación de los siguientes servicios: i) descargue y recibo de gas licuado, ii) almacenamiento de gas licuado, iii) regasificación, iv) carga de cisternas de gas natural licuado, y v) trasvase de gas natural licuado a buques metaneros y puesta en frío.

En caso de que se decida realizar un único proceso de selección para la ejecución de toda la infraestructura de importación de gas del Pacífico, el proponente también deberá presentar en forma desagregada los valores de la oferta económica del Gasoducto Buenaventura-Yumbo, incluidos compresores si los hay.

Estos valores serán considerados posteriormente por la CREG, en caso de ser necesario, para la regulación de acceso a los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 7)

ARTÍCULO 2.11.7. REMUNERACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS DEL PACÍFICO. El (los) adjudicatario(s) de la infraestructura de importación de gas del Pacífico recibirá mensualmente la siguiente remuneración: (i) ingresos por la prestación de servicios asociados a esta infraestructura que serán recaudados directamente por el adjudicatario; (ii) el porcentaje de los ingresos por los servicios adicionales que serán recaudados directamente por el adjudicatario, previstos en el Artículo 33 de la Resolución CREG 107 de 2017; y (iii) el valor de los pagos mensuales que será liquidado, actualizado, facturado, recaudado y transferido por el transportador al adjudicatario como se establece en el artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 8) (Fuente: R CREG 128/21, art. 5)

ARTÍCULO 2.11.8. LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y RECAUDO DE INGRESOS POR LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS ASOCIADOS A LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS DEL PACÍFICO. El (los) adjudicatario(s) de la infraestructura de importación de gas del Pacífico deberá(n) liquidar, facturar y recaudar mensualmente a cada uno de los usuarios de esta infraestructura el valor de los servicios prestados con esta infraestructura.

PARÁGRAFO 1. Los ingresos generados por la prestación de los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico corresponderán a los ingresos de corto de plazo de que trata el literal d) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2. Se excluirán de los ingresos de corto plazo de que trata el numeral (iii) del literal f) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen o sustituyan, los valores facturados que no sea posible recaudar y que no queden cubiertos con garantía de cumplimiento debido a las condiciones de la garantía que defina la Comisión.

PARÁGRAFO 3. Los ingresos generados por la prestación de los servicios adicionales corresponderán a los ingresos de que trata el Artículo 33 de la Resolución CREG 107 de 2017, o en aquella que lo modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 9) (Fuente: R CREG 128/21, art. 6)

ARTÍCULO 2.11.9. SUSCRIPCIÓN DE CONTRATOS Y GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO. Los usuarios de la infraestructura de importación de gas del Pacífico que adquieran los servicios asociados a esta infraestructura deberán suscribir contratos escritos con el adjudicatario y constituir garantías de cumplimiento a favor del adjudicatario. En resolución aparte la Comisión definirá el tipo de garantía y las condiciones de es tas garantías.

PARÁGRAFO. Es obligación tanto del adjudicatario de la infraestructura de importación de gas del Pacífico como de los usuarios que adquieran servicios asociados a esta infraestructura registrar los contratos ante el gestor del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 10)

ARTÍCULO 2.11.10. ASIGNACIÓN DE LOS SERVICIOS ASOCIADOS A LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS DEL PACÍFICO. Los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico serán asignados por el gestor del mercado de gas natural.

En resolución aparte la CREG determinará los procedimientos y reglas que deberán seguir: i) el gestor del mercado de gas natural para asignar los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico; y ii) los usuarios de la infraestructura de importación de gas del Pacífico interesados en adquirir estos servicios.

PARÁGRAFO. Los usuarios de la infraestructura de importación de gas del Pacífico interesados en adquirir servicios asociados a esta infraestructura deberán constituir garantías de seriedad. Los costos de administración de estas garantías estarán a cargo del gestor del mercado. Otras condiciones de la administración de estas garantías las determinará la Comisión en resolución aparte. Los ingresos que se generen por la ejecución de estas garantías harán parte de los ingresos de corto plazo de que trata el literal d) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 11)

ARTÍCULO 2.11.11. INGRESO REGULADO POR FECHA ANTICIPADA DE ENTRADA EN OPERACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DEL GAS DEL PACÍFICO. El ingreso regulado por cada mes de operación para el período contemplado entre la fecha anticipada de entrada en operación, y la fecha de puesta en operación establecida por el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 12 de la Resolución CREG 107 de 2017 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se calculará aplicando la siguiente ecuación:

Donde:

IMT_m: Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada del proyecto, en el mes m.

%adicional: Valor del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación.

IM₁: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el valor del IAE total del adjudicatario para el primer año del PEP."

PARÁGRAFO 1: Si la fecha anticipada de entrada en operación no está establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural vigente, el adjudicatario podrá poner en operación el proyecto sin recibir los pagos mencionados anteriormente hasta la FPO.

PARÁGRAFO 2: Con el fin de determinar el valor a facturar por parte del adjudicatario a los transportadores, se deberá aplicar lo contemplado en el Artículo 17 de la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 13) (Fuente: R CREG 128/21, art. 7)

ARTÍCULO 2.11.12. INGRESO REGULADO DURANTE LA OPERACIÓN PARCIAL ANTICIPADA DE LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DEL GAS DEL PACÍFICO. El ingreso regulado durante la operación parcial anticipada, por cada mes de operación en el período establecido en el literal d) del Artículo 12 de la Resolución CREG 107 de 2017 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se calculará, aplicando la siguiente ecuación:

Donde:

IMT_m: Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada parcial, en el mes m.

%adicional: Porcentaje del veinticinco por ciento 25% de incentivo por operación parcial.

COPYPOP_m: Capacidad puesta en operación parcial para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo - Valle del Cauca, en el mes m, dado en MPCD.

CDSIY: Capacidad de regasificación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, de acuerdo con la establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, dada en MPCD.

IM₁: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el IAE adjudicado del primer año del PEP.

PARÁGRAFO 1: Si la fecha anticipada de entrada en operación no está establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el adjudicatario podrá poner en operación el proyecto sin recibir los pagos mencionados anteriormente, hasta la FPO.

PARÁGRAFO 3: Para efectos de reconocimiento de ingreso regulado por operación parcial, la fecha de puesta en operación parcial no podrá ser posterior a la fecha señalada en el literal c) del numeral vii) del numeral 1.2 del Artículo 1 de la Resolución 40304 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 4: Durante la operación parcial, para la entrega de gas regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo - Valle del Cauca, el adjudicatario podrá utilizar modos de transporte de gas diferentes al transporte por gasoducto.

PARÁGRAFO 5: El adjudicatario solicitará a la UPME un concepto sobre su propuesta de entrada en operación parcial anticipada, de acuerdo con el procedimiento que dicha entidad establezca para ese fin. Con base en lo anterior, el auditor deberá certificar el cumplimiento de dichos procedimientos y características y el valor de la capacidad puesta en operación parcial establecida en la ecuación anterior.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 14) (Fuente: R CREG 128/21, art. 8)

ARTÍCULO 2.11.13. COMPENSACIONES POR INDISPONIBILIDAD. El valor de las compensaciones por indisponibilidad de la infraestructura de importación de gas del Pacífico, que se establece en el literal b) del Artículo 18 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, se determinará de la siguiente manera en el caso de que se presente una fecha anticipada de entrada en operación, ya sea parcial o total. En todo caso deberá tenerse en cuenta lo contemplado en los literales a), c), d) y e) de dicho artículo:

1) En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico:

El adjudicatario informará al transportador responsable del recaudo de la porción del IAE del sistema de transporte t que atiende beneficiarios del proyecto, el valor de indisponibilidad en el mes m de prestación del servicio. Este valor lo calculará con base en la siguiente ecuación

Donde:

Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes , de la Infraestructura de Importación del Gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.

%adicional: Valor del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación.

IM₁: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el valor del IAE total del adjudicatario para el primer año del PEP.

: Máxima capacidad indisponible de la capacidad para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el municipio de Yumbo - Valle del Cauca, durante el día i del mes m, dada en MPCD.

CDSIY: Capacidad de regasificación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, de acuerdo con la establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, dada en MPCD.

D: Número de días del mes m."

2) En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación parcial de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico, se calculará de la siguiente manera:

Donde:

Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante la operación parcial en el mes , del proyecto de infraestructura de regasificación del gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.

%adicional: Valor del veinticinco por ciento (25%) de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación.

IM₁: Valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el valor del IAE total del adjudicatario para el primer año del PEP.

Capacidad puesta en operación parcial para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo - Valle del Cauca, en el mes m, dado en MPCD

CDSIY: Capacidad de regasificación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, de acuerdo con la establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, dada en MPCD.

: Máxima capacidad indisponible de la capacidad puesta en operación parcial para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el municipio de Yumbo - Valle del Cauca, durante el día i del mes m, dada en MPCD.

D: Número de días del mes m.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 15) (Fuente: R CREG 128/21, art. 9)

ARTÍCULO 2.11.14. SERVICIOS ADICIONALES. VALOR DEL COMPONENTE PSA. El valor a utilizar en los cálculos establecidos en el anexo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, será del diez por ciento (10%).

(Fuente: R CREG 152/17, art. 16) (Fuente: R CREG 128/21, art. 10)

ARTÍCULO 2.11.15. COMERCIALIZACIÓN DEL GNL REQUERIDO PARA LA PUESTA EN OPERACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS DEL PACÍFICO. El gas natural licuado requerido para la puesta en operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico deberá ser suministrado por el adjudicatario, y de manera excepcional, podrá ser comercializado por el propio adjudicatario o quien él designe para tal fin.

Los ingresos provenientes de la comercialización del gas requerido para la puesta en operación, se considerarán como ingresos de corto plazo, , para efectos del cobro a los transportadores y a los beneficiarios del proyecto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 de la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 152/17, art. 17) (Fuente: R CREG 128/21, art. 11)

LIBRO 3

Transporte

Transporte de gas natural

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.1.1.1. PRESTADORES DEL SERVICIO DE TRANSPORTE. Conforme al artículo 3 de esta resolución, sólo podrán prestar el servicio público de transporte de gas natural por tuberías las personas de que trata el Título I de la Ley 142 de 1994. Se considerarán como tales, aquellas personas que realicen la actividad desde el punto de ingreso al sistema de transporte, hasta el punto de recepción o de entrega y que reúne las siguientes condiciones, de acuerdo con la Regulación de la CREG:

a) Capacidad de decisión sobre el libre acceso a la tubería de transporte o a un subsistema de transporte siempre y cuando sea técnicamente posible

b) Que realice la venta del servicio de transporte a comercializadores o a grandes consumidores mediante contratos de transporte, tomando riesgo de volumen en la venta de su capacidad.

PARAGRAFO 1. Cuando una persona reúna las características antes expuestas, implica que se somete al régimen dispuesto en los artículos 5, 6, 7 y 9 de la Resolución CREG-057 de 1996.

PARAGRAFO 2. La CREG, en uso de sus facultades legales de prevención de posición dominante y de desconcentración de la propiedad accionaria, podrá pronunciarse sobre aquellas transacciones que puedan poner a las empresas en violación de lo dispuesto en los artículos 5, 6, 7, y 9 de la Resolución CREG-057 de 1996.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 29) (Fuente: R CREG 041/98, art. 1)

ARTÍCULO 3.1.1.2. LIBRE ACCESO A LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE. Los transportadores de gas natural por tubería permitirán el acceso a las tuberías de su propiedad y a los sistemas de almacenamiento, a cualquier productor, comercializador, distribuidor, y en general a cualquier usuario que lo solicite, en las mismas condiciones de calidad y seguridad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en el código de transporte o sus normas suplementarias y demás reglamentos que expida la Comisión.

Mientras entra en vigencia tal código, dicho servicio se prestará con los estándares técnicos, de calidad y seguridad actualmente utilizados por cada una de las empresas encargadas de su prestación, aprobados por el Ministerio de Minas y Energía.

Cuando el propietario de un gasoducto independiente lo vincule al sistema nacional de transporte aceptará el uso de la tubería por quienes se conecten a ella en las condiciones establecidas por la ley y por la Comisión.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 30)

ARTÍCULO 3.1.1.3. La CREG evaluará la conformación de los diferentes sistemas de transporte de la manera que se determinan en la Resolución CREG-057 de 1996, y podrá redefinirlos para efectos de determinar la nueva estructura tarifaria.

(Fuente: R CREG 060/98, art. 2)

ARTÍCULO 3.1.1.4. ORDEN EN EL ACCESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE. La prioridad en el acceso al sistema de transporte, será definida de acuerdo con los términos contractuales acordados y las condiciones de regulación de transporte. En consecuencia, en caso de restricciones transitorias de capacidad o por requerimientos de la operación del sistema de transporte, los contratos interrumpibles tendrán la menor prioridad; los contratos firmes y en pico serán prioritarios para el acceso y el servicio de transporte. Será responsabilidad del transportador asegurar el cumplimiento de los términos del contrato y de garantizar capacidad a todos los contratos en firme.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 31)

ARTÍCULO 3.1.1.5. PROHIBICIÓN DE ACTUACIONES CONTRARIAS A LA LIBRE COMPETENCIA EN EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR REDES DE TUBERÍA. Los transportadores de gas natural no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado. Entre otras conductas, se consideran prácticas restrictivas de la competencia cuando el transportador incurra en cualquiera de las conductas definidas en el capítulo II de esta Resolución, al expandir, operar y mantener las tuberías, las estaciones reguladoras y los sistemas de almacenamiento o al suscribir contratos de transporte o al realizar otras actividades propias de su objeto.

Los transportadores conservarán registros de la forma como han ejecutado y cumplido sus operaciones con sujeción al código de transporte o sus normas suplementarias, en tal forma que la Comisión y la Superintendencia puedan establecer claramente si están cumpliendo o no con sus obligaciones.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 32)

ARTÍCULO 3.1.1.6. CESIÓN DE CONTRATOS DE TRANSPORTE. Los productores, comercializadores, grandes usuarios o distribuidores, pueden ceder a terceros a título oneroso la capacidad contratada que no hayan de utilizar en un período determinado, con sujeción a los principios de no discriminación.

Con la adecuada anticipación harán saber al transportador y a todos los usuarios arriba mencionados, qué volumen de la capacidad contratada no será utilizada, con indicación de los días en que esto habrá de ocurrir. Dicha declaración será divulgada en un sitio público previamente convenido con el transportador para permitir que todos reciban la noticia simultáneamente y, con base en ella, puedan hacer ofertas al cedente.

La Comisión y la Superintendencia podrán en todo momento examinar los registros de los pasos contemplados en este artículo y de encontrar que se ha infringido el principio de la libre concurrencia, exigirán las explicaciones del caso. De no ser aceptables, la Superintendencia impondrá las sanciones pertinentes.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 34)

ARTÍCULO 3.1.1.7. NUEVAS CONEXIONES A LAS REDES DE TUBERÍA. Los transportadores de las redes de tubería existentes, o de las que se construyan, deberán permitir que se hagan nuevas conexiones y que se construyan u operen nuevos gasoductos, siempre y cuando se cumpla con los códigos técnicos y demás reglamentos que expida la Comisión. El transportador tendrá derecho a inspeccionar que la conexión cumpla con estos requisitos.

Asimismo deberán permitir que las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexión tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 35)

ARTÍCULO 3.1.1.8. CRITERIOS BÁSICOS DE EXPANSIÓN. La expansión del sistema nacional de transporte, será responsabilidad de las empresas de transporte siempre que se realicen en condiciones competitivas o de mínimo costo, de acuerdo con lo previsto en el artículo 14, numerales 3 y 12 de la Ley 142 de 1994. Para el efecto, acordarán con la Comisión planes quinquenales con la inversión prevista, para que ésta los tome en cuenta al definir las fórmulas de regulación de la empresa respectiva, en forma que la inversión se recupere por medio de tarifas. Así mismo, darán cuenta de dichos planes a la Unidad de Planeación Minero-Energética del Ministerio de Minas y Energía, para lo de su competencia.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 36)

ARTÍCULO 3.1.1.9. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. El transportador se obliga a planificar, reforzar, desarrollar, ampliar, mantener, operar y tener disponible el sistema de transporte de gas natural de acuerdo con las normas vigentes sobre calidad y seguridad en el suministro.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 37)

ARTÍCULO 3.1.1.10. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN. Con el fin de permitir que los transportadores garanticen el cubrimiento de la demanda de acuerdo con las condiciones de oferta del combustible a través del sistema nacional de transporte y la disponibilidad de almacenamiento, los usuarios deben suministrar la siguiente información al transportador correspondiente:

a) Información sobre la demanda esperada a largo plazo: los productores, comercializadores, distribuidores y grandes usuarios del sistema nacional de transporte, deben informar a la empresa de transporte cuyos servicios se prevea que han de contratarse, acerca de las expectativas de demanda en el año siguiente y la proyectada cuatro años hacia adelante, discriminando las demandas estacionales y de punta. Esta información debe suministrarse cada año en la primera quincena de septiembre.

b) Información sobre la oferta de gas natural: a fin de garantizar que haya suficiente gas natural para cubrir la demanda agregada del país y para permitir la planeación a mediano y largo plazo del sistema nacional de transporte, los productores y comercializadores deben informar a la empresa de transporte cuyos servicios se prevea que han de contratarse, acerca de las expectativas de utilización de su capacidad en el año siguiente y la proyectada cuatro años hacia adelante. Esta información debe suministrarse cada año en la primera quincena de septiembre.

El transportador deberá garantizar la confidencialidad de esta información y no transferirla a otros participantes en el mercado.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 38)

ARTÍCULO 3.1.1.11. CRITERIOS DE EXPANSIÓN, SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSPORTE. Los transportadores deben desarrollar, operar y mantener sus sistemas de transporte de acuerdo con el código de transporte o sus normas suplementarias y con las reglas generales que establezca la Comisión.

Los transportadores deben entregar a la Comisión, y a la Superintendencia, cuando ellas lo pidan, la información que sea necesaria para verificar cómo han cumplido con esta norma, y para que la Comisión pueda revisar la aplicación práctica de los criterios de expansión y seguridad del sistema, y los criterios de calidad del servicio. Para la revisión de tales criterios, se seguirá el procedimiento establecido en el artículo 36 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 39)

ARTÍCULO 3.1.1.12. MAYOR CALIDAD Y SEGURIDAD EN EL SERVICIO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR REDES DE TUBERÍA. Cualquier gran consumidor que utilice los servicios de transporte tiene derecho a exigir su prestación con la confiabilidad, calidad, seguridad y continuidad especificadas en el contrato de transporte.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 40)

ARTÍCULO 3.1.1.13. PROPÓSITO DEL CÓDIGO DE TRANSPORTE. El propósito del código de transporte es el de:

- Permitir el desarrollo, mantenimiento y operación del sistema nacional de transporte de gas natural por tuberías, en condiciones de eficiencia, coordinación y con criterios de costo mínimo.

- Establecer un sistema de transporte de acceso libre para los productores, comercializadores, grandes consumidores y distribuidores;

- Garantizar que todos los usuarios conectados, en proceso de conexión o que proyecten conectarse al sistema nacional de transporte tengan los mismos derechos y obligaciones según los contratos y las mismas condiciones de calidad y seguridad en el servicio.

- Garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios de los sistemas de transporte de gas natural. El transportador tendrá el derecho a no aceptar gas que no cumpla con las especificaciones contenidas en el código de transporte.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 41)

ARTÍCULO 3.1.1.14. CONTENIDO DEL CÓDIGO DE TRANSPORTE. El código de transporte incluirá los siguientes aspectos principales en lo relativo a transporte de gas natural por tuberías.

- Condiciones de conexión, en las que se especifiquen criterios técnicos mínimos que deben cumplir los transportadores, y cualquier persona que esté conectada, o que busque conectarse con el sistema nacional de transporte;

- Condiciones de operación, que especifique las condiciones y procedimientos de operación de los sistemas de transporte que deben aplicar los transportadores y bajo los cuales otras personas deben operar sus instalaciones o sus sistemas de distribución o sus entregas al sistema de transporte. Se incluirán condiciones de calidad y poder calorífico requeridos al combustible;

- Criterios de planeación, en el que se especifique la información a ser suministrada a los transportadores por las personas que se encuentren conectadas o deseen conectarse al sistema de transmisión, para que estos planifiquen y desarrollen el sistema;

- Condiciones de despacho, en el que se especifiquen las condiciones y procedimientos para el despacho del gas desde los campos de producción y a través del sistema de transporte hasta el sitio de recepción del usuario;

- Condiciones de mediciones, en el que se establezcan los procedimientos y requisitos de equipos e información necesarios para la facturación de los cargos y el despacho;

- Un código de normas de seguridad para el sistema, expedido por el Ministerio de Minas y Energía.

- Las normas ambientales mínimas para la actividad de transporte de gas natural, expedidas por el Ministerio del Medio Ambiente, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 4o, numerales 10 y 25 de la Ley 99 de 1994<sic, 1993>.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 42)

ARTÍCULO 3.1.1.15. DIFUSIÓN DEL CÓDIGO DE TRANSPORTE. Los transportadores entregarán o enviarán una copia del código de transporte a cualquier persona que la solicite y podrán cobrar por ella un precio razonable.

Si alguna persona considera que el precio exigido por la copia no es razonable, podrá pedirle a la Superintendencia de Servicios Públicos que fije un precio, en cumplimiento del artículo 79, numeral 13, de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 43)

ARTÍCULO 3.1.1.16. REVISIONES DEL CÓDIGO DE TRANSPORTE. El Ministerio de Minas y Energía, Dirección de Hidrocarburos, los transportadores y los usuarios del sistema de transporte, revisarán cada tres años la experiencia en la aplicación del código de transporte. Posteriormente, enviarán a la Comisión un informe sobre el resultado de la revisión, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier queja o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de las empresas o usuarios, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma.

La Comisión examinará las propuestas y las demás quejas e iniciativas y, en la medida en que las considere convenientes, o de oficio, reformará el código de transporte. La iniciativa para la reforma del código también será de la Comisión si esta estima que lesiona las regulaciones generales sobre el servicio y va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro y el libre acceso y uso del servicio de transporte.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 44)

ARTÍCULO 3.1.1.17. CENTRO DE DESPACHO DE GAS. El centro de despacho de gas será propiedad del transportador y será responsable de la coordinación del despacho, recibo, transporte y entrega en el suministro del combustible, sobre una base de no discriminación y de acuerdo con las necesidades operacionales del sistema de transporte.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 45)

ARTÍCULO 3.1.1.18. REMUNERACIÓN POR EL SERVICIO DE TRANSPORTE. Las empresas transportadoras se remunerarán mediante cargos por conexión y cargos por uso, los cuales distinguen entre capacidad y volumen. Igualmente se establece un cargo por volumen para remuneración de los servicios de administración, compresión y medición al usuario. El servicio de almacenamiento podrá cobrarse de forma independiente, de acuerdo con los criterios que defina la Comisión.

Los cargos serán de conocimiento público y serán neutrales frente a los usuarios.

Los cargos por el uso del sistema de transporte serán separados de los cargos que se cobren por las conexiones.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 46)

ARTÍCULO 3.1.1.19. PERDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSPORTE. Las pérdidas que excedan del uno por ciento (1%) serán asumidas por el transportador. Los cargos por uso y conexión no incluyen pérdidas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 47)

ARTÍCULO 3.1.1.20. BASES DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA. Los cargos que adopten los transportadores por el uso del sistema nacional de transporte deben ser consistentes con la metodología y fórmulas que defina la comisión, y publicados conforme a las siguientes instrucciones:

- Una tabla de cargos por concepto de uso del sistema nacional de transporte discriminando cada uno de sus componentes;

- Una tabla de cargos, si fuere del caso, para el cobro de la venta, instalación y mantenimiento de medidores o de otros equipos auxiliares en los puntos de entrada o de salida, cuyo costo no esté incluido en los cargos por uso;

- Otras materias que especifique la Comisión, con similar propósito.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 48)

ARTÍCULO 3.1.1.21. BASES DE LOS CARGOS DE CONEXIÓN. Los cargos de conexión y la demás información asociada que difundan los transportadores, debe contener:

- Una tabla que incorpore en forma detallada aquellos elementos que tengan costos significativos, incluyendo los costos de administración, operación y mantenimiento, los cuales pueden ser utilizados al hacer las conexiones al sistema de transporte, por los cuales debe cobrar el propietario; y una tabla de los costos unitarios estimados de tales elementos, o una explicación del método que se utilizará para calcular tales costos;

- Los principios y la metodología a los que se ceñirán para establecer los cargos por concepto de las instalaciones y equipos de estaciones necesarias para hacer la conexión. La metodología deberá ser acorde con la definida por la Comisión;

- Los principios y la metodología con base en los cuales se calcularán los cargos por desconexiones del sistema, y la remoción de instalaciones y equipos, cuando hubiere lugar a ello; e,

- Información adicional que establezca periódicamente la Comisión.

Todas las metodologías deben ser acordes con las adoptadas por la Comisión.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 49)

ARTÍCULO 3.1.1.22. CONTRATOS DE CONEXIÓN AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE. A solicitud de un productor, un comercializador, un gran consumidor, otro transportador, un distribuidor local, o en general de cualquier usuario del sistema, los transportadores en el sistema nacional de transporte deben ofrecer la posibilidad de celebrar un contrato de conexión al sistema nacional de transporte, o para modificar una conexión existente, que contendrá, por lo menos, las siguientes previsiones:

a) Construcción de las obras que puedan requerirse para conectar el sistema nacional a cualquier otro sistema, y celebración de los actos o contratos necesarios para ello. Las condiciones técnicas de la conexión deben sujetarse a los códigos y reglamentos vigentes;

b) Instalación de los medidores apropiados, de los equipos u otros aparatos que puedan necesitarse para permitir al transportador medir e interrumpir el suministro a través de la conexión;

c) La fecha en la cual se completarán los trabajos requeridos para permitir acceso al sistema del transportador; fecha a partir de la cual, si los trabajos no están concluidos, se configura el incumplimiento del contrato, y, consecuentemente, podrá constituirse en mora al transportador, sin que medie requerimiento judicial, conforme a lo establecido en la Ley 142 de 1994;

d) Materias adicionales tales como plazo del contrato, revisiones del mismo por cambios del sistema, garantías financieras y otros aspectos que se estimen conducentes para garantizar el cumplimiento del contrato.

Los cargos de conexión que deberá pagar el solicitante al transportador, se sujetarán a las bases de los cargos de conexión que haya elaborado este último.

Cuando el comercializador, el gran consumidor, el transportador o el distribuidor sea propietario del sistema de conexión no pagará cargos por este concepto.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 50)

ARTÍCULO 3.1.1.23. COTIZACIONES DE CONEXIÓN. Los transportadores deben suministrar al productor, comercializador, gran consumidor, otro transportador, un distribuidor, o en general a un usuario interesado, la información necesaria para que éstos puedan hacerle una solicitud de cotización de conexión al sistema de transporte.

La solicitud de cotización debe contener toda la información que permita al transportador elaborar su oferta en un plazo apropiado, a partir del recibo de dicha petición.

La oferta para conexión por parte del transportador contendrá detalladamente los siguientes aspectos:

a) La capacidad de transporte disponible en el punto de acceso

b) Los cargos que serán aplicables si se acepta la propuesta y la fecha en la cual se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas;

Si las obras de ampliación benefician, en principio, únicamente al solicitante, éste podrá suscribir un contrato para asumir el costo o para que se le permita ejecutarlas conforme al diseño aprobado por el transportador. Pero si dentro de los cinco años siguientes a la conexión, otros usuarios se benefician de ella, pagarán los costos correspondientes y el usuario que la solicitó tendrá derecho a una devolución proporcional de lo que hubiere pagado.

El transportador no estará obligado a presentar una oferta si con ello viola el código de transporte o sus normas suplementarias o cualquier otra norma de carácter técnico o ambiental de forzoso cumplimiento, previa justificación de su negativa.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 51)

ARTÍCULO 3.1.1.24. SERVIDUMBRE DE ACCESO DE TRANSPORTE. Si transcurridos cuatro (4) meses a partir del recibo de la solicitud de cotización, el transportador no se ha puesto de acuerdo con quien o quienes las han formulado, a solicitud de cualquier interesado, la Comisión puede imponer, por la vía administrativa, una servidumbre de acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer la servidumbre al transportador, la Comisión definirá, además de los aspectos técnicos y operativos pertinentes, los siguientes:

a) El predio en cuyo favor se impone, será aquel en donde se origina, capta, colecta o recibe el gas, cuyo acceso al transporte se pretende;

b) La empresa sujeta a la servidumbre, que será el transportador;

c) Los cargos que puede cobrar el transportador, teniendo en cuenta las bases de los cargos que hayan sido publicados por aquél;

d) Que el desempeño del transportador, en obediencia al acto que impone la servidumbre, no implique una violación de sus deberes legales, o de los códigos técnicos y normas que sean aplicables;

e) Que los términos de los contratos futuros que celebre el transportador, con objeto similar al de la servidumbre, sean, en lo posible, parecidos al de la servidumbre impuesta.

En todo caso, al decidir si es necesario imponer la servidumbre, la Comisión examinará si la renuencia del transportador implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia, tomara las medidas del caso o solicitará a la Superintendencia la imposición de las sanciones aplicables, si fuere de su competencia. La imposición de la servidumbre no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

El solicitante puede renunciar a la servidumbre impuesta por la Comisión, y ésta dejará de ser obligatoria para el transportador. La renuncia debe hacerse de buena fe, sin abusar del derecho, en forma tal que no perjudique indebidamente al transportador. Si hay contratos, las partes se atendrán a ellos.

La Comisión podrá también imponer servidumbres, si las partes de un contrato de acceso o conexión no se avienen en materias relacionadas con su ejecución, modificación, terminación o liquidación, en cuanto fuere necesario.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 52)

ARTÍCULO 3.1.1.25. RÉGIMEN PARA LOS GASODUCTOS DEDICADOS. Los dueños de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni están sujetos a esta regulación, salvo en el caso en que un tercero desee conectarse. En este evento, su propietario tendrá obligación de permitir el acceso, previa negociación de las condiciones técnicas y comerciales. Si después de sesenta (60) días calendario no han convenido estos términos, cualquiera de las partes solicitará la intervención de la Comisión para que los fije.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 53)

ARTÍCULO 3.1.1.26. RESTRICCIONES E INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO POR CAUSA IMPUTABLE AL TRANSPORTADOR. Los transportadores serán responsables por los sobrecostos ocasionados a los usuarios y originados por limitaciones en la capacidad de transporte que sean resultado de incumplimientos en los planes de expansión y refuerzo, previstos y adoptados en las fórmulas de regulación. Su valor será cubierto por los transportadores causantes de la restricción. Los transportadores serán responsables por cualquier costo en que incurran los usuarios como resultado de su imposibilidad de cumplir con los contratos firmados con los usuarios, salvo fuerza mayor o caso fortuito.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 54)

ARTÍCULO 3.1.1.27. FORMULA REGULATORIA PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE. La CREG, a medida que se vaya requiriendo, en resolución aparte definirá la fórmula de regulación de la actividad de transporte para cada gasoducto, de manera que permita remunerar las inversiones y riesgos de la actividad. A partir del enero 1o de 1.998 estas fórmulas tendrán una vigencia de cinco años.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 55)

ARTÍCULO 3.1.1.28. COMERCIALIZACIÓN DE LOS GASES DE LAS ZONAS DE PRODUCCIÓN MARGINALES. Los gases de las zonas de producción marginales no podrán ser comercializados utilizando el centro de referencia del sistema, pudiendo ser comercializados únicamente hasta donde los flujos físicos de gas lo permiten.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 57)

ARTÍCULO 3.1.1.29. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR. El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas, como parte integral del mismo:

Santander	Cundinamarca	Valle del Cauca
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Girón Floridablanca Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Florían Albania	Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fúquene Capellanía Guatancuy Ubate Cucunubá Sutatausa Tausa Nemocón Cogua Chipaque Une Cáqueza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotá	Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unión Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andalucía Tuluá San Pedro Buga Guacarí Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundí
Antioquia	Boyacá	Tolima
Puerto Berrio Maceo Caracolí Yolombó San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matías Concepción Guarne Rionegro Barbosa Girardota Copacabana Bello Medellín Itaguí Envigado La Estrella Sabaneta Caldas	Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacá Tunungua Briceño Chiquinquirá Caldas Belén Cerinza Combita Cucaita Duitama Nobsa Paipa Sáchica Samacá Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicatá	Honda Mariquita Guayabal Lérida Líbano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima Ibagué Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldaña Ortega Natagaima Fresno Herveo
Caldas	Quindio	Huila
La Dorada Victoria Manzanares Manizales Neira Villamaria Chinchiná Palestina	Filandia Salento Circasia Montenegro Quimbaya Calarcá Armenia La Tebadia	Aipe Neiva
Casanare	Risaralda	Meta
Tauramena Monterrey Aguazul Yopal Morichal Cusiana	Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira La Virginia Balboa La Celia	Acacías Restrepo Cumaral Villavicencio Apiay

(Fuente: R CREG 057/96, art. 58)

ARTÍCULO 3.1.1.30. NODOS DE ENTRADA Y SALIDA AL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DEL INTERIOR. a. Nodos de Entrada

Los Nodos de entrada al sistema de transporte de gas natural del interior del país son los siguientes:

Barrancabermeja (Santander)

Cusiana (Casanare)

Apiay (Meta)

Neiva (Huila)

b. Nodos de Salida

Los nodos de salida del sistema de transporte de gas natural del interior del país son los siguientes:

Barrancabermeja (Santander)

Sebastopol (Santander) Medellín (Antioquia)1/

Bucaramanga (Santander)

Vasconia (Santander)

Mariquita (Tolima)

Chinchiná (Caldas)

Villavicencio (Meta)

Cali (Valle del Cauca)

La Belleza (Santander)

Santafé de Bogotá (Cundinamarca)2/

Cusiana (Casanare)

Neiva (Huila)

1/ El cargo de salida para Medellín refleja los costos de transporte hasta el municipio de Girardota.

2/ El cargo de salida para Bogotá refleja los costos de transporte hasta el sitio denominado "Cogua" y la puerta de ciudad en Usme.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 59)

Subsistema de transporte de la Sabana de Bogotá

ARTÍCULO 3.1.2.1. REGULACION DEL SUBSISTEMA DE TRANSPORTE DE LA SABANA DE BOGOTA. El subsistema de transporte a que se refiere la presente resolución y sus operadores estarán regulados por las normas de la Ley 142 de 1994 y normas concordantes, en especial las contenidas en la Res. CREG-057 de 1996 y las disposiciones que la modifican y complementan.

(Fuente: R CREG 093/97, art. 2)

ARTÍCULO 3.1.2.2. DETERMINACION DE LOS CARGOS POR UTILIZACION DE LOS SUBSISTEMAS DE TRANSPORTE DE LOS CARGOS. Los cargos por conexión y por uso del subsistema de transporte a que se refiere la presente resolución serán determinados de conformidad con la metodología y fórmulas definidas por la Comisión, al igual que el cargo por volúmen para los servicios de administración, compresión y medición al usuario.

(Fuente: R CREG 093/97, art. 3)

Reglamento único de transporte de gas natural - RUT -

Adopción

ARTÍCULO 3.2.1.1. Adoptar el Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural -RUT- contenido en el Anexo General de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 071/99, art. 1A)

ARTÍCULO 3.2.1.2. Mediante Resolución posterior la CREG definirá, entre otros aspectos, la regulación del servicio de Almacenamiento, el manejo de las restricciones de transporte y el tratamiento regulatorio del Empaquetamiento.

(Fuente: R CREG 071/99, art. 2A)

Principios generales

Objetivos y alcance del reglamento único de transporte de gas natural

ARTÍCULO 3.2.2.1.1. Objetivos y alcance del reglamento único de transporte de gas natural. Los Agentes sujetos del alcance del presente Reglamento Único de Transporte (RUT), tendrán en cuenta, al implementarlo y aplicarlo, que los objetivos del RUT con relación al Sistema Nacional de Transporte son:

a) Asegurar acceso abierto y sin discriminación;

b) Crear las condiciones e instrumentos para la operación eficiente, económica y confiable;

c) Facilitar el desarrollo de mercados de suministro y transporte de gas;

d) Estandarizar prácticas y terminología para la industria de gas;

e) Fijar las normas y las especificaciones de calidad del gas transportado;

f) Propender por un manejo seguro de la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte.

(Fuente: R CREG 071/99, Anexo General Num. 1.2.1) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.2.1.2. Objetivos y alcance del reglamento único de transporte de gas natural. El Reglamento Unico de Transporte, que para todos los efectos se identificará como el RUT, se le aplica a todos los Agentes que utilicen el Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, y será de obligatorio cumplimiento en toda la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte, incluidas las Estaciones para Transferencia de Custodia.

Los propietarios de gasoductos dedicados no se consideran Transportadores, salvo en el caso de Interconexiones Internacionales para Exportación que se construyan como tales. En caso de gasoductos dedicados que no sean Interconexiones Internacionales, a las cuales un tercero solicite el servicio de transporte y este sea técnicamente factible, se deberá cumplir lo establecido en el numeral 2.1.3. En todo caso, los propietarios de gasoductos dedicados deberán cumplir las normas técnicas y de seguridad que establezca la autoridad competente.

(Fuente: R CREG 071/99, Anexo General Num. 1.2.2) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

Seguimiento y modificación del RUT

ARTÍCULO 3.2.2.2.1. Seguimiento y modificación del RUT. Cuando lo considere conveniente el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural revisará la experiencia en la aplicación de los aspectos operativos, y comerciales del RUT, y enviará a la Comisión un informe sobre el resultado de las revisiones, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier observación o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de los Agentes, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma.

La Comisión examinará las propuestas y las demás observaciones e iniciativas y, en la medida en que las considere convenientes, o de oficio, modificará el RUT después de haber oído al Consejo Nacional de Operación de Gas Natural sobre las modificaciones propuestas. La iniciativa para la reforma del Reglamento también será de la Comisión si esta estima que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y otros servicios asociados.

A partir de la expedición del presente Reglamento, todos los Contratos de Transporte que se suscriban incluirá una cláusula de ajuste que permita acoger las modificaciones que se hagan al RUT, sus normas complementarias y en general las demás reglamentaciones que expida la Comisión.

(Fuente: R CREG 071/99, Anexo General Num. 1.3)

Consejo nacional de operación de gas natural

ARTÍCULO 3.2.2.3.1. Consejo nacional de operación de gas natural. De conformidad con el artículo 2o. del Decreto 1175 de 1999, en cumplimiento de las funciones de asesoría otorgadas por la Ley, el Consejo Nacional de Operación desarrollará las siguientes funciones:

- Proponer a la CREG modificaciones al RUT.

- Recomendar a la CREG la adopción de protocolos unificados para la generación, envío, almacenamiento, captura y consulta de información.

- Recomendar a la CREG la parte que corresponde de la matriz de compensaciones por Variaciones.

- Proponer el Manual Guía del Transportador.

- Dar concepto a la CREG sobre los conflictos derivados de la aplicación del RUT que se presenten entre los Agentes.

- Proponer Acuerdos de Balance marco para los Agentes

- Proponer los horarios para las renominaciones sincronizadas de suministro y transporte.

- Establecer su propio reglamento.

- Las demás que le señale la CREG en el RUT.

El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural estará conformado de acuerdo con lo estipulado por la Ley 401 de 1997.

(Fuente: R CREG 071/99, Anexo General Num. 1.4) (Fuente: R CREG 102/01, art. 1) (Fuente: R CREG 028/01, art. 1)

Ámbito de aplicación y vigencia

ARTÍCULO 3.2.2.4.1. Ámbito de aplicación y vigencia. Todo Agente que utilice el Sistema Nacional de Transporte se sujetará a lo establecido en el presente RUT. Tanto los acuerdos como los contratos firmados con anterioridad y posterioridad a la expedición del presente reglamento, deberán ajustarse a la reglamentación aquí establecida.

(Fuente: R CREG 071/99, Anexo General Num. 1.5)

Acceso y prestación de servicios de transporte

Acceso al sistema nacional de transporte y sus servicios

ARTÍCULO 3.2.3.1.1. Acceso al sistema nacional de transporte y sus servicios. a) Todo Transportador debe garantizar el acceso a los Sistemas de Transporte y a los servicios de transporte, de forma no discriminatoria y de acuerdo con lo establecido en el presente RUT.

Los Transportadores de Gas Natural por tubería permitirán el acceso a los gasoductos, de su propiedad o que se encuentren bajo su control, a cualquier Productor-comercializador, Distribuidor, Usuario No Regulado, Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador, Almacenador, y en general, a cualquier Agente que lo solicite. Dicho acceso deberá ofrecerse a cualquier Agente en las mismas condiciones de calidad y seguridad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en el RUT y demás disposiciones que expida la Comisión;

b) Condiciones para autorizar el acceso a los sistemas de transporte por parte de usuarios conectados o que puedan conectarse a sistemas de distribución:

Los Transportadores de gas natural por tubería no podrán autorizar el acceso a los gasoductos de su propiedad o que se encuentran bajo su control, a cualquier Usuario Regulado o Usuario No Regulado, que en el momento de la solicitud de conexión se encuentre conectado a un Sistema de Distribución o pueda conectarse a un Sistema de Distribución.

Los Transportadores sólo podrán aceptar el acceso de un Usuario Regulado atendido a través de un comercializador o de un Usuario No Regulado conectado previamente a un Sistema de Distribución o que se pueda conectar a un Sistema de Distribución, cuando como consecuencia de condiciones técnicas (flujo, presión, volumen, calidad del gas, entre otras) o de seguridad, la demanda de dicho usuario no pueda ser atendida por el distribuidor que le presta o le puede prestar el servicio.

El usuario que esté conectado o se pueda conectar a un Sistema de Distribución y que por las razones antes señaladas solicite el acceso al Transportador deberá presentarle a este un documento expedido por el Distribuidor en donde se indiquen las razones técnicas del porqué no le es posible prestarle el servicio a dicho usuario.

Para los efectos del literal b de este artículo, cuando se hace referencia al acceso a un Sistema de Distribución por parte de un Usuario No Regulado, se debe entender que esta expresión no incluye a los "Distribuidores-Comercializadores".

Las disposiciones del literal b) de este artículo se aplican a las conexiones de inmuebles o predios, sin importar cualquier modificación relativa a la propiedad, posesión, tenencia, usufructo, administración o similares que pueda ocurrir en relación con estos.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.1.1) (Fuente: R CREG 171/11, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.3.1.2. Acceso al sistema nacional de transporte y sus servicios. Si transcurridos quince (15) días a partir del recibo de la solicitud de acceso, el Transportador no ha respondido dicha solicitud o si transcurrido un (1) mes a partir del recibo de la misma no se ha llegado a ningún acuerdo con quien o quienes han solicitado el acceso, a petición de cualquier interesado, la Comisión podrá imponer, por la vía administrativa, el acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer el acceso del solicitante al Sistema de Transporte, la Comisión definirá, entre otros aspectos, lo siguiente:

a) El beneficiario en cuyo favor se impone;

b) La empresa Transportadora a la cual se impone el acceso;

En todo caso, al decidir si es necesario imponer el acceso, la Comisión examinará si la renuencia del Transportador implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia; en tal caso solicitará a las entidades de control que adelanten las investigaciones respectivas. La imposición de acceso no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

El solicitante puede renunciar al acceso impuesto por la Comisión, y éste dejará de ser obligatorio para el Transportador. La renuncia debe hacerse de buena fe, sin abusar del derecho, en forma tal que no perjudique indebidamente al Transportador. Si hay Contratos, las partes se sujetarán a ellos.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.1.2)

ARTÍCULO 3.2.3.1.3. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto complementar y adicionar el Reglamento Único de Transporte, RUT, en lo relacionado con la regulación de acceso abierto a los gasoductos del Sistema Nacional de Transporte (SNT) de gas natural.

(Fuente: R CREG 169/11, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.3.1.4. IMPOSICIÓN DE ACCESO FÍSICO A LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE. Si transcurridos quince (15) días hábiles a partir del recibo de la solicitud de acceso, el transportador no ha respondido dicha solicitud o si transcurrido un (1) mes a partir del recibo de la misma no se ha llegado a ningún acuerdo con quien o quienes han solicitado el acceso, la Comisión podrá imponer, a petición de cualquier interesado, por la vía administrativa, el acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer el acceso del solicitante al Sistema de Transporte, la Comisión definirá, entre otros aspectos, lo siguiente:

i) El beneficiario en cuyo favor se impone;

ii) La empresa transportadora a la cual se impone el acceso.

En todo caso, la Comisión podrá solicitar a las entidades competentes investigar si la renuencia del transportador implica un incumplimiento de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia. La imposición de acceso no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables.

(Fuente: R CREG 169/11, art. 5)

Prestación de servicios de transporte

Prestación de servicios de transporte

ARTÍCULO 3.2.3.2.1.1. Prestación de servicios de transporte. El Transportador debe garantizar la prestación del Servicio de Transporte, de acuerdo con los indicadores de calidad del servicio establecidos por la CREG, salvo que la conexión del Agente no garantice condiciones de seguridad o que la modalidad de contratación corresponda a servicio interrumpible.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.2)

Desvíos

ARTÍCULO 3.2.3.2.2.1. Desvíos. Los desvíos serán solicitados por el Remitente y autorizados por el Transportador, cuando haya suficiente capacidad del gasoducto en la nueva trayectoria desde el Punto de Entrada hasta el Punto de Salida.

Durante el Ciclo de Nominación de Transporte el Remitente podrá solicitar cambios en los Puntos de Entrada y Salida del servicio de transporte contratado. Dichos cambios deben ser autorizados por el Transportador o Transportadores involucrados en la operación, quienes sólo podrán negarla por razones de tipo técnico u operativo. En este caso deberán incluir la justificación de su respuesta.

PARAGRAFO: <Parágrafo derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.2.2) (Fuente: R CREG 089/13, art. 56)

Contratos de servicio de transporte: Contenidos

Requisitos

ARTÍCULO 3.2.3.2.3.1.1. Requisitos. Los Transportadores ofrecerán distintas modalidades contractuales, enmarcadas como servicios de transporte de Capacidad Firme o de Capacidad Interrumpible. El Transportador no podrá discriminar entre clientes con características objetivas similares. El Contrato de Transporte deberá contener como mínimo, los siguientes requisitos:

a) Fecha del Contrato.

b) Tipo o clase de Contrato y de servicio.

c) Nombre de las partes.

d) Término de duración del Contrato.

e) Fecha de iniciación del servicio.

f) Puntos de Entrada y Salida.

g) Capacidad Contratada.

h) Presión en el Punto de Salida.

i) Tarifas según resoluciones aprobadas por CREG.

j) Condiciones de la factura.

k) Forma y garantías de pago.

l) Forma, tiempo, sitio y modo en el que debe ponerse en conocimiento la factura al Remitente.

m) Causales para suspensión y procedimientos para restablecimiento del servicio.

n) Condiciones previas exigidas al Remitente para obtener el servicio.

o) Procedimiento de modificación.

p) Condiciones para cesión del contrato y procedimientos a seguir.

q) Características técnicas mínimas e indicadores de precisión de los equipos de medición.

r) Especificaciones del gas a ser transportado.

s) Cláusula de ajuste por cambios regulatorios.

Los transportadores deberán ofrecer servicios de transporte para todos y cada uno de los tramos de gasoductos de sus respectivos sistemas de transporte, para lo cual se tendrán en cuenta los tramos y las Capacidades Máximas de Mediano Plazo (CMMP), definidos en las resoluciones de cargos para cada sistema. En los contratos se establecerá el sentido contratado para el flujo del gas natural. Si entre el punto de entrada y el punto de salida se involucra más de un transportador, el remitente tendrá la opción de suscribir contratos independientes con cada transportador o delegar a uno de los transportadores involucrados para que actúe en su representación. El remitente tendrá el derecho de utilizar cualquiera de los tramos de gasoductos en los que haya contratado capacidad de transporte mediante uno o más contratos, hasta la capacidad contratada.

El servicio de capacidad de transporte se deberá prestar desde un punto de inicio del servicio, aun cuando no corresponda a un punto de entrada, y hasta un punto de terminación del servicio, aun cuando no corresponda a un punto de salida. Se entenderá que la regulación sobre los aspectos comerciales y operativos se aplica desde el punto de inicio del servicio hasta el punto de terminación del servicio.

En la nominación el remitente deberá indicar el punto de entrada y el punto de salida del gas. Así mismo, el remitente que recibe el gas en el punto de salida deberá coordinar la nominación con el remitente que inyecta el gas en el punto de entrada. El transportador no estará obligado a aceptar nominaciones de contratos en los que la extracción de gas en el punto de salida no esté respaldada físicamente con inyección de gas en un punto de entrada.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.2.3) (Fuente: R CREG 089/13, art. 56) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55) (Fuente: R CREG 078/13, art. 2)

Sanciones

ARTÍCULO 3.2.3.2.3.2.1. SANCION POR VARIACION DE ENTRADA Y/O SALIDA IMPUTABLE AL REMITENTE. Para cada día de gas del mes de entregas, cuando la variación de entrada del remitente y/o la variación de salida del remitente exceda o excedan el 4% del volumen autorizado, éste pagará un cargo igual a cinco (5) veces el cargo diario por capacidad del trayecto Barrancabermeja - La Dorada, multiplicado por la suma de :

- El volúmen por el que la variación de entrada del remitente exceda del 4% del volumen autorizado, o

- EL volumen por el que la variación de salida del remitente exceda del 4% del volumen autorizado.

En caso de presentarse una variación de entrada y salida simultáneamente, el cargo indicado en el primer párrafo de este artículo, se multiplicará por la suma de los volúmenes antes indicados.

(Fuente: R CREG 055/96, art. 2)

ARTÍCULO 3.2.3.2.3.2.2. SANCION POR EXCESO DE TASA HORARIA. Si el exceso de tasa horaria sobrepasa la tolerancia en un cinco por ciento (5%) si es variable, o la veinticuatroava (1/24) parte del día de gas, se cobrará el equivalente a cinco (5) veces el cargo diario por capacidad aplicable al trayecto mencionado en el artículo 2o. de esta resolución, multiplicado por el volumen excedente.

(Fuente: R CREG 055/96, art. 3) (Fuente: R CREG 072/96, art. 2)

ARTÍCULO 3.2.3.2.3.2.3. SANCION POR DESBALANCES. Si el desbalance excede el 0,5% del volumen tomado por el remitente en el mes de entrega, el remitente debe pagar una suma igual al exceso en volumen multiplicado por el cargo diario por capacidad del trayecto arriba mencionado.

(Fuente: R CREG 055/96, art. 4)

ARTÍCULO 3.2.3.2.3.2.4. Durante un mes de entrega, el transportador solo podrá cargar la mayor de las sanciones por variaciones y tasa horaria o por desbalances.

Igualmente, en un mes no se podrá aplicar un valor superior al diez por ciento (10%) del valor estimado del contrato en un año.

(Fuente: R CREG 055/96, art. 5)

Servicio de almacenamiento

ARTÍCULO 3.2.3.3.1. Servicio de almacenamiento. El Servicio de Almacenamiento, podrá ser prestado tanto por Transportadores como por terceros, sobre la base del principio de libre acceso y no discriminación.

El Servicio de Almacenamiento es un servicio independiente al de Transporte y diferente al Empaquetamiento, que puede ser prestado por el Transportador o un tercero, siempre y cuando esto no implique que el Transportador sea dueño del gas almacenado, excepto del necesario para el funcionamiento del Sistema de Almacenamiento y en general, del necesario para el manejo seguro del Sistema de Transporte. El Transportador no podrá almacenar gas para propósitos de comercialización. El gas para estos propósitos será propiedad del Remitente, quien se responsabilizará de entregar y/o tomar su gas cuando lo necesite. Al entregar y/o tomar gas de un Sistema de Almacenamiento, el Remitente deberá cumplir con los Ciclos de Nominación de transporte y/o suministro según sea el caso.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.3)

Boletín electrónico de operaciones - BEO -

ARTÍCULO 3.2.3.4.1. Boletín electrónico de operaciones - BEO -. Los Transportadores deberán implementar un sistema de información electrónico a través del Internet, de acceso libre en línea y de carácter permanente, con el objeto de poner a disposición de los diferentes Agentes, como mínimo la siguiente información:

- Manual del Transportador.

- Ciclo de Nominación.

- Volumen total transportado diariamente por gasoducto.

- Ofertas de liberación de capacidad y de suministro de gas, incluyendo Puntos de Entrada y Salida.

- Capacidad Disponible Primaria, incluyendo Puntos de Entrada y Salida.

- Solicitudes del servicio, incluyendo volúmenes y Puntos de Entrada y Salida.

- Capacidad contratada.

- Cuentas de Balance

El BEO de cada CPC deberá permitir el acceso a la información desplegada por los BEO de otros CPC, conformando una red de información nacional. Con el objeto de asegurar la operatividad de este instrumento de información, el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, estandarizará en un plazo de tres (3) meses contados a partir de su conformación, los protocolos de comunicación, los formatos de captura y en general los procedimientos de administración de la información. Si el Consejo Nacional de Operación de Gas lo considera conveniente y factible, podrá centralizarse e integrarse la información contenida en los BEO de los diferentes Transportadores en un Boletín Electrónico de Operaciones único a nivel nacional.

Para la implementación del Boletín Electrónico de Operaciones, los Transportadores dispondrán de un plazo de tres (3) meses contados a partir de la fecha de estandarización de protocolos de comunicación por parte del Consejo Nacional de Operación de Gas.

Si el Consejo Nacional de Operación de Gas lo considera conveniente y factible, los Ciclos de Nominación de Suministro y Transporte podrán efectuarse vía fax o por cualquier otro medio idóneo para realizar estas operaciones.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.4) (Fuente: R CREG 102/01, art. 1) (Fuente: R CREG 028/01, art. 1)

Liberación de capacidad firme y derechos de suministro de gas

ARTÍCULO 3.2.3.5.1. Liberación de capacidad firme y derechos de suministro de gas. Los Remitentes podrán liberar, total o parcialmente, temporal o permanentemente, la Capacidad Firme que no vayan a utilizar en un período determinado.

El Remitente que vaya a liberar Capacidad Firme, debe indicar al CPC respectivo, los términos y condiciones de dicha operación, exceptuando el precio. El CPC publicará en el Boletín Electrónico de Operaciones -BEO- la oferta de liberación de capacidad, sus términos y condiciones, y el nombre del Remitente que libera capacidad. Dicha oferta se publicará en todos los Boletines Electrónicos de Operación del Sistema Nacional de Transporte.

En ningún caso, el Transportador podrá adquirir Capacidad Liberada en el Sistema Nacional de Transporte. El CPC deberá garantizar igualdad de condiciones en el despliegue de la información correspondiente a la Capacidad Disponible Primaria y a la Capacidad Disponible Secundaria.

Al efectuar la liberación, el Remitente Reemplazante podrá cambiar el Punto de Entrada y Salida del Contrato, con el visto bueno del CPC respectivo. Podrán realizarse desvíos, siempre y cuando no afecten los Contratos de Transporte de otros Remitentes u operaciones de liberación de capacidad previas, cancelando los costos adicionales, si los hubiese, al Transportador o a otro Remitente, de conformidad con los cargos de transporte aprobados por la CREG. Una vez el CPC respectivo determine la viabilidad técnica de la operación, la cual se efectuará antes del inicio del Ciclo de Nominación de Transporte para el siguiente Día de Gas, los precios y demás condiciones contractuales serán pactadas libremente entre las partes.

El Remitente que ha liberado Capacidad Firme asignará libremente dicha capacidad a los Remitentes Reemplazantes, y de realizarse la transacción, informará al CPC respectivo los precios y la capacidad correspondientes. El CPC publicará en el BEO, los volúmenes y precios transados, sin indicar los Agentes que intervinieron en la operación.

A menos que se acuerde la cesión del Contrato con el Transportador, esta operación no libera al Remitente de sus obligaciones contractuales. No obstante, el Remitente Reemplazante estará sujeto a las demás condiciones establecidas por este RUT.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.5.1)

ARTÍCULO 3.2.3.5.2. Liberación de capacidad firme y derechos de suministro de gas. Los Agentes podrán liberar, total o parcialmente, temporal o permanentemente, Derechos de Suministro de gas que no vayan a utilizar en un período determinado.

El Agente que vaya a liberar Derechos de Suministro de gas, debe indicar al CPC respectivo, los términos y condiciones de dicha operación, exceptuando el precio. El CPC publicará en el Boletín Electrónico de Operaciones -BEO-, la oferta de liberación de Derechos de Suministro, sus términos y condiciones, y el nombre del Remitente que libera estos derechos. Dicha oferta se publicará en todos los Boletines Electrónicos de Operación del Sistema Nacional de Transporte. En ningún caso, los Productores-comercializadores podrán adquirir los Derechos de Suministro liberados. Los precios y demás condiciones contractuales para estas operaciones serán pactadas libremente entre las partes.

El Agente que ha liberado Derechos de Suministro asignará libremente dichos derechos a los Agentes Reemplazantes, y de realizar la transacción informará al Productor-comercializador el Agente Reemplazante con quien realizó la transacción y al CPC respectivo los precios y volúmenes correspondientes. El CPC publicará en el BEO, las Cantidades de Energía y precios transados, sin indicar los Agentes que intervinieron en la operación. Al efectuar la liberación, el Agente Reemplazante podrá cambiar el Punto y/o Nodo de Salida del Contrato.

A menos que se acuerde la cesión del Contrato con el Productor-comercializador, esta operación no libera al Agente de sus obligaciones contractuales. No obstante, el Agente Reemplazante estará sujeto a las demás condiciones establecidas por este RUT.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 2.5.2)

Conexiones

ARTÍCULO 3.2.4.1. Conexiones. Las responsabilidades de las partes con respecto a las Conexiones, Puntos de Entrada y Puntos de Salida al Sistema Nacional de Transporte serán las siguientes:

Con respecto a los Puntos de Entrada y Salida:

a) Los transportadores serán los propietarios de los Puntos de Entrada y Puntos de Salida y serán responsables por su construcción;

b) Los transportadores serán responsables por la adquisición de los terrenos y derechos, si es del caso, y la obtención de las respectivas licencias y permisos requeridos para la construcción y operación de los Puntos de Entrada y de Salida;

c) Los transportadores serán responsables de la operación y mantenimiento de los Puntos de Entrada y Puntos de Salida;

d) Los transportadores deberán cumplir con las normas técnicas y de seguridad establecidas por la autoridad competente, y no podrán negarse a construir un Punto de Entrada o de Salida siempre que la construcción de dichos puntos sea técnicamente factible.

La construcción de Puntos de Salida sobre un tramo de gasoducto del SNT es técnicamente factible si cumple con los siguientes requisitos:

i) Se ajusta a los requerimientos de normas técnicas, ambientales y de seguridad aplicables;

ii) Incluye válvula de operación remota compatible con el sistema de comunicaciones del respectivo sistema de transporte, en aquellos casos en los cuales se requiera su instalación de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1;

iii) La Capacidad Disponible Primaria es superior o igual a la Capacidad de Transporte Demandada (CTD) por el remitente potencial.

Si la capacidad CTD es mayor que la Capacidad Disponible Primaria, el nuevo Punto de Salida se podrá construir cuando se amplíe la capacidad máxima de tal manera que exista Capacidad Disponible Primaria suficiente para atender la solicitud. Para la ampliación de la capacidad máxima del sistema se puede seguir el procedimiento del numeral 2.2 de este Reglamento.

Para obtener la capacidad máxima del tramo el transportador debe calcular la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del respectivo sistema, CMMP, utilizada para efectos del cálculo de cargos regulados de transporte. El cálculo se debe hacer con base en el procedimiento adoptado por la CREG en la metodología vigente de remuneración de la actividad de transporte de gas natural;

iv) La demanda del Remitente Potencial no pueda ser atendida por el distribuidor que le presta o le puede prestar el servicio, como consecuencia de condiciones técnicas o de seguridad, de acuerdo con la regulación desarrollada al respecto en resolución independiente;

v) Si el Remitente Potencial es un usuario que hace parte de la Demanda Esencial, según lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, además de solicitar el acceso deberá suscribir un contrato de transporte en firme.

La construcción de Puntos de Entrada sobre un tramo de gasoducto del SNT es técnicamente factible si:

i) Se ajusta a los requerimientos de normas técnicas, ambientales y de seguridad aplicables e;

e) Los perjuicios ocasionados por intervenciones en los Puntos de Entrada y Salida, que configuren falla en la prestación del servicio serán responsabilidad de los transportadores, sin perjuicio de la obligación de dar aviso amplio y oportuno a los Agentes involucrados;

f) El Remitente Potencial deberá pagar al transportador los costos eficientes por la construcción, operación y mantenimiento de los Puntos de Entrada y Salida, y como máximo los valores calculados de conformidad con el Anexo 1 de la presente resolución.

Con respecto a la Conexión:

a) El Remitente Potencial será el responsable por la construcción de la Conexión. Cuando la Conexión para un Usuario No Regulado esté construida sobre espacios públicos, el Transportador será el responsable y encargado de la operación y el mantenimiento de la misma;

b) El Remitente Potencial será responsable por la adquisición de los terrenos, y derechos, así como por la obtención de las respectivas licencias y permisos requeridos para la construcción y operación de la Conexión;

c) El Remitente Potencial será responsable de la operación y mantenimiento de la Conexión, y deberá presentar al Transportador un Programa anual de Mantenimiento. Se exceptúa esta condición cuando el Remitente Potencial sea un Distribuidor;

d) Los perjuicios ocasionados por reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos de la Conexión serán responsabilidad del Remitente Potencial o del Transportador en los casos en que este sea el operador de la Conexión, sin perjuicio de la obligación de dar aviso amplio y oportuno a los Agentes involucrados;

e) El transportador no estará obligado a proporcionar el Servicio de Transporte hasta tanto las Instalaciones del Remitente Potencial cumplan con los requerimientos de las normas técnicas y de seguridad vigentes del RUT;

f) En el caso de que la Conexión sea construida por un tercero distinto al Transportador, para efectos de verificar el cumplimiento de las especificaciones de calidad y seguridad existirán las siguientes alternativas: i) que el transportador adelante la interventoría a costa del propietario; o ii) que el remitente contrate una entidad Certificadora debidamente acreditada por la autoridad competente;

g) El Remitente Potencial está obligado a realizar el mantenimiento de la Conexión y las labores de coordinación con el Plan de Contingencias del transportador. Para lo anterior podrá contratar al transportador o un tercero especializado en estas labores dando cumplimiento a las normas de las autoridades respectivas con respecto a la atención de emergencias y desastres;

h) El propietario deberá suministrar un equipo de medición que sea compatible con los sistemas de telemetría del Transportador.

Los activos de los Puntos de Entrada y Salida no serán incluidos en la base de activos para definir los cargos regulados para remunerar la actividad de transporte, con excepción de aquellos que hayan sido incluidos por la CREG en la Base de Activos a la fecha de expedición de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 3.1) (Fuente: R CREG 169/11, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.4.2. Conexiones. El procedimiento aplicable para solicitar el acceso físico a los gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, será el siguiente:

i) El Remitente Potencial presentará al transportador la solicitud de acceso y la cotización del Punto de Entrada o de Salida la cual deberá contener como mínimo lo siguiente:

a) Condiciones técnicas bajo las cuales la requiere;

b) Información que permita al Transportador evaluar los efectos técnicos y operacionales de la Conexión a su Sistema de Transporte, incluyendo, entre otros, la ubicación de la Conexión, la localización y especificaciones del medidor y de otros equipos del Agente.

ii) El transportador analizará la factibilidad técnica de otorgar el acceso y en un plazo de cinco (5) días hábiles deberá señalar si es factible o no atender la solicitud de acceso. El transportador deberá informar al Remitente Potencial si su solicitud infringe cualquier norma de carácter técnico que no le permita presentar una oferta sobre la misma. El análisis de factibilidad técnica incluye la verificación de que existe Capacidad Disponible Primaria para atender la solicitud del Remitente Potencial;

iii) Una vez confirmada la factibilidad, el transportador deberá presentar una cotización de la construcción de Punto de Entrada y Punto de Salida a su Sistema de Transporte en un plazo máximo de quince (15) días hábiles contados a partir de la confirmación de la factibilidad de construcción de Puntos de Entrada o Puntos de Salida.

La cotización de la construcción del Punto de Entrada o de Salida por parte del transportador contendrá como mínimo los siguientes aspectos:

a) El costo que será aplicable si se acepta la propuesta y la fecha en la cual se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas;

b) La presión de entrega en los Puntos de Salida y de recibo en los Puntos de Entrada;

c) La presión de Máxima de Operación Permisible que debe considerar para el diseño de la conexión;

d) Las condiciones comerciales que se asemejen a la práctica mercantil de presentación de ofertas.

iv) El Remitente Potencial deberá informar al transportador si acepta o rechaza la oferta de acceso físico dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la recepción de la comunicación del transportador. Si no hay respuesta formal, expresa y escrita por parte del Remitente Potencial se entenderá que desiste de la solicitud;

v) El acceso definitivo debe estar construido y habilitado plenamente en un plazo máximo de cuatro (4) meses contados a partir del recibo de confirmación del remitente potencial y después de que exista un acuerdo de pago entre las partes, plazo que solo podrá ser extendido antes de su vencimiento, bajo una razón debidamente sustentada enviada por escrito al remitente, cuya copia deberá ser enviada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

El costo máximo que un transportador puede cobrar por la construcción, operación y mantenimiento de un Punto de Entrada o un Punto de Salida será el que resulte de aplicar las disposiciones establecidas en el Anexo 1 de la presente resolución.

Cuando el acceso no sea factible por razones técnicas o de seguridad, se podrá rechazar la solicitud, no obstante en la respuesta del transportador deberá especificarse si se tiene previsto un Plan de Expansión que permita ofrecer servicios de transporte y en qué plazo estimado estaría disponible. La justificación del análisis de factibilidad técnica deberá ser entregada al Remitente Potencial como anexo a la respuesta de la solicitud de acceso y deberá enviarse una copia del mismo a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Lo anterior solo aplica para las solicitudes de acceso a través de Puntos de Salida.

Con excepción de lo establecido en el numeral 3.1, literal d, numeral v) de esta resolución, el transportador no podrá condicionar el acceso físico de un Remitente Potencial a la celebración de contratos de servicios de transporte, a menos que para conceder el acceso se requiera la expansión del gasoducto porque al momento de la solicitud de acceso no existe la factibilidad técnica para otorgarlo.

Cuando la naturaleza del equipo de gas del Remitente pueda ocasionar contrapresión o succión, u otros efectos que sean nocivos al Sistema, tales como pulsaciones, vibración y caídas de presión en el Sistema, el Remitente deberá suministrar, instalar y mantener dispositivos protectores apropiados que eviten las posibles fallas, o mitiguen sus efectos a niveles aceptados internacionalmente, los cuales estarán sujetos a inspección y aprobación por parte del transportador, quien respetará el principio de neutralidad en tales procedimientos. Los perjuicios que por esta causa se puedan presentar en un Sistema de Transporte serán a cargo del Remitente. Si una vez detectados los daños, estos persisten, el transportador suspenderá el servicio.

La oferta que presente el transportador al Remitente Potencial se asimilará para todos los efectos a una oferta mercantil de conformidad con lo establecido en el Código de Comercio.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 3.2) (Fuente: R CREG 169/11, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.4.3. Conexiones. Cuando la naturaleza del equipo de gas del Remitente pueda ocasionar contrapresión o succión, u otros efectos que sean nocivos al Sistema, tales como pulsaciones, vibración y caídas de presión en el Sistema; el Remitente deberá suministrar, instalar y mantener dispositivos protectores apropiados que eviten las posibles fallas, o mitiguen sus efectos a niveles aceptados internacionalmente, los cuales estarán sujetos a inspección y aprobación por parte del Transportador, quien respetará el principio de neutralidad en tales procedimientos. Los perjuicios que por esta causa se puedan presentar en un Sistema de Transporte serán a cargo del Remitente. Si una vez detectados estos daños, estos persisten, el Transportador tiene derecho a suspender el servicio.

Las conexiones a puntos de salida deberán incluir los mecanismos que permitan establecer la calidad del gas tomado, de acuerdo con las especificaciones y la metodología de monitoreo que acuerden mutuamente el Transportador y el Remitente. El costo de los equipos de monitoreo, en los casos en que se requiera, será cubierto por el Remitente.

El Transportador no estará obligado a proporcionar el Servicio de Transporte hasta tanto las Instalaciones del Remitente cumplan con los requerimientos de las normas técnicas y de seguridad vigentes y de este RUT. El Transportador podrá rehusarse a prestar el Servicio de Transporte, o suspender la prestación del mismo cuando encuentre que tal instalación o parte de la misma no cumple con las normas técnicas y de seguridad para recibir el servicio correspondiente.

El Transportador estará obligado a inspeccionar las Conexiones de un Agente antes o en el momento de conectarlo al Sistema de Transporte, y una vez conectado, periódicamente y con intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del Agente, verificando el cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad. El Transportador realizará las pruebas que sean necesarias de conformidad con las normas técnicas aplicables, a fin de garantizar el cumplimiento de las condiciones de este Reglamento. El costo de las pruebas que se requieran para la puesta en servicio de la conexión, estará a cargo del Propietario de la misma. El Transportador deberá colocar una etiqueta visible donde conste la fecha de revisión.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 3.3) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.4.4. Conexiones. EL Transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de las Conexiones y de las Estaciones para Transferencia de Custodia de Salida que se encuentren incluidas en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

Los costos de Conexiones y Estaciones que no se encuentran incluidas en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural, tendrán un tratamiento independiente de los cargos de transporte y serán cubiertos por los usuarios que se beneficien de las mismas.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 3.4) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.4.5. Conexiones. Los costos de las Conexiones y de las Estaciones para Transferencia de Custodia de Entrada, del Sistema Nacional de Transporte, así como su administración, operación y mantenimiento serán responsabilidad del Productor-Comercializador y deberán tener, como mínimo:

a) Sistemas de medición para transferencia de custodia;

b) Equipos de análisis en línea, para verificar las especificaciones de calidad del gas, según lo dispuesto en el numeral 6.3 del presente RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen;

c) Puerto de comunicación disponible para la transmisión de parámetros de flujo y de calidad a los Centros Principales de Control del Transportador, que sea compatible con los sistemas del Productor-Comercializador, o Comercializador para el caso de intercambios internacionales, y del Transportador.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 3.5) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.4.6. Conexiones. Salvo que la Estación para Transferencia de Custodia entre Transportadores esté incluida en la base tarifaria del Transportador existente, la administración, la operación y el mantenimiento de las Estaciones entre Transportadores del Sistema Nacional de Transporte y de Interconexiones Internacionales para Exportación, serán responsabilidad del Transportador que se conecte al Sistema Nacional de Transporte existente. El Transportador que se conecte al Sistema Nacional existente será aquel que requiera la Estación para prestar el respectivo servicio. Estas Estaciones deberán tener como mínimo:

a) Sistemas de medición de transferencia de custodia;

b) Equipos de análisis en línea, para verificar las especificaciones de calidad del gas, según lo dispuesto en el numeral 6.3 del presente RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen;

c) Puerto de comunicación disponible para la transmisión de parámetros de flujo y de calidad a los Centros Principales de Control de los Transportadores involucrados, que sea compatible con los sistemas de ambos Transportadores.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 3.6) (Fuente: R CREG 041/08, art. 4)

ARTÍCULO 3.2.4.7. Conexiones. El valor máximo que un transportador puede cobrar por la construcción, operación y mantenimiento de un Punto de Entrada o un Punto de Salida será el que resulte de aplicar la metodología del Anexo 1 de la presente resolución.

Los costos máximos están calculados a precios de diciembre de 2010. Para efectos de su aplicación en el momento requerido, deberán actualizarse con los índices del IPP e IPC publicados por el DANE respectivos a los valores del último mes disponible a la fecha de cotización y de acuerdo con la fórmula contenida en el Anexo 1.

Los valores máximos de construcción, operación y mantenimiento de Puntos de Entrada y Salida definidos conforme a la metodología definida en la presente resolución, también serán aplicables para el acceso físico a gasoductos dedicados.

El período para recuperar el valor eficiente de la inversión en los Puntos de Entrada y Salida será acordado entre las partes, de acuerdo con las negociaciones que adelanten.

La vida útil de los activos de Puntos de Entrada y Salida será de treinta (30) años, con excepción de la Unidad Constructiva Válvula de Corte (UCVAL). Para la válvula de corte (UCVAL), las condiciones de reposición serán acordadas entre las partes y en todo caso el período de vida útil no será menor a diez (10) años. Durante estos tiempos, todos los componentes del Punto de Entrada o Salida que deban ser sustituidos serán asumidos por el transportador sin cargo alguno para el Remitente. Después de finalizada la vida útil respectiva, los cambios serán a cargo de los Remitentes teniendo en cuenta los costos dispuestos en la presente resolución.

PARÁGRAFO. Las disposiciones de costos máximos del presente artículo serán aplicables a los propietarios de los Gasoductos Dedicados.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 3.6 BIS) (Fuente: R CREG 169/11, art. 4)

Condiciones de operación del sistema de transporte de gas natural

Responsabilidad de la operación del sistema

ARTÍCULO 3.2.5.1.1. Responsabilidad de la operación del sistema. Los Transportadores deben operar y mantener sus Sistemas de Transporte de acuerdo con el RUT, las disposiciones que lo adicionen, modifiquen o sustituyan y con las reglas generales que establezca la CREG, el Ministerio de Minas y Energía u otra autoridad competente, de forma que asegure la prestación eficiente, confiable, continua y segura del Servicio de Transporte.

Los Transportadores deberán entregar a la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos, cuando se lo soliciten, la información que sea necesaria para verificar el cumplimiento de las normas antes mencionadas. En el evento que no se cumpliera con los requerimientos técnicos y de seguridad, la SSPD sancionará a la empresa transportadora correspondiente en concordancia con la Ley 142 de 1994.

Cuando el Transportador contrate con terceros, toda o parte de la operación del Sistema de Transporte, el tercero también deberá cumplir con lo previsto en el presente RUT. Esta contratación no exime de responsabilidad al Transportador.

Cualquier Remitente que utilice los servicios de transporte tiene derecho a exigir, sin discriminación, su prestación con la calidad, seguridad y continuidad especificadas en las normas aplicables, en este RUT y en el Contrato de Transporte.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.1)

Centros principales de control

ARTÍCULO 3.2.5.2.1. Centros principales de control. La planeación, coordinación y supervisión de la operación de los Sistemas de Transporte será realizada por los Centros Principales de Control - CPC-. Los Centros Principales de Control -CPC- son unidades funcionales de propiedad de cada Transportador encargadas de cumplir las siguientes actividades en sus Sistemas de Transporte:

a) Recibir y procesar las nominaciones y renominaciones de transporte de cada Remitente.

b) Elaborar el Programa de Transporte de Gas Natural.

c) Supervisar y coordinar la operación de los gasoductos de su propiedad o bajo su responsabilidad.

d) Monitorear la integridad, seguridad y confiabilidad de sus gasoductos.

e) Coordinar la atención de los Desbalances y Variaciones al Programa de Transporte.

f) Procesar las mediciones y demás procedimientos para la liquidación de servicios de transporte.

g) Facturar los servicios de Transporte.

h) Administrar el Boletín Electrónico de Operaciones.

i) Coordinar con otros CPCs la elaboración de los Programas de Transporte en los casos en que un Remitente utilice más de un Sistema de Transporte.

j) Elaborar las Cuentas de Balance.

k) Informar a los Remitentes el programa de mantenimiento de su Sistema de Transporte.

l) Las demás asignadas en este Reglamento.

Los Transportadores mantendrán en funcionamiento sus CPCs las 24 horas del día, con disponibilidad de personal técnico capacitado para atender y monitorear la operación de sus gasoductos. Cuando un Transportador lo considere conveniente, podrá contratar la realización de las actividades a), b), e) f), g) y h) con un CPC de otro Transportador.

Los costos de eficiencia que demande el funcionamiento de los CPC, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, y los activos correspondientes serán remunerados al Transportador a través de los correspondientes cargos de transporte.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.2)

Procedimientos operacionales y comerciales del transportador

ARTÍCULO 3.2.5.3.1. Procedimientos operacionales y comerciales del transportador. Los Transportadores deberán desarrollar un Manual del Transportador que incluya la información y procedimientos operacionales y comerciales más relevantes, entre los cuales están:

a) Información y Procedimientos Comerciales.

- Cargos para los diferentes servicios de transporte.

- Contratos tipo para los diferentes servicios de transporte.

- Procedimientos de solicitud y asignación de servicios de transporte.

- Procedimiento de Subasta de Capacidad Disponible Primaria.

- Procedimientos para liberación de capacidad.

- Procedimientos para solicitud de desvíos.

- Formatos y procedimientos para solicitud de conexión.

- Metodología para determinación de costos de Conexiones, Puntos de Salida y Puntos de Entrada

- Costos tipo para Puntos de Entrada y Puntos de Salida

b) Información y Procedimientos Operacionales.

- Mapa del Sistema de Transporte.

- Capacidad Máxima de Gasoductos.

- Formatos del Ciclo de Nominación y Renominación.

- Procedimientos para solución de desbalances.

- Acuerdos Operativos de Balance proforma.

- Procedimientos de medición.

- Plan de contingencias y coordinación de seguridad.

Con el fin de asegurar la estandarización de prácticas operacionales y comerciales, el Consejo Nacional de Operación elaborará un Manual Guía dentro de los tres (3) meses siguientes a su conformación. Dicho Manual servirá de base para que los Transportadores elaboren su correspondiente Manual dentro de los tres (3) meses siguientes a la elaboración del Manual Guía del Transportador por parte del CNO.

El Manual del Transportador debe ser consistente con las estipulaciones contenidas en el RUT, estará disponible a través del BEO del Transportador y deberá ser enviado a la CREG y a la SSPD para el ejercicio de sus funciones una vez sea elaborado y cada vez que sea modificado.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.3) (Fuente: R CREG 028/01, art. 1)

Registro de interrupciones

ARTÍCULO 3.2.5.4.1. Registro de interrupciones. El Transportador deberá elaborar un registro de interrupciones del servicio, que debe contener como mínimo la siguiente información:

- Descripción de la interrupción.

- Secuencia de la interrupción (horas y minutos).

- Demanda no atendida.

- Causas de la interrupción

- Conclusiones y Recomendaciones.

Salvo situaciones de fuerza mayor, no se admitirán interrupciones por labores de mantenimiento.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.4) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55)

ARTÍCULO 3.2.5.4.2. Registro de interrupciones. Los Transportadores de los diferentes Sistemas de Transporte deberán llevar registros discriminados de duración y frecuencia de interrupciones en la prestación del servicio, que serán reportados anualmente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG para el ejercicio de sus funciones. Dichos reportes se elaborarán antes de finalizar el primer trimestre de cada año y deberán ser almacenados en forma magnética durante un período no inferior a tres (3) años. La base de datos correspondiente deberá estar disponible en el momento que lo soliciten las autoridades competentes.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.4.1)

ARTÍCULO 3.2.5.4.3. Registro de interrupciones. El CNO de acuerdo con la propuesta que presenten los Transportadores, elaborará una clasificación de interrupciones del servicio teniendo en cuenta su duración, causa y si estas obedecen a eventos programados o no programados.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.4.2) (Fuente: R CREG 028/01, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.5.4.4. Registro de interrupciones. Con base en lo anterior, la CREG establecerá, en Resolución posterior los indicadores de calidad del servicio que deberán cumplir los Transportadores.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.4.3)

ARTÍCULO 3.2.5.4.5. Registro de interrupciones. El transportador deberá reportar al CNO y a la CREG el retiro del servicio de cualquier activo propio de la operación del gasoducto con tres meses de anticipación a la ocurrencia de dicho evento.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.4.4)

Nominaciones

Nominaciones

ARTÍCULO 3.2.5.5.1.1. Nominaciones. Para cada hora del Día de Gas, los Remitentes, diferentes a las Distribuidoras, deberán nominar al CPC respectivo la Cantidad de Energía a transportar y al Productor-comercializador o Comercializador correspondiente la Cantidad de Energía a entregar el Día de Gas siguiente a la Nominación.

Cualquier Remitente, de común acuerdo con el Transportador, con el Productor-comercializador o con el Comercializador, según sea el caso, podrá acordar períodos de anticipación para el envío de las Nominaciones diferentes a los establecidos en el presente Artículo, independientemente de la Cantidad de Energía Nominada.

Las empresas Distribuidoras deberán nominar al CPC respectivo la Cantidad de Energía a transportar diariamente y al Productor-comercializador o Comercializador correspondiente la Cantidad de Energía a entregar diariamente para el Día de Gas siguiente a la Nominación. En todo caso, dichas nominaciones incluirán un perfil de la demanda horaria estimada por el Distribuidor.

Es responsabilidad del Remitente y de los CPCs cumplir con el Ciclo de Nominación establecido en el presente Artículo. Los Remitentes que utilicen diariamente menos del 5% de la Capacidad Máxima del Gasoducto en el cual está localizado el Punto de Salida podrán entregar semanalmente al CPC el perfil típico de su demanda horaria esperada.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5)

Ciclo de nominación de transporte

ARTÍCULO 3.2.5.5.2.1. Ciclo de nominación de transporte. El Ciclo de Nominación de Transporte fija los plazos, los horarios y las etapas requeridas para permitir a los Centros Principales de Control (CPC), programar la energía y el volumen a transportar para el siguiente Día de Gas. Las nominaciones deberán realizarse en unidades de energía con el poder calorífico correspondiente, como se establece a continuación:

Cuadro 1

Ciclo de Nominación de Transporte

HORA	ACTIVIDAD
16:25	Hora límite para el recibo por parte de los CPC, de las Nominaciones efectuadas por sus Remitentes.
18:20	Hora límite para que el CPC informe a sus Remitentes sobre el Programa de Transporte de Gas Natural factible y la Cantidad de Energía Autorizada.
18:50	Hora límite para el envío de la Cantidad de Energía Confirmada por parte de los Remitentes, a los CPC respectivos.
19:50	Hora límite para la coordinación de programas de Transporte entre CPC.
20:20	Hora límite para que el CPC envíe a sus Remitentes el Programa de Transporte de gas definitivo.

PARÁGRAFO. En todo caso, el Ciclo de Nominación de Transporte se iniciará una (1) hora y veinte (20) minutos después de concluido el Despacho Eléctrico, según los horarios para el Despacho Eléctrico determinados por la CREG, sin exceder las 16:25 horas del día anterior al Día de Gas.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5.1) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55) (Fuente: R CREG 154/08, art. 1) (Fuente: R CREG 014/03, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.5.5.2.2. Ciclo de nominación de transporte. El CPC podrá rechazar una nominación que no cumpla con el formato de nominación-confirmación establecido en este reglamento, o que no sea transmitida dentro de los términos y plazos estipulados en el ciclo de nominación de transporte. En este caso, el CPC asumirá que la cantidad de energía nominada por el remitente es igual a la del día anterior para remitentes que atiendan usuarios regulados o igual a cero para los demás remitentes.

Durante la nominación el CPC aplicará lo siguiente:

a) Cuando el desbalance acumulado al término del día D-1 de un remitente sea mayor o igual al 5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, el transportador deberá aceptar en la nominación de transporte a la entrada, para el día D+1, la diferencia entre el equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador y la cantidad total de energía acumulada del desbalance. Si al aplicar este ajuste en la nominación durante cinco (5) días consecutivos no se logra un desbalance acumulado menor al 5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, la cuenta de balance entre el transportador y el respectivo remitente se ajustará automáticamente al 5% el sexto día.

Las cantidades del desbalance acumulado que el transportador ajuste automáticamente el sexto día deberán restarse del desbalance entre el transportador y el vendedor que entregó el gas al sistema de transporte, y en la nominación para el séptimo día se tendrá en cuenta el desbalance acumulado del 5% que quedó en el sexto día.

Si por razones asociadas exclusivamente a la estabilidad operativa del sistema, el transportador no puede autorizar la entrega de una cantidad de energía de desbalance dentro del plazo establecido, tal cantidad no se contabilizará para propósitos de la medición del 5% del desbalance acumulado a partir de ese día de gas, y el transportador y el remitente acordarán la forma de liquidar esta cantidad de energía. La cantidad total de energía acumulada del desbalance no hará parte de las capacidades disponibles que debe declarar el transportador al gestor del mercado en virtud de lo establecido en el numeral 1 del artículo 45 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

b) Para efectos de aplicar las disposiciones del literal a) anterior los remitentes que atienden demanda regulada y los transportadores podrán acordar un porcentaje de desbalance acumulado al término del día D-1 superior al 5% de la cantidad equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador para atender demanda regulada, el porcentaje de desbalance podrá variar entre los diferentes días de la semana. La cantidad transportada diariamente para la demanda regulada se determinará como se establece en el Anexo 1 de la Resolución CREG 070 de 2016, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

c) En los puntos con consumos menores a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD), y excepto cuando en estos puntos se esperen altos consumos para el siguiente día de gas, debidamente soportados al transportador por parte del remitente, el transportador autorizará diariamente una cantidad que no será superior al consumo promedio del último año calendario más un porcentaje que permita cubrir cantidades pico que superen el promedio. El transportador establecerá este porcentaje con base en los consumos diarios máximos de cada uno de los últimos 6 meses de prestación del servicio de transporte en el respectivo punto, y lo podrá ajustar mensualmente si es necesario.

El transportador publicará en el BEO, para los remitentes involucrados en los puntos de salida con consumos menores a 500 KPCD, el promedio del último año y el porcentaje que permita cubrir las cantidades pico que superen el promedio.

El consumo de 500 KPCD corresponderá al consumo promedio del año calendario anterior.

No estarán sujetos a las disposiciones del literal a) anterior: i) aquellos remitentes conectados a un punto de salida cuyo consumo agregado sea menor a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD); y ii) aquellos puntos de salida que no dispongan de telemetría y en los cuales el transportador es el responsable de su disposición según el artículo 34 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Las cantidades de gas que se almacenen en el gasoducto a través del servicio de parqueo no se tendrán en cuenta para estimar los desbalances acumulados de que trata el literal a) anterior.

Las nominaciones que realicen los participantes del mercado deberán corresponder a la mejor estimación de las cantidades que el agente efectivamente necesita para el siguiente día de gas. Los participantes del mercado tienen la obligación de conservar el soporte de dicha estimación el cual deberá estar disponible por un tiempo máximo de 5 años, a efectos de ser verificado, cuando se requiera, por parte de la autoridad competente.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5.1.1) (Fuente: R CREG 008/18, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.5.5.2.3. Ciclo de nominación de transporte. El Remitente podrá efectuar, y el CPC respectivo deberá aceptar, por lo menos cuatro (4) renominaciones durante el Día de Gas, siempre y cuando las respectivas solicitudes sean enviadas al menos con seis (6) horas de anticipación al momento en que se requiera la modificación en el flujo de Gas. El CPC podrá negar la aprobación de la renominación si existen limitaciones técnicas o de capacidad demostrables en el Sistema Nacional de Transporte.

Las cuatro renominaciones que el Transportador está obligado a aceptar durante el Día de Gas deberán realizarse en forma sincronizada a nivel nacional en los horarios que determine el CNO.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5.1.3) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55) (Fuente: R CREG 028/01, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.5.5.2.4. Ciclo de nominación de transporte. El formato de Nominación, Renominación y Confirmación deberá incluir como mínimo la siguiente información:

a) Nombre del Remitente e identificación del Contrato de Transporte;

b) Nombre del CPC del Remitente;

c) Hora y fecha de iniciación;

d) Hora y fecha de terminación;

e) Hora exacta de recibo de la Nominación o la Renominación;

f) Hora exacta de recibo de la Confirmación;

g) Tipo de transacción;

h) Punto de Entrada;

i) Punto de Salida;

j) Cantidad de Energía Nominada horaria, o diaria para el caso del distribuidor, en Mbtu, con el poder calorífico correspondiente;

k) Cantidad de Energía Confirmada horaria, o diaria para el caso del distribuidor, en MBtu ;

l) Transportadores involucrados.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5.1.4)

Nominación de suministro de gas

ARTÍCULO 3.2.5.5.3.1. Nominación de suministro de gas. El Ciclo de Nominación de Suministro de Gas fija los plazos, los horarios y las etapas requeridas para permitir a los Productores-Comercializadores y a los Comercializadores programar el suministro de gas, según el caso, para el siguiente Día de Gas. Las nominaciones de Suministro de Gas deberán efectuarse como se establece a continuación:

Cuadro 2

Ciclo de Nominación de Suministro de Gas.

HORA	ACTIVIDAD
15:30	Hora límite para el recibo por parte de los Productores-Comercializadores o Comercializadores, de las Nominaciones diarias efectuadas por los Remitentes.
16:15	Hora límite para que el Productor-Comercializador o Comercializador autorice a los Remitentes la Cantidad de Energía a suministrar.
18:50	Hora límite para que los Remitentes confirmen la Cantidad de Energía a suministrar.
19:50	Hora límite para que los Productores-Comercializadores o Comercializadores envíen al comprador de gas el programa de suministro de gas definitivo.

PARÁGRAFO. En todo caso, el Ciclo de Nominación de Suministro se iniciará inmediatamente después de concluido el Despacho Eléctrico, según los horarios para el Despacho Eléctrico determinados por la CREG, sin exceder las 15:30 horas del día anterior al Día de Gas.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5.2) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55) (Fuente: R CREG 154/08, art. 2) (Fuente: R CREG 014/03, art. 2)

ARTÍCULO 3.2.5.5.3.2. Nominación de suministro de gas. El Productor-Comercializador o el Comercializador, podrá rechazar una Nominación que no cumpla con el formato de Nominación - Confirmación que acuerden las partes, o que no sea transmitida dentro de los términos y plazos estipulados en el Ciclo de Nominación de Suministro. En este caso, se asumirá que la Cantidad de Energía Nominada por el Remitente es igual a la del día anterior para Remitentes que atiendan Usuarios Regulados o igual a cero para los demás Remitentes.

Cualquier Agente, de común acuerdo con el Productor-Comercializador o Comercilizador, podrá acordar períodos de anticipación para el envío de las Nominaciones de Suministro diferentes a los establecidos en el presente Artículo, independientemente de la Cantidad de Energía Nominada.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5.2.1)

ARTÍCULO 3.2.5.5.3.3. Nominación de suministro de gas. El Remitente podrá efectuar, y el Productor-Comercializador o Comercializador, según el caso, deberá aceptar, por lo menos cuatro (4) renominaciones durante el Día de Gas, siempre y cuando las respectivas solicitudes sean enviadas al menos con seis (6) horas de anticipación al momento en que se requiera la modificación en el flujo de Gas. El Productor-comercializador o Comercializador podrá negar la aprobación de la renominación si existen limitaciones técnicas o de capacidad en las facilidades de suministro.

Las Renominaciones de suministro deberán efectuarse en forma sincronizada a nivel nacional una hora antes de las horas establecidas por el CNO para las Renominaciones de transporte.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.5.2.2) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55)

Operación del sistema

ARTÍCULO 3.2.5.6.1. Operación del sistema. El Sistema de Transporte está operacionalmente estable cuando las presiones se encuentran dentro de los rangos técnicamente admisibles y permiten al Transportador cumplir con sus obligaciones con todos los Remitentes.

El Transportador está obligado a mantener la estabilidad operacional de su Sistema, de tal modo que garantice seguridad en sus instalaciones y en las instalaciones de los Agentes, así como el cumplimiento de los indicadores de calidad establecidos por la CREG. Las presiones en los Puntos de Salida serán establecidas en los Contratos, diferenciando la presión de operación normal (presión de contrato), de la presión mínima aceptable para asegurar la calidad del servicio a los Agentes.

El Transportador deberá definir la Capacidad Máxima del Gasoducto para cada gasoducto de su Sistema de Transporte. Dicha Capacidad, así como las presiones en los Puntos de Salida deberán ser incluidas en el BEO de cada Transportador.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.6.1)

ARTÍCULO 3.2.5.6.2. Operación del sistema. Cuando un Sistema de Transporte esté en Estado de Emergencia, el Transportador podrá impartir órdenes operacionales a los Agentes conectados a su Sistema de Transporte, entre las cuales podrá establecer restricciones temporales en el servicio, y tomar otras acciones necesarias para mantener la estabilidad del Sistema. En los casos anteriores, el Transportador deberá comunicarle al Agente las acciones correctivas a tomar de manera inmediata. Si a juicio del Transportador, el Agente no toma las acciones correctivas o estas son insuficientes, el Transportador podrá suspender el servicio hasta lograr la estabilidad de su sistema, sin perjuicio de las compensaciones establecidas en este Reglamento o las pactadas contractualmente.

Cuando en la producción de gas natural o en el Sistema de Transporte de Gas se presenten eventos, durante el Día de Gas, que disminuyan el suministro de gas natural a uno o varios Remitentes, se deberá proceder así: El Productor-Comercializador o el Transportador, según el caso, le informará por escrito a los Remitentes, y al Centro Nacional de Despacho -CND-, cuando se afecte el suministro de gas a plantas termoeléctricas, sobre la ocurrencia del evento y en lo posible la magnitud de la disminución en el suministro o de la capacidad de transporte de gas natural en cada Punto de Salida afectado.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.6.2) (Fuente: R CREG 077/08, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.5.6.3. Operación del sistema. Todo Remitente está en la obligación de mantenerse dentro de las Cantidades de Energía Confirmadas para permitir la estabilidad operacional del Sistema, y deberá asegurar que terceros, con los cuales tenga relaciones contractuales por el gas que remite, no afecten dicha estabilidad. El incumplimiento de está obligación lo hará responsable por los efectos que produzca la inestabilidad operacional causada al sistema, sin perjuicio de que el Remitente pueda repetir contra el tercero.

Cuando el Remitente o el Productor-comercializador o Comercializador con quien el Remitente tenga relación contractual de suministro entregue o tome más o menos Cantidad de la Energía Confirmada, de tal forma que ponga en peligro la estabilidad del Sistema, dará derecho al Transportador a solicitar la corrección inmediata de la situación, o en caso de persistir la anomalía a suspender temporalmente el servicio, sin perjuicio de la aplicación de las compensaciones correspondientes.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.6.3)

ARTÍCULO 3.2.5.6.4. Operación del sistema. Un Acuerdo de Balance es un documento escrito pactado mutuamente entre dos partes, mediante el cual se especifican los procedimientos que se utilizarán para el manejo comercial de los Desbalances que presente diariamente un Sistema de Transporte. Podrán celebrarse Acuerdos de Balance, entre cualquier pareja de Agentes. Al atender los Desbalances de Energía, el CPC tendrá el siguiente orden de prioridad:

a) Acuerdos de Balance entre Remitentes.

b) Acuerdos de Balance entre Remitentes y Productores-Comercilizadores, Comercializadores o Almacenadores.

c) Acuerdos de Balance entre Transportadores y cualquier otro Agente.

Todo Remitente que suscriba un Acuerdo de Balance con cualquier Agente diferente al Transportador, deberá entregar copia de dicho acuerdo al CPC correspondiente, así mismo el Transportador deberá suministrar información oportuna a sus Remitentes para facilitar el manejo de Desbalances por parte de cada Remitente.

En aquellos casos en los cuales el Transportador adquiera gas, con el propósito de corregir Desbalances de energía, el Transportador podrá establecer libremente el precio del gas suministrado al Remitente.

El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural elaborará Acuerdos de Balance marco, que servirán de guía para elaborar los Acuerdos de Balance que utilicen los Sistemas de Transporte.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.6.4) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55) (Fuente: R CREG 102/01, art. 1)

ARTÍCULO 3.2.5.6.5. Operación del sistema. La Cuenta de Balance de Energía es un instrumento que registra los Desbalances de Energía acumulados de un Remitente y las acciones para corregirlos. La Cuenta de Balance de Energía se actualizará diariamente de acuerdo con las mediciones que efectúe el Transportador y con la alternativa de Acuerdo de Balance adoptada por los Remitentes para equilibrar los Desbalances.

Si los volúmenes tomados por el Remitente son inferiores al 5% de la Capacidad Máxima del Gasoducto, y el Transportador no puede obtener los datos operacionales en forma diaria, la Cuenta de Balance podrá ser elaborada mensualmente. En este caso se utilizará el proceso de reconciliación sin que esto implique reabrir las Cuentas Diarias de Balance de todos los Remitentes del Sistema de Transporte.

Cuando los equipos de Medición acordados por las partes lo permitan, el CPC respectivo pondrá a disposición diariamente en el BEO, a más tardar a las 12:00 horas, la Cuenta de Balance de Energía de cada Remitente, con el Desbalance preliminar hasta las 24:00 horas del día anterior de gas, en el formato que el mismo disponga. Con esta información el Remitente podrá conocer la Cantidad de Energía que tiene a favor o en contra en el inventario del gasoducto, de tal forma que si lo requiere pueda tomar acciones necesarias para hacer que la Cuenta de Balance tienda a cero al final del mes correspondiente.

El Remitente podrá utilizar, además de las opciones descritas en el numeral 4.6.4, nominaciones diferentes de entrada y salida para equilibrar su Cuentas de Balance, siempre que estas nominaciones se efectúen dentro de los ciclos de nominación de suministro y transporte establecidos en el presente Reglamento.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.6.5) (Fuente: R CREG 089/13, art. 55)

ARTÍCULO 3.2.5.6.6. Operación del sistema. El objetivo de los Remitentes y Transportadores es evitar Variaciones de Entrada y Salida. Sin embargo, el Transportador aceptará que los Remitentes entreguen o tomen gas dentro de los Volúmenes que comprendan el Rango de Tolerancia por Variación de Entrada y Variación de Salida que se definirán para cada hora del Día de Gas, de la siguiente manera:

El CPC establecerá Rangos de Tolerancia para cada hora del Día de Gas. Dichos Rangos deberán ser colocados diariamente en el Boletín Electrónico de Operaciones una vez se concluya el Programa de Transporte para el siguiente Día de Gas.

Al finalizar el Día de Gas, el Transportador establecerá las Variaciones de Entrada y Salida en términos de energía y las convertirá a volumen, utilizando los poderes caloríficos de la corriente de gas en los Puntos de Entrada y Salida respectivamente.

PARAGRAFO: Para el caso de Distribuidoras el CPC establecerá rangos de tolerancia diarios para cada Día de Gas, en forma consistente con la fórmula y procedimientos utilizados para establecer los rangos de tolerancia horarios.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.6.6)

Incumplimiento y compensaciones

ARTÍCULO 3.2.5.7.1. Incumplimiento y compensaciones. Los Agentes y Transportadores están en la obligación de cumplir y hacer cumplir los términos y condiciones técnicas contenidas en el RUT.

En el caso del Remitente, el incumplimiento o el cumplimiento tardío o parcial de cualquiera de las obligaciones podrá dar lugar, según el caso, a la terminación del Contrato o a la suspensión del servicio, sin perjuicio de que el Transportador pueda ejercer todos los demás derechos que las Leyes, el presente Reglamento y los Contratos le concedan para el evento del incumplimiento.

En el caso del Transportador el incumplimiento o el cumplimiento tardío o parcial de cualquiera de las obligaciones podrá dar lugar a las compensaciones pecuniarias del caso, adicionalmente a las sanciones que puedan disponer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y las contempladas en el Código Civil por responsabilidad civil contractual.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.7)

Restricciones de capacidad de transporte de gas natural

ARTÍCULO 3.2.5.8.1. Restricciones de capacidad de transporte de gas natural. La CREG, en Resolución separada, establecerá los procedimientos para el manejo de restricciones transitorias de Capacidad de Transporte. En el entretanto, se mantendrán las disposiciones vigentes, expedidas por la autoridad competente.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.8)

Cálculo de las pérdidas de gas de un sistema de transporte

ARTÍCULO 3.2.5.9.1. Cálculo de las pérdidas de gas de un sistema de transporte. Las pérdidas de gas de un Sistema de Transporte serán calculadas de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde:

:	Sumatoria de la Cantidad de Energía entregada en todos los Puntos de Entrada del Sistema de Transporte, durante el período de análisis.

Cai:	Cantidad de Energía almacenada en el Sistema de Transporte al inicio del período de análisis.

Caf:	Cantidad de Energía almacenada en el Sistema de Transporte al final del período de análisis.

:	Sumatoria de la Cantidad de Energía tomada en todos los Puntos de Salida del Sistema, de Transporte durante el período de análisis.

:	Sumatoria de la Cantidad de Energía utilizada por el Transportador para el funcionamiento del Sistema de Transporte, durante el período de análisis.

El Manual del Transportador, deberá tener claramente establecido el procedimiento de cálculo de la Cantidad de Energía almacenada en el Sistema de Transporte (Cai y Caf).

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.9)

ARTÍCULO 3.2.5.9.2. Cálculo de las pérdidas de gas de un sistema de transporte. Las pérdidas de gas del Sistema de Transporte que excedan del uno por ciento (1%) serán asumidas por el Transportador. Las pérdidas de gas que no excedan el 1% serán distribuidas entre los Remitentes en forma proporcional a la Cantidad de Energía transportada y serán reconocidas por éstos al Transportador en la factura mensual del servicio.

El costo del transporte de las pérdidas de gas hasta el 1% está incorporado en la tarifa de transporte y por lo tanto el Transportador no puede cobrar un cargo adicional por este concepto.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.9.1)

Custodia y título sobre el gas

ARTÍCULO 3.2.5.10.1. Custodia y título sobre el gas. El Transportador ejercerá custodia sobre el gas a partir del momento en que lo entrega el Remitente o quien este designe en el Punto de Transferencia de Custodia de conformidad con los términos y condiciones del presente Reglamento y hasta el momento que lo toma el Remitente o a quien este designe en el Punto de Transferencia de Custodia donde el Transportador entrega el Gas.

Es responsabilidad del Remitente garantizar que posee, controla, tiene el derecho de entregar o de hacer entregar por su cuenta el Gas Natural que el Transportador reciba en el Punto de Transferencia de Custodia.

El Remitente mantendrá libre de responsabilidad al Transportador de buena fe, exento de culpa, por todo reclamo, acción o perjuicio que pudieren resultar de demandas, reclamos o acciones judiciales y extrajudiciales de terceras personas que disputen la propiedad o tenencia sobre el Gas Natural que se transporte. El Transportador, mientras mantenga bajo su custodia el gas, mantendrá libre de responsabilidad al Remitente por todo reclamo, acción o perjuicio que pudiera resultar por demandas, reclamos o acciones judiciales y extrajudiciales de terceras personas, relacionadas con dicho gas.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.10)

Oficina de atención de emergencias

ARTÍCULO 3.2.5.11.1. Oficina de atención de emergencias. Toda empresa de transporte deberá contar con un servicio de atención de emergencias, que funcione las 24 horas del día. La oficina de atención de emergencias deberá disponer de procedimientos para el manejo de emergencias y deberá llevar un registro de todas las emergencias presentadas, indicando claramente la causa, y el correctivo correspondiente.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 4.1.1)

Medición y facturación

Medición

ARTÍCULO 3.2.6.1.1. Medición. Las mediciones volumétricas y la determinación de los mecanismos y procedimientos que permitan establecer la calidad del gas y su contenido energético deberán efectuarse en todos las Estaciones para Transferencia de Custodia del Sistema Nacional de Transporte. Donde exista Telemetría, la medición de estos parámetros se efectuará en línea sobre una base horaria o aquella que determine el Transportador. Para aquellas Estaciones en las cuales todavía no se esté implementada la Telemetría, la determinación de volúmenes transportados, variaciones y desbalances de energía se realizará por parte del CPC, de forma tal que permita el cierre diario de la operación. Una vez se obtengan las mediciones correspondientes a las Estaciones que no dispongan de Telemetría, se efectuarán los ajustes del caso mediante proceso de reconciliación.

La medición o determinación, según sea el caso, de los parámetros establecidos en el presente Reglamento en las Estaciones para Transferencia de Custodia del Sistema Nacional de Transporte será realizada por el Transportador.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.1) (Fuente: R CREG 126/13, art. 2)

Medicion y asignación de cantidades de energía en puntos de entrada y puntos de salida

ARTÍCULO 3.2.6.2.1. Medicion y asignación de cantidades de energía en puntos de entrada y puntos de salida. Para determinar las Cantidades de Energía y la Calidad del Gas en las Estaciones de Transferencia de Custodia, de Entrada, el Productor-Comercializador deberá disponer, a su costo, de todo los equipos en línea requeridos para medir el volumen y la calidad, según lo dispuesto en el numeral 6.3 de la presente Resolución, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen, y será responsable de la operación y mantenimiento de los mismos. El Transportador será el responsable de la medición en línea para determinar la cantidad de energía y verificar la calidad del gas en las Estaciones de Transferencia de Custodia, de Entrada. El Productor-Comercializador deberá contar con toda la información en línea requerida por el Transportador y permitirle el acceso a la misma para la medición.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.2.1) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.2.2. Medicion y asignación de cantidades de energía en puntos de entrada y puntos de salida. Cuando exista más de una Nominación de Transporte de gas a partir del mismo Punto de Entrada, el Productor-Comercializador asignará las Cantidades de Energía entregadas en dicho punto entre cada uno de los Remitentes. Dicha asignación podrá realizarse con base en una metodología establecida previamente entre los Agentes, o a prorrata entre las nominaciones Confirmadas.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.2.2)

ARTÍCULO 3.2.6.2.3. Medicion y asignación de cantidades de energía en puntos de entrada y puntos de salida. La Determinación de las Cantidades de Energía y la Calidad del Gas en Estaciones de Salida se establecerá de acuerdo con las especificaciones, periodicidad y metodología de monitoreo que acuerden mutuamente el Transportador y el Remitente. El costo de los equipos de monitoreo, en los casos en que se requiera será cubierto por los Remitentes. La responsabilidad de la Medición de Cantidades de Energía será del Transportador.

Para las especificaciones del Sistema de Medición deberá corresponder a las clases referenciadas en la siguiente tabla:

DESCRIPCIÓN	CLASE A	CLASE B	CLASE C	CLASE D
Flujo Máximo Diseño Sistemas de Medición	>353 KPCH >9995,7 m₃/h	< 353 > 35,3 KPCH < 9995,7 > 999,5 m₃/h	< 35,3 > 10 KPCH < 999,5 > 283,16 m₃/h	< 10 KPCH < 283,16 m₃/h
Error máximo permisible de volumen	+/- 0.9%	+/- 1.5%	+/- 2%	+/- 3.0%
Error máximo permisible de Energía	+/- 1.0%	+/- 2.0%	+/- 3.0%	+/- 5%

Los errores de la tabla anterior deberán ser cumplidos por el Sistema de Medición en su conjunto.

Los Sistemas de Medición para cualquier Remitente deberán proporcionar medidores que brinden registros precisos y adecuados a los efectos de la facturación, así mismo, estos registros deberán ser enviados a los CPC a través de Equipos de Telemetría. El remitente deberá disponer, a su costo, de todos los equipos para medir el volumen y la calidad de manera remota en las Estaciones de Salida.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.2.3) (Fuente: R CREG 126/13, art. 3) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.2.4. Medicion y asignación de cantidades de energía en puntos de entrada y puntos de salida. Para determinar las Cantidades de Energía y la Calidad del Gas en Estaciones de Transferencia de Custodia entre Transportadores, el propietario de la Estación de Transferencia deberá disponer, a su costo, de todos los equipos en línea requeridos para medir las cantidades de energía y la calidad según lo dispuesto en el numeral 6.3 de la presente Resolución, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen, y será responsable de la operación y mantenimiento de los mismos. El Transportador no propietario de la Estación entre Transportadores será el responsable de la medición en línea para determinar la cantidad de energía y verificar la calidad del gas. El propietario de la Estación deberá permitirle al Transportador no propietario de la Estación el acceso a toda la información requerida para la medición.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.2.4) (Fuente: R CREG 041/08, art. 4)

Medición volumétrica

ARTÍCULO 3.2.6.3.1. Medición volumétrica. El volumen de Gas Natural entregado al y tomado del Sistema de Transporte es el calculado por el Transportador a Condiciones Estándar, a partir de las variables determinadas por los equipos de medición establecidos en el RUT, o en su defecto por los equipos de medición pactados contractualmente, debidamente calibrados, empleando los métodos de cálculo establecidos, para el medidor específico, en la NTC respectiva y, cuando esta no exista, por las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas - AGA ("American Gas Association"), o del ANSI ("American National Standards Institute)". Las variables determinadas por los equipos de medición incluyen: presión estática, presión diferencial, temperatura, pulsos eléctricos y tiempo de tránsito.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.3[uneT]) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.3.2. Medición volumétrica. Los Sistemas de Medición para transferencia de custodia emplearán medidores homologados de conformidad con la normativa que se encuentre vigente en el país o en su defecto, se emplearán las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas - "American Gas Association" (AGA), del "American National Standars Institute" (ANSI), última edición y de la OIML, y constarán de:

a) Elemento primario. Es el dispositivo esencial usado para la medición del gas; incluye, pero no está limitado a, medidores de orificios, turbinas, ultrasónicos, rotatorios, másicos o de diafragma. Salvo acuerdo entre las partes, para elementos primarios del tipo turbina se evitará el uso de las configuraciones de instalación a que hace referencia el numeral 3.2.2 del reporte No 7 de AGA, en su edición de 1996, o la que lo modifique, adicione o sustituya.

b) Elementos secundarios. Corresponden a los elementos registradores, transductores, o transmisores que proporcionan datos, tales como: presión estática, temperatura del gas, presión diferencial, densidad relativa y son de carácter obligatorio para todos los sistemas.

c) Elementos terciarios. Corresponden a la Terminal Remota, el equipo de Telemetría y un Computador de Flujo o unidad correctora de datos, programado para calcular correctamente el flujo, dentro de límites especificados de exactitud e incertidumbre, que recibe información del elemento primario y de los elementos secundarios.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL) (Fuente: R CREG 126/13, art. 4) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.3.3. Medición volumétrica. La propiedad y responsabilidad de los Sistemas de Medición será:

a) Del Productor-Comercializador en la Estación de Entrada;

b) Del Remitente en la Estación de Salida;

c) Del Transportador que se conecta al sistema de transporte existente, en las estaciones de Transferencia entre Transportadores.

En todos los casos los equipos cumplirán con lo previsto en las Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la autoridad competente.

El Transportador podrá rechazar los equipos propuestos por los Agentes cuando en forma justificada no cumplan con lo anterior, o cuando puedan afectar la operación de su Sistema de Transporte. Cuando el Transportador adquiera los Sistemas de Medición para Puntos de Salida, trasladará su valor al Agente correspondiente.

El Transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de los sistemas de medición que se encuentren incluidos en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.3.2) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.3.4. Medición volumétrica. La instalación, Operación y el Mantenimiento de los Sistemas de Medición corresponde al propietario de dichos equipos, a menos que el Remitente y el Transportador acuerden lo contrario. En cualquier caso el Transportador inspeccionará la instalación del equipo de medición para asegurar que cumple con los requisitos técnicos establecidos. Cuando la instalación del Sistema de Medición no cumpla con dichos requisitos, deberá rechazarse por parte del Transportador o del Agente según sea el caso. Cuando el Transportador efectúe la instalación, operación y el mantenimiento del equipo de medición, trasladará dichos costos al Agente, previo acuerdo con éste.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.3.3)

ARTÍCULO 3.2.6.3.5. Medición volumétrica. Cuando el Transportador encuentre defectos en los equipos que afecten la confiabilidad, la precisión o la oportunidad de la transmisión de datos del sistema de medición, deberá notificarlo al propietario.

Es obligación del Agente hacer reparar o reemplazar los Sistemas de Medición de su propiedad y los Equipos de Telemetría, a satisfacción del Transportador, dentro de los estándares técnicos, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos.

Esta reparación o reemplazo se debe efectuar en un tiempo no superior a un periodo de facturación, contados a partir del recibo de la notificación por parte del Transportador, cuando pasado este período el Agente no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los equipos de su propiedad, el Transportador podrá hacerlo por cuenta de este trasladando los costos eficientes a través de la factura de transporte. En caso de que el Agente no cancele este costo el Transportador procederá a retirar el Sistema de Medición y cortar el servicio.

Cuando el Sistema de Medición sea de propiedad del Transportador, el mismo podrá ser retirado por el Transportador en cualquier momento después de la terminación del Contrato de Transporte, sin cargo al Remitente.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.3.4) (Fuente: R CREG 126/13, art. 5)

ARTÍCULO 3.2.6.3.6. Medición volumétrica. Los Agentes podrán contar con doble Medición para entregas y tomas de gas, es decir un equipo principal y un equipo de verificación. El equipo de verificación de la Medición tiene las siguientes finalidades:

1. Ser utilizado por el Transportador para determinar la facturación cuando el medidor oficial presente descalibración o daño.

2. Ser utilizado por el Agente para monitorear o evaluar su propio consumo para efectos contables o de control.

Los costos de suministro, instalación, mantenimiento y operación del equipo de verificación, serán cubiertos por el Agente que requiera el equipo de verificación.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.3.5)

Medición de otras variables

ARTÍCULO 3.2.6.4.1. Medición de otras variables. Será responsabilidad del Transportador determinar la calidad, la gravedad específica y variables como el poder calorífico, entre otras, del Gas Natural que entra y sale a un Sistema de Transporte. En aquellos casos en los cuales se conecten dos o más Sistemas de Transporte, el Sistema de Medición será acordado entre los Transportadores involucrados.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.4)

ARTÍCULO 3.2.6.4.2. Medición de otras variables. La temperatura de flujo será determinada por el Transportador mediante equipos de registro continuo. En su defecto, el Transportador la determinará utilizando el siguiente orden de prioridad:

1. La mejor información de campo disponible;

2. Cálculo matemático basado en los principios básicos de fluidometría; o,

3. De estar disponible, cálculo mediante software.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.4.1)

ARTÍCULO 3.2.6.4.3. Medición de otras variables. La presión de flujo manométrica (estática y diferencial) será determinada utilizando transductores, operando en tiempo real y de manera continua, con capacidad de suministro de información electrónica, la cual será manejada por el computador o corrector de flujo. En su defecto, se determinará a partir de la mejor información de campo, con la siguiente prioridad:

a) Transductores electrónicos ubicados en la misma corriente de flujo de gas.

b) Transductores mecánicos o manómetros ubicados en la misma corriente de flujo de gas.

c) Cualquier otro procedimiento acordado entre las partes.

Para determinar la presión absoluta se utilizará la presión atmosférica (barométrica) del sitio donde esté el medidor. La presión atmosférica (barométrica) se determinará a partir de la mejor información de campo, con la siguiente prioridad:

a) Barómetro electrónico;

b) Información suministrada por las estaciones del Ideam;

c) Aplicando la ecuación B.7, propuesta en el apéndice B del Reporte número 7 de AGA de 2006, o la que lo modifique, adicione o sustituya, utilizando para ello la elevación sobre el nivel del mar, medida y protocolizada por las partes para cada localización en particular, empleando para ello el método disponible que ofrezca la menor incertidumbre.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.4.2) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.4.4. Medición de otras variables. El factor de compresibilidad del gas será determinado utilizando los métodos de caracterización establecidos por la Asociación Americana de Gas - AGA ("American Gas Association"), en el Reporte número 8 ("Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases"), última edición.

Los métodos conocidos como simples ("Gross") en el Reporte No. 8 de AGA no podrán utilizarse en los siguientes casos:

1. Cuando las características de la mezcla de gas estén por fuera de las establecidas en el Rango Normal de la Tabla número 1 de la citada Norma.

2. Cuando la temperatura de operación sea inferior a 32 oF o superior a 130 oF.

3. Cuando la presión de operación sea superior a 1200 psia.

Previo acuerdo entre las partes, el factor de compresibilidad para el cálculo de las propiedades del gas a baja presión (100 psig o menos) y bajos volúmenes (inferiores a 100.000 PCED), podrá determinarse con el método AGA-NX-19.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.4.3) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.4.5. Medición de otras variables. La gravedad específica en los Puntos de Entrada será determinada por el Transportador empleando gravitómetros de registro continuo o cromatógrafos instalados en línea. En Puntos de Salida, la Gravedad Específica podrá determinarse por el método que acuerden las partes o mediante la toma de muestras representativas de la corriente de gas para ser sometidas a cromatografía gaseosa. En los puntos donde confluyan varios gases, el Transportador deberá instalar, a su cargo, cromatógrafos en línea para medir mezclas de gases.

Cuando se requiera en la medición de volumen de gas, el factor de compresibilidad del aire a las condiciones estándar será 0.999590 como se establece en el Numeral 3-B.3 "Equations for Volume Flow Rate of Natural Gas", del Reporte AGA 3, parte 3, última actualización o la que la modifique adicione o sustituya.

Las propiedades físicas de los compuestos puros del gas natural utilizados en la determinación de la densidad relativa real o gravedad específica real y poder calorífico real del gas se determinarán exactamente a 14.65 psia (1.01 bar absoluto) y 60 oF (15.56 oC), de conformidad con lo establecido en la metodología de AGA.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.4.4) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.4.6. Medición de otras variables. El poder calorífico del gas entregado en los Puntos de Entrada del Sistema Nacional de Transporte será establecido por el Transportador mediante mediciones de composición de gas a través de cromatógrafos de registro continuo. Los mencionados equipos tendrán la capacidad de calcular el poder calorífico utilizando el método recomendado por la American Gas Association (AGA), en normas tales como la ASTM D3588-81 "Standard Method for Calculating Calorific Value and Specific Gravity (relative density) of Gaseous Fuels", última versión.

El poder calorífico del gas tomado en los Puntos de Salida será determinado según la metodología y con los instrumentos que acuerden las partes.

Para efectos de convertir el poder calorífico, expresado en unidades inglesas (BTU/PCE), al Sistema Internacional de Unidades (MJ/MCE) se utilizará el BTUIT, como se establece en la tabla 3-E-3, del reporte AGA número 3, última actualización, o la que la modifique, adicione o sustituya.

Un BTUIT corresponde a una Unidad Térmica Británica, usada por 'International Steam Tables' y ASTM D 1826-77 y equivale a 0.001055056 MJ.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.4.5) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.4.7. Medición de otras variables. Con base en las mediciones volumétricas y demás parámetros establecidos en los Numerales anteriores, el Transportador determinará diariamente la equivalencia energética del volumen de gas transportado. Dicha información será la base para establecer la liquidación de Variaciones y Desbalances de energía y contratos de suministro de gas.

Los procedimientos de medición establecidos en los Contratos tendrán en cuenta como mínimo el tipo de medición, la frecuencia y los períodos de aplicación de los valores obtenidos.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.4.6)

Precisión, acceso y calibración de equipos de medición

Márgenes de error en la medición

ARTÍCULO 3.2.6.5.1.1. Márgenes de error en la medición. Una medición está dentro de los márgenes de error admisibles, cuando al efectuarse la verificación de la calibración del Sistema de Medición Oficial (Transductores de presión estática y temperatura, celda de diferencial, etc.) por parte del Transportador, se encuentra dentro de los límites establecidos según la clase a la cual pertenezca el Sistema de Medición, conforme lo establecido en el numeral 5.2.3.

Una medición es inexacta si cualquiera de los porcentajes de variación de cualquier equipo de medición está por fuera de los márgenes de error establecidos según sea la clase del Sistema de Medición. Cuando la Medición sea inexacta, el Sistema de Medición será calibrado a una precisión dentro de los márgenes de error establecidos para la clase del Sistema de Medición.

Si el error combinado de los diferentes equipos involucrados en el Sistema de Medición, afecta el volumen total medido, con una desviación superior a la establecida según la clase del Sistema de Medición, o si por cualquier motivo los Sistemas de Medición presentan fallas en su funcionamiento de modo que el parámetro respectivo no pueda medirse o computarse de los registros respectivos, durante el período que dichos Sistemas de Medición estuvieron fuera de servicio o en falla, el parámetro se determinará con base en la mejor información disponible y haciendo uso del primero de los siguientes métodos que sea factible (o de una combinación de ellos), en su orden:

1. Los registros del Sistema de Medición de Verificación siempre que cumpla con los requisitos indicados en este numeral. Si existe inexactitud en los Sistemas de Medición, se empleará lo previsto en el numeral 3 siguiente.

2. Corrección del error, si el porcentaje de inexactitud se puede averiguar mediante calibración o cálculo matemático, si ambas partes manifiestan acuerdo;

3. Cualquier otro método acordado por las partes.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.5.1) (Fuente: R CREG 126/13, art. 6)

Fraudes a la conexión o al equipo de medición

ARTÍCULO 3.2.6.5.2.1. Fraudes a la conexión o al equipo de medición. En caso de que se verifique que un Agente ha cometido fraude a las conexiones o equipos de medición, la parte afectada podrá suspender el servicio y aplicar las sanciones previstas dentro del Contrato. Adicionalmente, la parte infractora deberá cancelar el consumo no medido de acuerdo con el procedimiento establecido en el Numeral 5.5.1 del presente Reglamento. La reincidencia en el fraude dará lugar a la terminación del Contrato. Dicha actuación deberá adelantarse con la plena garantía del derecho de defensa del Agente.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.5.2)

Calibración de equipos de medición

ARTÍCULO 3.2.6.5.3.1. Calibración de equipos de medición. La primera calibración de los equipos de medición del gas, instalados en cada una de las Estaciones de Transferencia de Custodia del Sistema de Transporte, será realizada por el Transportador o por una firma certificada por la ONAC, utilizando equipos con certificados de calibración vigentes. La calibración de los Sistemas de Medición que no pueda ser realizada por el Transportador o firmas nacionales certificadas, deberá llevarse a cabo por laboratorios ubicados en el exterior del país, acreditados de acuerdo con la norma ISO/IEC 17025. Los costos de las calibraciones en que este incurra serán a cargo del propietario de los equipos de transferencia de custodia.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.1) (Fuente: R CREG 126/13, art. 7)

ARTÍCULO 3.2.6.5.3.2. Calibración de equipos de medición. La exactitud de la medida de todos los equipos de transferencia de custodia, de medición del gas, instalados en el Sistema Transporte, será verificada por el Transportador a intervalos pactados contractualmente entre las partes, en presencia de los representantes de los Agentes respectivos. La verificación de la exactitud de los equipos de mediación la realizará el Transportador en sitio, o en sus propios laboratorios, o podrá contratarla con un tercero, con equipos patrones debidamente certificados, y su costo será asumido por el propietario de los equipos de medición de transferencia de custodia. Para la realización de dichas verificaciones se aplicarán las Normas Técnicas correspondientes, aprobadas por la Superintendencia de Industria y Comercio o por la autoridad competente.

Será derecho del Agente o del Transportador solicitar, en cualquier momento, una verificación especial del medidor, en cuyo caso las partes cooperarán para llevar a cabo dicha operación. El costo de esta prueba especial será a cargo de quien la solicite, a menos que, como resultado de dicha prueba, se detecte un desajuste, en cuyo caso dichos costos correrán a cargo del propietario del equipo.

En todos los casos, cuando se detecte un desajuste, que supere las tolerancias especificadas por los fabricantes en cualquiera de los puntos de calibración a lo largo del rango de los equipos de medida, los equipos deberán ser ajustados. En caso de que alguno de los elementos primarios -tales como los medidores tipo rotatorios, turbinas y másicos- técnicamente no puedan ser ajustados, debido a errores sistemáticos, deberá considerarse un factor de corrección en el elemento terciario, mientras el propietario del equipo hace el reemplazo correspondiente.

El Transportador dará aviso al Agente sobre la fecha y hora en que se efectuará verificación de los equipos, por lo menos con (3) tres días hábiles de anticipación a fin de que la otra parte pueda disponer la presencia de sus representantes. Si, dado el aviso requerido, el Agente no se presenta, el Transportador podrá proceder a realizar la prueba y a hacer los ajustes necesarios, informando al Agente sobre los ajustes efectuados. El Agente podrá solicitar aclaración o información adicional sobre las pruebas o ajustes realizados.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.2) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

acceso a los sistemas de medición.

ARTÍCULO 3.2.6.5.4.1. acceso a los sistemas de medición.. Las partes tendrán acceso permanente a los Sistemas de Medición, para tomar lecturas, verificar calibración, mantener e inspeccionar las instalaciones, o para el retiro de sus bienes.

El Transportador, el Remitente o sus representantes tendrán el derecho de estar presentes en los momentos de instalación, lectura, limpieza, cambio, mantenimiento, reparación, inspección, prueba, calibración o ajuste de los equipos de medición utilizados para transferencia de custodia. Los registros de tales equipos se mantendrán a disposición de las partes, junto con los cálculos respectivos para su inspección y verificación.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.5.4) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

Registros de medición

ARTÍCULO 3.2.6.5.5.1. Registros de medición. El Transportador y el Remitente conservarán los originales de los manuales de los equipos y de todos los datos de pruebas, gráficos, archivos magnéticos o cualquier otro registro similar de medición, por el lapso que fuere exigido por el Código de Comercio para la conservación de documentos, contado a partir de la fecha de realización de la medición.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.5.5) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

Control de entregas y recepciones

ARTÍCULO 3.2.6.5.6.1. Control de entregas y recepciones. Los Transportadores pondrán a disposición de los Remitentes, durante los cinco (5) primeros días de cada mes, la información relacionada con volumen, poder calorífico, presión y temperatura medidas. También el Transportador deberá notificar a los Remitentes sobre cualquier cambio que ocurra en el sistema indicando los motivos que justificaron dicho cambio. A solicitud de cualquier Remitente, el Transportador le informará otros parámetros relacionados con sus Puntos de Entrada y Salida.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.5.6) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

Obligaciones de los agentes y transportadores

ARTÍCULO 3.2.6.6.1. Obligaciones de los agentes y transportadores. Con relación a los procedimientos de medición, son obligaciones del Transportador las siguientes:

1. No ejecutar ningún Contrato de Transporte hasta tanto se cuente con los Sistemas de Medición debidamente instalados y operando a conformidad del Transportador, o se haya definido por las partes una metodología de medición de conformidad con lo establecido para Estaciones de Salida en los numerales 5.1 a 5.5 de este Reglamento.

2. Realizar la medición de los parámetros arriba señalados, con la periodicidad establecida en el RUT para Estaciones de Entrada, o la que establezcan las partes para Estaciones de Salida.

3. Tomar y exigir a los Agentes todas las precauciones para que no se alteren los medidores.

4. Facilitar el Acceso al Remitente al cual preste el servicio, a la información del Sistema de Medición. En caso de Sistemas de Medición con Equipos de Telemetría deberá permitir el acceso a los datos de medición, de acuerdo con la periodicidad de comunicación de recibo de la información con que cuente el Transportador, a través de su página web.

5. Colocar en el BEO la información indicada en el presente Reglamento. La falta de Medición del consumo, por acción u omisión de la empresa Transportadora, le hará perder el derecho al cobro del Servicio de Transporte. La que tenga lugar por acción u omisión del Agente, justificará la suspensión del servicio o la terminación del Contrato, sin perjuicio de que el Transportador determine el consumo en las formas a las que se refiere el artículo 146 de la Ley 142 de 1994, cuando esta práctica sea posible.

6. Disponer de los servicios de comunicaciones necesarios para la transmisión de señales desde los puntos de medida hasta los CPC.

7. Producir las cuentas de balance diarias del usuario cuando esto aplique, así como los reportes de la información recolectada según lo establezca la CREG.

8. Informar las anomalías que afecten el correcto funcionamiento del Sistema de Medición a sus propietarios.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.6.1) (Fuente: R CREG 126/13, art. 8) (Fuente: R CREG 041/08, art. 3)

ARTÍCULO 3.2.6.6.2. Obligaciones de los agentes y transportadores. Con relación a los procedimientos de medición, son obligaciones del Agente las siguientes:

1. No entregar/recibir gas hasta tanto se hayan instalado los medidores respectivos, o no se haya definido por las partes una metodología de medición de conformidad con lo establecido para Puntos de Salida en los numerales 5.1 a 5.5 de este Reglamento.

2. Mantener un espacio adecuado para los medidores y equipo conexo. Dicho espacio deberá permanecer adecuadamente ventilado, seco y libre de vapores corrosivos, no sujeto a temperaturas extremas y de fácil acceso para el Transportador.

3. Los sistemas de comunicación utilizados en Equipos de Telemetría deberán garantizar un índice de continuidad del servicio, este será acordado entre el Transportador y el Agente.

4. El Computador de Flujo o Unidad Correctora que deberá instalar el Agente, tendrá al menos un puerto de comunicaciones de uso exclusivo para el Transportador, donde se conectará un dispositivo externo de transmisión de datos. Los elementos necesarios para la comunicación (antena, cableado, dispositivo de transmisión) incluyendo la alimentación eléctrica y el mantenimiento periódico de estos hacen parte integral del Equipo de Telemetría. La solución de comunicaciones, el tipo de puertos y el protocolo a usar deben ser convenidos con el Transportador a fin de facilitar su integración al CPC.

5. El Computador de Flujo o Unidad Correctora que deberá instalar el Agente tendrá que satisfacer los requerimientos de la norma técnica internacional API 21.1 o su reporte equivalente en AGA o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan durante un mínimo de 40 días.

6. No adulterar, modificar, ni retirar medidores u otros equipos del Sistema de Medición y permitir el acceso a los mismos solo al personal autorizado por el Transportador, con excepción de los eventos en que se requiera su reparación o reemplazo.

7. Tomar y cumplir todas las precauciones incluidas las exigidas por el transportador para que no se alteren los medidores.

8. Facilitar el acceso al Transportador a los Sistemas de Medición.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.6.2) (Fuente: R CREG 126/13, art. 9)

ARTÍCULO 3.2.6.6.3. Las Unidades Constructivas Puertas de Ciudad que no incluyen telemetría, no les aplicaría las disposiciones de metrología, ni reporte de información diaria al Gestor del Mercado, por lo que deberán contar con reportes de información de consumos de carácter mensual.

(Fuente: R CREG 126/13, art. 10)

Reconciliaciones

ARTÍCULO 3.2.6.7.1. Reconciliaciones. Para aquellos usuarios que no cuenten con equipo de telemedición en operación, se liquidará el valor de la factura tan pronto como el CPC disponga de las lecturas de los parámetros correspondientes, efectuando los ajustes necesarios a los parámetros estimados por el CPC para liquidar los costos asociados a los servicios de transporte prestados, compensaciones y cuentas de balance correspondientes. En ningún momento dichas reconciliaciones afectarán los cargos establecidos a Remitentes que cuenten con equipos de telemedición.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.8)

Insalvables restricciones o grave emergencia

ARTÍCULO 3.2.6.8.1. Insalvables restricciones o grave emergencia. a. En casos de racionamiento programado o de grave emergencia de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto número 4500 de 2009, o aquellos que los modifiquen adicionen o sustituyan, los Transportadores enviarán las asignaciones diarias de capacidad de transporte, al CNOG, a la Superintendencia de Servicios Públicos y al Ministerio de Minas y Energía para el ejercicio de sus competencias.

b. Cuando por causa de insalvables restricciones o grave emergencia que generen situaciones de racionamiento programado según lo establecido en el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquellos que lo adicionen, modifiquen o sustituyan, se presenten variaciones de salida generadas por los Remitentes o no se atiendan órdenes operacionales emitidas por el Transportador, que llegasen incluso a la notificación al Agente para cesar el consumo de gas, y este haga caso omiso, situación que será comprobada por el consumo que se registre el día de la restricción en el Sistema de Medición, el Agente deberá pagar una compensación al Transportador, equivalente al costo de racionamiento por el consumo asignado más el volumen desviado en el día de la restricción.

El costo de racionamiento será equivalente al precio del sustituto, esto es: para los industriales el sustituto sin autogeneración o cogeneración es el GLP, para industriales con autogeneración o cogeneración el sustituto es el Diésel y en el caso de las estaciones de GNV el sustituto es Gasolina. Los precios de los sustitutos serán los corrientes a la fecha de la compensación. Para el cálculo del costo se empleará la equivalencia del precio de los mismos a pesos por Mbtu.

La compensación antes citada, será entregada al (los) comercializador(es) a prorrata, que atiendan mercado regulado en el tramo regulatorio donde se generó la variación de salida, por parte del Transportador. El comercializador la tomará como una venta de excedente, el cual se verá reflejado en una reducción del componente correspondiente al costo promedio de las compras de Gas - G a trasladar a los usuarios regulados que son atendidos por el respectivo Comercializador.

En caso de que el agente deba entregar una compensación, por la ocurrencia de los eventos a los que se refiere el primer inciso del presente literal, solamente se aplicará la contemplada en el presente numeral y no aplicará ninguna otra.

Además, luego de desatender la orden operativa del Transportador, este último podrá exigir al Remitente que desatendió la orden operativa la instalación de una válvula de operación remota, en el Punto de Salida, compatible con el sistema de comunicaciones del respectivo sistema de transporte, para que se pueda realizar la apertura y cierre de dicha válvula de forma remota desde el CPC del Transportador.

El Transportador podrá operar la válvula de operación remota para cierre que se encuentra en el Punto de Salida, por desviación de consumo en situaciones de Racionamiento Programado. El Transportador queda exonerado por cualquier daño que puedan sufrir los equipos industriales asociados con la interrupción del servicio.

Si después de seis meses el Remitente no cumple con las condiciones descritas anteriormente, el Transportador deberá cortar el servicio.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 5.9) (Fuente: R CREG 126/13, art. 11)

Estándares y normas técnicas aplicables

ARTÍCULO 3.2.7.1. Estándares y normas técnicas aplicables. Los estándares, normas técnicas y de seguridad que deberán aplicar para el diseño, construcción, operación, mantenimiento y puesta en marcha del Sistema Nacional de Transporte, tomarán en consideración la compilación del Código de Normas Técnicas y de seguridad efectuada por el Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 6)

ARTÍCULO 3.2.7.2. Estándares y normas técnicas aplicables. El Sistema de Transporte y las conexiones existentes o futuras deben cumplir con los requisitos establecidos por las normas técnicas colombianas, expedidas por el ICONTEC o, en su defecto, las aceptadas por la Superintendencia de Industria y Comercio o el Ministerio de Minas y Energía, el cual las compilará en un Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible. En caso de no disponerse de normas fijadas por estas entidades, se adoptarán las normas aplicables emitidas por una de las siguientes agremiaciones:

AGA: American Gas Association

ANSI: American National Standards Institute

API: American Petroleum Institute

ASME: American Society of Mechanical Engineers

ASTM: American Society for Testing and Materials

AWS: American Welding Society

DOT: Department of Transportation

IEC: International Electrothecnical Comission

NACE: National Association of Corrosion Engineers

NEMA: National Electrical Manufacturing Association

NFPA: National Fire Protection Association

UL: Underwrite Laboratories Inc.

En materia de seguridad también deberá acogerse el Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible compilado por el Ministerio de Minas y Energía y a toda la reglamentación que sobre la materia expida el Ministerio de Minas y Energía.

Las normas ambientales a las que deberán acogerse todos aquellos a los cuales aplique este Reglamento, serán aquellas expedidas por el Ministerio del Medio Ambiente, de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 4o. <sic, 5o> Numerales 10 y 25 de la Ley 99 de 1994 <sic, 1993> y demás que la modifiquen, deroguen o adicionen; o aquellas que establezcan otras autoridades ambientales competentes.

El Transportador estará obligado a comunicar al propietario de la Conexión, las normas específicas que deberán cumplirse y se abstendrá de prestar el Servicio de Transporte a través de las Conexiones, en los Puntos de Entrada o en los Puntos de Salida de su Sistema de Transporte, que no cumplan con los requisitos técnicos y de seguridad establecidos por las normas y estándares aplicables.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 6.1)

ARTÍCULO 3.2.7.3. Estándares y normas técnicas aplicables. Las discrepancia entre normas internacionales aplicables deberán ser resueltas por el Ministerio de Minas y Energía, así como las que se presenten entre el Transportador y el propietario de la Conexión.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 6.2)

ARTÍCULO 3.2.7.4. Estándares y normas técnicas aplicables. El Gas Natural entregado al Transportador por el Agente, en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte y por el Transportador en el Punto de Salida, deberá cumplir con las especificaciones de calidad indicadas en el Cuadro 7.

Cuadro 7. Especificaciones de Calidad del Gas Natural

Especificaciones	Sistema Internacional	Sistema Inglés
Máximo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1)	42.8 MJ/m3	1.150 BTU/ft3
Mínimo poder calorífico bruto (GHV) (Nota 1)	35.4 MJ/m3	950 BTU/ft3
Contenido de Líquido (Nota 2)	Libre de líquidos	Libre de líquidos
Contenido total de H2S máximo	6 mg/m3	0.25 grano/100PCS
Contenido total de azufre máximo	23 mg/m3	1.0 grano/100PCS
Contenido CO2, máximo en % volumen	2%	2%
Contenido de N2, máximo en % volumen	5%	5%
Contenido de inertes máximo en % volumen (Nota 3)	5%	5%
Contenido de oxígeno máximo en % volumen	0.1%	0.1%
Contenido máximo de vapor de agua	97 mg/m3	6.0 Lb/MPCS
Temperatura de entrega máximo	49 °C	120°F
Temperatura de entrega mínimo	7.2 °C	45 °F
Contenido máximo de polvos y material en suspensión (Nota 4)	1.6 mg/m³	0.7 grano/1000 pc
Número de Wobbe (Nota 5)	Entre 46.6 MJ/m³ y 52.7 MJ/m³	Entre 1250.0 BTU/ft³ y 1414.7 BTU/ft³

Nota 1: Todos los datos sobre metro cúbico o pie cúbico de gas están referidos a Condiciones Estándar.

Nota 2: Los líquidos pueden ser: hidrocarburos, agua y otros contaminantes en estado líquido.

Nota 3: Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO2 y nitrógeno. El oxígeno se considera como un contaminante.

Nota 4: El máximo tamaño de las partículas debe ser 15 micrones.

Nota 5: Calculado con el poder calorífico superior en base volumétrica a condiciones estándar definidas en la presente resolución y con la densidad relativa real a las mismas condiciones estándar.

Salvo acuerdo entre las partes, el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, y el remitente están en la obligación de entregar Gas Natural a la presión de operación del gasoducto en el Punto de Entrada hasta las 1200 Psig, de acuerdo con los requerimientos del Transportador. El Agente que entrega el gas no será responsable por una disminución en la presión de entrega debida a un evento atribuible al Transportador o a otro Agente usuario del Sistema de Transporte correspondiente.

Si el Gas Natural entregado por el Agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT, el Transportador podrá rehusar aceptar el gas en el Punto de Entrada.

6.3.1. Punto de Rocío de Hidrocarburos.

El Punto de Rocío de Hidrocarburos para cualquier presión no deberá superar el valor de 45°F (7.2°C).

La medición del Punto de Rocío de Hidrocarburos se hará como sigue: i) medir en Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, que podrán estar localizados en cualquier parte del territorio nacional; ii) utilizar la metodología de espejo enfriado automáticamente con analizador en línea, realizando calibraciones periódicas mediante el método de referencia basado en el estándar ASTM D-1142 o estándares de mayor exactitud, cuando estén disponibles.

Se deberá adoptar el método de referencia basado en el estándar ASTM D-1142 o estándares de mayor exactitud, cuando estén disponibles, como método de referencia para resolver disputas, entre los Agentes, relacionadas con el Punto de Rocío de Hidrocarburos.

Las partes interesadas escogerán de común acuerdo, cuando ello no sea establecido por autoridad competente, lo siguiente: a) el estándar de mayor exactitud a utilizar como método de referencia cuando sea del caso; b) los técnicos competentes para realizar las calibraciones periódicas del analizador en línea y las verificaciones de la medición en caso de disputas y; c) la periodicidad de las calibraciones del analizador en línea.

6.3.2. Verificación de la Calidad

Es responsabilidad del Transportador verificar la calidad del gas que recibió, por lo tanto, una vez que el Transportador recibe el gas en el Sistema de Transporte, está aceptando que este cumple con las especificaciones de calidad. Para la verificación de la calidad del gas el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, deberá instalar en los Puntos de Entrada, analizadores en línea que permitan determinar, como mínimo:

a) Poder calorífico del gas;

b) Dióxido de carbono;

c) Nitrógeno;

d) Oxígeno;

e) Gravedad específica;

f) Cantidad de vapor de agua;

g) Sulfuro de hidrógeno, y

h) Azufre total.

En el Punto de Salida, el Transportador deberá estar en capacidad de garantizar mediante los equipos adecuados o mediante la metodología y periodicidad que acuerden las partes, la calidad del gas entregado.

Si verificada la calidad del gas natural entregado por el Agente en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte, el Transportador encuentra que no cumple las especificaciones de calidad establecidas en los numerales 6.3 y 6.3.1 o aquellos que los modifiquen o complementen, y no lo recibe, deberá informar de esta situación al Agente, mediante comunicación escrita, expresándole de manera precisa y detallada las razones por las cuales ese gas no cumple determinadas especificaciones de calidad. Una vez que el Transportador entregue esta comunicación al Agente, se entenderá que las especificaciones de calidad que no fueron objetadas en la forma aquí dispuesta cumplen lo establecido en los citados numerales 6.3 y 6.3.1 o aquellos que los modifiquen o complementen.

El Agente inconforme con las objeciones hechas por el Transportador en la forma aquí prevista, verificará, mediante auditoría que deberá ser realizada por una firma o persona natural seleccionada de la lista elaborada por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOGas, el cumplimiento de las especificaciones de calidad objetadas. Los resultados de la auditoría deberán ser comunicados y analizados con el Transportador antes de rendir el informe final. Dicho informe deberá contener conclusiones claras y expresas sobre el cumplimiento de las especificaciones de calidad objeto de la auditoría.

El Transportador no estará obligado a recibir el gas natural entregado por el Agente mientras se desarrolla la auditoría, o si el informe de auditoría concluye que el gas entregado no cumple con las especificaciones de calidad definidas en los numerales 6.3 y 6.3.1, o aquellos que los modifiquen o complementen. En este caso el costo de la auditoría lo asume el Agente.

Si el informe de la auditoría concluye que el gas entregado efectivamente cumple las especificaciones de calidad definidas en los numerales 6.3 y 6.3.1, o aquellos que los modifiquen o complementen, el Transportador deberá recibir el gas natural entregado por el Agente y este último traslada al Transportador el costo de la auditoría, sin perjuicio de la responsabilidad que le pueda deducir al Transportador por haber rechazado el gas.

6.3.3. Cumplimiento de las Especificaciones de CO2

Para el cumplimiento de las especificaciones de contenido de CO2 en el gas natural entregado por un Agente al Transportador, se establece un período de transición de dos (2) años contados a partir de la expedición del presente Reglamento.

Si el Gas Natural entregado por el Agente no se ajusta al contenido máximo de CO2 establecido en el RUT, el Transportador podrá rehusarse a aceptar el gas en el Punto de Entrada, o podrá solicitar al Remitente el pago de los costos que demande transportar gas por fuera de la especificación establecida en el presente Reglamento. Dichos costos se establecerán respetando el principio de neutralidad que señala la ley.

6.3.4. Entrega de Gas Natural por Fuera de las Especificaciones Establecidas

Si el Gas Natural entregado por el Remitente es rechazado por el Transportador, por estar fuera de las especificaciones de calidad establecidas en este RUT, el Remitente deberá responder por todas las obligaciones que posea con los demás Agentes involucrados.

Si el Trasportador entrega Gas Natural por fuera de las especificaciones de calidad establecidas, el Remitente podrá negarse a recibir el gas y el Transportador deberá responder por el perjuicio causado.

6.3.5. Intercambiabilidad de gas

El parámetro para verificar la intercambiabilidad de gases inyectados al Sistema Nacional de Transporte será el Número de Wobbe, el cual deberá estar dentro del rango establecido en el Cuadro 7 del numeral 6.3 de este anexo, en el poder calorífico superior a condiciones estándar. El Número de Wobbe se calculará de acuerdo con los estándares AGA Report No. 5 o ISO 6976, última edición.

El número de Wobbe del gas entregado en los Puntos de Entrada del Sistema Nacional de Transporte será establecido por el Transportador mediante mediciones de composición de gas a través de cromatógrafos en línea. En caso que el cromatógrafo no disponga de la capacidad para registrar directamente el valor del número de Wobbe, este se calculará con base en los registros de poder calorífico y gravedad específica.

El número de Wobbe del gas tomado en los Puntos de Salida, será determinado según la metodología y con los instrumentos que acuerden las partes. En aquellos gasoductos que no se encuentran interconectados al Sistema Nacional de Transporte, es decir, aquellos que conectan campos aislados, las partes podrán acordar las especificaciones de intercambiabilidad de gas a las cuales se puede entregar el gas.

El productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, será el responsable de inyectar gas al Sistema Nacional de Transporte dentro del rango de Número de Wobbe establecido. Cuando un distribuidor inyecte gas directamente al sistema de distribución, el distribuidor-comercializador será el responsable de verificar el Número de Wobbe del gas que recibió.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 6.3) (Fuente: R CREG 050/18, art. 2) (Fuente: R CREG 187/09, art. 1) (Fuente: R CREG 131/09, art. 1) (Fuente: R CREG 054/07, art. 2)

ARTÍCULO 3.2.7.5. ELABORACIÓN DE LA LISTA DE AUDITORES POR PARTE DEL CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL -CON-GAS. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural -CNO-Gas, elaborará, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la vigencia de esta resolución, una lista de firmas y/o personas naturales con reconocida experiencia en medición de especificaciones de calidad de gas natural para ser inyectado en sistemas de transporte por tubería, de la cual cada Agente seleccionará la firma que verificará las especificaciones de calidad objetadas por el Transportador. El Consejo establecerá el mecanismo para modificar o actualizar la lista de firmas o personas naturales. Si el Consejo no establece la lista dentro del tiempo especificado, la Comisión fijará el listado.

(Fuente: R CREG 131/09, art. 2)

ARTÍCULO 3.2.7.6. Estándares y normas técnicas aplicables. Con el objeto de garantizar la calidad y seguridad del servicio de transporte, de conformidad con lo establecido en el Art. 67.1 de la Ley 142 de 1994, el Ministerio de Minas y Energía señalará los requisitos técnicos que deben cumplir las obras, equipos y procedimientos que utilicen las empresas de transporte.

(Fuente: R CREG 071/99, ANEXO GENERAL Num. 6.4)

Medidas regulatorias en relación con la definición y aplicación del gasoducto de conexión

ARTÍCULO 3.3.1. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución tiene por objeto definir el gasoducto de conexión y establecer su aplicación dentro de la regulación en materia de gas natural, con el fin de promover la oferta de suministro de gas natural para la prestación continua y eficiente del servicio.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 1)

ARTÍCULO 3.3.2. GASODUCTO DE CONEXIÓN PARA CONECTAR NUEVA OFERTA DE GAS EN EL MERCADO. El (o los) productor(es)-comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importador podrán construir un gasoducto de conexión desde nuevas fuentes de producción, hasta el SNT o hasta un sistema de distribución no conectado al SNT o desde un campo de menor hasta un sistema de distribución o el SNT. Sobre este gasoducto aplicará el libre acceso.

A esta infraestructura le serán aplicables las disposiciones y exigencias previstas en el RUT en materia técnica y operativa.

PARÁGRAFO. A los gasoductos de conexión que conectan campos ubicados en el mar territorial, la zona contigua, la plataforma continental o la zona económica exclusiva las disposiciones y exigencias previstas en el RUT le serán aplicables a partir del punto de transferencia de custodia.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 4)

ARTÍCULO 3.3.3. USO Y FINALIDAD DEL GASODUCTO DE CONEXIÓN. En ningún caso se considerará como gasoducto de conexión aquella infraestructura dirigida a hacer bypass al SNT. Se entiende por bypass el evento en que el gasoducto de conexión se utilice para transportar gas de una fuente de suministro existente, no considerada como nueva fuente de suministro, para la cual ya se ha desarrollado infraestructura de transporte que se encuentre en operación y que cuente con contratos de transporte vigentes al momento de llevar a cabo la solicitud de gasoducto de conexión al transportador. En este sentido, el uso del gasoducto de conexión está dirigido a entregar únicamente gas correspondiente a una nueva fuente de suministro al SNT, sin perjuicio o dejando a salvo lo establecido en la presente resolución para el caso de campos menores.

El (o los) productor(es) comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado podrá(n) definir la capacidad y el diseño del gasoducto de conexión que considere adecuado, sin embargo, deberán asegurar la entrega del gas a través del gasoducto de conexión tanto a los usuarios regulados como no regulados de acuerdo con los contratos de suministro suscritos para el efecto, por lo que la suma de cantidades contratadas por el (o los) productor(es) comercializador(es) o el (los) agente(s) importador(es) deberá ser igual o inferior a la CMMP definida para el gasoducto de conexión.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 5)

ARTÍCULO 3.3.4. NUEVA FUENTE DE SUMINISTRO. Para la aplicación de esta resolución se entenderá por nueva(s) fuente(s) de suministro de gas natural, el gas que provenga de:

i) El desarrollo de un nuevo campo de producción de gas natural como se establece en el literal c), numeral 1 del artículo 22 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y

ii) Las ampliaciones de capacidad de producción en los campos de producción existentes o de un punto de importación.

Las ampliaciones de capacidad de producción en los campos de producción existentes o de un punto de importación se determinarán una vez el gestor del mercado publique la PTDVF y la CIDVF de conformidad con lo establecido en el artículo 25 de la Resolución 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, así:

1. El (los) productor(es) comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado calculará(n) las diferencias entre la PP declaradas al Ministerio de Minas y Energía en el año anterior al año de análisis de la ampliación de capacidad de producción y la PP declarada en el año de análisis. Para el gas importado se considerará la CIDV. Estas diferencias se calcularán para los años del periodo de proyección previsto en las normas vigentes para los cuales haya información declarada.

2. El (los) productor(es) comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado calculará(n) las diferencias entre la PTDVF o CIDVF declarada al gestor del mercado en el año anterior al año de análisis de la ampliación de capacidad de producción y la PTDVF o CIDV declarada en el año de análisis. Estas diferencias se calcularán para los años del periodo de proyección previsto en las normas vigentes para los cuales haya información declarada.

3. El (los) productor(es) comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado tomará(n) el máximo valor de las diferencias de la PTDVF o CIDVF calculadas según el numeral 2) anterior en el periodo de proyección previsto en las normas vigentes.

4. El (los) productor(es) comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado tomará(n) el máximo valor de las diferencias de la PP o CIDV calculadas según el numeral 1) anterior en el periodo de proyección previsto en las normas vigentes.

5. La cantidad que podrá transportarse por el nuevo gasoducto de conexión para las nuevas fuentes de producción no podrá superar ninguno de los siguientes valores:

a) El valor determinado en el numeral 3 anterior.

b) El valor determinado en el numeral 4 anterior.

Para estos efectos el (los) productor (es) comercializador (es), o el (los) comercializador (es) de gas importado y con el fin de inyectar un gas proveniente de una nueva fuente de suministro o de la ampliación de capacidad de producción de un campo existente o de la ampliación de capacidad de producción de un punto de importación, deberá solicitar en primera instancia, a un transportador, que le defina cuál es el punto de conexión al SNT en el que se puede realizar el punto de entrada al SNT.

En el caso de que existan múltiples transportadores que puedan atender el requerimiento de transporte a la demanda requerida por el (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) comercializador(es) de gas importado, antes de poder llevar a cabo un Open Season hasta el sitio de demanda, deberá por lo menos haber surtido el procedimiento de viabilidad descrito ante el transportador de la zona.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 6)

ARTÍCULO 3.3.5. REGLAS ESPECÍFICAS EN GASODUCTOS DE CONEXIÓN QUE CONECTEN CAMPOS MENORES. Para el caso de gasoductos de conexión que conecten un campo de menor hasta un sistema de distribución o al SNT se deberán tener en cuenta las siguientes reglas:

1. No será obligatoria la aplicación del procedimiento de viabilidad previsto en el artículo 8o de la presente resolución. Sin perjuicio de lo anterior, de manera voluntaria el (o los) productor(es)-comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importador podrán llevar a cabo la solicitud de conexión al SNT.

2. No le serán aplicable los requerimientos de los artículos 5o y 6o de la presente resolución mientras se trata de campos menores.

3. No le serán aplicables las reglas específicas para la prestación del servicio en gasoductos de conexión del artículo 14 de la presente resolución, mientras se trata de campos menores.

4. El (o los) productor(es)-comercializador(es), o el(los) comercializador(es) de gas importado deberán dar cumplimiento a las obligaciones previstas en los parágrafos 1, 2, 3 del artículo 8o de la presente resolución en relación con este gasoducto.

5. En los desarrollos de nuevos campos de producción, así como en los campos de producción existentes, con la información de PP publicado por el Ministerio de Minas y Energía, el (o los) productor(es)-comercializador(es), o el (los) comercializadores(es) de gas importado(es), para cada año de PP declarado deberá evaluar si la PP es superior a 30 MPCD, a partir del año que superen la condición de campo menor, se aplicará lo siguiente:

a) Las cantidades adicionales de gas que superen la condición de campo menor se considerarán como nueva fuente de suministro en los términos del artículo 6o de la presente resolución y a estas le serán aplicables las disposiciones previstas en la presente resolución en su integralidad.

b) El (o los) productor(es) comercializador(es), o el(los) comercializador(es) de gas importado deberá(n) enviar comunicación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) donde se informe que la PP es superior a 30 MPCD.

c) El (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es) deberá(n) escindir la actividad de transporte y los activos asociados o vender dichos activos a un transportador con el cual no tenga vinculación económica, al igual que deberá atender la normativa aplicable en materia de integración vertical prevista en la Resolución CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, en el plazo máximo de dos años contados a partir de mes en el que el Ministerio de Minas y Energía publique la PP.

En caso de no dar cumplimiento al plazo aquí previsto, dicha circunstancia deberá ser informada por parte del (los) productor(es) comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado a la SSPD a efectos de evaluar la procedencia de adoptar las medidas que considere procedentes de acuerdo con su competencia. No obstante dicha situación podrá ser informada por cualquier agente interesado.

d) En el evento en que la PP llegue a ser superior a 30 MPCD y esta disminuya en el tiempo nuevamente hasta que sea menor o igual a 30 MPCD, dicha condición no será motivo para no aplicar los requerimientos expresados en los literales a), b) y c) del presente artículo.

PARÁGRAFO. Se entiende como campo menor la definición prevista del artículo 2o del Decreto 2100 de 2011, compilado en el artículo 2.2.2.1.3, "Siglas" del Decreto 1073 de 2015 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 7)

ARTÍCULO 3.3.6. PROCEDIMIENTO DE VIABILIDAD. Con el fin de establecer la viabilidad de la conexión al SNT y resolver la solicitud de capacidad de transporte así como alternativas posteriores para poner el gas de nuevas fuentes de suministro en el mercado se debe adelantar el siguiente procedimiento:

1. El (o los) productor(es) comercializador(es), o el (comercializador(es) de gas importado enviará una comunicación formal al transportador donde se detalle como mínimo lo siguiente:

a) La capacidad solicitada en kpcd.

b) El perfil de demanda de capacidad y demanda de volumen expresados en kpcd requerida por parte del (o de los) productor(es)-comercializador(es), o del (comercializador(es) de gas importador.

c) La fecha de entrada esperada de dicha capacidad.

d) El punto geográfico con la ubicación (latitud y longitud) del campo de producción por parte del (o de los) productor(es)-comercializador(es), o del (los) agente(s) comercializador(es) de gas importador.

e) Puntos de entrega del gas natural a la demanda en el SNT.

2. Transcurridos 30 días calendario de haber recibido la solicitud, el transportador deberá responder por escrito de manera explícita y sin ambigüedades como mínimo lo siguiente:

a) Respuesta afirmativa: En caso de que en su sistema sea técnicamente viable conectarse e incorporar la nueva fuente de suministro solicitada, sin ejecutar obras adicionales a la infraestructura existente:

i. El o los sitio(s) con las coordenadas (latitud y longitud) del SNT donde podrá recibir el gas en condiciones RUT.

ii. La fecha a partir de la cual podrá recibirlo.

iii. Los términos de contratación, indicando la modalidad contractual y adjuntando la proforma del contrato de transporte.

b) Respuesta negativa: En caso negativo, el transportador deberá manifestar de manera clara y sin ambigüedades que no es factible conectarse y no cuenta con capacidad para atender la solicitud de incorporar gas de una nueva fuente de suministro, así como las razones que la fundamentan. En este caso el(los) productor(es)-comercializador(es) o el comercializador(es) de gas importado(s) podrá(n) llevar a cabo la ejecución de la infraestructura de transporte desde la nueva fuente de suministro hasta el sitio de demanda, ateniendo las reglas y procedimientos previstos en la Resolución CREG 155 de 2017 en materia de Open Season.

c) Respuesta adecuación del sistema de transporte existente: La necesidad de ejecutar obras adicionales a la infraestructura existente en el sistema del transportador a efectos de generar una ampliación de capacidad, u otros tipos de obras para que sea técnicamente viable conectarse e incorporar el gas correspondiente a una nueva fuente de suministro. Así mismo, este deberá informar al (los) productor(es) comercializador(es) o importador(es) lo siguiente:

i. La descripción básica de las obras adicionales que se requieren.

ii. El o los posibles sitios con las coordenadas (latitud y longitud) del SNT donde podría recibir el gas en condiciones RUT.

iii. Las posibles fechas a partir de la cual podrá recibirlo.

3. Periodo de negociación y cierre de ampliación de capacidad. En caso de que la respuesta del transportador en el evento del numeral anterior sea la prevista en el literal c), el(o los) productor(es)-comercializador(es), o el(los) comercializador(es) de gas importado y el transportador, tendrán un plazo de 120 días calendario contados a partir de la fecha de la respuesta dada por el transportador, para llegar a un acuerdo con el fin de contratar la capacidad necesaria en el SNT para inyectar el gas correspondiente a una nueva fuente de suministro. Dicho acuerdo corresponde a la suscripción de los contratos de transporte. Este mismo término aplica para la suscripción de los contratos previstos en el literal a) del numeral 2 del presente artículo.

En el marco de los principios de bilateralidad y libertad de negociación, dentro de este período las partes podrán acordar la definición y exigencia de garantías de seriedad, cumplimiento y/o cualesquiera otras garantías adicionales, siempre y cuando así lo acuerden las partes. Dicho acuerdo bilateral podrá omitir la exigencia de dichas garantías.

Las partes podrán de manera bilateral y por una sola vez, extender el plazo de 120 días calendario en 30 días calendario más, para lo cual deberán llevarlo a cabo mediante acuerdo suscrito por los representantes legales de las partes y deberá ser informado a la CREG y a la SSPD.

Pasados los treinta (30) días calendario a que hace referencia el literal b) del numeral 2 del presente artículo, sin que se haya recibido respuesta por escrito de manera explícita y sin ambigüedades por parte del transportador, el(los) productor(es)-comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado podrá(n) llevar a cabo la ejecución de la infraestructura de transporte desde la nueva fuente de suministro hasta el sitio de demanda, ateniendo las reglas y procedimientos previstos en la Resolución CREG 155 de 2017 en materia de Open Season.

Si surtido el plazo de 120 días o su ampliación y en caso de que no sea factible llegar a un acuerdo entre el transportador y el (los) productor(es)-comercializador(es) o el (los) comercializador(es) de gas importado, este (os) último(s) podrá(n) llevar a cabo la ejecución de la infraestructura de transporte desde la nueva fuente de suministro hasta el sitio de demanda, ateniendo las reglas y procedimientos previstos en la Resolución CREG 155 de 2017 en materia de Open Season.

PARÁGRAFO 1. El (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es) declarará(n) mensualmente al gestor del mercado las cantidades transportadas diariamente a través el gasoducto de conexión discriminadas como mínimo entre usuarios regulados y no regulados de acuerdo con el formato que para tal efecto defina el gestor del mercado. Así mismo le informará la capacidad máxima de mediano plazo CMMP del gasoducto de conexión, así como cuando existan cambios en la CMMP. El gestor del mercado publicará mensualmente esta información con un histórico de por lo menos doce meses.

PARÁGRAFO 2. Dentro de la declaración de precios y cantidades que debe realizar el productor-comercializador o comercializador de gas importado al gestor del mercado, según la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, se deberá declarar el precio del uso del gasoducto de conexión. El gestor del mercado publicará esta información dentro de los 15 días siguientes a la declaración.

PARÁGRAFO 3. Para el desarrollo del gasoducto de conexión el (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) o importador(es) que conecten una o más de nuevas fuentes de suministro se podrán asociar para llevar a cabo los procedimientos previstos en la presente resolución.

PARÁGRAFO 4. Las comunicaciones referidas en el presente artículo deberán ser informadas a la SSPD y a la SIC. Cuando cumplidos los 30 días calendario definidos en el presente artículo, no exista pronunciamiento por parte del transportador frente a la solicitud del (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es), el (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es) deberá informar dicho evento a la SSPD. La SSPD podrá solicitar la información complementaria con base en sus funciones respecto a los procesos descritos en la presente resolución.

PARÁGRAFO 5. La infraestructura de transporte que se desarrolle a través de un proceso de Open Season atendiendo lo dispuesto en el presente artículo, corresponde al concepto de "otros gasoductos" de acuerdo con lo dispuesto en el objeto de la Resolución CREG 155 de 2017. Es decir, corresponden a sistemas independientes, como proyectos nuevos que no están embebidos en la red de un transportador con infraestructura existente, diferentes a ampliaciones de capacidad, gasoductos dedicados y de conexión.

PARÁGRAFO 6. A la infraestructura de transporte de gas natural que se desarrolle a través de un proceso de Open Season atendiendo lo dispuesto en el presente artículo, le serán aplicables las disposiciones previstas en el artículo 1o de la Resolución CREG 171 de 2011, las cuales modifican el numeral 2.1.1. del RUT o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 7. En el caso en que el gasoducto de conexión solo conecte a un sistema de distribución no conectado al SNT no será necesario surtir el procedimiento de viabilidad descrito en el presente artículo.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 8)

ARTÍCULO 3.3.7. CONVOCATORIA PARA SELECCIONAR AL PRESTADOR DEL SERVICIO DE TRANSPORTE. En el evento en que el (o los) productor(es) comercializador(es) o el (los) agente(s) importador(es) no tengan previsto desarrollar directamente un gasoducto de conexión, el (o los) productor(es) comercializador (es) o importador(es) podrán realizar una convocatoria para transportadores cuyo objeto será la prestación del servicio de transporte entre la nueva fuente de suministro y el SNT.

Este gasoducto hará parte del SNT y tendrá cargos regulados aprobados por la CREG. En este caso se celebrará un contrato firme de transporte de gas entre el (o los) productor(es) comercializador(es) o importador(es) y el transportador que resulte seleccionado en la convocatoria. La duración de este contrato será definida previamente por el (o los) productor(es) comercializador(es) o importador(es) y el transportador deberá tener en cuenta esta información para estructurar la oferta que presentará en la convocatoria. El cargo aplicable en este caso será el correspondiente a la pareja de cargos 100% fijo; no obstante, el transportador, al presentar su oferta en la convocatoria, podrá optar libremente por ofrecer cualquier otra pareja de cargos.

En esta convocatoria se deberá observar lo siguiente:

1. Participarán únicamente empresas transportadoras de gas.

2. La convocatoria se regirá por los criterios de transparencia y eficiencia económica.

3. El (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es) definirá(n), antes de abrir la convocatoria, deberá divulgar y hacer pública, por lo menos la siguiente información:

a) Duración del contrato firme para la prestación del servicio de transporte de gas;

b) El perfil de demanda de capacidad, en kpcd, y demanda de volumen, en kpc, para un horizonte máximo de veinte años;

c) El punto de entrada del nuevo gasoducto;

d) El punto de salida del nuevo gasoducto cuando entrega el gas a un sistema de distribución no conectado al SNT, o el punto de transferencia de custodia entre transportadores cuando entrega el gas al SNT existente.

e) Las presiones de operación en psig.

f) La información de nueva(s) fuente(s) de suministro de gas natural acorde a lo señalado en el artículo 6.

g) Fecha de inicio de entrega de gas.

h) Garantías mínimas solicitadas al transportador: Garantías entregadas por el transportador por la capacidad involucrada. Dichas garantías cubrirán, como mínimo, los perjuicios ocasionados a los remitentes por la no ejecución o retraso del proyecto de ampliación. Estas se deberán constituir por parte del transportador a favor de los remitentes que contraten la capacidad en el SNT. Se podrán constituir otras garantías adicionales si así lo acuerdan bilateralmente los agentes involucrados en la negociación.

i) Garantías mínimas a otorgar por (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es): Garantías otorgadas por el (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es), por la capacidad de transporte. Dichas garantías cubrirán, los perjuicios ocasionados al transportador por la no entrega del gas en las condiciones técnicas previstas en RUT o en los plazos previstos, lo cual ocasione un perjuicio económico al transportador. Estas garantías se deberán constituir por parte del (o los) productor(es) comercializador(es) o importador(es) a favor del transportador. Se podrán constituir otras garantías adicionales si así lo acuerdan bilateralmente los agentes involucrados en la negociación.

Esta información y la adicional que el (o los) productor(es) comercializador(es), o el (los) agente(s) importador(es) que consideren pertinente para el proceso, deberá ser entregada a todos los transportadores que manifiesten interés en participar en la convocatoria.

4. El transportador deberá ser seleccionado a partir de las ofertas presentadas, bajo el criterio de mínimo cargo para remunerar el costo de inversión y los gastos de AOM que viabilizan la capacidad requerida. Sin embargo, la definición de los cargos aplicables para dicho gasoducto se realizará ateniendo lo dispuesto en el artículo 11 de la presente resolución.

a) El oferente deberá reportar en su oferta la siguiente información:

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

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

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

i. Cargo equivalente CE=CF+CFAOM expresado en dólares de diciembre 31 del año anterior al proceso de selección o convocatoria por kpcd-año.

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

PARÁGRAFO 1. El desarrollo de esta convocatoria no agota el procedimiento de viabilidad a que hace referencia la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. Información de la convocatoria. El (o los) productor(es) comercializador(es) o el (los) agente(s) importador(es) que haga(n) la convocatoria será(n) el responsable(s) de mantener disponible la información técnica y comercial que requiera la CREG, SIC y la SSPD así como los demás órganos de control.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 9)

ARTÍCULO 3.3.8. PROCESO DE SELECCIÓN PARA SELECCIONAR AL CONSTRUCTOR DEL GASODUCTO DE CONEXIÓN. En el evento en que el (o los) productor(es) comercializador(es) o el (los) agente(s) importador(es) no tengan previsto construir directamente un gasoducto de conexión, el (o los) productor(es) comercializador(es) o importador(es) podrá(n) realizar un proceso de selección cuyo objeto sea la construcción de infraestructura de hidrocarburos mediante un gasoducto de conexión.

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

a) Transparencia: entendida como la definición previa y aplicación de reglas explícitas y públicas para las empresas interesadas en participar en la selección o convocatoria.

b) Eficiencia económica: entendida como la escogencia de la propuesta de mínimo costo.

Para la aplicación de esta norma se entenderá por información relevante la siguiente relacionada con las distintas actividades de los procesos de selección o convocatorias para la construcción:

a) Documentos que evidencien la publicidad de las reglas de los procesos de selección o convocatorias y de las eventuales modificaciones a las mismas.

b) Descripción de las reglas utilizadas en los procesos de selección o convocatorias que evidencie que la escogencia de los adjudicatarios se basa en criterios de mínimo costo.

c) Descripción de los procedimientos de aplicación de las reglas de escogencia de los adjudicatarios.

d) Valores resultantes de los procesos de adjudicación.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 10)

ARTÍCULO 3.3.9. DEFINICIÓN DE CARGOS. En los eventos en que: i) se realice una convocatoria para seleccionar un transportador de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 9o de la presente resolución; ii) se deba imponer servidumbre a la infraestructura del gasoducto de conexión de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 13 de la presente resolución; iii) un gasoducto de conexión que se encuentre en operación y se conecte demanda a lo largo del trazado para atender usuarios regulados cuya demanda sea igual o superior al 10% de la capacidad máxima de mediano plazo (CMMP) de dicho gasoducto; iv) se realice una convocatoria para seleccionar un constructor de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 10 de la presente resolución; la CREG a efectos de aprobar cargos de transporte para dichos gasoductos deberá tener en cuenta la siguiente información:

1. Información de las convocatorias descritas en el artículo 9.

2. Información reportada al gestor del mercado del precio del uso del gasoducto de conexión considerada en el artículo 8.

3. Información para la solicitud de cargos incluyendo la descripción detallada del gasoducto de acuerdo con la solicitud que realice la Comisión para llevar a cabo la valoración ateniendo lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que lo modifique, adicione o sustituya.

4. Información de los procesos de selección descritos en el artículo 10.

El cargo aprobado será el menor de los siguientes:

i) Cargo calculado a partir lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique, adicione o sustituya;

ii) Cargos calculados a partir de los precios de uso del gasoducto de conexión reportados al gestor del mercado;

iii) Cargo calculado a partir de la información de las convocatorias o procesos de selección que se lleven a cabo, ya sea para prestar el servicio de transporte o para la construcción de dicha infraestructura.

PARÁGRAFO. Cuando se trate de un gasoducto de transporte que se conecta a otro gasoducto de transporte, dentro de la inversión se debe incluir la estación de transferencia de custodia entre transportadores, tal como se establece en el RUT, o aquellas normas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

En esta situación, el transportador al cual se conectará el nuevo proyecto debe indicar en forma desagregada y soportada, a todos los transportadores interesados en participar en la convocatoria, los costos de conexión, para que los mismos sean incluidos en las ofertas de los interesados en ejecutar el proyecto.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 11)

ARTÍCULO 3.3.10. ACCESO AL GASODUCTO DE CONEXIÓN. El gasoducto de conexión tendrá libre acceso, conforme a las siguientes reglas:

1. El (o los) productor(es) comercializador(es) o importador(es) deberán facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o de usuarios no regulados, cuando sea técnicamente viable y el propietario del gasoducto de conexión cuente con capacidad disponible tras cubrir su demanda proyectada.

2. El propietario del gasoducto de conexión informará las condiciones de acceso a terceros para que utilicen, cuya respuesta debe ser comunicada como máximo en 15 días hábiles.

3. El (o los) productor(es) comercializador(es) o el importador(es) y el interesado(s) podrán acordar el pago de remuneración o peaje razonable por el uso del gasoducto de conexión. Si las partes no se convienen en un plazo de 90 días calendario, cualquiera de las partes solicitará a la CREG imponer la respectiva servidumbre a quien tenga el uso del gasoducto de conexión, sin que sea necesario que el productor se constituya en transportador o deba constituir una empresa de servicios públicos. En el caso de que el productor comercializador no responda a la solicitud de los interesados o el proceso de negociación no llegue a acuerdo entre el (o los) productor(es) comercializador(es) o importador(es) y el (los) interesado(s) se deberá observar lo previsto en el artículo 13 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 12)

ARTÍCULO 3.3.11. IMPOSICIÓN DE ACCESO FÍSICO Y SERVIDUMBRE AL GASODUCTO DE CONEXIÓN. Si transcurridos quince (15) días hábiles a partir del recibo de la solicitud de acceso el propietario del gasoducto no ha respondido dicha solicitud, o no se llega a un acuerdo entre las partes transcurridos los noventa (90) días a que hace referencia el artículo anterior, la Comisión podrá imponer, a petición de cualquier interesado, por la vía administrativa, el acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994.

Al adoptar la decisión de imponer el acceso del solicitante al gasoducto de conexión, la Comisión definirá atendiendo entre otros, lo dispuesto en los aspectos técnicos y operativos del RUT, entre otros aspectos, lo siguiente:

i) El beneficiario en cuyo favor se impone.

ii) El (los) productor(es) comercializador(es) o el (os) agente importador(es) a la cual se impone el acceso.

iii) Costos de la conexión y demás aspectos relacionados.

En todo caso, la Comisión podrá solicitar a las entidades competentes investigar si la renuencia del (os) productor(es) comercializador(es) o el importador(es) implica un incumplimiento de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o puede considerarse como una conducta contraria a la libre competencia. La imposición de acceso no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 13)

ARTÍCULO 3.3.12. REGLAS ESPECÍFICAS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO EN GASODUCTOS DE CONEXIÓN. En el evento en que a un gasoducto de conexión que se encuentre en operación, atendiendo las reglas de libre acceso, se conecte demanda a lo largo del trazado para atender usuarios regulados cuya demanda sea igual o superior al 10% de la capacidad máxima de mediano plazo (CMMP) de dicho gasoducto, la prestación del servicio a través de este gasoducto se deberá realizar por parte de un transportador.

Para estos efectos, el (o los) productor(es) comercializador(es) o el comercializador(es) de gas importado(s) deberá(n), en el plazo máximo de dos años contados a partir de mes en el que la que demanda regulada total que transporta el gasoducto de conexión sea igual o superior al 10% de la capacidad máxima de mediano plazo (CMMP) acorde al registro en el gestor del mercado, deberá escindir la actividad de transporte y los activos asociados o vender dichos activos a un transportador con el cual no tenga vinculación económica, al igual que deberá atender la normativa aplicable en materia de integración vertical prevista en la Resolución CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Así mismo, el (o los) productor(es) comercializador(es) o el comercializador(es) de gas importado(s) deberá(n) escindir la actividad de transporte y los activos asociados o vender dichos activos a un transportador con el cual no tenga vinculación económica, al igual que deberá atender la normativa aplicable en materia de integración vertical prevista en la Resolución CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, en el evento en que se deba imponer servidumbre a la infraestructura del gasoducto de conexión y establecer cargos regulados de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 11 y 13 de la presente resolución. Dicha escisión deberá llevarse a cabo en el plazo máximo de dos años contados a partir de la definición de cargos que se realice por parte de la CREG.

En caso de no dar cumplimiento al plazo aquí previsto, dicha circunstancia deberá ser informada por parte del (los) productor(es) comercializador(es) o el importador(es) a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) a efectos de evaluar la procedencia de adoptar las medidas que considere procedentes de acuerdo con su competencia. No obstante dicha situación podrá ser informada por cualquier agente interesado.

En este caso, el transportador que lleve a cabo la prestación del servicio deberá solicitar cargos para dicho gasoducto. Este gasoducto hará parte del SNT y la aprobación de estos cargos regulados se hará por parte de la CREG de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 11 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. En el caso en que el gasoducto de conexión se conecte a un sistema de distribución no conectado al SNT, el 10% de la capacidad máxima de mediano plazo (CMMP) a que hace referencia el presente artículo corresponderá a cantidades de gas con destino a usuarios regulados diferentes a los usuarios del sistema de distribución no conectado al SNT para el que se llevó a cabo el gasoducto de conexión.

PARÁGRAFO 2. Para gasoductos de conexión que conectan campos ubicados en el mar territorial, la zona contigua, la plataforma continental o la zona económica exclusiva no le serán aplicables las disposiciones del presente artículo.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 14)

ARTÍCULO 3.3.13. GASODUCTOS PARA ATENDER USUARIOS NO REGULADOS. Los usuarios no regulados podrán construir un gasoducto a través de la opción prevista en el artículo 9o de la presente resolución o a través de la figura de gasoducto dedicado. Si opta por un gasoducto dedicado, dicho gasoducto estará sujeto al libre acceso a terceros cuando lo soliciten y sea técnicamente viable, caso en el cual se dará aplicación a las disposiciones establecidas en el artículo 12 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 033/18, art. 15)

Criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte

Disposiciones generales de la metodología

ARTÍCULO 3.4.1.1. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución tiene por objeto establecer los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural. Igualmente, se establecen otras disposiciones en materia de transporte de gas natural que no están relacionadas con la determinación de los cargos regulados de transporte. Se aplicará a todos los agentes que prestan el servicio de transporte de gas natural y a los usuarios del Sistema Nacional de Transporte.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 1)

ARTÍCULO 3.4.1.2. RED TIPO I DE TRANSPORTE. La red tipo I de transporte corresponderá a aquellos gasoductos incluidos en el Anexo 7 de la presente resolución. La Comisión podrá incorporar, mediante resolución, nuevos gasoductos a la red tipo I de transporte teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) Que el gasoducto de transporte conecte campos de producción o importación de gas natural con el ; y

b) Que el nuevo gasoducto conecte el con una ciudad capital de departamento.

PARÁGRAFO. Los gasoductos de la red tipo I de transporte serán parte del programa de nuevas inversiones, PNI. El cálculo de cargos para este tipo de inversiones se hará según lo previsto en el Artículo 44 y en el Artículo 22, siguiendo los procedimientos establecidos para y .

(Fuente: R CREG 175/21, art. 3)

ARTÍCULO 3.4.1.3. RED TIPO II DE TRANSPORTE. La red tipo II de transporte corresponderá a aquellos gasoductos del SNT que no estén incluidos en el Anexo 7 de la presente resolución, y a aquellos que la Comisión no incorpore a la red tipo I de transporte de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 3 de la presente resolución, así como tampoco a (i) los gasoductos de conexión que se ejecuten mediante los procedimientos que se establecen en la Resolución CREG 033 de 2018, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; (ii) los gasoductos que se ejecuten mediante el mecanismo de Open Season adoptado en la Resolución CREG 155 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; y (iii) los gasoductos dedicados.

Harán parte de la red tipo II de transporte:

a) Los gasoductos que se deriven de gasoductos de la red tipo I o tipo II del SNT.

b) Los gasoductos que conecten una nueva fuente de suministro con un sistema de distribución no conectado al STN.

c) Los gasoductos que se construyan desde un sistema de distribución existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente, para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos, que no tengan interés económico entre sí, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6 de la Resolución CREG 057 de 1996, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 4)

Aplicación de la metodología

Descripción de la metodología

ARTÍCULO 3.4.2.1.1. DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA. La metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural que establece esta resolución es un conjunto de variables y unos procedimientos de cálculo para determinar los cargos correspondientes. Las variables más relevantes son las inversiones, los gastos AOM, la proyección de la demanda a 20 años y la tasa de descuento.

La metodología considera para el cálculo de los cargos de transporte de gas natural durante el período tarifario, las siguientes aplicaciones: i) cálculo con los valores que se conocen al entrar en vigencia; ii) cálculo con la información que reportan los agentes de las variables de inversiones para la actualización de la base de activos, los gastos AOM, la proyección de la demanda a 20 años, para los cuales la comisión definirá los valores eficientes; iii) cálculo cuando se haga la puesta en operación de los proyectos del plan quinquenal de inversiones u otras no previstas; iv) cálculo cuando existan activos que cumplen VUN y continúan y/o entran en operación.

Las actualizaciones de los cargos de que tratan los numerales iii) y iv) podrán hacerse cada dos años, teniendo en cuenta los proyectos que entren en operación.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 5)

Cálculo y estimación de cargos

ARTÍCULO 3.4.2.2.1. CÁLCULO DE CARGOS ACTUALIZANDO TASA DE COSTO DE CAPITAL Y MONEDA DE LOS CARGOS. A partir del primer día calendario del séptimo mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, los agentes transportadores aplicarán los cargos resultantes para el cobro del transporte siguiendo el procedimiento que se describe en los siguientes literales de manera mensual, y hasta que se actualicen los cargos, acorde con el Artículo 10 y siguientes de aplicación de la presente metodología, y estos se encuentren en firme. Los cargos regulados resultantes de la aplicación de este procedimiento reemplazarán los cargos regulados vigentes definidos con base en la resolución CREG 126 de 2010.

a) Procedimiento para calcular los valores de la base de activos en dólares americanos al 31 de diciembre de 2021: En cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos, de acuerdo con la resolución particular que se encuentre vigente y aplique para el sistema de transporte, se calculan los valores de las inversiones que están en los respectivos cargos en dólares americanos a 31 de diciembre de 2021, conforme la siguiente expresión:

Donde:

	Valores de las inversiones existentes en cargos vigentes en dólares americanos en la fecha
	Valores de las inversiones existentes en dólares americanos en los cargos vigentes en la fecha , conforme a la resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo definido como en el artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.
	Valores del programa de nuevas inversiones en dólares americanos en cargos vigentes en la fecha .
	Valor presente del programa de nuevas inversiones en dólares americanos en los cargos vigentes en la fecha , conforme a la resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo definido como en el artículo 6 de la Resolución CREG 126 de 2010.
	Valor presente de las inversiones en aumento de capacidad en dólares americanos en cargos vigentes en la fecha
	Valores de las inversiones en aumento de capacidad en dólares americanos en los cargos vigentes en la fecha ba conforme a la resolución particular aprobada y sus modificaciones, en aplicación de la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a lo definido como en el Artículo 8 de la Resolución CREG 126 de 2010.
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha
	Diciembre 31 de 2021.
	Fecha base en la que están los cargos aprobados aplicando la Resolución CREG 126 de 2010.

b) Procedimiento para calcular los valores de la base de activos en dólares americanos del 31 de diciembre de 2021 a pesos colombianos a 31 de diciembre de 2021: A partir del procedimiento indicado en el numeral anterior, calcular los valores de las inversiones en pesos colombianos a 31 de diciembre de 2021, conforme a la siguiente expresión:

Donde:

	Valores de las inversiones existentes en cargos vigentes en pesos colombianos en la fecha a.
	Valores de las inversiones existentes en dólares americanos en los cargos vigentes, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.
	Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos en los cargos vigentes en la fecha a.
	Valores del programa de nuevas inversiones en dólares americanos en los cargos actuales, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.
	Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos colombianos en cargos vigentes en la fecha a.
	Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en dólares americanos en los cargos actuales, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010 en la fecha a.
	Tasa representativa del mercado en la fecha
	Diciembre 31 de 2021.

c) Procedimiento para calcular los valores de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, en pesos colombianos del 31 de diciembre de 2021: En cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos, de acuerdo con la resolución particular que actualmente aplica para el sistema de transporte, calcular los valores de los que están en los respectivos cargos, en pesos colombianos a 31 de diciembre de 2021, conforme la siguiente expresión:

Donde:

	Gasto de en pesos colombianos del año en la fecha a.
	Gasto de en pesos colombianos del año en la fecha ba. Aprobados en los cargos vigentes en la fecha conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010. Este valor corresponde a la variable definida en el numeral 15.4 del artículo 15 de la Resolución CREG 126 de 2010.
	Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el DANE en la fecha
	Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el DANE en la fecha
	Diciembre 31 de 2021.
	Fecha base en la que están los cargos aprobados con la Resolución CREG 126 de 2010.

d) Procedimiento para la estimación de los cargos a 31 de diciembre de 2021: Cada transportador, para cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos, teniendo en cuenta las instrucciones señaladas en los numerales anteriores, seguirá el siguiente procedimiento:

i. Cargos fijos. Utilizando la información de inversión y de AOM señalada en los literales b) y c), y la información de demanda de capacidad y de volumen actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente ecuación para el cálculo de los cargos fijos que remuneran la inversión existente, , e inversiones del :

Donde:

	Valores de las inversiones para la componente fija existentes en pesos colombianos en la fecha a.
	Cargo fijo correspondiente al valor que remunera costos de inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.
	Corresponde a los siguientes valores: 0; 0,10; 0,20; 0,40; 0,50; 0,60; 0,70; 0,80; 0,85; 0,90; 0,92; 0,94; 0,96; 0,98 y 1.
	Valores de las inversiones existentes en pesos colombianos en la fecha a.
	Demanda anual esperada de capacidad para el año asociada a inversión existente, , expresada en kpcd-año, conforme a la resolución particular aprobada en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010.
	Demanda anual esperada de capacidad para el año , de cada proyecto , asociada a las , expresada en kpcd-año, conforme a la resolución particular aprobada en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010.
	Demanda anual esperada de capacidad total para el año , expresada en kpcd-año.
	Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos en la fecha a.
	Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos colombianos en la fecha a.
	Valor presente de e descontado a la tasa .
	Valor presente del , descontado a la tasa .
	Proyecto .
	Número de Proyectos .
	Diciembre 31 de 2021.

ii. Cargos variables. Utilizando la información de inversión y de señalada en los literales b) y c), y la información de demanda de volumen actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente ecuación para el cálculo de los cargos variables que remuneran la inversión existente, , e inversiones del :

Donde:

	Valores de las inversiones para la componente variable existentes en pesos colombianos en la fecha a.
	Cargo variable correspondiente al valor que remunera costos de inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpc.
	Corresponderá a .
	Valores de las inversiones en pesos colombianos en la fecha Estos valores corresponden a los que están en las siguientes variables: .
	Demanda anual esperada de volumen asociada a inversión existente para el año expresada en kpc-año.
	Demanda anual esperada de volumen para el año , de cada proyecto asociada a las IAC, expresada en kpc-año, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010.
	Demanda anual esperada de volumen total para el año , expresada en kpc.
	Valores del programa de nuevas inversiones en pesos colombianos en la fecha a.
	Valores de las inversiones en ampliación de capacidad en pesos colombianos en la fecha a.
	Valor presente de e descontado a la tasa .
	Valor presente del , descontado a la tasa .
	Proyecto de las .
	Número de Proyectos .
	Diciembre 31 de 2021.

iii. Cargos fijos que remuneran los gastos de AOM de inversión existente, programa de nuevas inversiones e inversiones de ampliación de capacidad. Utilizando la información actualizada de AOM señalada en el literal c), y la información de demanda de capacidad actualmente incluida en los cargos vigentes, se debe aplicar la siguiente ecuación para el cálculo de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM:

Donde:

	Cargos fijos que remuneran los gastos de AOM de inversión existente, programa de nuevas inversiones e inversiones de ampliación de capacidad, expresados en pesos colombianos de la fecha a por kpcd-año.
:	Valor presente de Gasto de AOM en pesos colombianos del año en la fecha a, descontado a la tasa .
	Demanda esperada de capacidad total del año , expresada en kpcd-año, conforme a la resolución particular aprobada con la Resolución CREG 126 de 2010.
	Valor presente del , descontado a la tasa .
	Diciembre 31 de 2021.

e) Aplicación de los cargos calculados por el agente, publicación y reporte: Cada uno de los transportadores aplicará mensualmente los cargos calculados con el procedimiento anterior, conforme a los literales de este artículo, para lo cual deberá:

i. Publicar, por lo menos cinco (5) días hábiles antes de terminar el mes anterior, los cargos calculados en pesos colombianos, tanto de inversión como de AOM, en sus respectivos BEO, además de enviar al gestor del mercado de gas natural y a cada uno de los remitentes una comunicación anunciando los nuevos cargos, y su publicación en un diario de amplia circulación en las zonas donde están ubicados sus remitentes. Se deberá indicar la fecha a partir de la cual quedarán vigentes. Los cargos se actualizarán anualmente de acuerdo con lo previsto en el Artículo 24.

ii. Reportar a la SSPD, en los formatos que esta defina dentro del SUI, la información con la cual se calculan los nuevos cargos, con el fin de que esta entidad pueda hacer las actividades en el ámbito de sus competencias.

iii. Enviar una comunicación formal a la SSPD y a la CREG, en donde incluya la memoria de cálculo y los soportes de publicación de los nuevos cargos.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 6) (Fuente: R CREG 02-5/22, art. 1)

ARTÍCULO 3.4.2.2.2. TRANSICIÓN PARA ACTIVOS VUN. Los cargos de transporte de los tramos que cuentan con activos que cumplieron el período de VUN a 31 de diciembre de 2020, y para los cuales la CREG aprobó o aprobará los valores a retirar, VRAN y VAO, se ajustarán de acuerdo con la metodología que originó la solicitud de valoración de los activos que cumplieron el período de VUN. Igual tratamiento se aplicará para los activos que: (a) ya fueron valorados, (b) la empresa declaró que los repondría, (c) la empresa declaró el remplazo y la puesta en operación comercial y (d) la SSPD verificó la puesta en operación.

PARÁGRAFO. El presente artículo aplicará hasta el último día calendario del sexto mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 7)

ARTÍCULO 3.4.2.2.3. ACTUALIZACIÓN DE LAS VARIABLES DE INVERSIÓN, AOM, PNI, IAC Y DEMANDAS PARA ACTUALIZAR LOS CARGOS DEFINIDOS EN EL ARTÍCULO 6. Dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, los transportadores deberán solicitar la actualización de los cargos, para que incluyan a su vez las actualizaciones de inversión, AOM, PNI, IAC y demandas, como se establece en los siguientes literales:

a) La actualización de variables, para actualizar los cargos, surtirá el trámite previsto en los artículos 108 y siguientes de la Ley 142 de 1994, y en lo no previsto en esta norma, se aplicarán las disposiciones del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

b) Los agentes deberán presentar a la Comisión una solicitud de actualización de cargos que contenga la información exigida en los artículos, 9, 12, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 y 27 de la presente resolución.

c) Los agentes deberán realizar una presentación a la Comisión de la solicitud de actualización de variables. En esta presentación se deberán exponer, por lo menos, los siguientes puntos: (i) inversión existente; (ii) inversiones en aumento de capacidad y su justificación; (iii) inversiones del programa de nuevas inversiones y su justificación; (iv) determinación de los gastos de AOM; (v) demandas para el horizonte de proyección; (vi) cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo, CMMP; (vii) cargos preliminares calculados por el agente; (viii) activos que cumplen vida útil normativa y su continuidad, e (ix) impactos de estos nuevos cargos.

En comunicación dirigida a cada transportador, la Dirección Ejecutiva de la CREG fijará la fecha y hora para realizar esta presentación.

d) Los agentes deberán solicitar la actualización de variables y los correspondientes cargos para los tramos o grupos de gasoductos actualizados conforme al Artículo 6 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Si el transportador no solicita cargos para un gasoducto existente, en caso de que siga habiendo demanda en este gasoducto, los cargos para ese gasoducto se determinarán de acuerdo con la mejor información disponible, sin perjuicio de que la situación se le envíe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los efectos permitentes.

PARÁGRAFO 2. En caso de no recibir la información requerida dentro del plazo aquí previsto, la Comisión podrá iniciar, de oficio, las actuaciones administrativas tendientes a la actualización de los cargos, para lo cual hará uso de la mejor información disponible, sin perjuicio de que la situación se le envíe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los efectos permitentes.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 8)

ARTÍCULO 3.4.2.2.4. DECLARACIÓN DE INFORMACIÓN. La siguiente información deberá ser declarada por el transportador, utilizando para ello los formatos contenidos en los anexos de la presente resolución.

a) Inversión existente en la red tipo I de transporte.

b) Inversión existente en la red tipo II de transporte.

c) Programa de nuevas inversiones.

d) Inversiones en aumento de capacidad.

e) Otros gastos de AOM asociados a la inversión existente, el programa de nuevas inversiones y las inversiones en aumento de capacidad.

f) Demandas esperadas de capacidad y volumen, y capacidad máxima de mediano plazo.

g) Gas de empaquetamiento.

h) Información de activos que cumplen vida útil normativa en el período tarifario y su plan de continuidad.

i) Incluir la información del Anexo 2 de la presente resolución y adjuntar un archivo georreferenciado en formato kmz que incluya cada uno de los tramos y cada estación de compresión. Para cada uno de los tramos de gasoductos: i) existentes, ii) del programa de nuevas inversiones, iii) inversiones en aumento de capacidad y iv) inversiones VUN, si el activo continúa en operación para el siguiente período VUN.

Adicionalmente, el transportador reportará a la Comisión cuáles activos han sido ejecutados o planea ejecutar, parcial o totalmente, con recursos de entidades públicas, o han sido aportados por tales entidades. En estos casos, reportará el monto de los recursos, bienes o derechos aportados, expresado en pesos colombianos de la fecha base, e identificará la entidad pública aportante. Con esta información la Comisión calculará (i) los cargos de transporte que remuneran la inversión correspondiente a recursos públicos; (ii) los cargos de transporte que remuneran la inversión sin recursos públicos; y, (iii) los cargos de transporte que remuneran la inversión total conformada por recursos públicos y no públicos.

La Dirección Ejecutiva de la CREG podrá, mediante circular, ajustar los formatos de reporte incluidos en los anexos, así como la forma de reportar.

PARÁGRAFO. La información distinta a gastos de AOM del período tarifario corresponderá a aquella de que disponga el transportador hasta el mes anterior a la fecha de la solicitud de ajuste de cargos con la metodología adoptada en la presente resolución para el período tarifario t. Para el caso de los gastos de AOM, la información del período tarifario será aquella de que disponga el transportador hasta el 31 de diciembre del año anterior a la solicitud.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 9) (Fuente: R CREG 02-1/22, art. 1)

ARTÍCULO 3.4.2.2.5. ACTUALIZACIÓN DE CARGOS. Las variables que se utilizarán para la actualización de los cargos, acorde a las ecuaciones y fórmulas establecidas en la presente resolución, son las siguientes:

a) Inversión existente,

b) Inversión e .

c) Programa de nuevas inversiones, .

d) Inversiones en aumento de capacidad, .

e) Inversiones no previstas en el y en las

f) Inversiones en activos si continúan en operación.

g) Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM. , y .

h) Factor de utilización .

i) Demandas esperadas de capacidad y de volumen. La demanda esperada de capacidad, , y la demanda esperada de volumen, .

j) Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad .

k) Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de volumen .

l) Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado .

(Fuente: R CREG 175/21, art. 10)

ARTÍCULO 3.4.2.2.6. INVERSIÓN EXISTENTE, IE. Para la determinación de la inversión existente se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

	Valor de la componente fija de la inversión existente para el período tarifario expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor de la componente fija de la inversión existente en pesos colombianos de la fecha a, que se ajusta a la fecha base con IPP.
	Valor de la componente variable de la inversión existente para el período tarifario expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valores de las inversiones para la componente variable existentes en pesos colombianos de la fecha a, que se ajusta a la fecha base con IPP.
	Diciembre 31 de 2021.
	Fecha Base para los cargos.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre de 2021.

PARÁGRAFO 1. Se excluirán de la inversión existente los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de AOM.

PARÁGRAFO 2. Los terrenos sobre los que están construidas estaciones de compresión se excluirán de la inversión a reconocer, cuando la respectiva estación de compresión cumpla su vida útil normativa. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de AOM.

PARÁGRAFO 3. Los terrenos sobre los que se construyan nuevas estaciones de compresión, a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, no se incluirán en la inversión a reconocer. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de AOM.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 11)

ARTÍCULO 3.4.2.2.7. INVERSIÓN IFPNIj E INOj. Para la determinación de la inversión e se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

	Es la diferencia de los valores para cada uno de los años de las inversiones e .
	Valor eficiente de la inversión que fue ejecutada en el año del período tarifario , y que no estaba incluida en el programa de nuevas inversiones o en el plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte, que esté y continúe en operación comercial en el período siempre y cuando esté justificada, y en criterio de la Comisión, se considere necesaria en el para la atención del servicio público domiciliario de gas natural. Este valor se expresará en dólares americanos de la fecha de puesta en operación comercial .
	Valor eficiente de la inversión que fue ejecutada en el año del período tarifario , y no estaba incluida en el programa de nuevas inversiones o en el plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte, que esté y continúe en operación comercial en el período siempre y cuando esté justificada, y en criterio de la Comisión se considere necesaria en el SNT para la atención del servicio público domiciliario de gas natural. Este valor se expresará en pesos colombianos de la fecha base, .
	Valor eficiente de la inversión reconocida en o o que no esté o no continúe en operación comercial en el período tarifario . También corresponde al valor de inversiones que se retiran de la base tarifaria por la ejecución de variantes. Este valor está expresado en dólares americanos de la fecha
	Valor eficiente de la inversión reconocida en o o que no esté o no continúe en operación comercial en el período tarifario . También corresponde al valor de inversiones que se retiran de la base tarifaria por la ejecución de variantes. Este valor se expresará en pesos colombianos de la fecha base, .
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha base.
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) para la fecha
	Fecha base en la que están los cargos aprobados aplicando la Resolución CREG 126 de 2010.
	Fecha de puesta en operación comercial
	Para IFPNI, año dentro el período tarifario , y para , año dentro de los períodos tarifario y
	Número total de inversiones para los activos en el año .
	Número total de inversiones para los activos en el año
	Fecha base.

Para la estimación de la variable el transportador deberá declarar a la Comisión los valores eficientes de los activos respectivos, y las fechas de entrada en operación de los mismos. Estos valores deberán corresponder a activos que claramente se asocien al rubro de inversiones que se remuneran en la vida útil normativa, y no al rubro de gastos de administración, operación y mantenimiento. Tampoco podrán corresponder a activos que busquen reemplazar infraestructura existente antes de terminar su vida útil normativa.

Adicionalmente se tendrán en cuenta los siguientes aspectos:

i. Cuando se trate de activos distintos a gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga.

ii. Para el caso de gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir del mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 de la presente resolución. Para determinar el valor eficiente el transportador deberá declarar la información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

iii. Si se trata de obras de geotecnia, la Comisión analizará la razonabilidad de incluir dichos valores en la base tarifaria, teniendo en cuenta los siguiente criterios: (i) que estén debidamente justificados; ii) que al momento de iniciar la obra, el gasoducto sobre el cual se realizó tenga más de cinco años de haber entrado en operación comercial; (iii) que al momento de iniciar la obra, el gasoducto sobre el cual se realizó tenga más de cinco años de habérsele reconocido un valor para el siguiente período de vida útil normativa; y, (iv) no se incluirán valores que puedan estar cubiertos con pólizas de seguros.

iv. Bajo ninguna circunstancia se incluirá, en el monto de las inversiones existentes, aquellos activos propios de la operación retirados del servicio. En todo caso, en la solicitud tarifaria, dichos retiros deberán: (i) ser declarados de conformidad con el procedimiento establecido en el numeral 4.4.4 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan; (ii) observar las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 080 de 2019, sin perjuicio de que la Comisión pueda considerarlos retirados con base en información que tenga disponible; e, (iii) informar de dicho retiro a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

v. La Comisión podrá realizar auditorías para verificar el inventario de los activos que se encuentren en operación, y que sean declarados por el transportador en su solicitud tarifaria.

PARÁGRAFO 1. El período de vida útil normativo de las inversiones para aumentar capacidad que se aprueben en la categoría de se cuenta a partir de que estas entraron en operación.

PARÁGRAFO 2. Durante la vigencia de esta metodología, la Comisión podrá actualizar los parámetros tales como IVA, agenciamiento aduanero, gastos en puerto, bodegaje en puerto, gravamen arancelario, flete interno, flete internacional, y flete en el exterior, entre otros, que determinan los coeficientes que utiliza el modelo de valoración de gasoductos y estaciones compresoras con la nueva información que identifique en el mercado. El director ejecutivo de la CREG comunicará la actualización de los parámetros mediante circular. Los resultados del modelo así actualizado sólo aplican para las nuevas inversiones a valorar a futuro.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 12)

ARTÍCULO 3.4.2.2.8. PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES, PNI_t. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador reportará a la Comisión las variantes y extensiones tipo II que prevé poner en operación comercial durante el período tarifario Así mismo, deberá declarar la fecha de entrada en operación de estos activos, y la información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución.

b) La Comisión determinará el valor a reconocer por estos activos a partir del mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 y la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Estos valores corresponderán a las inversiones del programa de nuevas inversiones, , que se dividirán en:

i. Inversiones en gasoductos de la red tipo II de transporte, ;

ii. Inversiones en variantes, .

Las inversiones de no podrán corresponder a gasoductos que busquen reemplazar infraestructura existente antes de terminar su vida útil normativa, o a gasoductos que cumplirán su vida útil normativa en el período tarifario

Las inversiones de se incluirán en los cargos adoptados con base en la metodología de la presente resolución en el momento de su entrada en operación comercial, para lo cual se restará de la base tarifaria el valor del tramo de gasoducto que se reemplace con la variante debidamente justificada.

Las inversiones de se incluirán en los cargos regulados que adopte la Comisión conforme se establece en el Artículo 14 de la presente resolución, una vez entren en operación comercial.

Cuando un gasoducto incluido en el programa de nuevas inversiones, , entre en operación, el transportador deberá declarar a la Comisión el costo real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en los formatos del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

Si el valor real es distinto del valor , aprobado en los cargos adoptados con base en la metodología de la presente resolución, o en las resoluciones de cargos particulares que remuneren las inversiones de , para cada gasoducto, la Comisión determinará un valor ajustado o , así:

Donde:

	Valor ajustado de la inversión en variantes. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor ajustado de la inversión en gasoductos tipo II. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor aprobado para el gasoducto determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución, y aprobado en el programa de nuevas inversiones o . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la Fecha Base.
	Valor real del gasoducto determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor real del gasoducto determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha de puesta en operación comercial.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha de puesta en operación comercial de la variante con la información disponible al momento de cálculo.

c) El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma para proyectos del programa de nuevas inversiones.

En el plazo definido en el Artículo 8, el transportador deberá entregar un cronograma en formato Microsoft Project, en el que se incluya el diagrama Gantt correspondiente a cada proyecto del . Este cronograma deberá ser reportado a la SSPD para lo relativo a su competencia.

En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial establecidas en el cronograma de cada proyecto del , el transportador deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de los mismos a la Comisión y a la SSPD.

PARÁGRAFO 1. Se excluirán del programa de nuevas inversiones los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Los terrenos e inmuebles que se requieran exclusivamente para la prestación del servicio de transporte de gas se remunerarán como un gasto de .

PARÁGRAFO 2. La Comisión incluirá en los cargos regulados los valores de de acuerdo con lo establecido el Artículo 22 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias estándar.

PARÁGRAFO 4. La vida útil normativa de los activos , se empezará a contar a partir del mes siguiente de la fecha de entrada en operación comercial.

PARÁGRAFO 5. La Comisión podrá auditar la información declarada en el Anexo 3 de la presente resolución, y solicitar información adicional si así lo considera.

PARÁGRAFO 6. Cuando se trate de inversiones de , el valor ajustado se determinará únicamente para aquellas variantes con longitudes superiores o iguales a 1 kilómetro, y diámetros nominales iguales o mayores a 2 pulgadas. Para los gasoductos que no cumplan estas condiciones se mantendrá el valor de .

PARÁGRAFO 7. La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados cuando el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, sea inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado del petróleo en cilindros, estimado para la misma demanda.

En todo caso, la CREG no aplicará el criterio establecido en este parágrafo si la inclusión de las inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte compromete la neutralidad entre los agentes que prestan el servicio en el área geográfica de influencia del proyecto.

Para efectos de estas estimaciones, la CREG utilizará la mejor información disponible, la cual incluirá, entre otros, información histórica de las diferentes componentes de la tarifa, información estadística por áreas geográficas, etc. Las estimaciones de costo unitario de prestación del servicio se harán teniendo en cuenta costos eficientes de tal forma que no se descontarán aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte.

Las tarifas de transporte se modificarán en concordancia con lo establecido en el Artículo 28 cuando se incluyan inversiones de red tipo II de transporte en el cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 13)

ARTÍCULO 3.4.2.2.9. EJECUCIÓN DE EXTENSIONES DE LA RED TIPO II DE TRANSPORTE. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los cargos de los nuevos gasoductos de la red tipo II de transporte de gas natural se determinarán con sujeción a las disposiciones contenidas en la Resolución 141 de 2011, por la cual se establecen las disposiciones para la aplicación de los criterios de análisis para la inclusión de inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte de gas natural dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 14)

ARTÍCULO 3.4.2.2.10. INVERSIONES EN AUMENTO DE CAPACIDAD, IAC_t. Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador declarará a la Comisión las inversiones en aumento de capacidad que prevé poner en operación durante el período tarifario , expresado en pesos colombianos de la fecha base. Así mismo, deberá declarar la fecha de entrada en operación de estos activos, y la información de que trata el Anexo 2 de la presente resolución.

b) La Comisión determinará el valor a reconocer por estos activos a partir del mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 y la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Estos son valores de inversión de referencia los cuales se tendrán en cuenta al ajustar los cargos cuando los activos entren en operación comercial.

Cuando un gasoducto o una estación de compresión incluida en las inversiones en aumento de capacidad, entre en operación, el transportador deberá declarar a la Comisión el costo real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en los formatos del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

Si el valor real es distinto del valor aprobado en las resoluciones de los nuevos cargos adoptados con base en la metodología de la presente resolución, para cada gasoducto o estación de compresión, la Comisión determinará un valor ajustado , así:

Donde:

	Valor ajustado de inversión en aumento de capacidad correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor aprobado para el gasoducto o la estación de compresión determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución, y aprobado en inversiones en aumento de capacidad, . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor real del gasoducto o de la estación de compresión determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor real del gasoducto determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha de puesta en operación comercial.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre del año en que entró en operación comercial la variante.

c) El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma para inversiones en ampliación de capacidad.

En el plazo definido en el Artículo 8 de la presente resolución, el transportador deberá entregar un cronograma en formato Microsoft Project, en el que se incluya el diagrama Gantt correspondiente a inversiones en aumento de capacidad. Este cronograma deberá ser reportado a la SSPD para lo relativo a su competencia.

En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial establecidas en el cronograma de inversiones en aumento de capacidad, el transportador deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de los mismos a la Comisión y a la SSPD.

PARÁGRAFO 1. Se excluirán de las inversiones en aumento de capacidad los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Los terrenos e inmuebles que se requieran exclusivamente para la prestación del servicio de transporte de gas se remunerarán como un gasto de .

PARÁGRAFO 2. La Comisión incluirá en los cargos regulados los valores de de acuerdo con lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución. En los cálculos tarifarios no se incluirán inversiones de que no hayan entrado en operación. La vida útil normativa para estos activos se empezará a contar a partir de la entrada en vigencia de los cargos que remuneren la respectiva inversión.

PARÁGRAFO 3. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias estándar.

PARÁGRAFO 4. La Comisión podrá auditar la información declarada en el Anexo 3 de la presente resolución, y solicitar información adicional si así lo considera.

PARÁGRAFO 5. Los productores - comercializadores podrán pactar ampliaciones en la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte y el acceso a esas ampliaciones será de uso exclusivo. Para estos efectos, tanto el productor - comercializador como el transportador, declararán la información relevante de la ampliación a la CREG, y mientras permanezca el contrato de la ampliación, la CREG no dará cargos regulados a esa infraestructura. No obstante, sí técnicamente resulta posible que un tercero tenga acceso a esa infraestructura podrá hacerlo, en cuyo caso sólo pagará el cargo regulado del tramo en donde se ubique esa ampliación.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 15)

ARTÍCULO 3.4.2.2.11. INVERSIONES EN ESTACIONES ENTRE TRANSPORTADORES. Las inversiones en estaciones de transferencia entre transportadores que sean realizadas a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución harán parte de la base de activos a reconocer en el tramo o grupo de gasoductos del transportador que requiera la estación.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 16)

ARTÍCULO 3.4.2.2.12. INVERSIONES NO PREVISTAS EN EL PNI Y EN LAS IAC. En el evento en que un transportador identifique inversiones no previstas en el , o en las en el plan de inversiones declarado en el Artículo 9, podrá solicitar su inclusión en el plan de nuevas inversiones. Para esta declaración deberá aplicar los períodos definidos en Artículo 28.

Con la información anterior la Comisión determinará su necesidad para la prestación del servicio y si es el caso lo valores eficientes de referencia. La inclusión en los cargos se hará en los períodos previstos en el Artículo 28 posterior a la declaración de la puesta en operación comercial. Entretanto, para la remuneración de estas inversiones, el transportador aplicará, para remitentes con demanda regulada y no regulada, los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos del cual se derive la nueva inversión.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 17)

ARTÍCULO 3.4.2.2.13. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, AOM. Los gastos de administración, operación y mantenimiento para la inversión existente, , para las inversiones en aumento de capacidad, y para las del programa de nuevas inversiones se determinarán de acuerdo con los siguientes procedimientos:

18.1. Gastos de administración, operación y mantenimiento, para inversión existente, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

18.1.1. Gastos contables de administración, operación y mantenimiento, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM registrados en su contabilidad en los últimos 4 años del período tarifario , en el formato 1 del Anexo 4 de la presente resolución. Estos gastos se desagregarán por tramo o grupo de gasoductos, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base. En la solicitud de cargos el transportador deberá justificar los criterios para calcular el por tramos.

b) La Comisión calculará el promedio aritmético de los valores declarados en el literal a), teniendo en cuenta los conceptos identificados con 1 y 1*. Este valor corresponderá a la variable .

Mediante circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG, la Comisión podrá ajustar los formatos del Anexo 4 de la presente resolución cuando sea necesario, a fin de adecuarlo a la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera, NIIF, de acuerdo con las medidas que expidan las autoridades en dicha materia.

18.1.2. Gastos reconocidos de administración, operación y mantenimiento, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) La Comisión calculará el promedio aritmético de los gastos de AOM reconocidos por la regulación mediante resolución de ajuste de cargos, considerando los últimos 4 años del período tarifario , expresados en pesos colombianos de la fecha base. Para estimar este valor no se tendrán en cuenta los gastos reconocidos por concepto de: i) compresión asociada al sistema de transporte; ii) corridas con raspador inteligente; iii) gas de empaquetamiento; y, iv) terrenos e inmuebles.

b) Este valor corresponderá a la variable y estará expresado en pesos colombianos de la fecha base asociada a la aplicación de la presente resolución.

Dentro de los reconocidos, no se incluirán aquellos asociados a inversiones que se reconocieron en el período tarifario para un período de 5 años.

18.1.3. Gastos de administración, operación y mantenimiento para la inversión existente en el horizonte de proyección, . Para la estimación de los gastos de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de proyección, , se considera un mecanismo para incluir una señal de eficiencia. Dicho mecanismo se calcula a partir de los gastos contables de administración, operación y mantenimiento, y los gastos reconocidos de administración, operación y mantenimiento, , de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de proyección, expresados en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos contables de , promedio anual, expresados en pesos colombianos de la fecha base.
	Promedio de gastos anuales reconocidos de , expresados en pesos colombianos de la fecha base.

En caso de que el transportador tenga un valor de superior a 1,1 veces el valor de , la Comisión podrá decretar una prueba con el objetivo de comprobar que efectivamente la empresa tiene un valor de AOM eficiente superior al de la señal regulatoria. Cuando esto ocurra la CREG podrá en los cargos incorporar una señal diferente a la establecida en esta sección del artículo.

18.2. Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a gasoductos de , . Para la estimación de esta variable se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:

a. El transportador declarará a la Comisión los gastos de asociados a cada proyecto de las inversiones en aumento de capacidad, para cada año del horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos, exceptuando los gastos a los que se hace referencia en los numerales 18.4, 18.5 y 18.6 de la presente resolución. Estos gastos deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

b) La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable .

Los gastos anuales de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión en aumento de capacidad, , serán los siguientes:

es estación de comprensión
si

es gasoducto

Donde:

	Gastos fijos anuales en compresión asociada a inversión en aumento de capacidad. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos anuales de asociados a la inversión en aumento de capacidad. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos anuales de asociados a corridas con raspador inteligente, costo de oportunidad del gas de empaquetamiento y terrenos e inmuebles de proyectos que forman parte de las inversiones en gasoductos de . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

18.3. Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a gasoductos de PNI tipo II, . Para la estimación de esta variable se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:

a) El transportador declarará a la Comisión los gastos de AOM asociados a cada proyecto de para cada año del horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos, exceptuando los gastos a los que se hace referencia en los numerales 18.4 y 18.5 de la presente resolución. Estos gastos deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

Los gastos anuales de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión de serán los siguientes:

Donde:

	Gastos anuales de asociados a gasoductos de . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos eficientes anuales de asociados a cada proyecto de . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos anuales de asociados a corridas con raspador inteligente, costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, y terrenos e inmuebles de proyectos que forman parte de las inversiones en gasoductos de . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

18.4. Otros gastos de administración, operación y mantenimiento, . Corresponderán a la suma de los gastos fijos en compresión asociada al sistema de transporte, , corridas con raspador inteligente, , costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, , y terrenos e inmuebles, , como se dispone a continuación:

18.4.1. Gastos fijos en compresión asociada a inversión existente, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

18.4.1.1 Gastos de compresión fijos contables, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador declarará a la Comisión los gastos directamente relacionados con cada estación de compresión, distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas, incluidos en su contabilidad para los últimos cuatro años del período tarifario , en el formato del Anexo 8 de la presente resolución. Estos gastos incluirán los relacionados con lubricantes, mano de obra para operación y mantenimiento, y demás gastos administrativos y operativos de la respectiva estación, y deberán estar expresados en pesos colombianos de la fecha base.

b) La Comisión calculará el promedio aritmético de los valores anuales declarados según el literal a) del presente numeral. Este valor corresponderá a la variable .

18.4.1.2 Gastos de compresión fijos reconocidos, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) La Comisión calculará el promedio aritmético de los gastos de compresión distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas reconocidos por la regulación mediante resolución de ajustes de cargos, para cada uno de los últimos cuatro años del período tarifario , y para cada estación de compresión.

b) Este valor, expresado en pesos colombianos de la fecha base, corresponderá a la variable .

c) Para las estaciones de compresión que entraron en operación hace menos de 4 años o tengan falencias de información el cálculo se hará con la mejor información disponible en la Comisión.

18.4.1.3 Gastos fijos de cada estación de compresión asociada al sistema de transporte para el horizonte de proyección, . Para la estimación de esta variable se aplicarán las siguientes ecuaciones:

Donde:

	Gastos anuales fijos de cada estación de compresión por año para el horizonte de proyección, . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos anuales de compresión fijos reconocidos. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos anuales de compresión fijos contables. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

Los gastos de compresión fijos para un tramo o grupo de gasoductos se determinarán así:

Donde:

	Gastos fijos de compresión asociados a un tramo o grupo de gasoductos por año para el horizonte de proyección Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Número de estaciones de compresión asociadas a un tramo o grupo de gasoductos para el horizonte de proyección.
	Gastos fijos de cada estación de compresión por año para el horizonte de proyección, Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

18.4.2. Gastos fijos en compresión asociada a inversión en aumento de capacidad , . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador declarará los gastos anuales esperados directamente relacionados con cada estación de compresión para el horizonte de proyección distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas, e indicará el tramo o grupo de gasoductos al que está asociada la estación. Así mismo, entregará los soportes técnicos de estos gastos: justificación de las horas proyectadas de uso de los compresores y mantenimientos mayores, copia de las curvas típicas de consumo de lubricantes de las máquinas de acuerdo con las especificaciones técnicas dadas por los fabricantes, entre otros.

18.4.3. Gastos en corridas con raspador inteligente para el horizonte de proyección, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador reportará a la Comisión la estimación de los gastos en corridas con raspador inteligente para cada año del horizonte de proyección en que se realice dicho procedimiento. Así mismo, entregará los soportes técnicos de esta estimación, incluyendo el registro de las corridas del período tarifario . Se reconocerá máximo una corrida con raspador inteligente cada cinco años. Estos gastos deberán ser expresados en pesos colombianos de la fecha base. Se debe presentar a la CREG un informe ejecutivo de los resultados de cada corrida.

Los gastos en corridas con raspador inteligente se reconocerán únicamente para gasoductos de diámetros iguales o superiores a 4 pulgadas.

18.4.4. Gastos asociados al gas de empaquetamiento para el horizonte de proyección, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador reportará a la Comisión el gas de empaquetamiento para cada tramo de gasoducto, , expresado en MBTU, y adjuntará los soportes del cálculo del en la solicitud tarifaria. Para realizar los cálculos del de los activos asociados a la inversión existente, se utilizarán las condiciones físicas promedio de operación de los treinta y seis (36) meses anteriores a la solicitud tarifaria.

Para los proyectos de y de proyectos de red tipo I y proyectos de la red tipo II de transporte, el transportador deberá realizar los cálculos teniendo en cuenta las condiciones físicas promedio de operación esperadas en el respectivo proyecto para los primeros doce (12) meses de operación. La Comisión podrá verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el transportador.

b) La Comisión tomará el precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado, ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de comercialización establecido en el artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se tomará la información de los últimos doce meses en los que haya información de contratos que permita calcular el precio promedio ponderado. Este precio corresponderá al precio para valorar el gas de empaquetamiento .

Este precio estará expresado en dólares de la fecha base. En caso de requerirse, este precio se actualizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. En caso de que este índice se deje de publicar, la Dirección Ejecutiva de la CREG podrá definir, mediante circular, un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.

c) La Comisión estimará el valor del gas de empaquetamiento, multiplicando la variable por la variable .

d) La Comisión determinará el costo de oportunidad del capital invertido en el gas de empaquetamiento para cada año del horizonte de proyección, , con base en la siguiente expresión:

Donde:

	Gastos asociados al gas de empaquetamiento para el horizonte de proyección. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado, ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de comercialización establecido en el Artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se tomará la información del año anterior más reciente en el que haya información de contratos que permita calcular el precio promedio ponderado. Este precio estará expresado en dólares americanos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de información del transportador. En caso de requerirse, este precio se actualizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. En caso de que este índice se deje de publicar, la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante circular un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.
	TRM de la fecha base.
	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos expresados en pesos colombianos.

18.4.5. Gastos en terrenos, inmuebles y servidumbres para el horizonte de proyección, . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

a) El transportador declarará a la Comisión el valor catastral de los terrenos, inmuebles y las escrituras de las servidumbres asociados exclusivamente a la prestación del servicio de transporte de gas natural, por tramo de gasoducto, expresado en pesos colombianos de la fecha base. Así mismo, entregará los soportes de esta valoración.

b) La Comisión determinará el valor anual a incorporar en los gastos de AOM, durante el horizonte de proyección, por tramo o grupo de gasoductos, calculado como el costo de deuda real, según definición en la metodología de tasa de descuento vigente, multiplicado por el valor catastral vigente reportado por el transportador. Este valor corresponderá a la variable .

18.4.6 totales de la inversión existente.

Los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión existente, , serán los siguientes:

Donde:

	Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión existente. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de proyección. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Otros gastos de administración, operación y mantenimiento. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Remuneración de inversiones menores en el , este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.

18.5. Gastos en combustible o energía para compresión, . Los gastos en combustible o energía eléctrica para la compresión se liquidarán y facturarán dentro de los primeros cinco días calendario del mes m+2 donde es el mes de prestación del servicio de transporte:

a) El transportador determinará el costo del suministro de combustible, o energía eléctrica (en estaciones que comprimen el gas utilizando energía eléctrica), en cada estación de compresión para liquidar y facturar a sus remitentes los costos fijos y los variables en combustible o energía eléctrica en que incurrió el transportador para operar dichas estaciones de compresión. Para esto, el transportador deberá:

1. Tomar el valor facturado por los proveedores de combustible o energía eléctrica para las estaciones de compresión, correspondiente al mes de prestación del servicio de transporte.

En caso de que los proveedores de combustible o energía eléctrica incluyan en su factura el costo de cantidades distintas a las utilizadas para compresión, por ejemplo, cantidades para desbalances, pérdidas de gas o energía no destinada a estaciones de compresión, el transportador deberá desagregar el valor correspondiente a estaciones de compresión y a otros con base en las cantidades contratadas para el funcionamiento de las estaciones en el respectivo período.

La cantidad de combustible o energía eléctrica contratada para operar las estaciones de compresión deberá estar fundamentada en los consumos máximos esperados según las curvas típicas de consumo de combustible y energía eléctrica de las máquinas, de acuerdo con las especificaciones técnicas dadas por los fabricantes. Esta contratación deberá realizarse bajo criterios objetivos y transparentes de acuerdo con las reglas previstas en los mercados de cada uno de estos energéticos de los cuales deberá almacenar los soportes e información auditable.

2. Una vez determinado el valor del combustible y la energía eléctrica del mes para las estaciones de compresión, el transportador lo asignará a cada estación a prorrata de la capacidad de compresión, según su uso, utilizadas en el mes en cada estación.

El valor asignado a cada estación corresponderá al valor de la variable a facturar a los remitentes en el mes .

b) El transportador calculará los gastos en combustible o energía a facturar a los remitentes en el mes por la prestación del servicio de transporte en el mes en cada tramo o grupo de gasoductos, que se definan para efectos tarifarios y donde haya estaciones de compresión, así:

Donde:

	Gastos en combustible o energía para compresión asociados a un tramo o grupo de gasoductos a facturar en el mes . Este valor estará expresado en pesos colombianos.
	Número de estaciones de compresión asociadas a un tramo o grupo de gasoductos .
	Gastos en combustible o energía para compresión para la estación Este valor estará expresado en pesos colombianos.

c) El transportador publicará en su boletín electrónico de operaciones, para sus remitentes y para las entidades de vigilancia y control, la información que haya utilizado para determinar los costos en combustible o energía para cada estación de compresión a facturar a sus remitentes en el mes . Esta información incluirá valores facturados por los proveedores, valores facturados correspondientes a combustible y energía para estaciones de compresión, cantidades consumidas en cada estación de compresión, capacidad instalada en cada estación utilizada para asignar costos de combustible por estación, entre otros.

d) El transportador conservará los soportes de cálculo de los costos en combustible o energía para cada estación de compresión, para cuando la autoridad competente o los remitentes los soliciten

18.6. Remuneración de inversiones menores en el , . Durante los primeros cinco años del horizonte de proyección dentro de los valores de se remunerarán, con el debido soporte y justificación, los valores eficientes de las inversiones menores no incluidas en las inversiones , , . asociadas exclusivamente al servicio de transporte para lo cual se deberá tener en cuenta lo siguiente:

a) El transportador deberá declarar los activos de inversiones menores por tramo para cada uno de los años del período tarifario acorde a la clasificación definida en el formato 3 del Anexo 4. Gastos de administración y mantenimiento.

b) Los períodos de remuneración serán de cinco años.

c) Se deberá presentar la información acorde a lo estipulado en el Artículo 9.

d) Como en cada sistema de transporte los conceptos son generales a todo el sistema el transportador deberá, con criterios de eficiencia, desagregarlos en cada tramo regulatorio.

PARÁGRAFO 1. La CREG podrá hacer auditorías sobre toda la información reportada por los transportadores relacionada con el cálculo del .

PARÁGRAFO 2. En la declaración de la información de toda conducta que tenga por objeto o efecto incorporar gastos de que regulatoriamente no se deben reconocer será reportada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia, en concordancia con las disposiciones de la Resolución CREG 080 de 2019 sobre reglas de comportamiento en el mercado.

PARÁGRAFO 3. Los valores de de que trata el presente artículo deberán ser declarados de manera anual para el período comprendido entre el 1 de enero y 31 de diciembre para cada año.

PARÁGRAFO 4. Los gastos de asociados a corridas con raspador inteligente, gas de empaquetamiento y terrenos e inmuebles, de proyectos que forman parte de las inversiones en gasoductos de y de se determinarán siguiendo el procedimiento descrito en los numerales 18.4.3. a 18.4.5. del presente artículo, cuando estos apliquen. Para estos efectos, el transportador reportará los gastos esperados por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos. La suma de estos tres gastos corresponderá a la variable para inversiones de y a la variable para inversiones de .

(Fuente: R CREG 175/21, art. 18)

ARTÍCULO 3.4.2.2.14. INVERSIONES Y GASTOS DE AOM QUE SE EXCLUYEN DE LOS CARGOS DE TRANSPORTE. Las inversiones y los gastos de correspondientes a activos de conexión, puntos de entrada, puntos de salida, estaciones de entrada, estaciones de salida, estaciones para transferencia de custodia, sistemas de almacenamiento, estaciones de compresión diferentes a las requeridas para el transporte de gas no serán consideradas para los cálculos de los cargos de transporte. Los costos de estos activos serán cubiertos por los agentes o usuarios que se beneficien de los mismos.

Aquellas conexiones, puntos de entrada, puntos de salida, estaciones de entrada, estaciones de salida y estaciones para transferencia de custodia, que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución se encuentren incluidas en los cargos de transporte, podrán mantenerse en la base de activos a reconocer en el tramo o grupo de gasoductos del transportador correspondiente. Igual tratamiento se dará a las ampliaciones o actualizaciones de dichos activos. El transportador, en su solicitud de nuevos cargos, deberá presentar la relación detallada de todos los elementos anteriormente enumerados.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 19)

ARTÍCULO 3.4.2.2.15. CÁLCULO DEL FACTOR DE UTILIZACIÓN. Para la determinación del factor de utilización se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

	Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos .
	Demanda máxima de capacidad real, reportada por el transportador, para cada uno de los años del período comprendido entre el año y el año En caso de que el transportador no reporte esta información, la Comisión tendrá en cuenta la mejor información disponible. Esta demanda deberá ser mayor o igual a la máxima capacidad contratada para cada uno de los años comprendidos entre el año y el año Expresada en .
	Demanda máxima esperada de capacidad, para cada uno de los años del período comprendido entre el año y el año Esta demanda deberá ser mayor o igual a la máxima capacidad contratada para cada uno de los años comprendidos entre el año y el año Expresada en .
	Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada uno de los años del período comprendido entre el año y el año . En caso de que el transportador no reporte esta información, la Comisión tendrá en cuenta la mejor información disponible. Expresado en kpcd.
	Es el máximo volumen de gas esperado transportable en un día de gas, para cada uno de los años del período comprendido entre el año y el año , calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en el Anexo 5 de la presente resolución. Expresado en kpcd.
	Es el primer año de la vida útil normativa del tramo o grupo de gasoductos . En caso de que se haya ampliado la capacidad de ese tramo o grupo de gasoductos, a través de compresores o loops, la variable corresponderá al resultado de calcular el promedio entre el primer año de vida útil normativa del tramo o grupo de gasoductos , y el primer año de vida útil normativa de la ampliación.
	Es el último año del período tarifario .

PARÁGRAFO 1. El transportador deberá reportar las anteriores variables, debidamente soportadas con criterios técnicos objetivos, tales como escenarios macroeconómicos, infraestructura prevista, análisis de mercado, contratos de transporte, entre otros.

PARÁGRAFO 2. En el cálculo de factor de utilización no se incluirán cantidades de las variables que resulten de la ejecución de proyectos de plan de abastecimiento de gas natural definido en el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 2345 del mismo año, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 3. Cuando un tramo o grupo de gasoductos termine su primer período de vida útil normativa, el factor de utilización se volverá a contabilizar a partir del siguiente período de vida útil normativa. Si el tramo o grupo de tramos tuvo ampliaciones dentro del período tarifario anterior (), se considera para el cálculo del factor de utilización contar el primer período de vida útil normativa a partir del valor de la variable b promediada.

PARÁGRAFO 4. Para el cálculo de las variables , se tomará el año calendario independiente del mes.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 20)

ARTÍCULO 3.4.2.2.16. DEMANDAS ESPERADAS DE CAPACIDAD Y DE VOLUMEN. La demanda esperada de capacidad, , y la demanda esperada de volumen, , se determinará de conformidad con lo dispuesto a continuación:

a) El transportador reportará las demandas esperadas de capacidad y de volumen para cada tramo o grupo de gasoductos asociadas a la inversión existente,, y las demandas esperadas de capacidad y de volumen asociadas a cada uno de los proyectos de y de .

Las demandas asociadas a la inversión existente, corresponderán a las demandas esperadas de capacidad,, y las demandas esperadas de volumen, , para el horizonte de proyección.

Las demandas asociadas a cada uno de los proyectos de corresponderán a las demandas esperadas de capacidad,, y las demandas esperadas de volumen, , para el horizonte de proyección de cada proyecto contado a partir del año de entrada en operación del respectivo activo. Para estos efectos, el transportador reportará las demandas esperadas por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

Las demandas asociadas a cada uno de los proyectos de corresponderán a las demandas esperadas de capacidad,, y las demandas esperadas de volumen,, para el horizonte de proyección de cada proyecto contado a partir del año de entrada en operación del respectivo activo. Para estos efectos, el transportador reportará las demandas esperadas por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

Estas demandas deberán estar debidamente soportadas con criterios técnicos objetivos, tales como escenarios macroeconómicos, infraestructura prevista, análisis de mercado, contratos firmes de transporte vigentes para el horizonte de proyección, entre otros.

Cuando se trate de un tramo con condición de contraflujo, las demandas esperadas de capacidad y de volumen a reportar por el transportador corresponderán a las capacidades agregadas esperadas en ambas direcciones, y a los volúmenes agregados esperados en ambas direcciones, respectivamente. Además, el transportador deberá reportar dichas demandas para cada dirección contractual.

Adicionalmente, el transportador deberá declarar a la CREG la capacidad total contratada por tramo o grupo de gasoductos definido para efectos tarifarios, desagregada por tipo de remitente (distribuidor-comercializador, industria, generador térmico, comercializador de gas natural vehicular), para cada año del horizonte de proyección. Esta información deberá ser consistente con la declarada por el transportador al gestor del mercado.

b) Una vez se inicie el trámite administrativo tendiente a resolver la solicitud tarifaria, el director ejecutivo de la Comisión publicará, mediante circular, las demandas esperadas de capacidad y de volumen reportadas por el transportador, así como la capacidad total contratada declarada por el agente.

c) En las Demandas Esperadas de Capacidad y en las Demandas Esperadas de Volumen no se considerarán los proyectos .

d) Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la circular de la Comisión, los terceros interesados podrán enviar preguntas y comentarios a la Comisión en relación con las proyecciones de demanda del transportador. De estas preguntas y comentarios se dará traslado al transportador para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles siguientes al recibo, responda las preguntas y se pronuncie sobre los comentarios, en documento que deberá presentar a la Comisión dentro de este último plazo.

e) La Comisión analizará la información mencionada en los literales a) y c) de este numeral, la confrontará con la disponible en la Comisión, y podrá exigir explicaciones al transportador, de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición.

Así mismo, la Comisión podrá decretar pruebas dentro del proceso tarifario para evaluar las proyecciones de demanda reportadas por el respectivo agente. De ser necesario, la Comisión solicitará al transportador que revise y ajuste, si es necesario, la proyección de demanda.

f) En todo caso, no se admitirán demandas esperadas de capacidad y de volumen inferiores a aquellas que resulten de aplicar el factor de utilización normativo que se define en el numeral 21.1 de la presente resolución.

g) Las demandas resultantes de los análisis previstos en los literales d) y e) de este numeral corresponderán a: (i) las variables y que serán utilizadas para el cálculo de los cargos de transporte que remuneran la inversión existente, ; (ii) las variables y que serán consideradas en la revisión tarifaria de que trata el Artículo 8 de la presente resolución al momento de incluir la inversión en los cargos regulados; y, (iii) las variables y que serán consideradas en los cargos regulados que se adopten para inversiones de .

h) Para efectos del cálculo de los cargos de transporte se tendrá en cuenta: (i) la proyección de demanda entregada por el transportador, sin incluir las pérdidas de gas en el sistema de transporte; (ii) las observaciones que las partes interesadas formulen a las proyecciones del transportador; y, (iii) la información en el gestor del mercado del valor de la demanda para cada tramo o grupo de gasoductos en los últimos tres (3) años. Para los primeros cinco (5) años del horizonte de proyección, los valores de demanda no podrán ser inferiores al promedio de los valores de los 3 últimos años del período tarifario . El gestor deberá tener disponible dicha información, de no haber sido recibida de los agentes, el Gestor deberá hacer el respectivo reporte a la SSPD.

i) Cuando se observe que la declaración de la demanda en cada uno de los primeros 5 años del horizonte de proyección es inferior al promedio de los 3 últimos años de los valores que están en el gestor del mercado, la CREG utilizará el promedio de demanda del gestor para cada uno de los años que estén por debajo de dicho promedio, salvo en los casos en los que el transportador demuestre lo contrario.

j) Si al aplicar el factor de ajuste a la y la se obtienen valores superiores a la , la y la se acotarán a la .

k) deberá aplicar el procedimiento establecido en el Anexo 5 de la presente resolución. Esta capacidad deberá estar desagregada para el sistema de transporte asociado a: (i) la inversión existente, ; (ii) la inversión existente, , más cada uno de los proyectos de como se establece en el Anexo 5 de la presente resolución; y, (iii) la inversión de .

21.1. Factor de utilización normativo. Cuando se trate de grupo de gasoductos, para efectos de aplicar el factor de utilización normativo, se tendrá en cuenta la capacidad máxima de mediano plazo del tramo donde se encuentren los puntos de entrada o las inyecciones de gas del respectivo grupo de gasoductos. El factor de utilización normativo se establecerá con sujeción a las siguientes reglas:

21.1.1. Factor de utilización normativo para . El factor de utilización normativo para un será igual a 0,5. Si el factor de utilización de un es inferior al factor de utilización normativo, la Comisión ajustará la y la , multiplicándolas por el siguiente factor:

Donde:

	Factor de ajuste para el tramo o grupo de gasoductos
	Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos según lo definido en el Artículo 20 de la presente resolución.

21.1.2. Factor de utilización normativo para . El factor utilización normativo para un será igual a 0,4. Si el factor de utilización de un es inferior al factor de utilización normativo, la Comisión ajustará la y la multiplicándolas por el siguiente factor:

Donde:

	Factor de ajuste para el tramo o grupo de gasoductos
	Factor de utilización para el tramo o grupo de gasoductos según lo definido en el Artículo 20 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 21)

ARTÍCULO 3.4.2.2.17. CARGOS MÁXIMOS REGULADOS POR SERVICIOS DE TRANSPORTE DE CAPACIDAD FIRME. La Comisión establecerá, para cada tramo o grupo de gasoductos, cargos máximos regulados para remunerar los costos de inversión y gastos de , aplicables al servicio de transporte de capacidad firme, siguiendo los siguientes lineamientos.

a) Para incluir en los cargos regulados los valores de y , el transportador deberá solicitar el ajuste tarifario un mes antes al cumplimiento de los períodos definidos en el Artículo 26 de la presente resolución.

b) Se somete el servicio de transporte en contratos de capacidad firme al régimen de libertad regulada definido en la Ley 142 de 1994. En consecuencia, este servicio se remunerará a través de los cargos regulados de que trata la presente resolución. De conformidad con los artículos 14.10 y 88.1 de la misma Ley, los cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión son cargos máximos. Por tanto, para la aplic

c) Conforme a los lineamientos indicados en el Artículo 29 de la presente resolución, la CREG podrá establecer cargos regulados de transporte para remunerar la inversión y los gastos de agregando (i) tramos regulatorios, o (ii) dividiendo tramos regulatorios, correspondientes a los grupos de gasoductos que se definieron en las resoluciones particulares de cargos aplicados en el período tarifario .

d) En el cálculo de los cargos regulados de que trata el presente artículo no se considerarán demandas generadas por proyectos de .

e) Para el cálculo de los cargos regulados de referencia de los tramos que tengan inversiones y gastos para atender necesidades de contraflujo, se deberá tener en cuenta la inversión total en dichos tramos y la demanda equivalente como la suma de las demandas en los dos sentidos. El será el total de los gastos de en dichos tramos. El transportador y el remitente aplicarán los artículos 41 y 42 de la presente resolución para la determinación de los cargos que remuneran inversiones y gastos de .

22.1. Cálculo de cargos fijos regulados de referencia para la remuneración de la inversión. Para el cálculo de los cargos fijos se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

	Cargo fijo que remunera costos de inversión existente y las inversiones expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.
	Valor de la inversión existente, expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Es el valor presente de los valores con la , conforme al Artículo 12.
	Valor presente ajustado de la inversión en variantes con la . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la entre en operación conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
	Valor presente ajustado de inversiones del PNI correspondientes a redes tipo II con la . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
	Valor presente ajustado de inversión en aumento de capacidad correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión con la tasa . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 14 de la presente resolución. Cuando la entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
	Corresponde a uno de los siguientes valores: 0; 0,10; 0,20; 0,40; 0,50; 0,60; 0,70; 0,80; 0,85; 0,90; 0,92; 0,94; 0,96; 0,98 y 1.
	Demanda esperada de capacidad asociada a la inversión existente, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Demanda anual esperada de capacidad asociada a la inversión tipo II, , para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos IAC, para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos expresados en pesos colombianos.

Valor presente de la demanda descontada

a la tasa

22.2. Cálculo de cargos variables regulados de referencia para la remuneración de la inversión. Para el cálculo de los cargos variables se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

	Cargo variable que remunera costos de inversión existente y las inversiones, expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpc-año.
	Valor de la inversión existente, expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Es el valor presente de los valores con la , conforme al Artículo 12.
	Valor presente ajustado de la inversión en variantes con la . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
	Valor presente ajustado de inversiones del PNI correspondientes a redes tipo II con la tasa . Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 13 de la presente resolución. Cuando la , entre en operación conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
	Valor presente ajustado de inversión en aumento de capacidad correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión con la tasa Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base, el cual debe ajustarse siguiendo lo expresado en el Artículo 14 de la presente resolución. Cuando la entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.

	Demanda esperada de volumen asociada a la inversión existente, expresada en kpc-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Demanda anual esperada de volumen asociada a la inversión tipo II, , para el horizonte de proyección, expresada en kpc-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos , para el horizonte de proyección, expresada en . Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de volumen a través de cargos variables expresados en pesos colombianos.
:	Valor presente de la demanda descontada a la tasa .

22.3. Parejas de cargos regulados. Corresponderán al conjunto de parejas de cargos que se formarán teniendo en cuenta los cargos calculados de conformidad con lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución, así:

Donde:

:	Cargo fijo total, expresado en pesos colombianos de la fecha base por
:	Cargo variable total, expresado en pesos colombianos de la fecha base por .

22.4. Cálculo de cargos fijos que remuneran los gastos de de inversión existente, . Para el cálculo de los cargos fijos que remuneran los gastos de de inversión existente, se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

:	Cargos fijos que remuneran los gastos de de inversión existente, e para el período tarifario expresados en pesos colombianos de la fecha base por
	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de inversión existente de las inversiones para el horizonte de proyección, expresados en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de inversión existente de las inversiones Cuando la entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento de inversión existente de las inversiones Cuando la entre en operación, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se recalculará el teniendo en cuenta los valores de demanda para el horizonte de proyección contados desde ese año.
	Demanda esperada de capacidad asociada a la inversión existente, expresada en kpcd-año. Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Demanda anual esperada de capacidad asociada a la inversión tipo II,, para el horizonte de proyección, expresada en . Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos , para el horizonte de proyección, expresada en . Cuando, conforme a las disposiciones del Artículo 28 se incluya alguna inversión en los cargos los valores de demanda se deberán actualizar para el horizonte de proyección aplicando las disposiciones Artículo 21.
	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos expresados en pesos colombianos.

	Valor presente de los gastos de administración, operación y mantenimiento para , descontados a la tasa .
	Valor presente de la demanda esperada de capacidad , descontadas a la tasa .

PARÁGRAFO 1. Para la actualización de la información cuando se incluyen inversiones se extenderán las series de demanda de capacidad y de volumen así como de los gastos de hasta completar el horizonte de proyección de 20 años, a partir de la aplicación de las disposiciones del Artículo 21. En el caso del se extenderán los valores hasta completar el horizonte de proyección de 20 años, considerando los valores i) y ii) .

PARÁGRAFO 2. La CREG podrá establecer cargos regulados de transporte para una porción de la inversión y de los gastos de correspondientes a un grupo de gasoductos. En tal caso, la porción restante se remunerará a través de cargos independientes para cada tramo.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 22)

ARTÍCULO 3.4.2.2.18. CARGOS PARA EL SERVICIO DE TRANSPORTE DE GAS A CONTRAFLUJO. Los cargos máximos para el servicio de transporte de gas a contraflujo serán los mismos adoptados para el respectivo tramo o grupo de gasoductos, de conformidad con el Artículo 22 de la presente resolución.

PARÁGRAFO. El transportador estará obligado a atender las solicitudes de servicio de transporte a contraflujo si la prestación de este servicio es técnicamente viable. En caso de que el transportador indique que no es factible la prestación del servicio a contraflujo, deberá justificarlo.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 23)

ARTÍCULO 3.4.2.2.19. ACTUALIZACIÓN DE CARGOS REGULADOS. Los cargos regulados calculados de conformidad con el Artículo 22 de la presente resolución se actualizarán aplicando las siguientes reglas:

24.1. Actualización de las Parejas de Cargos Regulados. El transportador actualizará las parejas de cargos regulados al finalizar cada año transcurrido desde la fecha base, de acuerdo con la variación anual del definido en el Artículo 2 de la presente resolución, mediante la siguiente fórmula:

Donde:

	Pareja de cargos regulados aplicables en el año
	Pareja de cargos regulados, para la fecha base, establecida de conformidad con el numeral 22.3 de la presente resolución.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre del año .
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre del año de la fecha base.
	Año en el cual se actualizan los cargos regulados.

24.2. Actualización de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM. El transportador actualizará los cargos fijos que remuneran los gastos de al finalizar cada año transcurrido desde la fecha base, de acuerdo con la variación anual del nacional definido en el Artículo 2 de la presente resolución, mediante la siguiente fórmula:

Donde:

	Cargo regulado de aplicable en el año
	Cargo regulado de para la fecha base, establecido de conformidad con el numeral 22.4 de la presente resolución.
	Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para el mes de diciembre del año
	Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para el mes de diciembre del año de la fecha base.
	Año en el cual se aplica el cargo regulado de .

PARÁGRAFO 1. En caso de que alguno de los índices que se utilizan para actualización se deje de publicar, la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante circular el nuevo índice.

PARÁGRAFO 2. La aplicación de los cargos a las cantidades contratadas y a los volúmenes transportados se hará como se establece en el Artículo 43 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 24)

ARTÍCULO 3.4.2.2.20. COSTO DE CAPITAL. La Comisión aplicando la metodología incluida en la Resolución CREG 004 de 2021 y aquella que la modifique adicione o sustituya, en resolución aparte, determinará las siguientes tasas para hacer el cálculo de los cargos:

	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos expresados en pesos colombianos.
	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de volumen a través de cargos variables expresados en pesos colombianos.
	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado expresado en pesos colombianos, para los proyectos IPAT de los planes de abastecimiento de gas natural.

PARÁGRAFO. Cuando se dé aplicación a lo previsto en el Artículo 28 y se ajusten los cargos, para el tramo o grupo de gasoductos objeto del cálculo tarifario, se utilizará en el cálculo la tasa de descuento con el procedimiento previsto en el parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021, o la que la modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 25)

Disposiciones sobre vida útil normativa

ARTÍCULO 3.4.2.3.1. DETERMINACIÓN DE LA VIDA ÚTIL DE UN ACTIVO. Para los activos asociados a la , la vida útil se contará, según cada caso, a partir de: i) su fecha de entrada en operación comercial, ii) el reconocimiento de un costo de oportunidad de acuerdo con la Resolución CREG 001 de 2000, iii) el reconocimiento por primera vez en los cargos tarifarios aprobados por la CREG, o iv) el ajuste tarifario por aplicación de un nuevo período de vida útil normativa con los valores o .

Para los activos asociados a las , la vida útil se contará a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos calculados con la Resolución CREG 126 de 2010. Para los activos asociados a las , y activos que se remplacen al finalizar el período de vida útil normativa, la vida útil normativa se contará a partir del mes y del año de la entrada en vigencia de los cargos del respectivo activo.

En el caso de los activos la vida útil normativa corresponde a la del activo principal.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 26)

ARTÍCULO 3.4.2.3.2. INVERSIÓN A RECONOCER EN ACTIVOS QUE CUMPLAN EL PERÍODO DE VIDA ÚTIL NORMATIVA. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, cuya vida útil normativa se cumpla dentro del período tarifario vigente, se aplicarán las siguientes reglas:

a) Dentro del término establecido en el Artículo8 de la presente resolución, el transportador deberá declarar los activos que cumplirán el período de vida útil normativa durante los primeros cinco años del período tarifario

En esta identificación, el transportador declarará, en el Anexo 2 de la presente resolución, tal como consta en las respectivas resoluciones particulares y/o en los documentos soporte:

i. Nombre del activo.

ii. El año y mes de entrada en operación.

iii. El año y mes en el que la Comisión por primera vez lo reconoció en los cargos tarifarios.

iv. El año y mes en el que se cumplirá el período de vida útil normativa.

v. Si tiene variantes, debe declarar la fecha de entrada en operación y sus características de acuerdo con el Anexo 2.

Si dentro del término establecido en el Artículo 8, el transportador no declara la información requerida, la Comisión podrá iniciar, de oficio, las actuaciones administrativas que permitan asignar valor cero al activo y el ajuste en los cargos.

b) Para cada uno de los activos que terminan el período de vida útil normativa, el transportador declarará:

i. La decisión de reponer o continuar con el activo para la siguiente vida útil normativa, con base en la información de que dispone el transportador y el mecanismo de valoración CREG del Anexo 1 de la presente resolución.

ii. Para los activos que decida seguir operando, la información solicitada en el Anexo 2 de la presente resolución.

iii. Para los activos que decida reemplazar manteniendo la misma capacidad de transporte, la información solicitada en el Anexo 2 de la presente resolución. En este caso, se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, PNI. Para el cálculo de cargos para este tipo de inversiones, se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22, siguiendo los procedimientos establecidos para y .

iv. Si el transportador considera que el activo que cumple vida útil normativa tiene una capacidad diferente a la requerida y decide reemplazarlo en su totalidad por uno de mayor capacidad, se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, . Para el cálculo de cargos para este tipo de inversiones se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22, siguiendo los procedimientos establecidos para y .

v. Si el transportador mantiene el activo existente y hace una ampliación de capacidad mediante un loop o una estación de compresión, deberá seguir el procedimiento previsto para una , y para el activo que continúa operando deberá entregar la información correspondiente a lo definido en el literal e) del presente artículo.

c) La Comisión verificará el año de finalización del período de vida útil normativa, e identificará los valores de los activos en los cargos tarifarios vigentes que cumplirán el período de vida útil normativa durante el período tarifario de cinco años, de acuerdo con la información contenida en las respectivas resoluciones particulares y/o en los documentos soporte, entre otros.

d) En caso de que la empresa declare que requiere reponer el 100% del activo que finaliza el período de vida útil normativa, la Comisión aplicará el procedimiento establecido en el Anexo 1 de la presente resolución para determinar el costo de reposición a nuevo de cada activo, . Este valor no incluirá estaciones reguladoras de puerta de ciudad, , las cuales se valorarán según lo establecido en el Artículo 45 de la presente resolución. En este caso, el y la demanda de capacidad y de volumen serán los previstos para el respectivo tramo antes de su reemplazo.

Para el caso de gasoductos en los que se hayan construido variantes durante el período de vida útil normativa, no será necesario declarar que se requiere reponer la variante, siempre y cuando la variante no tenga más de cinco años de construida y esté en condiciones de continuar en operación durante un nuevo período de , contado a partir de la fecha de entrada en operación comercial. El transportador deberá documentar y declarar la condición de la variante.

e) Si la decisión del transportador es continuar operando el activo existente, deberá seguir el siguiente procedimiento:

i. El transportador declarará el tipo de inversión y su valor, para los siguientes cinco años, que requiere el activo para continuar operando durante su vida útil normativa, con el suficiente detalle y justificación. Esta información deberá ser declarada de acuerdo con Anexo 2 de la presente resolución.

ii. Según el tipo de inversión y el valor de la inversión, la CREG podrá contratar un auditor para: (i) verificar la necesidad de la inversión, y (ii) establecer un valor eficiente de referencia de la inversión.

iii. En la determinación de los cargos tarifarios, la CREG incluirá el valor de las inversiones eficientes calculadas en el literal vi) que requiere el transportador para mantener en operación el activo. En este caso, el y la demanda de capacidad y de volumen serán los previstos para el respectivo tramo, antes de su reemplazo.

iv. Mientras el transportador ejecuta el 100% de las inversiones que requiere para mantener en operación el activo, se retirará de la base de activos el valor correspondiente al activo que ha cumplido período de vida útil normativa, y en la base tarifaria se reconocerá el valor eficiente determinado por la CREG del valor presente de las inversiones para mantener en operación el activo. En las resoluciones de cargos particulares se reconocerán las inversiones declaradas para los siguientes cinco años con el valor eficiente determinado por la CREG.

v. Los valores de inversión aprobados en el presente literal remunerarán todas las inversiones eficientes requeridas, tales como inversiones en reparaciones, variantes y reposiciones parciales, para mantener la integridad y seguridad de los activos correspondientes durante su nuevo período de vida útil normativa.

vi. Cuando el transportador ejecute el 100% de cada una de las inversiones que requiere para mantener en operación el activo, en la base tarifaria solo se reconocerá el valor eficiente de las inversiones ejecutadas, las cuales se incluirán en cargos de acuerdo con lo establecido en el Artículo 28 de la presente resolución. El valor eficiente, , se determinará siguiendo las siguientes fórmulas:

Donde:

	Valor eficiente de la inversión en caso de que el transportador decida continuar operando el activo durante el siguiente período de vida útil normativa. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor aprobado de las inversiones para mantener el activo en operación, determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor real de las inversiones para mantener el activo en operación determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor real de las inversiones para mantener el activo en operación, determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha de puesta en operación comercial. Los valores en dólares americanos se convertirán a pesos colombianos utilizando la de la fecha de puesta en operación comercial.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes en que entró en operación comercial.

f) Si la decisión del transportador es reemplazar el activo existente, deberá seguir el siguiente procedimiento:

i.Cuando el transportador decida reemplazar un activo que cumple vida útil normativa por otro de distintas características de longitud y diámetro, se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, . Para el cálculo de cargos para este tipo de inversiones se deberá aplicar lo dispuesto en el Artículo 22 de la presente resolución, siguiendo los procedimientos establecidos para y . en los siguientes casos:

a. Cuando sea un diámetro diferente al existente.

b. Cuando la longitud tenga una diferencia de +/- 10% a la del trazado original.

En caso de aplicarse cualquiera de los literales a. o b. el transportador deberá justificar el cambio en su solicitud.

ii. Mientras el transportador repone el activo, se continuará reconociendo el valor del activo que se encuentra en la base tarifaria.

iii. Cuando el transportador remplace el 100% del activo, el valor eficiente, se determinará siguiendo las siguientes fórmulas:

Donde:

	Valor eficiente de la inversión del nuevo activo. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor aprobado para el nuevo activo, determinado con base en lo establecido en el Anexo 1, en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor real del nuevo activo, determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor real del nuevo activo, determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha de puesta en operación comercial. Los valores en dólares americanos se convertirán a pesos colombianos utilizando la de la fecha de puesta en operación comercial.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para la fecha base.
	Índice de Precios al Productor Oferta Interna, reportado por el DANE para el mes de diciembre del año en que entró en operación comercial el nuevo activo.

g) El transportador, en su solicitud de cargos, deberá informar el cronograma para: (i) construir el gasoducto que va a reemplazar, y (ii) realizar las inversiones para mantener el gasoducto en operación.

En el plazo definido en en el Artículo 8 de la presente resolución, el transportador deberá entregar un cronograma, en formato Microsoft Project, en el que se incluya el diagrama Gantt correspondiente a cada proyecto. Este cronograma deberá ser reportado a la SSPD para lo relativo a su competencia.

En caso de modificaciones a las fechas de puesta en operación comercial establecidas en el cronograma, el transportador deberá comunicar formalmente los cambios y la justificación de los mismos a la Comisión y a la SSPD.

PARÁGRAFO 1. El gasoducto ramal al cual se le apliquen las disposiciones descritas en el presente artículo continuará estampillado.

PARÁGRAFO 2. Para variantes el período de vida útil normativo será el mismo del tramo correspondiente.

PARÁGRAFO 3. Para inversiones el período de vida útil normativo será determinado a partir de su puesta en operación comercial.

PARÁGRAFO 4. Para gasoductos tipo II que al cumplir su , cambian su punto de entrada o punto de salida o su se considerará para el trámite de cargos con un tratamiento similar al de los activos que hacen parte del programa de nuevas inversiones, .

PARÁGRAFO 5. En el caso de que el transportador identifique que un tramo de gasoducto debería ser abandonado por razones insalvables de tipo técnico o de suficiencia financiera bajo condiciones de eficiencia económica deberá presentar a la CREG la justificación correspondiente y un plan de acción en el que se establezca cómo se va a atender a la demanda que depende del gasoducto que pretende abandonar y la CREG determinará la necesidad del abandono. El plan de atención a la demanda deberá presentarse al menos un año antes de que este hecho suceda. Si se confirma lo solicitado por el transportador la CREG retirará dicho activo de la base correspondiente.

PARÁGRAFO 6. Durante la vigencia de la presente metodología, si el transportador requiere desarrollar inversiones adicionales a las declaradas para los primeros 5 años del nuevo período VUN el transportador podrá presentarlas con la justificación correspondiente a consideración de la Comisión. En caso de ser aceptadas se aplicarán las disposiciones del Artículo 28.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 27)

ARTÍCULO 3.4.2.3.3. REGLAS PARA LA INCLUSIÓN DE INVERSIONES QUE HAN CUMPLIDO PERÍODO DE VIDA ÚTIL NORMATIVA, , VALORES DE Y EN LOS CARGOS REGULADOS. La Comisión podrá realizar revisiones tarifarias de oficio cada dos años a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos aprobados por la CREG con base en la metodología de la presente resolución, teniendo en cuenta las inversiones, las demandas y los gastos de asociados a proyectos , así como las incluidas en el Artículo 17 y en el Artículo 29 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 28)

Otras Disposiciones

Agregación o seccionamiento de tramos

ARTÍCULO 3.4.3.1.1. AGREGACIÓN O SECCIONAMIENTO DE TRAMOS EXISTENTES. La Comisión, cuando evidencie que la agregación de los tramos regulatorios o seccionamiento de tramos permiten aumentar la oferta de gas en el mercado y, en consecuencia, garantizar la prestación del servicio público domiciliario de gas natural de manera continua y en condiciones de eficiencia, aplicará los siguientes aspectos:

a) Casos en los que iniciará el proceso: podrá establecer cargos regulados de transporte agregando dos (2) o más tramos regulatorios o seccionando un (1) tramo, en los siguientes casos:

i. Cuando en los planes de abastecimiento de gas natural se solicite agregar tramos regulatorios o seccionar un (1) tramo.

ii. Cuando en los análisis de la CREG se determine la conveniencia de agregar tramos regulatorios o seccionar un (1) tramo para aumentar y hacer más competitiva la oferta de gas natural en el mercado.

iii. Cuando un agente o un tercero interesado lo solicite.

b) Condiciones: Para la agregación de los tramos regulatorios o seccionamiento de tramos se deben cumplir las siguientes condiciones:

i. Deben estar determinados los tramos involucrados.

ii. Debe haber un análisis de beneficio costo y de las implicaciones que tendrá para el mercado a cargo de quien solicite de acuerdo al literal a)

iii. Todos los tramos incluidos deben ser parte activa en el transporte de gas asociado al nuevo tramo.

c) Procedimiento: El procedimiento a seguir para la agregación o seccionamiento de tramos es como sigue:

i. La CREG evaluará la conveniencia de la agregación o seccionamiento de tramos.

ii. El director ejecutivo de la CREG publicará, mediante circular, la información, análisis y los estudios de beneficio - costos disponibles.

iii. Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la circular de la CREG, los agentes productores, la demanda, usuarios, remitentes y demás interesados podrán enviar preguntas y comentarios a la CREG en relación con la información reportada en la Circular.

iv. De las preguntas y comentarios recibidos se dará traslado a la parte interesada en la agregación o seccionamiento de tramos regulatorios para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles siguientes al recibo, envíe a la CREG sus comentarios y respuestas.

v. La CREG evaluará la información recibida, la confrontará con la disponible en la Comisión y hará los análisis correspondientes. Adicionalmente, podrá exigir explicaciones a la parte interesada para adoptar la decisión final.

vi. La solicitud de agregación de tramos se puede hacer i) en la solicitud de cargos, el transportador incumbente podrá solicitar la agregación de tramos, teniendo en cuenta lo previsto en este artículo, ii) durante el período tarifario vigente, al menos un año antes a las revisiones tarifarias previstas en el Artículo 28 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Cuando en el proceso de agregación se involucren tramos de más de un transportador los agentes deberán convenir entre ellos las condiciones y ponerlas a consideración de la CREG como parte del proceso de estampillamiento.

PARÁGRAFO 1. Cuando la solicitud de que trata este artículo se realice antes de la entrada en vigencia de los nuevos cargos regulados de transporte aprobados con base en la metodología de la presente resolución, la Comisión analizará la procedencia de acumular dicha solicitud dentro de la actuación administrativa que decida la solicitud de nuevos cargos regulados por parte del transportador del respectivo sistema de transporte. En caso de no acumular esta solicitud en la actuación administrativa de ajuste de nuevos cargos, esta se resolverá de manera separada.

PARÁGRAFO 2. Cuando la solicitud de que trata este artículo se realice después de la entrada en vigencia de los nuevos cargos regulados de transporte aprobados con base en la metodología de la presente resolución, la Comisión adelantará el análisis de la solicitud y, si hay lugar a adoptar la agregación o seccionamiento de unos tramos o del tramo, se aplicarán los períodos de ajuste dispuestos en el Artículo 28 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. Cuando, dentro de una actuación administrativa a efectos de establecer los cargos regulados para un sistema de transporte, simultáneamente se presentan solicitudes para la aplicación de ambas alternativas que cobijan un mismo tramo, la Comisión evaluará ambas solicitudes de acuerdo con los procedimientos aquí establecidos, considerando la aplicación de la alternativa que mejor permita el cumplimiento de los fines y objetivos en relación con aumentar la oferta de gas en el mercado, a fin de garantizar la prestación del servicio público domiciliario de gas natural de manera continua y en condiciones de eficiencia.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 29)

ARTÍCULO 3.4.3.1.2. PROCEDIMIENTO PARA AGREGAR O SECCIONAR TRAMOS REGULATORIOS. Cuando, de acuerdo con las disposiciones del Artículo 29, se decida agregar o seccionar tramos regulatorios, se procederá así:

i. Cuando la decisión sea agregar dos o más tramos regulatorios los valores de las inversiones y los gastos de AOM existentes en la base tarifaria, más las inversiones que se aprueben para el nuevo tramo se agregarán. En el caso de los valores de las demandas, estas corresponderán a las del nuevo tramo.

ii. Cuando la decisión sea seccionar un tramo regulatorio existente los valores de las inversiones y los gastos de AOM existentes en la base tarifaria se desagregarán en función de la separación. El mismo tratamiento tendrán las nuevas inversiones y los valores de las demandas.

PARÁGRAFO. El trámite del estampillamiento o seccionamiento debe cumplir con todos los pasos para determinación de cargos previstos en esta resolución o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 30)

Remuneración de proyectos IPAT

ARTÍCULO 3.4.3.2.1. INVERSIÓN EN PROYECTOS DE IPAT QUE EJECUTA EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE. Durante el período tarifario el transportador podrá ejecutar inversiones en proyectos prioritarios incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural aprobado por el Ministerio de Minas y Energía, que se encuentren embebidos dentro de su sistema de transporte,, para lo cual se aplicará el procedimiento establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

Cuando se trate de gasoductos y estaciones de compresión, el transportador deberá declarar a la Comisión la información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución asociada al respectivo proyecto . Con base en esta información, y aplicando el mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 de la presente resolución, la Comisión determinará el valor a reconocer por los activos correspondientes a gasoductos y estaciones de compresión u otros activos, expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

Para el caso de activos distintos a gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión establecerá el valor a reconocer de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

Los anteriores valores corresponderán a las inversiones del plan de abastecimiento asociados a cada proyecto en el respectivo tramo de gasoducto.

Cada vez que un proyecto entre en operación comercial, y dentro de los tres meses siguientes, el transportador deberá declarar a la Comisión el valor real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en el formato del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.

Si el valor real del activo es distinto del valor aprobado mediante resolución , para cada proyecto la Comisión determinará un valor ajustado , así:

Donde:

	Valor ajustado de , expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.
	Valor reconocido del proyecto , expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información. Este valor será determinado con base en lo establecido en el Anexo 1 y en la información reportada según el Anexo 2 de la presente resolución.
	Valor real del proyecto determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.

La Comisión realizará el ajuste a que haya lugar, con el fin de incluir en el flujo de ingresos el valor ajustado de las inversiones del proyecto , .

PARÁGRAFO1. La Comisión podrá verificar la información reportada en el Anexo 3 de la presente resolución mediante los mecanismos que considere pertinentes.

PARÁGRAFO 2. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias estándar.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 31)

ARTÍCULO 3.4.3.2.2. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PROYECTOS DE QUE EJECUTA EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE. Para determinar los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a cada proyecto , , se aplicará el siguiente procedimiento:

El transportador declarará a la CREG los gastos de administración, operación y mantenimiento,, asociados a cada proyecto , como se dispone a continuación:

a) Gastos fijos en compresión asociada a proyectos de, : Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:

1. El transportador declarará los gastos esperados directamente relacionados con cada estación para el período , distintos al costo del combustible o energía requerida para comprimir el gas, e indicará el tramo o grupo de gasoductos al que está asociada la estación. Estos gastos estarán expresados en pesos colombianos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos de estos gastos: justificación de las horas proyectadas de uso de los compresores, copia de las curvas típicas de consumo de lubricantes de las máquinas de acuerdo con las especificaciones técnicas dadas por los fabricantes, entre otros.

2. La CREG evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable , para cada año del .

b) Gastos en gasoductos asociados a proyectos de : Para gasoductos se aplicará el siguiente procedimiento:

1. El transportador declarará a la Comisión, para cada año del , la estimación de los gastos asociados al gasoducto, distintos a gastos en corridas con raspador inteligente y gastos asociados al costo de oportunidad del gas de empaquetamiento. Estos gastos estarán expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible.

2. El transportador declarará a la Comisión, para el , la estimación de los gastos en corridas con raspador inteligente, expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos de esta estimación. Se reconocerá máximo una corrida con raspador inteligente cada cinco años. Los gastos en corridas con raspador inteligente se reconocerán únicamente para gasoductos de diámetros iguales o superiores a 4 pulgadas.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes corresponderán a los gastos en corridas con raspador inteligente asociados al gasoducto, .

3. El transportador declarará a la Comisión el gas de empaquetamiento asociado al gasoducto, , expresado en , y adjuntará los respectivos soportes de cálculo. Para realizar los cálculos del se utilizarán las condiciones físicas promedio de operación esperadas en el respectivo gasoducto para los primeros 12 meses de operación. La Comisión podrá verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el transportador.

La Comisión calculará los gastos asociados al costo de oportunidad del gas de empaquetamiento, utilizando la siguiente expresión:

Donde:

	Gastos asociados al gas de empaquetamiento del gasoducto para cada año del , expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.
	Precio promedio nacional publicado por el gestor del mercado, ponderado por cantidades, de contratos de todas las fuentes de suministro de gas natural resultantes de aplicar el mecanismo de comercialización establecido en el Artículo 22 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Se tomará la información del año anterior más reciente en el que haya información de contratos que permita calcular el precio promedio ponderado. Este precio estará expresado en dólares americanos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de información del transportador. En caso de requerirse, este precio se actualizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos, se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo. En caso de que este índice se deje de publicar, la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva de la CREG, podrá definir mediante circular un nuevo índice reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.
	Tasa promedio de costo de capital establecida en el Artículo 25 de la presente resolución.
	del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración de información del transportador.
	Gas de empaquetamiento asociado al gasoducto en

c) Gastos asociados a infraestructura distinta a estaciones de compresión y gasoductos, para esta infraestructura se aplicará el siguiente procedimiento:

1. El transportador declarará a la Comisión la estimación de los gastos totales asociados a esta infraestructura para cada año del , expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración. Así mismo, entregará los soportes técnicos que justifiquen los respectivos valores.

La Comisión evaluará la eficiencia en estos gastos utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes corresponderán a los gastos asociados al proyecto correspondiente a infraestructura distinta a estaciones de compresión y gasoductos, , para cada año del .

Los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados al proyecto , serán los siguientes, según el tipo de proyecto:

PARÁGRAFO 1. Con base en las disposiciones de los artículos 33, 34 y 35 de la presente resolución, la Comisión expedirá una resolución en la que adoptará el flujo de ingresos para remunerar el valor eficiente de las inversiones y los gastos de del proyecto e , como se establece en el capítulo VI de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 32)

ARTÍCULO 3.4.3.2.3. FLUJO DE INGRESOS PARA REMUNERAR INVERSIÓN. Para cada proyecto , a CREG calculará anualidades para remunerar la inversión durante el período estándar de pagos al transportador incumbente, así:

Flujo de ingresos en pesos: Para cada año del período estándar de pagos al transportador incumbente se fijará el valor obtenido de aplicar la siguiente expresión:

Donde:

	Ingreso anual esperado para remunerar la inversión del proyecto de , expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.
	Valor eficiente de la inversión del proyecto , determinado de conformidad con lo establecido en el Artículo 31 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.
	Valor eficiente de otras inversiones en el proyecto , que corresponderá a la suma de los costos de (i) la fiducia que contratará al auditor, (ii) los servicios que prestará el auditor; y (iii) de constituir el patrimonio autónomo de acuerdo con lo establecido en el literal a) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.
	Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de transporte a través de ingreso regulado expresado en pesos colombianos, para los proyectos de los planes de abastecimiento de gas natural.
	20 años

PARÁGRAFO 1. Los costos de la fiducia que contratará el auditor y los de constituir el patrimonio autónomo deberán reflejar precios de mercado.

PARÁGRAFO 2. Los valores que remuneran la inversión se calcularán dividiendo en 12 el del año correspondiente y se actualizarán mensualmente con la variación del del mes anterior al mes a actualizar con respecto del del mes de diciembre del año de la declaración de la información.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 33)

ARTÍCULO 3.4.3.2.4. FLUJO DE INGRESOS PARA REMUNERAR LOS GASTOS DE AOM. En la misma resolución que se apruebe el flujo de ingresos anuales para remunerar la inversión del proyecto , la Comisión aprobará los valores eficientes de los gastos de para el proyecto para cada año del período estándar de pagos al transportador, , determinados de conformidad con lo establecido en el Artículo 32 de la presente resolución. Estos valores de estarán expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.

PARÁGRAFO 1. Los valores que remuneran el se calcularán dividiendo en 12 el del año correspondiente y se actualizarán mensualmente con la variación del del mes anterior al mes a actualizar con respecto del del mes de diciembre del año de la declaración de la información.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 34)

ARTÍCULO 3.4.3.2.5. OFICIALIZACIÓN DE INGRESOS PARA EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE. Mediante resolución, la Comisión aprobará los valores del flujo de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de del proyecto .

PARÁGRAFO 1. La Comisión ajustará la resolución mediante la cual se apruebe el flujo de ingresos anuales para remunerar la inversión del proyecto , cuando sea necesario incluir el valor ajustado de inversiones, , de acuerdo con lo establecido en el Artículo 31 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 35)

ARTÍCULO 3.4.3.2.6. REMUNERACIÓN DE TRAMOS O GRUPOS DE GASODUCTOS DONDE HAYA PROYECTOS DE IPAT. La remuneración de los tramos o grupos de gasoductos en los que haya proyectos ejecutados por el transportador incumbente, o por terceros mediante los procesos de selección de que trata la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, estará sujeta a las siguientes reglas:

a) El servicio de transporte en el tramo o grupo de gasoductos, incluido el servicio de transporte a contraflujo, estará sujeto a los cargos máximos regulados calculados como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución.

b) El ingreso total generado por la prestación del servicio del mes lo facturará el transportador en el mes , así:

Donde:

	Ingreso total por la prestación del servicio de transporte del mes en el tramo o grupo de gasoductos expresado en pesos colombianos.
	Capacidad contratada a través del contrato j para el mes , en el tramo o grupo de gasoductos expresada en miles de pies cúbicos por día. Incluye la capacidad contratada a contraflujo.
	Cargo fijo pactado en el contrato actualizado para el año en el tramo o grupo de gasoductos y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día.
	Cargo fijo del contrato j que remunera los gastos de aprobado por la CREG para tramo o grupo de gasoductos actualizado para el año y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día.
	Número de días de prestación del servicio de transporte durante el mes .
	Número de días del año
	Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
	Cargo variable pactado en el contrato j, actualizado para el año para tramo o grupo de gasoductos y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos.
	Volumen transportado en virtud del contrato j durante el mes , en el tramo o grupo de gasoductos expresado en miles de pies cúbicos.
	Número de contratos en el tramo o grupo de gasoductos.

c) El transportador liquidará en el mes el ingreso máximo por la prestación del servicio en el mes , así:

	Ingreso total máximo para el transportador por la prestación del servicio de transporte en el mes , en el tramo o grupo de gasoductos expresado en pesos colombianos.
	Número de días de prestación del servicio durante el mes .
	Número de días del año
	Capacidad máxima de mediano plazo para el año utilizada para el cálculo de los cargos fijos del tramo o grupo de gasoductos como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución, expresada en miles de pies cúbicos por día. En los valores de la no se considerarán los valores de los proyectos . En la resolución mediante la cual la CREG apruebe los cargos regulados para el para tramo o grupo de gasoductos se deberá indicar explícitamente la demanda esperada de capacidad para cada año .
	Cargo fijo de la pareja 80% fijo - 20% variable aprobado por la CREG para el tramo o grupo de gasoductos , actualizado para el año y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día-año.
	Año para el cual se actualizan los cargos regulados.
	Cargo fijo que remunera los gastos de AOM aprobado por la CREG para el para tramo o grupo de gasoductos , actualizado para el año y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos por día.
	Cargo variable de la pareja 80% fijo - 20% variable aprobado por la CREG para el tramo o grupo de gasoductos , actualizado para el año y expresado en pesos colombianos por miles de pies cúbicos.
	Volumen máximo de mediano plazo para el año utilizada para el cálculo de los cargos variables del tramo o grupo de gasoductos , como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución, expresada en miles de pies cúbicos. En los valores no se considerarán los valores de los proyectos . En la resolución mediante la cual la CREG apruebe los cargos regulados para el respectivo tramo o grupo de gasoductos se deberá indicar explícitamente la demanda esperada de volumen para cada año

Donde:

Año en el cual se actualizan los cargos regulados.

d) A partir de la información de los literales b) y c) anteriores, el transportador determinará la diferencia de ingreso, , así:

e) Si es menor o igual a cero, el transportador tomará el ingreso .

Si es mayor que cero, el transportador disminuirá este valor del costo de prestación del servicio de transporte a los remitentes beneficiarios de los proyectos construidos en el tramo o grupo de gasoductos en concordancia con las disposiciones definidas en la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1. El gestor del mercado realizará anualmente máximo cinco auditorías aleatorias por sistema de transporte, para verificar la liquidación del de cualquier mes del año y en cualquier tramo o grupo de gasoductos, Para esto, el transportador deberá mantener disponible la información correspondiente para los últimos doce meses liquidados. Para estas auditorías, el gestor del mercado seleccionará auditores independientes e idóneos, y los costos de estos auditores serán asumidos por el transportador auditado.

PARÁGRAFO 2. En resolución aparte, la Comisión podrá establecer un mecanismo particular para determinar los cargos máximos aplicables al servicio de transporte de gas a contraflujo para transportar gas proveniente de la infraestructura de importación de gas del Pacífico de que trata la Resolución CREG 152 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 36)

ARTÍCULO 3.4.3.2.7. AJUSTE DE DISPOSICIONES APLICABLES A PROYECTOS DE IPAT QUE EJECUTA EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE. Las disposiciones establecidas en los artículos 33 a 36 de la presente resolución, se podrán ajustar cuando sea necesario para dar cumplimiento a las disposiciones adoptadas en el Decreto 2345 de 2015, por el cual se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, o aquellos que los modifiquen o sustituyan, en relación con el plan de abastecimiento de gas natural. Esto incluye ajustes que se puedan requerir a las disposiciones adoptadas en la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 37)

ARTÍCULO 3.4.3.2.8. ASIGNACIÓN DE GASTOS EN COMBUSTIBLE O ENERGÍA ELÉCTRICA PARA ESTACIONES DE COMPRESIÓN. Los gastos en combustible o energía eléctrica para compresión en cada tramo o grupo de gasoductos,, se asignarán, a cada beneficiario del proyecto definidos por la UPME de conformidad con lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan que se benefició del servicio de transporte prestado en proporción a las capacidades de transporte que tengan contratadas en el mes en el tramo o grupo de gasoductos que incluyan el punto de salida del SNT de transferencia de custodia al beneficiario definido por la UPME con base en la siguiente expresión:

Donde:

	Gastos en combustible y energía para estaciones de compresión a cargo del remitente a facturar en el mes . Este valor estará expresado en pesos colombianos corrientes.
	Suma de las capacidades máximas contratadas por el remitente durante el mes Incluye todas las modalidades de contratos de transporte en el tramo o grupo de gasoductos definidos para efectos tarifarios. Este valor estará expresado en miles de pies cúbicos por día, .
	Gastos en combustible y energía para estaciones de compresión durante el mes asociados al tramo o grupo de gasoductos, definidos para efectos tarifarios. Este valor estará expresado en pesos colombianos.
	Número total de remitentes que contrataron capacidad de transporte durante el mes en el tramo o grupo de gasoductos, definidos para efectos tarifarios, bajo cualquier modalidad de contrato de transporte.
	Factor ponderador para cada uno de los puntos de salida del definidos por la UPME para identificar la porción del aporte de los beneficiarios en el nodo respectivo.

PARÁGRAFO 1. El valor hará parte del costo de prestación del servicio de transporte como se establece en el Artículo 43 de la presente resolución, y se deberá mostrar de manera desagregada de otros costos en la factura del servicio de transporte.

PARÁGRAFO 2. A partir de la vigencia de la presente resolución y hasta la entrada en vigencia de los cargos aprobados con base en la metodología de la presente resolución, los transportadores deberán realizar las adecuaciones que requieran en sus sistemas de información para cumplir con lo dispuesto en la presente resolución.

PARÁGRAFO 3 La ecuación incluida de este artículo se podrá ajustar considerando entre otros elementos la definición de la variable cuando sea necesario para dar cumplimiento a las disposiciones adoptadas en el Decreto 2345 de 2015, por el cual se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, o aquellos que los modifiquen o sustituyan, en relación con el plan de abastecimiento de gas natural.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 38)

ARTÍCULO 3.4.3.2.9. CAPACIDAD ADICIONAL GENERADA POR OBRAS DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL: Cuando se ejecuten proyectos , o proyectos a través de los procesos de selección de que trata la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, que generen aumento en la capacidad de transporte de un sistema de transporte existente, el transportador responsable de este sistema deberá determinar la capacidad final del sistema con los nuevos proyectos, así:

Donde:

	Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada año del horizonte de proyección, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, incluyendo proyectos del plan de abastecimiento de gas natural ejecutados por el transportador o por un tercero, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en la presente resolución.
	Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada año del horizonte de proyección, de los proyectos del plan de abastecimiento de gas natural ejecutados por el transportador o por un tercero, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en la presente resolución.
	Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada año del horizonte de proyección, sin proyectos del plan de abastecimiento de gas natural ejecutados por el transportador o por un tercero, calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en la presente resolución.
	Proyecto del plan de abastecimiento de gas natural ejecutado por el transportador o por un tercero. Puede corresponder a proyectos de o a proyectos ejecutados mediante procesos de selección.
	Número de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural ejecutados por el transportador o por terceros.

La se debe calcular de manera separada para cada sentido o dirección del tramo o grupo de gasoductos, cuando se presente condición de contraflujo.

PARÁGRAFO 1. Cuando un proyecto sea desarrollado por un transportador diferente al incumbente, deberá declarar al incumbente todos los parámetros técnicos necesarios para el cálculo de la con quince (15) días calendario de anticipación a la entrada de operación del .

PARÁGRAFO 2. El transportador incumbente, cuando se requiera, asignará hasta el 100% de la capacidad asociada a los proyectos aplicando las disposiciones de que trata el Artículo 41.

PARÁGRAFO 3. Cuando se requiera usar la capacidad de un proyecto para eventos de confiabilidad esta se asignará por el transportador incumbente siguiendo el procedimiento que para esos efectos trata el Decreto 1073 de 2015 o el que lo modifique o sustituya.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 39)

Gasoductos dedicados

ARTÍCULO 3.4.3.3.1. DISPOSICIONES PARA GASODUCTOS DEDICADOS. Los gasoductos dedicados deben cumplir las siguientes disposiciones:

a) Mientras sea de uso exclusivo, no requiere solicitar cargos a la CREG.

b) Este gasoducto debe tener libre acceso a terceros, si técnicamente es posible considerando la demanda actual y proyectada del propietario del gasoducto dedicado.

c) Si hay una solicitud de conexión de un productor comercializador, un transportador, un distribuidor o un usuario no regulado y esta es técnicamente factible el servicio deberá ser prestado por un transportador, quien deberá solicitar cargos a la CREG. En este caso, el gasoducto ya no será dedicado y pasará a ser de uso y le serán aplicables todas las disposiciones contenidas en esta resolución.

La aplicación de la disposición anterior deberá implementarse en un plazo no mayor a un año calendario contado desde que el tercero se conecte al gasoducto. Si ya hay un tercero conectado al gasoducto dedicado el plazo será de un año calendario a partir de la vigencia de la presente resolución.

d) Para el cálculo de los cargos se aplicará el procedimiento descrito en el Artículo 10 y siguientes de la presente resolución. Respecto a la valoración de la inversión de gasoductos en operación se tendrá en cuenta (i) el valor en libros incluyendo la depreciación del gasoducto al momento de la definición del cargo, y (ii) el plan de inversiones para los siguientes cinco años. Los cargos así determinados estarán vigentes hasta la definición de nuevos cargos con la expedición de una nueva metodología.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 40)

Negociación de cargos

ARTÍCULO 3.4.3.4.1. OPCIONES PARA NEGOCIAR CARGOS QUE REMUNERAN INVERSIÓN. Los remitentes podrán utilizar las siguientes opciones para negociar los cargos aplicables al servicio de transporte pactado en contratos de capacidad firme, que remuneran inversión:

a) Los comercializadores que representan demanda no regulada y los usuarios no regulados podrán acogerse a cualquiera de las siguientes opciones:

1. Determinación libre de cargos por mutuo acuerdo con el transportador, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.1 de este artículo.

2. Determinación de las parejas de cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.2 de este artículo.

En caso de que los remitentes y el transportador no lleguen al mutuo acuerdo previsto en los numerales anteriores, o si las partes lo convienen, deberán aplicar el procedimiento de aproximación ordinal establecido en el numeral 41.3 de este artículo, dentro de los tres (3) meses siguientes al inicio de la negociación. Para el caso de los remitentes que den aplicación a lo dispuesto en este literal en virtud de sus contratos vigentes, según lo señalado en el parágrafo 3 de este artículo, se entenderá que el inicio de la negociación se da a la entrada en vigencia de los nuevos cargos.

b) Los comercializadores que representan demanda regulada podrán determinar los cargos regulados por mutuo acuerdo con el transportador, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.2 de este artículo, teniendo en cuenta que el cargo fijo deberá considerar un que sea como mínimo el valor del factor de carga promedio durante el período tarifario . En caso de que no lleguen al mutuo acuerdo, o si las partes lo convienen, deberán seguir el procedimiento de aproximación ordinal, conforme a lo dispuesto en el numeral 41.3 de este artículo, dentro de los tres (3) meses siguientes al inicio de la negociación. Para el caso de los remitentes que den aplicación a lo dispuesto en este literal en virtud de sus contratos vigentes, según lo señalado en el parágrafo 3 de este artículo, se entenderá que el inicio de la negociación se da a la entrada en vigencia de los nuevos cargos.

41.1. Determinación libre de cargos de transporte

Opción mediante la cual los remitentes podrán convenir libremente con el transportador los cargos o esquema de remuneración por servicios de transporte.

Las opciones comerciales que diseñe el transportador deberán ser conocidas por todos los remitentes y dar estricta aplicación al criterio de neutralidad establecido por el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, y no podrán afectar el costo del servicio de los demás usuarios de un tramo o grupo de gasoductos.

41.2. Determinación de cargos regulados por mutuo acuerdo entre las partes

Opción mediante la cual los remitentes y el transportador podrán seleccionar, libremente y de común acuerdo, las parejas de cargos regulados que se ajusten a su conveniencia, a partir de los cargos establecidos por la CREG según el Artículo 22 de la presente resolución.

41.3. Determinación de cargos regulados por el procedimiento de aproximación ordinal

Opción mediante la cual los remitentes y el transportador aplican el siguiente procedimiento para establecer las parejas de cargos regulados:

a) El transportador preparará una oferta que refleje sus preferencias, en orden descendente, de las diferentes parejas de cargos regulados de que trata el Artículo 22 de la presente resolución.

b) El remitente, en forma similar, preparará una oferta que refleje sus preferencias, en orden descendente, de las diferentes parejas de cargos regulados de que trata el Artículo 22 de la presente resolución.

c) El transportador y el remitente depositarán sus ofertas en urna sellada, en presencia de un tercero neutral designado de común acuerdo entre las partes.

d) El tercero designado, quien obrará como secretario ad hoc del proceso, abrirá las ofertas y establecerá la pareja de cargos regulados a aplicar por las partes, con sujeción a las siguientes reglas:

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

2. Iniciará el recorrido de la tabla anterior, comenzando por las parejas de cargos regulados de mayor preferencia para las partes. El secretario ad hoc detendrá el recorrido cuando se cumpla alguna de las siguientes condiciones: i) hay coincidencia en el orden de preferencia por una misma pareja de cargos regulados; o ii) se presentan dos parejas de cargos regulados en diferente orden de preferencia.

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

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

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

41.3.1. Procedimiento de aproximación ordinal si el factor de carga del remitente es igual o superior a 0,5

Cuando el factor de carga promedio de un remitente durante el período tarifario sea igual o superior a 0,5, para el procedimiento de aproximación ordinal, este remitente y el transportador sólo podrán expresar preferencias por todas las parejas de cargos regulados disponibles en las que sea como mínimo el valor del factor de carga promedio durante el período tarifario .

Cuando el valor del factor de carga no coincida con alguno de los valores de , definidos en el Artículo 22 de la presente resolución, se tomará como mínimo el valor inmediatamente siguiente al valor del factor de carga.

Para el caso de nuevos remitentes en el SNT, se tendrá en cuenta el factor de carga proyectado por dicho remitente.

41.3.2. Procedimiento de aproximación ordinal si el factor de carga del remitente es inferior a 0,5

Cuando el factor de carga promedio de un remitente durante el período tarifario sea inferior a 0,5, para el procedimiento de aproximación ordinal, este remitente y el transportador sólo podrán expresar preferencias por todas las parejas de cargos regulados disponibles en las que sea como mínimo uno (1) menos el valor del factor de carga promedio durante el período tarifario .

Cuando el valor resultante de restar el factor de carga a la unidad (1) no coincida con alguno de los valores de , definidos en el Artículo 22 de la presente resolución, se tomará como mínimo el valor inmediatamente siguiente al valor resultante de restar el factor de carga a la unidad (1).

Para el caso de nuevos remitentes en el se tendrá en cuenta el factor de carga proyectado por dicho remitente.

PARÁGRAFO 1. Para casos en los cuales el servicio de transporte cubra varios tramos de gasoducto, el porcentaje de inversión remunerado a través de cargos fijos, determinado por el procedimiento de aproximación ordinal, aplicará de manera uniforme a todos los tramos involucrados en el servicio de transporte respectivo, siempre que dichos tramos sean de propiedad de un mismo transportador.

PARÁGRAFO 2. Las parejas de cargos regulados, independientemente del porcentaje de inversión remunerado a través del cargo fijo, otorgarán derechos de capacidad firme por el 100% de la capacidad contratada.

PARÁGRAFO 3. Aquellos remitentes con contratos vigentes darán aplicación a las opciones definidas en este artículo para, de acuerdo con lo pactado en los respectivos contratos, establecer las parejas de cargos y su respectivo valor. La aplicación de las opciones previstas en el presente artículo se dará en aquellos casos donde las partes, en sus contratos firmes de transporte, previeron cambiar las fracciones fija y variable de los cargos pactados (i.e. variables y del numeral 22.3 del Artículo 22 de la presente resolución). En este sentido, el valor de la nueva pareja de cargos o fracción fija y variable determinada con el procedimiento previsto en el presente artículo, se ajustará al valor que sea aprobado de acuerdo con la aplicación de la presente metodología (variables y del numeral 22.3 del Artículo 22 de la presente resolución) en caso de que las partes así lo hayan previsto en el contrato.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 41)

ARTÍCULO 3.4.3.4.2. DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS QUE REMUNERAN GASTOS DE AOM. Los contratos entre transportadores y remitentes deberán prever el pago, por parte de los remitentes, de los cargos fijos que remuneran los gastos de , determinados de acuerdo con el Artículo 22 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 42)

Aplicación de cargos

ARTÍCULO 3.4.3.5.1. APLICACIÓN DE CARGOS POR EL SERVICIO DE TRANSPORTE. La remuneración del servicio de transporte de gas natural se basará en un esquema de cargos de paso, consistente en la suma de los cargos correspondientes a cada tramo o grupo de gasoductos comprendidos entre el punto de entrada del gas al y el punto de salida del gas de cada remitente. Los transportadores harán la liquidación mensual del servicio de transporte de acuerdo con lo establecido en el capítulo VI de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, aplicando las siguientes expresiones:

43.1. Remitentes que no se benefician de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, . Para el caso de remitentes que no se benefician de proyectos de , se aplicarán las siguientes expresiones:

Donde:

	Costo de prestación del servicio de transporte para el remitente que no se benefician de proyectos de , expresado en pesos colombianos en el año
	Costo por el tramo o grupo de gasoductos expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Número de tramos o grupos de gasoductos entre el punto de entrada del gas al y el punto de salida del gas de cada remitente.
	Gastos en combustible o energía para estaciones de compresión, como se define en el Artículo 18 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Capacidad contratada, expresada en .
	Cargo aplicable en el año como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.
	Cargo fijo de aplicable en el año como se establece en el numeral 24.2 de la presente resolución.
	Número de días de prestación del servicio de transporte durante el mes de prestación del servicio.
	Número de días del año
	Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
	Cargo aplicable en el año como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.
	Volumen transportado al remitente durante el período de prestación del servicio de transporte de gas natural, expresado en
	Ingresos de corto plazo para el transportador, tal como se definen en el Artículo 2 de la presente resolución.

43.2. Remitentes que se benefician de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, . Para el caso de remitentes que se benefician de proyectos de se aplicarán las siguientes expresiones:

Donde:

	Costo de prestación del servicio de transporte para remitentes que se benefician de proyectos de , expresado en pesos colombianos.
	Fracción de ingresos por el servicio de transporte del mes .
	Costo de prestación del servicio de transporte al remitente , expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor que se disminuye del costo de prestación del servicio según se define en el literal e) del Artículo 36 de la presente resolución, expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Costo por el tramo o grupo de gasoductos , expresado en pesos colombianos de la fecha base.
	Número de tramos o grupos de gasoductos entre el punto de entrada del gas al y el punto de salida del gas de cada remitente.
	Gastos en combustible o energía para estaciones de compresión, como se define en el Artículo 18 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos.
	Valor a facturar en el mes , del sistema de transporte por los servicios prestados en el mes , al beneficiario Valor expresado en pesos colombianos.
	Capacidad contratada, expresada en .
	Cargo aplicable en el año como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.
	Cargo fijo de aplicable en el año como se establece en el numeral 24.2 de la presente resolución.
	Número de días de prestación del servicio de transporte durante el mes
	Número de días del año
	Cargo aplicable en el año como se establece en el numeral 24.1 de la presente resolución, y aplicando los resultados del procedimiento definido en el Artículo 41 de la presente resolución.
	Volumen transportado al remitente durante el período de prestación del servicio de transporte de gas natural, expresado en .
	Año en el cual se actualizan los cargos regulados.
	Ingresos de corto plazo del transportador como se definen en el Artículo 2 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. En los proyectos del distintos a , los ingresos de corto plazo, definidos en el artículo 19 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, incluirán los valores recaudados por concepto de ejecución de garantías exigidas en el proceso de comercialización de los servicios asociados a los proyectos.

PARÁGRAFO 2. Cuando la CREG apruebe o haya aprobado cargos que debe asumir toda la demanda del respectivo sistema de transporte, según lo establecido en el parágrafo 2 del Artículo 22 de la presente resolución, y una determinada cantidad de gas natural sea transportada bajo diferentes contratos mediante los cuales se haya contratado capacidad de diferentes tramos o grupos de gasoductos, la remuneración que recibirá el transportador por concepto de estos cargos se calculará con base en los cargos pactados en cada contrato, ponderados por la longitud de gasoducto involucrado en el respectivo contrato. El factor de ponderación será calculado como el cociente entre la longitud de los tramos o grupos de gasoductos utilizados bajo el respectivo contrato para transportar la cantidad de gas, y la longitud total de los tramos o grupos de gasoductos utilizados para transportar dicha cantidad desde el punto de entrada hasta el punto de salida. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos en las resoluciones particulares de cargos.

PARÁGRAFO 3. La Comisión podrá ajustar el presente artículo, con el fin de incluir el pago al transportador, cuando se establezca el mecanismo para remunerar a los transportadores que realicen la liquidación, actualización, facturación, recaudo y transferencia de los pagos mensuales para el transportador incumbente que ejecute proyectos , o para el adjudicatario cuando se trate de proyectos ejecutados mediante los procesos de selección de que trata la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 4. La remuneración del adjudicatario de los proyectos en lo que corresponde al saldo después descontar los ingresos por los servicios prestados se determinará en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 43)

Ejecución de extensiones tipo I

ARTÍCULO 3.4.3.6.1. EJECUCIÓN DE EXTENSIONES DE LA RED TIPO I DE TRANSPORTE. Con el objeto de realizar cualquier extensión de los gasoductos de la red tipo I de transporte de gas natural a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, distintos a (i) gasoductos de proyectos del , (ii) los gasoductos de conexión que se ejecuten mediante los procedimientos establecidos en la Resolución CREG 033 de 2018 o aquellas que la modifiquen o sustituyan; (iii) los gasoductos que se ejecuten mediante el mecanismo de Open Season adoptado en la Resolución CREG 155 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; y (iv) los gasoductos dedicados, se aplicará el siguiente procedimiento con el fin de obtener información sobre los interesados en el proyecto de red Tipo I, para garantizar que el mismo se realice de manera eficiente y al mínimo costo, y aprobar los respectivos cargos por uso:

a) Cualquier transportador interesado en ejecutar un tramo o un grupo de gasoductos de la red tipo I de transporte podrá presentar solicitud de cargos regulados a la Comisión. Esta solicitud tarifaria se tramitará de la siguiente forma:

1. El transportador radicará en las oficinas o según el mecanismo que disponga la Comisión un primer sobre, marcado como Sobre No. 1, el cual contendrá la descripción del proyecto: i) identificación de la demanda a atender en , correspondiente a los usuarios no regulados y mercados relevantes de distribución; ii) las cantidades máximas de gas que se esperan extraer a lo largo del proyecto, especificando los sitios (i.e. km de recorrido del gasoducto desde su punto de inicio) en los cuales se extraerán estas cantidades sin utilizar o hacer uso del existente una vez se retira el gas del gasoducto en cuestión. Las cantidades deberán estar expresadas en ; iii) sitio aproximado del punto de salida del y tramo de gasoducto del del cual se derivaría el nuevo tramo o grupo de gasoductos de red tipo I del ; iv) soporte de la solicitud e inicio del trámite de licenciamiento ambiental del proyecto, en los términos del artículo 2.2.2.3.6.1 del Decreto 1076 de 2015 o aquel que lo modifique adicione o sustituya; v) haber informado a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, sobre las características del proyecto frente al cual se lleva a cabo la solicitud tarifaria.

Adicionalmente, mediante comunicación separada, y en el mismo momento de presentar el Sobre No 1, el transportador interesado deberá reportar a la Comisión la información con la caracterización del gasoducto objeto del proyecto de acuerdo con lo previsto en el Anexo 2 de la presente resolución. Dicha información hará parte del expediente administrativo, pero estará sujeta a reserva, y la misma será de acceso público una vez se haga lectura de los sobres de acuerdo con el acto público a que hace referencia el literal e) del presente artículo.

2. El transportador preparará un segundo sobre, marcado como Sobre No. 2, que contendrá la siguiente información relacionada con el cálculo de los cargos propuestos para el proyecto definido en el numeral anterior, y será presentado por el proponente en los términos del literal b) del presente artículo:

i. Valor de la inversión en el proyecto en pesos colombianos de la fecha base.

ii. Descripción detallada del gasoducto de acuerdo con lo establecido en el Anexo 2 de la presente resolución.

iii. Parejas de cargos según los valores de y calculados como se establece en el Artículo 22 de la presente resolución.

iv. Cargo fijo, , que remunera los gastos de asociados a la inversión, expresado en pesos colombianos de la fecha base por -año.

v. El cargo equivalente, , calculado así:

Donde:

	Cargo equivalente, expresado en pesos colombianos de la fecha basepor
	Pareja de cargos en la que es igual a 1.
	Cargo Fijo expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

vi. Archivo con la simulación y memorias de cálculo, en las que utilizando modelos de dinámica de fluidos se pueda establecer que la capacidad máxima de mediano plazo del proyecto propuesto, determinada como se establece en el Anexo 5 de la presente resolución, permite atender la demanda identificada. Esta simulación debe contener el archivo fuente y los resultados, así como todos los parámetros técnicos utilizados en el cálculo, y deberá considerar el perfil de demanda, las características de longitud y diámetro del proyecto, presiones de recibo y extracciones en cada punto de entrada y salida a lo largo del gasoducto de acuerdo con lo previsto en la regulación, así como la cromatografía del proyecto.

3. El transportador preparará un tercer sobre, marcado como Sobre No. 3, que contendrá la información de que tratan los artículos 18 y 21 de la presente resolución. Este sobre sólo se abrirá en caso de que ocurra el escenario previsto en el literal g) de este artículo.

b) Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud tarifaria a que hace referencia el numeral 1 del literal a) del presente artículo, y una vez verificado que el Sobre No. 1 de que la solicitud contiene la información requerida, la Comisión publicará la información de dicho sobre, mediante circular.

La Comisión, mediante circular, fijará la fecha en la que, en acto público, el transportador deberá depositar el sobre No 2. En el evento en que no llegue a ser depositado el sobre No 2 del transportador, y si durante el lapso de los dos meses a que hace referencia el literal c) del presente artículo no se presentan sobres de otros proponentes, la Comisión podrá, con base en lo dispuesto en el artículo 18 y el numeral 11 del artículo 9 de la Ley 1437 de 2011, y en la medida que sea identificada una demanda que deba ser atendida, aprobar de oficio un cargo de transporte, con el fin de que cualquier transportador pueda llevar a cabo la ejecución del gasoducto para la atención del mercado previsto para el efecto, reflejando una correcta aplicación de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y su aplicabilidad en la metodología de transporte de gas natural.

La Comisión dispondrá de una urna sellada y debidamente marcada para este proceso, donde se depositarán los sobres No 2.

c) Durante el término de dos meses, contados a partir de la publicación de la información del sobre No. 1, se recibirán solicitudes de otros transportadores interesados en ejecutar el proyecto descrito en la circular correspondiente. Estas solicitudes deberán presentarse en sobre cerrado y contendrán la información relacionada en el numeral 2 del literal a) del presente artículo.

Estos sobres se depositarán en la urna sellada dispuesta para el proceso. Estas solicitudes no contendrán los Sobres Nos. 1 y 3 a los que se hace referencia en el literal a) del presente artículo. La demás información hará parte del correspondiente expediente administrativo.

d) Una vez la Comisión reciba una solicitud tarifaria para un tramo o grupo de gasoductos de la red tipo I, no tendrá en cuenta solicitudes posteriores, distintas a las señaladas en el literal c) anterior, con las que se busque atender la demanda previamente identificada. En tal caso, la Comisión le indicará a los solicitantes que ya existe solicitud sobre dichos gasoductos y que se surtirá el proceso regulatorio previsto.

e) Transcurridos los dos (2) meses de publicación, y dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes, la Comisión abrirá en un acto público los sobres depositados en la urna por parte de los proponentes, y hará una lectura de la información de cada transportador según lo definido en el numeral 2 del literal a) del presente artículo. De este acto quedará acta donde se indicarán los participantes y la información reportada por cada transportador según lo definido en el numeral 2 del literal a) del presente artículo.

Una vez terminado al acto público, la Comisión establecerá si los sobres de los proponentes cumplen con la totalidad de la información prevista en el numeral 2 del literal a) del presente artículo. Así mismo, establecerá si efectivamente las propuestas permiten atender la demanda identificada de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1 del literal a) del presente artículo.

Cuando esta información no se encuentre completa o se establezca que el proyecto no permite atender la demanda identificada, la Comisión declarara que el contenido y la información allegada en el sobre No 2 por parte de alguno de los proponentes no fue presentada en los términos previstos en el presente artículo o que la misma no permite definir un cargo en los términos del literal f) presente artículo.

f) Si en el proceso hubo dos (2) o más transportadores que no tienen interés económico entre sí, frente a los cuales las propuestas del Sobre No, 2 no se hayan declarado inválidas en los términos del literal anterior, la Comisión aprobará, mediante resolución de carácter particular, los cargos del solicitante que haya presentado el menor valor del cargo equivalente, . Estos cargos de transporte serán independientes para cada tramo o grupo de gasoductos de red tipo I, según el caso. Los cargos estarán vigentes por un período de veinte (20) años, período condicionado a lo establecido en el literal h) del presente artículo. Finalizado este período, a estos activos se les aplicará la metodología que esté vigente para remunerar la actividad de transporte de gas.

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

g) Si dentro de este procedimiento solo se presenta una solicitud tarifaria frente a la cual el Sobre No. 2 no se haya declarado inválido, o en el evento en que las propuestas del Sobre No. 2 se hayan declarado inválidas en los términos del literal anterior, y se identifique por parte de la Comisión, a partir de la información del expediente tarifario, la existencia de una demanda que debe ser atendida, con base en lo dispuesto en el artículo 18 y el numeral 11 del artículo 9 de la Ley 1437 de 2011, la Comisión de oficio aprobará, mediante resolución de carácter particular, los cargos regulados aplicando la metodología de cálculo de cargos regulados aplicando el artículo 9 y siguientes. Con estos cargos cualquier transportador pueda llevar a cabo la ejecución del gasoducto para la atención del mercado previsto para el efecto, reflejando una correcta aplicación de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y su aplicabilidad en la metodología de transporte de gas natural. Los cargos estarán vigentes por el período tarifario ; finalizado este período, a estos activos se les aplicará la metodología que esté vigente para remunerar la actividad de transporte de gas.

h) El transportador que haya presentado la solicitud para realizar la extensión con el menor valor del cargo equivalente, , al cual se le hayan aprobado los cargos según lo previsto en el literal f) anterior, deberá publicar el cronograma del proyecto en su página web, y deberá mantener actualizada la información sobre el avance del mismo. Si transcurridos doce (12) meses desde que haya quedado en firme el ajuste de los cargos regulados, este transportador no ha iniciado la construcción del gasoducto, quedará sin efectos la resolución mediante la cual se aprobaron los cargos regulados en los términos del numeral 4 del artículo 91 de la Ley 1437 de 2011 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, salvo que el agente demuestre que no inició la construcción por no haber sido expedida la licencia ambiental por razones ajenas al mismo.

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

i) Dentro de la inversión del nuevo tramo o grupo de gasoductos de red tipo I de transporte se debe incluir la estación de transferencia de custodia entre transportadores, tal como se establece en el RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o sustituyan. En esta situación, el transportador al cual se conectará el nuevo proyecto debe indicar, en forma desagregada y soportada, a todos los transportadores interesados en participar en este procedimiento, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes al requerimiento realizado por los mismos, los costos eficientes de conexión, para que sean incluidos en las solicitudes de los interesados en ejecutar el proyecto. El no suministro o el suministro inoportuno de esta información será informado a la autoridad competente.

PARÁGRAFO 1. El procedimiento previsto en este artículo se adelantará para los propósitos previstos en los artículos 14.12 y 92 de la Ley 142 de 1994. Por tanto, tendrá como objetivos específicos obtener información sobre los interesados en el proyecto, garantizar que el mismo se realice al mínimo costo y aprobar los respectivos cargos por uso, y no tendrá como fin seleccionar a un contratista ni celebrar contrato alguno con el Estado.

PARÁGRAFO 2. Los proyectos asociados a inversiones en aumento de capacidad no serán considerados extensiones de la red tipo I de transporte.

PARÁGRAFO 3. En el caso de que el contenido de los sobres no corresponda la descripción definida en este artículo, se considerará que no presentó oferta.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 44)

Estaciones reguladoras de puerta de ciudad en transporte

ARTÍCULO 3.4.3.7.1. ESTACIONES REGULADORAS DE PUERTA DE CIUDAD, ERPC, INCLUIDAS EN LOS CARGOS DE TRANSPORTE. Para aquellas que hayan sido incluidas y remuneradas en la base de activos del respectivo sistema de transporte, y que hayan cumplido su vida útil normativa, o que cumplan su vida útil normativa dentro de los cinco años siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, y que no hayan sido incluidas dentro de una solicitud tarifaria de cargos de distribución de gas combustible atendiendo lo dispuesto en el numeral 13.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, como parte de un programa de reposición de activos, se aplicará lo siguiente:

a) El distribuidor que se beneficie de la respectiva y el transportador responsable del sistema de transporte del cual se derive la acordarán quién asume la responsabilidad de la estación, entendida esta como la obligación de mantenerla disponible, en operación o ampliarla, y con destino a la prestación del servicio público domiciliario. En este caso, la remuneración será como sigue:

i. El valor a reconocer por la y sus gastos de se remunerarán en la actividad de transporte si el transportador asume la responsabilidad de la estación. Estos valores harán parte del grupo de gasoductos ramales en aquellos sistemas donde aplique, o del tramo de gasoducto del cual se derive la estación cuando no haya grupo de gasoductos ramales.

ii. El valor a reconocer por la y sus gastos de se remunerarán en la actividad de distribución bajo los principios que remuneran los activos de dicha actividad, si el distribuidor que se beneficie de la estación asume la responsabilidad de la misma. Estos valores se incluirán en la base de activos y de gastos del mercado relevante de distribución que utilice la .

iii. El agente que asuma la responsabilidad de la estación deberá informarlo a la Comisión y solicitar el ajuste de cargos de transporte o de distribución derivado de la asociada a un tramo o grupo de gasoductos que cumplieron su vida útil normativa. Esta solicitud deberá realizarse dentro del término establecido en el Artículo 8 de la presente resolución y en el formato conjunto establecido en el Anexo 9 de la presente resolución.

b) En caso de que el distribuidor que se beneficie de la respectiva y el transportador responsable del sistema de transporte del cual se derive la ERPC no presenten el formato establecido en el Anexo 9 de la presente resolución manifestando el acuerdo sobre quién asume la responsabilidad de la estación, dentro de los tres (3) meses siguientes a la expedición de la presente resolución, se aplicará lo siguiente:

i. El valor a reconocer por la y sus gastos de se remunerarán en la actividad de transporte si el cargo de distribución vigente del mercado relevante de distribución que utilice la se incrementa en más del 10% al incluir en la base de activos y de gastos de este mercado relevante el valor de reposición a nuevo y los gastos de la . En este caso, el valor a reconocer y los gastos de harán parte del grupo de gasoductos ramales en aquellos sistemas donde aplique, o del tramo de gasoducto del cual se derive la estación cuando no haya grupo de gasoductos ramales.

ii. El valor a reconocer por la y sus gastos de se remunerarán en la actividad de distribución si el cargo de distribución vigente del mercado relevante de distribución que utilice la se incrementa hasta un 10% al incluir en la base de activos y de gastos de este mercado relevante el valor de reposición a nuevo y los gastos de de la . En este caso, el valor a reconocer y los gastos de se incluirán en la base de activos y de gastos del mercado relevante de distribución que utilice la .

iii. La Comisión ajustará de oficio los cargos de transporte o de distribución según corresponda.

PARÁGRAFO 1. Las que hayan sido incluidas y remuneradas en la base de activos del respectivo sistema de transporte, y que hayan cumplido su vida útil normativa, o que cumplan su vida útil normativa dentro de los cinco años siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, deberán ser declaradas por el transportador y el distribuidor beneficiario dentro del término establecido en el Artículo 8 de la presente resolución, y en el formato conjunto establecido en el Anexo 10 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. El valor de reposición a nuevo y el valor a reconocer por y sus gastos de se determinarán como se establece en el numeral 13.2 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por la Resolución CREG 138 de 2014, o aquellas que los modifiquen o sustituyan. El valor a reconocer en transporte se convertirá a pesos colombianos de la fecha base utilizando el Índice de precios al Productor Oferta Interna.

PARÁGRAFO 3. Los cargos de distribución o de transporte se ajustarán en los momentos determinados en el Artículo 24 de la presente resolución, para dar aplicación a las disposiciones establecidas en el presente artículo.

PARÁGRAFO 4. Los transportadores y los distribuidores deberán incluir en el formato conjunto del Anexo 10 de la presente resolución las que estaban incluidas y remuneradas en la base de activos del sistema de transporte, y que a la entrada en vigencia de la presente resolución no están incluidas, ni en la base de activos de transporte, ni en la de distribución de gas natural.

PARÁGRAFO 5. En el caso de una que haya sido remunerada en la actividad de transporte y pase a ser remunerada en distribución de gas natural, el valor a reconocer por parte del distribuidor al transportador estará acotado a lo establecido en el numeral 13.2 de la Resolución CREG 202 de 2013.

PARÁGRAFO 6. La Comisión utilizará en el análisis la mejor información disponible además de la declarada por el transportador. En el caso de que el transportador no cuente con la información relacionada con los costos, la Comisión utilizará el valor eficiente y podrá tener en cuenta el valor contable en libros declarado por el transportador, para lo cual el transportador deberá presentar los respectivos soportes.

(Fuente: R CREG 175/21, art. 45) (Fuente: R CREG 02-1/22, art. 1)

Valoración de inversiones en gasoductos, estaciones de compresión y otros activos (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.4.1. 1. VALORACIÓN DE INVERSIONES EN GASODUCTOS, ESTACIONES DE COMPRESIÓN Y OTROS ACTIVOS. 1 Mecanismo de valoración

Para establecer el valor a reconocer por inversiones en gasoductos, estaciones de compresión y otros activos se utilizará el siguiente procedimiento, y en el mismo orden:

i. La Comisión realizará la revisión de la información para verificar que permita realizar la estimación del valor de referencia correspondiente. Como parte de esta revisión, se verificará si las características de los activos a valorar se encuentran dentro del rango de aplicación de los modelos de valoración de la Comisión para gasoductos y estaciones de compresión.

ii. Se determinará un valor de referencia con base en el modelo de valoración descrito en el numeral 2 del presente anexo para gasoductos, y en el numeral 3 para estaciones de compresión.

En el caso de activos distintos a gasoductos o estaciones de compresión, la comisión podrá contratar un Auditor para llevar a cabo la valoración de los activos, cuyo insumo podrá ser utilizado dentro de la estimación del valor de referencia y en las demás actividades que considere la Comisión.

La Comisión podrá aplicar costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga para determinar el valor a reconocer, si a partir de otra información disponible, la Comisión, en el marco del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, identifica que el valor de referencia determinado según lo dispuesto en el inciso anterior puede trasladar costos ineficientes al usuario en los cargos de transporte, o dejar de reconocer costos eficientes al transportador.

iii. En caso de que los activos a valorar se encuentren por fuera de los rangos de aplicación de los modelos de valoración de gasoductos y de estaciones de compresión con que cuenta la Comisión, se recurrirá a otras fuentes de información, con el objetivo de contar con la mejor estimación posible de la valoración de estos activos.

iv. Si el valor solicitado por el agente en el Anexo 2 de la presente resolución es menor o igual al valor determinado por la Comisión, el valor de referencia será el valor solicitado por el agente.

v. Una vez construido el activo se realizará la comparación entre el valor de referencia determinado en el literal ii, con el valor real declarado por el agente en el Anexo 3 de la presente resolución. La determinación del valor a reconocer en cargos se realizará mediante la comparación del valor real y del valor estimado, aplicando la banda de ajuste descrita mediante la siguiente ecuación:

Donde:

	Valor ajustado de la inversión que será incluido dentro de los cargos de transporte. Este valor estará expresado en pesos colombianos.
	Valor estimado mediante los modelos de valoración para gasoductos y estaciones de compresión de la Comisión o mediante la mejor información disponible, considerando lo establecido en el literal ii) del numeral 1 del presente anexo. Este valor estará expresado en pesos colombianos.
	Valor real del activo determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos.

El proceso se puede resumir en la siguiente figura:

Figura 1. Mecanismo de valoración

2 Modelo de valoración de gasoductos de referencia

En este numeral se presenta el modelo de valoración que recoge las principales variables que determinan el costo de un gasoducto.

El modelo parte de valores estándar de gasoductos que tienen las condiciones constructivas más sencillas. Luego, a partir de multiplicadores, estas condiciones constructivas se ajustan a las condiciones a las que estarían expuestos. Por otro lado, en los cruces especiales, dada su complejidad específica en su desarrollo y valoración, se han calculado valores unitarios para los diferentes tipos de cruces.

En este anexo se explican los detalles del modelo que permitan a los agentes replicar su modelamiento para valorar gasoductos.

Para el entendimiento del modelo de valoración, se debe tener en cuenta que se utiliza como separador de miles el punto (.) y la coma (,) para los decimales.

2.1 Fuentes de información

El modelo de valoración de gasoductos toma elementos del modelo desarrollado por la Comisión en 2012, para estimar el valor eficiente de gasoductos que entraron en los cargos adoptados mediante las resoluciones CREG 110, 115 y 117 de 2011.

El modelo, además, se alimenta en su estructuración de análisis tomados de los resultados de los estudios:

a) Expert report: pipeline variable assessments: nit-900-034-993-1 - base cost of 50 kilometers 4- inch pipeline built in good conditions with variable assessments(International Construction Consulting, 2014).

b) Expert report: pipeline system useful life and Valuations; contract 2015-190"(International Construction Consulting, 2015).

c) Factores multiplicadores para trazado de ductos por media ladera(TIPIEL, 2017b).

d) Costos de construcción para cruces subfluviales, aéreos y sísmicos(TIPIEL, 2017a).

e) Valores de gasoductos que cumplieron la vida útil normativa ( Tipiel 2019)

Además, se tomó información de la circular CREG 028 de 2017, en la cual se recogió información de los costos de inversión de los agentes transportadores en gasoductos bajo las siguientes características:

a) Inclinación del gasoducto en todo el trazado: entre 0% y 5%

b) Tipo de suelo en todo el trazado: arcilloso

c) Tipo de vegetación en todo el trazado: estepa seca

d) Class location' en todo el trazado: tipo I

e) En el trazado no se requieren técnicas de manejo de nivel freático

f) En el trazado no hay cruces de cuerpos de aguag

g) En el trazado no hay cruces sísmicos

h) En el trazado no se utilizan técnicas constructivas de doble junta

i) Para diferentes longitudes desde 100m hasta 150 kms

j) Diámetros desde 2" a 36", dicha información fue remitida por las empresas:

Las siguientes empresas remitieron información:

a) Coinogas

b) Progasur

c) Promigas

d) Promioriente

e) TGI

f) Transmetano

Los valores base, considerando la fecha de reporte de la circular CREG 028 de 2017, están definidos a diciembre de 2016.

2.2 Proceso para valorar los gasoductos

El Proceso para determinación la valoración de gasoductos se puede resumir en la siguiente figura:

Figura 2-1 Proceso para valorar los gasoductos

Fuente: CREG.

2.3 Valor base ()

El valor base se obtuvo de varias fuentes de información descritas en el numeral 2.1, así como las valoraciones de gasoductos que cumplieron su vida útil normativa - VUN, valorados por Tipiel 2019. A partir de dicha información, se hicieron las regresiones respectivas y se determinaron las ecuaciones que permiten caracterizar el valor base.

Para determinar el valor base se debe consultar el valor incluido en Tabla 2-1. El valor base se calcula así

Donde:

	Valor base [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
	Coeficiente ver en matriz de valores base. Ver Tabla 2-1.[USD/m]
	Coeficiente ver en matriz de valores base. Ver Tabla 2-1.[adimensional]
	Longitud del gasoducto a valorar [m].^[4]
	Diámetro. [pulgadas].

En la Tabla 2-1 se presentan los coeficientes para calcular el valor base:

	Tabla 2-1 Coeficientes valor base
Diámetro [inch]
2	145,740	0,058
3	142,870	0,070
4	140,870	0,079
6	138,100	0,091
8	136,160	0,100
10	134,680	0,107
12	133,480	0,112
14	132,470	0,117
16	131,610	0,121
18	130,850	0,125
20	130,180	0,128
22	129,570	0,131
24	129,020	0,134
26	128,510	0,136
28	128,050	0,138
30	127,610	0,140
32	127,210	0,142
34	126,830	0,144
36	126,480	0,146

Fuente: Análisis Propios CREG.

2.4 Inclusión de costos ambientales sociales, de contingencia y de abandono

Ahora es necesario incluir los costos ambientales, sociales y de contingencia, los cuales se incluyen mediante la siguiente expresión:

Donde:

	Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
	Porcentaje costos asociados con la parte social y ambiental. Ver Tabla 2-2.
	Porcentaje costos de abandono. Ver Tabla 2-2.
	Porcentaje contingencia. Ver Tabla 2-2.

Tabla 2-2 Costos sociales, ambientales de contingencia y abandono
Porcentaje Costos asociados con la parte social y ambiental -Csa	5,000%
Porcentaje Costos de abandono - Caba	3,310%
Porcentaje Contingencia - Ccon	6,610%
Porcentaje total social ambiental, abandono y contingencia	14,920%

Fuente: Análisis Propios CREG a partir de valoraciones Tipiel para activos que cumplieron VUN.

2.4.1 Costos adicionales o ahorros por variación en el precio de combustible

El valor de la obra civil de los gasoductos depende, entre otras cosas, del costo del combustible que utilizan las maquinarias en la construcción. En esta parte se incluye la variación del precio del combustible utilizado teniendo en cuenta el valor de referencia del ACPM (cb1). Para ello, se utilizan las siguientes ecuaciones que permiten determinar el valor base afectado por el precio del combustible:

Donde:

	Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia, así como el efecto de la variación del combustible [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
	Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
	Valor del ACPM en Colombia al usuario final en USD por galón estimado para la fecha de puesta en operación del proyecto en USD/galón diciembre de 2016.
	Valor del ACPM considerando en el modelo 4,5 USD/galón.
	Coeficiente. Ver Tabla 2-3.
	Coeficiente. Ver Tabla 2-3.
	Coeficiente. Ver Tabla 2-3.
	Coeficiente. Ver Tabla 2-3.

En la Tabla 2-3 se presentan los coeficientes de las ecuaciones, así como el diámetro al cual se le puede aplicar la ecuación en términos de diámetros

Tabla 2-3 Costos o ahorros por variación en el precio de combustible
Multiplicador	Rango aplicación	Variable	Valor
	Costo base combustible	cb1_	4,500000
Variación precio Combustible:	2<=diam<=36	cc	0,000010
		cd	-0,000600
		ce	0,007900
		cf	0,010200

Fuente: Análisis Propios CREG.

2.5 Variables de modelamiento de complejidades en el trazado

En la siguiente matriz se presentan las variables incluidas en el modelamiento.

Variable	Alternativas en el modelamiento de complejidad
Localidad Clase	Localidad Clase 1	Localidad Clase 2	Localidad Clase 3	Localidad Clase 4
Suelo	Arcilloso	Arenoso	Rocoso
Terreno inclinado	0%-5%	5%-10%	10%-15%	15%-20%	20%-25%	más de 25%
Vegetación	Tundra	Bosque Templado	Selva Subtropical	Desierto Árido	Estepa Seca	Sabana	Selva Tropical	Tundra Alpina
Cruces cuerpos de agua	Perforación Horizontal Dirigida	CruceAéreo	Zanja
Nivel freático	Sumideros y Zanjas	Sistema de Aspiración	Ataguías
Otras Variables	Cruces sísmicos
	Doble junta
	Terreno cultivado
Media ladera	15%	25%	35%
Costos efecto combustible	Ajustes en el valor de combustible (4,5 USD por galón)
Costos de conexiones	Diámetros 2" - 36"

Fuente: CREG.

2.5.1 Incluir el efecto de los multiplicadores en el valor gasoducto

Para determinar los multiplicadores a aplicar al valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia, así como el efecto de la variación del combustible - se aplica la siguiente expresión:

Donde:

	Valor base incluyendo los componentes de y el efecto de los multiplicadores asociados a las complejidades del trazado. [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
	Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia, así como el efecto de la variación del combustible [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
	Multiplicador Suelo Arcilloso.
	Longitud Suelo Arcilloso [m].
	Multiplicador Suelo Arenoso.
	Longitud Suelo Arenoso [m].
	Multiplicador Suelo Rocoso.
	Longitud Suelo Rocoso [m].
	Multiplicador vegetación Tundra.
	Longitud vegetación Tundra [m].
	Multiplicador vegetación Bosque Templado.
	Longitud vegetación Bosque Templado [m].
	Multiplicador vegetación Selva Subtropical.
	Longitud vegetación Selva Subtropical [m].
	Multiplicador vegetación Desierto Árido.
	Longitud vegetación Desierto Árido [m].
	Multiplicador vegetación Estepa Seca.
	Longitud vegetación Estepa Seca [m].
	Multiplicador vegetación Sabana.
	Longitud vegetación Sabana [m].
	Multiplicador vegetación Selva Tropical.
	Longitud vegetación Selva Tropical [m].
	Multiplicador vegetación Tundra Alpina.
	Longitud vegetación Tundra Alpina [m].
	Multiplicador Localidad Clase 1.
	Longitud Localidad Clase 1 [m].
	Multiplicador Localidad Clase 2.
	Longitud Localidad Clase 2 [m].
	Multiplicador Localidad Clase 3.
	Longitud Localidad Clase 3 [m].
	Multiplicador Localidad Clase 4.
	Longitud Localidad Clase 4 [m].
	Multiplicador Terreno cultivado.
	Longitud Terreno cultivado [m].
	Multiplicador Terreno inclinado entre 0%-5%.
	Longitud Terreno inclinado entre 0%-5% [m].
	Multiplicador Terreno inclinado entre 5%-10%.
	Longitud Terreno inclinado entre 5%-10% [m].
	Multiplicador Terreno inclinado entre 10%-15%.
	Longitud Terreno inclinado entre 10%-15% [m].
	Multiplicador Terreno inclinado entre 15%-20%.
	Longitud Terreno inclinado entre 15%-20% [m].
	Multiplicador Terreno inclinado entre 20%-25%.
	Longitud Terreno inclinado entre 20%-25% [m].
	Multiplicador Terreno inclinado más de 25%.
	Longitud Terreno inclinado más de 25% [m].
	Multiplicador Doble junta.
	Longitud Doble junta [m].
	Multiplicador Área congestionada.
	Longitud Área congestionada [m].
	Multiplicador media ladera con pendiente media del 15%.
	Longitud media ladera con pendiente media del 15% [m].
	Multiplicador media ladera con pendiente media del 25%.
	Longitud media ladera con pendiente media del 25% [m].
	Multiplicador media ladera con pendiente media del 35%.
	Longitud media ladera con pendiente media del 35% [m].

En la Tabla 2-4 se incluyen los coeficientes y las ecuaciones para calcular los diferentes multiplicadores incluyendo el rango de aplicación de las fórmulas para los diferentes diámetros - diam.

Tabla 2-4 Multiplicadores

Multiplicador	Rango aplicación	Variable	Valor	Ecuación
Suelo Arcilloso	2<=diam<=36	c	1,0000
Suelo Arenoso	2<=diam<=36	d	0,0001
		e	-0,0020
		f	1,2740
Suelo Rocoso	2<=diam<=36	g	0,0001
		h	-0,0021
		i	1,6958
Tundra	2<=diam<=36	j	0,0000
		k	0,0037
		l	2,0281
Bosque Templado	<20	m	1,2500
	20<=diam<=28	n	1,2600
	<28	o	1,2630
Selva Subtropical	<20	p	1,7100
	=20	q	1,7200
Desierto Árido	2<=diam<=36	r	1,0000
Estepa Seca	2<=diam<=36	s	1,0000
Sabana	<26	t	1,0500
	=26	u	0,0017
		v	1,0133
Selva Tropical	<20	w	2,1700
	20<=diam<=28	x	2,1800
	>28	y	2,1870
Tundra Alpina	<14	z	1,4100
	14<=diam<=22	aa	1,4200
	>22	ab	1,4300
Localidad Clase 1	2<=diam<=36	ac	1,0000
Localidad Clase 2	<16	ad	0,0029
		ae	0,9910
	>=16	af	0,0024
		ag	1,0930
Localidad Clase 3	<14	ah	1,2200
	>=14	ai	0,0080
		aj	1,3080
Localidad Clase 4	2<=diam<=36	ak	0,0004
		al	0,0019
		am	1,2080
Terreno cultivado	<14	an	1,1500
	14<=diam<16	ao	1,1600
	16<=diam<20	ap	1,1700
	20<=diam<22	aq	1,1700
	22<=diam<24	ar	1,1800
	24<=diam<26	ar1	1,1900
	26<=diam	ar2	0,0004
		ar3	-0,0208
		ar4	1,4467
Terreno inclinado entre 0%-5%	2<=diam<=36	as	1,0000
Terreno inclinado entre 5%-10%	2<=diam<=36	at	0,0005
		au	0,0052
		av	1,7838
Terreno inclinado entre 10%-15%	2<=diam<=36	aw	0,0003
		ax	0,0053
		ay	2,2456
Terreno inclinado entre 15%-20%	2<=diam<=36	az	0,0003
		ba	0,0053
		bb	2,8456
Terreno inclinado entre 20%-25%	2<=diam<=36	bc	0,0004
		bd	0,0003
		be	3,7522
Terreno inclinado más de 25%	2<=diam<=36	bf	0,0004
		bg	0,0003
		bh	4,0022
Doble junta	<12	bi	1,0910
	>=12	bj	0,0016
		bk	-0,0993
		bl	1,9143
Área congestionada	2<=diam<=36	bm	0,0011
		bn	0,0385
		bo	1,3266

Fuente: CREG

En el desarrollo del estudio de (TIPIEL, 2017b) se incluyeron factores multiplicadores para media ladera, los cuales, además de ser función del diámetro, son dependientes de la longitud que se construye en media ladera y son aplicables para longitudes entre 30 y 15.000 metros, los cuales son aplicables para inclinaciones de 15%, 25% y 35%. En la Tabla 2-5 y la Tabla 2-6 incluyen las ecuaciones para calcular dichos multiplicadores:

Tabla 2-5 Multiplicadores Media Ladera - 1
	Multiplicadores de media ladera con pendiente media del 15%	Multiplicadores de media ladera con pendiente media del 25%
ID Variable	Eq_ml_15p	eb_diam	ec_diam	Eq_ml_25p	ed_diam	ee_diam
Unidades	adm	adm
Longitud mín. [m]	30	30
Longitud máx. [m]	15.000	15.000
Diámetro
2	Eq_ml_15p_2=eb_2.diam+ec_2	2,39538E-05	1	Eq_ml_25p_2=ed_2.diam+ee_2	3,00658E-05	1
3	Eq_ml_15p_3=eb_3.diam+ec_3	1,52712E-05	1	Eq_ml_25p_3=ed_3.diam+ee_3	1,92030E-05	1
4	Eq_ml_15p_4=eb_4.diam+ec_4	6,58850E-06	1	Eq_ml_25p_4=ed_4.diam+ee_4	8,34020E-06	1
6	Eq_ml_15p_6=eb_6.diam+ec_6	4,83600E-06	1	Eq_ml_25p_6=ed_6.diam+ee_6	6,22920E-06	1
8	Eq_ml_15p_8=eb_8.diam+ec_8	4,66250E-06	1	Eq_ml_25p_8=ed_8.diam+ee_8	5,88770E-06	1
10	Eq_ml_15p_10=eb_10.diam+ec_10	4,12900E-06	1	Eq_ml_25p_10=ed_10.diam+ee_10	5,19970E-06	1
12	Eq_ml_15p_12=eb_12.diam+ec_12	3,558500E-06	1	Eq_ml_25p_12=ed_12.diam+ee_12	4,55910E-06	1
14	Eq_ml_15p_14=eb_14.diam+ec_14	2,70350E-06	1	Eq_ml_25p_14=ed_14.diam+ee_14	3,52170E-06	1
16	Eq_ml_15p_16=eb_16.diam+ec_16	3,05590E-06	1	Eq_ml_25p_16=ed_16.diam+ee_16	3,76930E-06	1
18	Eq_ml_15p_18=eb_18.diam+ec_18	2,11620E-06	1	Eq_ml_25p_18=ed_18.diam+ee_18	2,72040E-06	1
20	Eq_ml_15p_20=eb_20.diam+ec_20	2,55130E-06	1	Eq_ml_25p_20=ed_20.diam+ee_20	3,08360E-06	1
22	Eq_ml_15p_22=eb_22.diam+ec_22	2,55810E-06	1	Eq_ml_25p_22=ed_22.diam+ee_22	3,05420E-06	1
24	Eq_ml_15p_24=eb_24.diam+ec_24	2,56490E-06	1	Eq_ml_25p_24=ed_24.diam+ee_24	3,02480E-06	1
26	Eq_ml_15p_26=eb_26.diam+ec_26	3,48030E-06	1	Eq_ml_25p_26=ed_26.diam+ee_26	3,91720E-06	1
28	Eq_ml_15p_28=eb_28.diam+ec_28	4,39560E-06	1	Eq_ml_25p_28=ed_28.diam+ee_28	4,80970E-06	1
30	Eq_ml_15p_30=eb_30.diam+ec_30	5,31090E-06	1	Eq_ml_25p_30=ed_30.diam+ee_30	5,70210E-06	1
32	Eq_ml_15p_32=eb_32.diam+ec_32	5,59210E-06	1	Eq_ml_25p_32=ed_32.diam+ee_32	5,96350E-06	1
34	Eq_ml_15p_34=eb_34.diam+ec_34	5,87330E-06	1	Eq_ml_25p_34=ed_34.diam+ee_34	6,22480E-06	1
36	Eq_ml_15p_36=eb_36.diam+ec_36	6,15440E-06	1	Eq_ml_25p_36=ed_36.diam+ee_36	6,48610E-06	1

Tabla 2-6 Multiplicadores Media Ladera - 2
	Multiplicadores de media ladera con pendiente media del 35%
ID variable	Eq_ml_35p	ef	eg
Unidades	adm
Longitud mín. [m]	30
Longitud máx. [m]	15.000
Diámetro
2	Eq_ml_35p_2=ef_2.diam+eg_2	3,77866E-05	1
3	Eq_ml_35p_3=ef_3.diam+eg_3	2,47502E-05	1
4	Eq_ml_35p_4=ef_4.diam+eg_4	1,17137E-05	1
6	Eq_ml_35p_6=ef_6.diam+eg_6	8,91230E-06	1
8	Eq_ml_35p_8=ef_8.diam+eg_8	8,24700E-06	1
10	Eq_ml_35p_10=ef_10.diam+eg_10	7,26170E-06	1
12	Eq_ml_35p_12=ef_12.diam+eg_12	6,53180E-06	1
14	Eq_ml_35p_14=ef_14.diam+eg_14	5,12050E-06	1
16	Eq_ml_35p_16=ef_16.diam+eg_16	5,16290E-06	1
18	Eq_ml_35p_18=ef_18.diam+eg_18	3,90030E-06	1
20	Eq_ml_35p_20=ef_20.diam+eg_20	4,12150E-06	1
22	Eq_ml_35p_22=ef_22.diam+eg_22	4,04660E-06	1
24	Eq_ml_35p_24=ef_24.diam+eg_24	3,97180E-06	1
26	Eq_ml_35p_26=ef_26.diam+eg_26	4,50460E-06	1
28	Eq_ml_35p_28=ef_28.diam+eg_28	5,03740E-06	1
30	Eq_ml_35p_30=ef_30.diam+eg_30	5,57030E-06	1
32	Eq_ml_35p_32=ef_32.diam+eg_32	6,10310E-06	1
34	Eq_ml_35p_34=ef_34.diam+eg_34	6,63590E-06	1
36	Eq_ml_35p_36=ef_36.diam+eg_36	7,16870E-06	1

2.5.2 Costos de complejidades y su adición al valor del gasoducto .

Existen variables en el modelamiento que representan obras y equipos específicos en la intervención del trazado en lo referente a cruces especiales para los cuales se desarrolló un análisis puntual en el estudio de (TIPIEL, 2017a), cuyos tipos de cruces se listan a continuación:

a) Sumideros y Zanjas (Tabla 2-7)

b) Sistema de Aspiración (Tabla 2-7)

c) Ataguías (Tabla 2-8)

d) Cruces húmedos (Tabla 2-8)

e) Perforación Horizontal Dirigida (Tabla 2-9)

f) Cruces aéreos (Tabla 2-9)

g) Cruces sísmicos (Tabla 2-10)

En dichos casos el resultado del consultor incluyó tablas donde se identifican valores totales de los cruces desde 2" hasta 48" y desde 30 metros hasta 15 km, los cuales para ser incluidos en el modelo Tabla 2-7 a la Tabla 2-10. Se aclara que para las variables de estos cruces especiales relacionados previamente se aplicarán los porcentajes de la Tabla 2-2[].

Para calcular el valor a adicionar al valor base el costo de las complejidades se aplica las siguientes ecuaciones

Donde:

	Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
	Valor base incluyendo los componentes de y el efecto de los multiplicadores asociados a las complejidades del trazado. [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
	Diámetro [pulgadas].
	Longitud total del gasoducto a valorar descontando la longitud de los cruces especiales[m].
	Costo de Sumideros y Zanjas [USD] diciembre de 2016.
	Costo de Sistema de Aspiración [USD] diciembre de 2016.
	Costo de Ataguías [USD] diciembre de 2016.
	Costo de Cruces húmedos [USD] diciembre de 2016.
	Costo de Cruce sísmico [USD] diciembre de 2016.
	Costo de Perforación Horizontal Dirigida [USD] diciembre de 2016.
	Costo de cruce aereo [USD] diciembre de 2016.

Los costos de complejidades que al modelarlos se caracterizan por ecuaciones que dependen del diámetro y de la longitud tales como se presentan en las siguientes tablas: Los costos de complejidades que al modelarlos se caracterizan por ecuaciones que dependen del diámetro y de la longitud tales como se presentan en las siguientes tablas:

Tabla 2-7 Ecuaciones valorar complejidades 1

	Sumideros y Zanjas C_sz	Sistema de Aspiración Variable C_sa
unidades	USD	USD
Diámetro	Eq_SZ	cl	cm	Eq_SA	co	cp
2	Eq_SZ_2=cl_2.long+cm_2	141,1356	0,0000E+00	Eq_SA_2=co_2.long+cp_2	201,2576	0,0000,E+00
3	Eq_SZ_3=cl_3.long+cm_3	172,6307	0,0000E+00	Eq_SA_3=co_3.long+cp_3	232,7614	5,8208,E-11
4	Eq_SZ_4=cl_4.long+cm_4	204,1258	5,8208E-11	Eq_SA_4=co_4.long+cp_4	264,2652	1,1642,E-10
6	Eq_SZ_6=cl_6.long+cm_6	246,9943	-5,8208E-11	Eq_SA_6=co_6.long+cp_6	307,1512	-1,7462,E-10
8	Eq_SZ_8=cl_8.long+cm_8	284,3889	0,0000E+00	Eq_SA_8=co_8.long+cp_8	344,5623	-1,1642,E-10
10	Eq_SZ_10=cl_10.long+cm_10	323,4455	0,0000E+00	Eq_SA_10=co_10.long+cp_10	383,6363	-1,1642,E-10
12	Eq_SZ_12=cl_12.long+cm_12	364,5145	-5,8208E-11	Eq_SA_12=co_12.long+cp_12	430,7529	0,0000,E+00
14	Eq_SZ_14=cl_14.long+cm_14	440,5683	1,1642E-10	Eq_SA_14=co_14.long+cp_14	506,8170	-1,1642,E-10
16	Eq_SZ_16=cl_16.long+cm_16	520,7342	-1,1642E-10	Eq_SA_16=co_16.long+cp_16	586,9993	-1,1642,E-10
18	Eq_SZ_18=cl_18.long+cm_18	596,1688	2,3283E-10	Eq_SA_18=co_18.long+cp_18	662,4503	0,0000,E+00
20	Eq_SZ_20=cl_20.long+cm_20	698,0904	3,4925E-10	Eq_SA_20=co_20.long+cp_20	764,3884	0,0000,E+00
22	Eq_SZ_22=cl_22.long+cm_22	779,9405	0,0000E+00	Eq_SA_22=co_22.long+cp_22	849,0932	2,3283,E-10
24	Eq_SZ_24=cl_24.long+cm_24	861,7906	2,3283E-10	Eq_SA_24=co_24.long+cp_24	933,7981	2,3283,E-10
26	Eq_SZ_26=cl_26.long+cm_26	959,6087	0,0000E+00	Eq_SA_26=co_26.long+cp_26	1031,6325	-2,3283,E-10
28	Eq_SZ_28=cl_28.long+cm_28	1057,4267	0,0000E+00	Eq_SA_28=co_28.long+cp_28	1129,4670	0,0000,E+00
30	Eq_SZ_30=cl_30.long+cm_30	1155,2448	0,0000E+00	Eq_SA_30=co_30.long+cp_30	1227,3015	2,3283,E-10
32	Eq_SZ_32=cl_32.long+cm_32	1245,0719	-2,3283E-10	Eq_SA_32=co_32.long+cp_32	1317,1450	0,0000,E+00
34	Eq_SZ_34=cl_34.long+cm_34	1334,8990	4,6566E-10	Eq_SA_34=co_34.long+cp_34	1406,9886	6,9849,E-10
36	Eq_SZ_36=cl_36.long+cm_36	1424,7261	4,6566E-10	Eq_SA_36=co_36.long+cp_36	1496,8321	-2,3283,E-10

Tabla 2-8 Ecuaciones valorar complejidades 2
.	Ataguías C_At	Cruces húmedos C_CH
unidades	USD	USD
Diámetro	Eq_At	cr	cs	Eq_CH	cu	cv
2	Eq_At_2=cr_2.long+cs_2	204,9132	0,0000,E+00	Eq_CH_2=cu_2.long+cv_2	547,6225	0,0000,E+00
3	Eq_At_3=cr_3.long+cs_3	237,2144	-5,8208,E-11	Eq_CH_3=cu_3.long+cv_3	567,3669	0,0000,E+00
4	Eq_At_4=cr_4.long+cs_4	269,5157	0,0000,E+00	Eq_CH_4=cu_4.long+cv_4	587,1113	-1,1642,E-10
6	Eq_At_6=cr_6.long+cs_6	313,9965	0,0000,E+00	Eq_CH_6=cu_6.long+cv_6	684,7499	0,0000,E+00
8	Eq_At_8=cr_8.long+cs_8	352,9085	0,0000,E+00	Eq_CH_8=cu_8.long+cv_8	710,4114	-2,3283,E-10
10	Eq_At_10=cr_10.long+cs_10	393,5774	-1,1642,E-10	Eq_CH_10=cu_10.long+cv_10	739,5623	0,0000,E+00
12	Eq_At_12=cr_12.long+cs_12	436,6955	0,0000,E+00	Eq_CH_12=cu_12.long+cv_12	820,3738	-2,3283,E-10
14	Eq_At_14=cr_14.long+cs_14	513,6977	-2,3283,E-10	Eq_CH_14=cu_14.long+cv_14	908,7730	0,0000,E+00
16	Eq_At_16=cr_16.long+cs_16	595,3810	2,3283,E-10	Eq_CH_16=cu_16.long+cv_16	1023,0667	0,0000,E+00
18	Eq_At_18=cr_18.long+cs_18	672,3330	0,0000,E+00	Eq_CH_18=cu_18.long+cv_18	1125,1606	2,3283,E-10
20	Eq_At_20=cr_20.long+cs_20	775,7721	-2,3283,E-10	Eq_CH_20=cu_20.long+cv_20	1272,5793	4,6566,E-10
22	Eq_At_22=cr_22.long+cs_22	859,4350	2,3283,E-10	Eq_CH_22=cu_22.long+cv_22	1376,4280	4,6566,E-10
24	Eq_At_24=cr_24.long+cs_24	943,0980	-4,6566,E-10	Eq_CH_24=cu_24.long+cv_24	1480,2766	0,0000,E+00
26	Eq_At_26=cr_26.long+cs_26	1042,4335	2,3283,E-10	Eq_CH_26=cu_26.long+cv_26	1619,3942	0,0000,E+00
28	Eq_At_28=cr_28.long+cs_28	1141,7690	0,0000,E+00	Eq_CH_28=cu_28.long+cv_28	1758,5117	-4,6566,E-10
30	Eq_At_30=cr_30.long+cs_30	1241,1044	-4,6566,E-10	Eq_CH_30=cu_30.long+cv_30	1897,6293	4,6566,E-10
32	Eq_At_32=cr_32.long+cs_32	1332,4490	-2,3283,E-10	Eq_CH_32=cu_32.long+cv_32	2082,0190	-9,3132,E-10
34	Eq_At_34=cr_34.long+cs_34	1423,7935	0,0000,E+00	Eq_CH_34=cu_34.long+cv_34	2266,4086	4,6566,E-10
36	Eq_At_36=cr_36.long+cs_36	1515,1380	2,3283,E-10	Eq_CH_36=cu_36.long+cv_36	2450,7983	0,0000,E+00

Tabla 2-9 Ecuaciones valorar complejidades 3
	Perforación Horizontal Dirigida CX_diam[6]	Cruce aéreo C_ac[7]
ID Variable	Eq_Phd	cx_diam	cy_diam	Eq_Ca	dz_diam	ea_diam
unidades	USD	USD
Longitud mín. [m]	60	30
Longitud máx. [m]	5.000	5.000
Diámetro
2	Eq_Phd_2=cx_2.long_phd+cy_2	1128,6562	4436,3834	Eq_Ca_2=dz_2.long_ca+ea_2	1919,5896	-9293,6073
3	Eq_Phd_3=cx_3.long_phd+cy_3	1283,8419	4512,2616	Eq_Ca_3=dz_3.long_ca+ea_3	1841,3964	3104,8078
4	Eq_Phd_4=cx_4.long_phd+cy_4	1439,0277	4588,1397	Eq_Ca_4=dz_4.long_ca+ea_4	1763,2031	15503,223
6	Eq_Phd_6=cx_6.long_phd+cy_6	1674,5448	4594,6294	Eq_Ca_6=dz_6.long_ca+ea_6	2396,0961	-1348,9583
8	Eq_Phd_8=cx_8.long_phd+cy_8	1853,2761	4601,2462	Eq_Ca_8=dz_8.long_ca+ea_8	2305,0751	15470,7727
10	Eq_Phd_10=cx_10.long_phd+cy_10	2043,6927	4608,8384	Eq_Ca_10=dz_10.long_ca+ea_10	2483,9866	10849,1462
12	Eq_Phd_12=cx_12.long_phd+cy_12	2352,743	7493,3282	Eq_Ca_12=dz_12.long_ca+ea_12	3311,3271	31479,4517
14	Eq_Phd_14=cx_14.long_phd+cy_14	2504,4591	7497,8579	Eq_Ca_14=dz_14.long_ca+ea_14	3653,8767	33191,4949
16	Eq_Phd_16=cx_16.long_phd+cy_16	2707,6978	7506,125	Eq_Ca_16=dz_16.long_ca+ea_16	4034,6817	25705,7053
18	Eq_Phd_18=cx_18.long_phd+cy_18	2901,0005	7514,9507	Eq_Ca_18=dz_18.long_ca+ea_18	4184,7777	29760,5107
20	Eq_Phd_20=cx_20.long_phd+cy_20	3110,8794	7524,3529	Eq_Ca_20=dz_20.long_ca+ea_20	4742,5612	27257,7043
22	Eq_Phd_22=cx_22.long_phd+cy_22	3271,2736	9451,7079	Eq_Ca_22=dz_22.long_ca+ea_22	5458,748	48551,8072
24	Eq_Phd_24=cx_24.long_phd+cy_24	3431,6677	11379,0628	Eq_Ca_24=dz_24.long_ca+ea_24	6174,9348	69845,9101
26	Eq_Phd_26=cx_26.long_phd+cy_26	3614,3145	10109,7654	Eq_Ca_26=dz_26.long_ca+ea_26	6526,0853	68740,1606
28	Eq_Phd_28=cx_28.long_phd+cy_28	3796,9613	8840,4679	Eq_Ca_28=dz_28.long_ca+ea_28	6877,2357	67634,411
30	Eq_Phd_30=cx_30.long_phd+cy_30	3979,6081	7571,1705	Eq_Ca_30=dz_30.long_ca+ea_30	7228,3861	66528,6615
32	Eq_Phd_32=cx_32.long_phd+cy_32	4147,5796	7584,2867	Eq_Ca_32=dz_32.long_ca+ea_32	8042,7618	43248,2846
34	Eq_Phd_34=cx_34.long_phd+cy_34	4315,5511	7597,4029	Eq_Ca_34=dz_34.long_ca+ea_34	8857,1376	19967,9077
36	Eq_Phd_36=cx_36.long_phd+cy_36	4483,5227	7610,519	Eq_Ca_36=dz_36.long_ca+ea_36	9671,5133	-3312,4691

	Tabla 2-10 Cruce sísmico
unidades	USD
Diámetro	Eq_CS	eh _diam	ei _diam
2	Eq_CS_2=eh_2.long+ei_2	380,0743	5,821E-11
3	Eq_CS_3=eh_3.long+ei_3	420,9481	0,000E+00
4	Eq_CS_4=eh_4.long+ei_4	461,8219	0,000E+00
6	Eq_CS_6=eh_6.long+ei_6	524,1809	-2,328E-10
8	Eq_CS_8=eh_8.long+ei_8	580,3292	0,000E+00
10	Eq_CS_10=eh_10.long+ei_10	639,7224	-1,164E-10
12	Eq_CS_12=eh_12.long+ei_12	697,1771	3,492E-10
14	Eq_CS_14=eh_14.long+ei_14	785,4505	0,000E+00
16	Eq_CS_16=eh_16.long+ei_16	885,5229	-2,328E-10
18	Eq_CS_18=eh_18.long+ei_18	981,3538	-2,328E-10
20	Eq_CS_20=eh_20.long+ei_20	1103,9254	2,328E-10
22	Eq_CS_22=eh_22.long+ei_22	1204,7218	-4,657E-10
24	Eq_CS_24=eh_24.long+ei_24	1305,5181	2,328E-10
26	Eq_CS_26=eh_26.long+ei_26	1425,1778	2,328E-10
28	Eq_CS_28=eh_28.long+ei_28	1544,8375	0,000E+00
30	Eq_CS_30=eh_30.long+ei_30	1664,4972	0,000E+00
32	Eq_CS_32=eh_32.long+ei_32	1777,4884	0,000E+00
34	Eq_CS_34=eh_34.long+ei_34	1890,4796	0,000E+00
36	Eq_CS_36=eh_36.long+ei_36	2003,4708	-4,657E-10

2.5.3 Costos de las Conexiones y su adición al valor del gasoducto . Las conexiones pueden ser del tipo corte en frío (cold cut), corte en caliente (hot tap), conexión con tapón doble más hot tap y conexión con tapón doble más hot tap y bypass.

Estas conexiones se reconocen al transportador como parte de la inversión en transporte cuando se requieren para conectar un gasoducto loop o para conectar una extensión del gasoducto. De acuerdo con lo establecido en el reglamento único de transporte de gas natural, RUT, los costos de conexiones que benefician a un remitente en particular deben ser asumidos por dicho remitente.

A partir de la información disponible se puede establecer el costo de cada tipo de conexión como se muestra en la Tabla 2-11. Cabe anotar que la información disponible permite calcular directamente los valores para los diámetros de 4, 6, 12, 18, 24 y 30 pulgadas. Los valores para diámetros intermedios se obtuvieron con interpolación lineal. Las ecuaciones para determinar el valor del gasoducto incluyendo el costo de las conexiones

Donde:

	Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
	Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
	Costo total conexión tapón doble más hot tap y bypass [USD] diciembre de 2016.
	Costo total conexión tapón doble más hot tap [USD] diciembre de 2016.
	Costo total conexión corte en caliente,hot tap [USD] diciembre de 2016.
	Costo total conexión corte en frio,cold tap [USD] diciembre de 2016.

Tabla 2-11 Costo de conexiones (USD 2016).

Multiplicador	Rango aplicación	Variable	Valor	Ecuación
Conexión tapón doble más hot tap y bypass	<14	bp	14157,0000
		bq	31935,0000
	>=14	br	43507,0000
		bs	264562,000
Conexión tapón doble más hot tap	2<=diam<=36	bt	856,4500
		bu	-2215,6000
		bv	57062,0000
Conexión corte en caliente,hot tap	2<=diam<=36	bw	505,6300
		bx	-913,8600
		by	338994,0000
Conexión corte en frio,cold tap	2<=diam<=36	bz	81,8680
		ca	-566,6300
		cb	5572,4000

Es importante señalar que las ecuaciones presentadas en la tabla permiten el calcular el valor de una conexión. Si existen varias conexiones, se deben calcular cada una con la ecuación correspondiente.

Este resultado corresponde a una estimación de costos clase 3 según la clasificación de costos generalmente aceptada en ingeniería[]. El rango de exactitud esperado de esta estimación tiene una variación en el rango bajo de -10% a -20% y de +10% a +30% en el rango alto.

2.6 Actualización de valores de gasoducto

Los valores determinados hasta el numeral 2.5 están definidos en dólares americanos de diciembre de 2016. Sin embargo, para determinar los valores a otras fechas, es necesarios aplicarle indexadores. En el presente numeral se incluye el procedimiento para actualizar los valores. En el diagrama se presenta el proceso de actualización.

Figura 2-2 Proceso de actualización de valores

Fuente: CREG.

Este valor se considera que se compone de tres parámetros: costos del acero, costos de mano de obra, y otros costos. En concordancia, se establece la forma de actualizarlo para determinar su valor en dólares de una fecha base[]. Para su actualización se debe considerar los siguientes dos casos posibles.

2.6.1 Definición de fechas para calcular la actualización

Para llevar a cabo la actualización es necesario incluir en el modelo de las siguientes fechas cuyas definiciones se incluyen a continuación:

a) fecha de entrada en operación del gasoducto : corresponde a la fecha que entro en operación el gasoducto y en caso de que sea distinta a la fecha que se definió en la base tarifaria se tomará esta última, solo se podrán valorar gasoductos cuya entrada operación sea posterior al 1 de enero de 2003[1].

b) fecha de valor base del modelo : Corresponde a diciembre de 2016.

c) fecha base valoración : corresponde a la fecha base definida en la metodología

d) fecha de evaluación del gasoducto : Corresponde a la fecha con la mejor información disponible[1] para valorar los gasoductos que se pretenden construir.

2.6.2 Actualizar el valor de un gasoducto existente

La valoración de un gasoducto que ya entró en operación comercial se actualiza a la fecha base, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

	Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base
	Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016
	Indexador actualización acero.
	Indexador actualización mano obra
	Indexador actualización otros costos

Las fórmulas para determinar los indexadores se incluyen en la Tabla 2-12.

Tabla 2-12 Ecuaciones actualización
constante	Gasoducto existente
Actualización acero
Actualización mano obra
Actualización Otros costos

Las variables utilizadas en las fórmulas de la Tabla 2-12. se incluyen a continuación:

	Coeficiente indexador equivalente a 0,35.
	Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index[1] fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
	Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index[1] fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de valor base del modelo .
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha base valoración .
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
	Coeficiente indexador equivalente a 0,4.
	Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo .
	Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
	Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
	Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo
	Coeficiente indexador equivalente a 0,25.

Para la conversión del valor a pesos colombianos, se utiliza la siguiente expresión:

Donde:

	Valor actualizado incluyendo componentes de , pesos colombianos de la fecha base.
	Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base.
	Tasa representativa del mercado de la fecha base.

2.6.3 Valorar un gasoducto que se pretende construir

La valoración de un gasoducto que se pretende construir se hará con la mejor información disponible al momento de la actualización. Mediante la siguiente expresión se actualiza a la fecha base:

Donde:

	Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base.
	Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
	Indexador actualización acero.
	Indexador actualización mano obra.
	Indexador actualización otros costos.

Las fórmulas para determinar los indexadores se incluyen en la Tabla 2-13.

Tabla 2-13 Ecuaciones actualización gasoducto que se pretende construir
constante	Gasoducto se pretende construir
Actualización acero
Actualización mano obra
Actualización Otros costos

Las variables utilizadas en las fórmulas de la Tabla 2-13 se incluyen a continuación:

	Coeficiente indexador equivalente a 0,35.
	Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index[1] fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de evaluación del gasoducto .
	Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index[1] fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de valor base del modelo .
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha base valoración .
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha de valor base del modelo .
	Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha de evaluación del gasoducto .
	Coeficiente indexador equivalente a 0,4.
	Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo .
	Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha base valoración .
	Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha base valoración .
	Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo
	Coeficiente indexador equivalente a 0,25.

Para la conversión del valor a pesos colombianos, se utiliza la siguiente expresión:

Donde:

:	Valor actualizado incluyendo componentes de en pesos colombianos de la fecha base.
	Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base.
	Tasa representativa del mercado de la fecha base.

2.7 Reglas de aplicación de modelo

Para aplicar el modelo de valoración de gasoductos integrado en este numeral 2, se deben observar las siguientes reglas:

a) La longitud del valor base corresponde a la longitud total del gasoducto sin tener en cuenta la longitud de los cruces especiales.

b) Se deben observar las restricciones en la aplicación de las variables de multiplicadores y de complejidad en longitud y en diámetro, para situaciones en los cuales el gasoducto a modelar no se encuentre en dichos rangos, el agente deberá llenar la información de caracterización y señalar expresamente que no está dentro del rango de aplicación del modelo.

c) Para construcciones que se desarrollan en media ladera se podrán interpolar en caso de ángulos intermedios es decir entre 15º, 25º y 35º, si hay casos superiores a 35º se utilizara los multiplicadores de media ladera de 35º.

2.8 Restricciones de aplicación del modelo e información

Tal como se ha incluido a lo largo del presente numeral 2, en las diferentes tablas se han integrado rangos de aplicación para las diferentes fórmulas, en algunos casos para diámetros y en otro para longitudes. Complementario a ello, en la siguiente tabla se resumen las restricciones de aplicación del modelo.

Tabla 2-14 Restricciones en la aplicación del modelo
Variable	Diámetros (inch)	Longitudes (m)
Valor base (Vb)	2, 3, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32, 34, 36.	1.000m- 200.000 m
Multiplicador de media ladera (15%, 25%, 35% de inclinación)	2, 3, 4, 6, 8, 10,12, 14, 16, 18, 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32, 34, 36	30m- 15.000 m
CU Perforación Horizontal Dirigida, CU Cruce Aéreo	2, 3, 4, 6, 8, 10,12, 14, 16, 18, 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32, 34, 36	30m-5.000m ver adicionalmente la Tabla 2-15
CU. Sumideros y zanjas, sistema de aspiración, ataguías, cruces húmedos, cruces sísmicos	2, 3, 4, 6, 8, 10,12, 14, 16, 18, 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32, 34, 36	30m - Tipiel 50,000m

Tabla 2-15 Restricciones en la aplicación del modelo en Perforación Horizontal dirigida

longitud (m)

Diámetro

X: en dichos casos no es factible aplicar la valoración con el modelo.

3 Valoración de estaciones de compresión

3.1 Información disponible

Como parte de los estudios requeridos para establecer la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural, en 2014 la Comisión realizó un estudio para actualizar el valor de algunos insumos utilizados por la CREG para estimar el valor eficiente de estaciones de compresión[1].

3.2 Valores de referencia

En la Tabla 3-1 se muestran las principales variables que inciden en el costo de inversión en estaciones de compresión reciprocantes, y para distintos niveles de potencia instalada. Estos valores corresponden a los propuestos por el experto Calvin Peter Oleksuk en 2014, e incluyen el valor eficiente de elementos adicionales considerados necesarios para estaciones de compresión en Colombia. Estos elementos adicionales son enfriadores, edificios y bodegas, conexiones hot tap y pavimentación de vías. la desagregación de variables correspondientes a estaciones reciprocantes. Para estaciones de compresión centrifugas se presenta en la Tabla 3-2..

Tabla 3-1. Desagregación de variables que inciden en el costo estándar de inversión en estaciones de compresión reciprocantes

Equipos

Compresor

Enfriadores [1]

Transporte, bodegaje seguros, porteo [2]

IVA y arancel [3]

Otros

Materiales

Simentaciones, estructuras, edificios, tuberías, controles

Construcción

Contratos, subcontratos, costos indirectos

Ingeniería

Costos locales

Ambiental, consultas públicas, legal

Adicionales [4]

Edificios y bodegas, conexión hot tap y vías

Contingencias 10%

Fuente: Adaptado del informe presentado por Calvin Peter Oleksuk, publicado mediante la Circular CREG 081 de 2014

[1] Rubro considerado necesario en las estaciones de compresión en Colombia. Corresponde al 20,08% del valor del compresor, porcentaje obtenido con base en valores reconocidos por la CREG para estos rubros en valoraciones anteriores.

[2] Corresponde al 1,3% del valor del compresor más enfriadores. Este es el porcentaje reconocido por la CREG para este rubro en valoraciones anteriores.

[3] Corresponde a 19% de IVA y 5% de arancel sobre el valor del compresor más enfriadores. Procentajes reportados por la DIAN (E-2012-003178).

[4] Rubros considerados necesarios en las estaciones de compresión en Colombia. Corresponde al 9,13% del valor del compresor, porcentaje obtenido con base en valores reconocidos por la CREG para estos rubros en valoraciones anteriores.

Para valorar las unidades de compresión reciprocantes que componen las estaciones de compresión se debe aplicar la siguiente ecuación

Donde:

	Valor total estación de compresión [USD2009]
:	Valor unitario de cada unidad de compresión [USD2009/HP]
:	Potencia unidad a valorar [hp]
:	unidad de la estación a compresión a valorar
	numero total de unidades de compresión a valorar

Tabla 3-2. Desagregación de variables que inciden en el costo estándar de inversión en estaciones de compresión centrífugas

Equipos

Compresor

Enfriadores [1]

Transporte, bodegaje, seguros, porteo [2]

IVA y arancel [3]

Otros

Materiales

Simentaciones, estructuras, edificios, tuberías, controles

Construcción

Contratos, subcontratos, costos indirectos

Ingeniería

Costos locales

Ambiental, consultas públicas, legal

Adicionales [4]

Edificios y bodegas, conexión hot tap y vías

Contingencias 10%

Fuente: Adaptado del informe presentado por Calvin Peter Oleksuk, publicado mediante la Circular CREG 081 de 2014

[2] Corresponde al 1,3% del valor del compresor más enfriadores. Este es el porcentaje reconocido por la CREG para este rubro en valoraciones anteriores.

[3] Corresponde a 19% de IVA y 5% de arancel sobre el valor del compresor más enfriadores. Porcentajes reportados por la DIAN (E-2012-003178).

Para valorar las unidades de compresión centrifugas que componen las estaciones de compresión se debe aplicar la siguiente ecuación

Donde:

	Valor total estación de compresión [USD2009]
:	Valor unitario de cada unidad de compresión [USD2009/HP]
:	Potencia unidad a valorar [hp]
:	unidad de la estación a compresión a valorar
	numero total de unidades de compresión a valorar

Sobre las cifras que se calculan a partir de las ecuaciones se debe tener en cuenta lo siguiente:

i. La actualización de estas cifras se realizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales (Serie ID: WPSFD41312).

ii. Se asume que los equipos correspondientes a compresor y enfriadores son importados y sobre ellos aplica IVA y arancel. La información disponible en la Comisión al momento de elaborar este documento indica que para estos equipos el IVA es del 19% y el arancel del 5%. Estos porcentajes se podrán ajustar a los valores vigentes al momento de valorar una estación para efectos tarifarios.

iii. Las ecuaciones tienen un rango de aplicación para unidades de compresión desde 1500-30,000HP

El resultado de aplicar la anterior ecuación corresponde a una estimación de costos clase 3 según la clasificación de costos generalmente aceptada en ingeniería[1]. El rango de exactitud esperado de esta estimación tiene una variación en el rango bajo de -10% a -20% y de +10% a +30% en el rango alto.

Los anteriores valores de referencia no incluyen infraestructura adicional que pueda requerirse en la estación de compresión por situaciones particulares tales como condiciones del terreno o gasoductos de conexión de longitudes apreciables. Esta infraestructura adicional se podrá evaluar en cada caso con la justificación debida que reporte el transportador.

DIEGO MESA PUYO Ministro de Minas y Energía	JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 1)

Información (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.5.1. 2. INFORMACIÓN. Este anexo incluye los formatos para que los agentes declaren la información para valorar gasoductos, estaciones de compresión, inventario de activos y activos que cumplen período de vida útil normativa.

1 Variables del formato 1 - Gasoductos

1.1 Descripción de tipos de suelo

1.1.1 Suelo arcilloso

Se refiere al tipo de suelo cohesivo con una resistencia compresiva igual o superior a 1,5 toneladas por pie cuadrado (144kPa).

1.1.2 Suelo arenoso

Tipo de suelo que además de ser cohesivo, con una resistencia compresiva inferior a 1,5 toneladas por pie cuadrado (144kPa), en la construcción de los gasoductos se presentan paredes de las zanjas más inestables, lo cual generalmente conduce a una secuenciación en la construcción un poco diferente a través de las áreas impactadas. Normalmente en áreas arenosas el tubo es colocado en primer lugar, y la excavación y hundimiento se realiza después en estrecha proximidad a fin de no tener hundimientos en la excavación de la zanja.

1.1.3 Suelo rocoso

Tipo de suelo que presenta roca en camas sólidas o masas, en su formación original, encontrada en la excavación de zanjas para la tubería. Requiere extracción por medio de la utilización de cubos para roca, o perforación y voladura para su extracción. Una definición común es "aquello que no puede ser extraído con un D-8 equipado con un extractor, o excavado con una excavadora 330 equipada con un cubo para roca". Normalmente en la excavación en roca la profundidad de la zanja es menor y a menudo proporciona un mínimo de 60 cm para cubrir la superficie del tubo.

1.2 Descripción de tipos de vegetación

1.2.1 Tundra

Es un bioma que se caracteriza por su subsuelo helado, falta de vegetación arbórea, o en todo caso de árboles naturales, lo que es debido a la poca heliofania y al estrés del frío glacial. Los suelos que están cubiertos de musgos y líquenes son pantanosos con turberas en muchos sitios.

1.2.2 Bosque Templado

Es un bioma de clima templado y lluvioso, con estación seca. Se trata de bosques dominados por angiospermas (bosques de hojas anchas), e incluye también los bosques mixtos, donde se mezclan angiospermas y gimnospermas, se caracteriza principalmente por poseer una vegetación con hojas caducas.

1.2.3 Selva Subtropical

El concepto de selva, jungla o bosque lluvioso, se aplica a los bosques tropicales y subtropicales, es decir, a las florestas densas con gran diversidad de especies arbóreas y, por lo general, dosel cerrado, denso sotobosque y diversos "pisos", "estratos" o "niveles" de vegetación: desde árboles que pueden superar los 20 metros en los pisos altos hasta los musgos y mohos al ras del suelo, al cual difícilmente llega la luz solar (por este motivo también abundan los hongos).

1.2.4 Desierto Árido

En geografía se define como desierto a la zona terrestre en la cual las precipitaciones casi nunca superan los 250 milímetros al año y el terreno es árido. El desierto puede ser considerado un ecosistema o un bioma.

1.2.5 Estepa Seca

La Estepa Seca es una expresión comúnmente utilizada para designar el clima de una región del planeta donde las lluvias anuales están entre los 200 y los 400 mm. Una cantidad de lluvia inferior a los 200 mm anuales caracteriza a los desiertos. La vegetación está normalmente compuesta de arbustos que pierden las hojas en los meses más secos, así como de pastajes que también se secan en los períodos de estiaje.

1.2.6 Sabana

La sabana es una llanura ubicada en climas tropicales en la cual la vegetación se encuentra formando un estrato herbáceo continuo por gramíneas perennes, salpicada por algún árbol, arbusto o matorral individual o en pequeños grupos de talla inferior a 10 m. Normalmente, las sabanas son zonas de transición entre bosques y estepas. Se extiende en zonas de clima cálido a templado. Combina características del bosque y del pastizal. En los suelos cubiertos por pastos altos crecen árboles en grupos aislados.

1.2.7 Selva Tropical

El bosque tropical lluvioso es propio de las zonas tropicales en las que no existe una verdadera estación seca, hay uno o más meses relativamente secos (con menos de 100 mm de lluvia) y solamente algunas áreas son húmedas durante todo el año.

1.2.8 Tundra alpina

La tundra alpina está situada en las montañas a través del mundo en alta altitud donde los árboles no pueden crecer. La estación de crecimiento y desarrollo dura aproximadamente 180 días. La temperatura de la noche es generalmente por debajo de bajo 0 °C. Se diferencia de la tundra andina, por sus suelos bien drenados. Las comunidades de plantas son similares a las árticas.

1.3 Técnicas de manejo de nivel freático

1.3.1 Métodos de Sumideros y Zanjas

Un procedimiento de desagüe elemental consiste en la instalación de las cunetas, desagües franceses, y sumideros dentro de una excavación, de las que el agua que entra en la excavación puede ser bombeada. A menudo, una bomba de zanja de 6" o una serie de bombas de zanja se utilizan para bombear agua temporalmente de una excavación o zanja de la tubería para permitir el empate que se realiza por debajo del suelo.

Este método de extracción de agua generalmente no debe ser considerado cuando el nivel del agua subterránea debe ser reducido a más de unos pocos pies, ya que la filtración en la excavación podría perjudicar la estabilidad de las pendientes de excavación y tener un efecto perjudicial sobre la integridad la cimentación de los suelos. Mantas de filtro o drenajes pueden ser incluidos en los sistemas de zanja y sumideros para superar desmoronamiento de menor importancia y facilitar la recolección de la filtración. Las desventajas de un sistema colector de desagüe son la lentitud en el drenaje de las pendientes, las condiciones potenciales de humedad durante la excavación y relleno, que pueden obstaculizar la construcción y afectan negativamente el suelo subrasante; el espacio requerido en el fondo de la excavación de los desagües, zanjas, colectores y bombas; y la frecuente falta de trabajadores expertos en la construcción u operación adecuada de sumideros.

1.3.2 Métodos de Sistemas de Aspiración

Los sistemas de aspiración Wellpoint son un método comúnmente utilizado de desagüe, ya que son aplicables a una amplia gama de excavaciones y a condiciones de aguas subterráneas.

Un sistema de aspiración convencional consta de una o varias series de puntas filtrantes (wellpoints) con tuberías verticales de 3,8 cm o 5 cm de diámetro, instaladas en una línea o anillo en espaciamientos entre aproximadamente 0,9 y 3 metros, con las verticales conectadas a un colector común y bombeado con una o más bombas de aspiración wellpoint. Los wellpoints son pequeñas cortinas hechas de latón o de malla de acero inoxidable, latón ranurado o tubería de plástico, o alambre envuelto en barras de forma trapezoidal para formar una cortina.

Por lo general oscilan en tamaño de 5 a 10 cm de diámetro y 0,6 a 1,5 metros de longitud y están construidas, ya sea con extremos cerrados o puntas de auto-inyección. Pueden o no estar rodeadas de un filtro según el tipo de suelo drenado. Las cortinas de aspiración y tuberías verticales pueden ser tan grandes como 15,25 cm y tan largas como 7,6 metros en ciertas situaciones.

Una bomba de aspiración utiliza un vacío combinado y una bomba centrífuga conectada a la cabecera para producir un vacío en el sistema y para bombear el agua que drena a los wellpoints. Una o más bombas de vacío complementarias se pueden añadir a las bombas principales donde una capacidad adicional de tratamiento de aire se requiere o es deseable. Generalmente, una etapa de aspiración (wellpoints conectados a una cabecera en una elevación común) es capaz de bajar el nivel freático alrededor de 4,5 metros; bajar el agua subterránea más de 4,5 metros por lo general requiere una instalación de wellpoints en múltiples etapas.

Un sistema de aspiración es generalmente el método más práctico para el desagüe donde el sitio es accesible y donde la excavación y las capas acuíferas a ser drenadas no son demasiado profundas. Para las excavaciones de gran tamaño o profundidad, donde la profundidad de la excavación es más de 9 o 12 metros, o donde la presión artesiana en un acuífero profundo debe ser reducida, puede ser más práctico utilizar wellpoints del tipo eductor o pozos profundos (discutido más adelante) con turbina o bombas sumergibles, utilizando puntas filtrantes (wellpoints) como un método complementario de desagüe, si es necesario. Los wellpoints son más adecuados que los pozos profundos, donde la inmersión disponible para las cortinas es pequeña y se requiere espacio cerrado para interceptar las filtraciones.

1.3.3 Métodos de Ataguías

Un método común de la excavación por debajo del nivel freático en áreas confinadas es impulsar la madera o tablestacas de acero por debajo de la elevación subrasante, instalar refuerzos, excavar la tierra, y bombear las posibles filtraciones que entran en el área de las ataguías.

El desagüe de una excavación entoldada con sumideros y zanjas está sujeta a las mismas limitaciones y graves desventajas que las que se dan en excavaciones abiertas. Sin embargo, el peligro de empuje hidráulico en el fondo de una excavación en la arena podría ser reducido si la lámina puede ser conducida en un estrato impermeable subyacente, reduciendo así la filtración al fondo de la excavación.

Las excavaciones por debajo de la capa freática a veces pueden ser realizadas con éxito utilizando laminado y bombeo de sumidero. Sin embargo, el uso de lámina y arriostramiento deben ser diseñados para presiones hidrostáticas y soporte reducido de pie por las fuerzas de filtración hacia arriba. Cubrir el fondo de la excavación con una manta filtro de arena y gravilla invertida facilitará la construcción y el bombeo de las aguas de filtración.

1.4 Cruces Subfluviales

En ocasiones, en el trazado de un ducto es necesario atravesar diversas fuentes de agua como ríos y quebradas, o tierras pantanosas, que implican la utilización de técnicas de construcción especiales para realizar cruces subfluviales, los cuales abarcan cruces húmedos con zanjas, perforaciones horizontales dirigidas y cruces aéreos.

1.4.1 Cruce húmedo con zanja

Esta técnica se usa en humedales y pantanos, en los cuales las zanjas deben ser excavadas usando excavadoras de orugas que trabajan fuera de la orilla del pantano, utilizando caminos o revestimientos de madera o dispositivos similares. Los despojos excavados se almacenan en el lado no funcional del derecho de vía.

Los humedales inundados normalmente necesitan ser excavados mediante la utilización de excavadoras de oruga o dragas trabajando sobre barcazas o dispositivos similares, o utilizando excavadoras con equipo de pantano. Los despojos se apilan generalmente adyacentes a la zanja de la tubería y son mediante los mismos equipos depositados como material de relleno posteriormente.

1.4.2 Perforación Horizontal Dirigida

La instalación de una tubería a través de la perforación horizontal direccionada (HDD) es un proceso de dos etapas. La primera etapa consiste en perforar un orificio piloto de diámetro pequeño junto con una ruta de dirección diseñada. La segunda etapa implica la ampliación de este agujero piloto para obtener un diámetro que se acomode al de la tubería para luego meterla en un agujero agrandado. Los siguientes diagramas explican el proceso en general:

Perforación del paso del piloto a lo largo de la trayectoria planeada

Ampliación del paso del piloto a un diámetro mayor al de la tubería

Instalación de la tubería

Cruces aéreos

Está técnica corresponde a la construcción de puentes o utilización de soportes sobre los cuáles se atraviesa la fuente hídrica.

Formato 1. Información para valorar gasoductos

El formato 1 incluye los campos declarar la información correspondiente a gasoductos, este formato también estará en formato Excel adjunto a la resolución.

Datos generales del gasoducto:

Nombre del gasoducto troncal asociado al reporte:
Tipo de activo que se está reportando:
Nombre del activo que se está reportando:
Fecha Base:
Valor total (en $COP de la fecha base):
Año de entrada en operación

Caracterización del gasoducto:

Formato 1
Columnas
1	2	…	20

Donde:

Variables formato 1
Columna	Variable
1	No. Segmento
2	Longitud segmento
3	Latitud (Decimal)
4	Longitud (Decimal)
5	Altura (metros sobre el nivel del mar)
6	Diámetro (pulgadas)
7	Tipo de suelo
8	Vegetación
9	Nivel freático
10	Clase de localidad
11	Cruces de cuerpos de agua
12	Cruces fallas geológicas (cruces sísmicos)
13	Terreno cultivado
14	Inclinación de terreno
15	Media ladera
16	Gasoducto construido a Doble junta
17	Área congestionada
18	No. de conexiones tapón doble más hot tap y bypass
19	No. de conexiones tapón doble más hot tap
20	No. de conexiones corte en caliente, hot tap
21	No. de conexiones corte en frio, cold tap

Este anexo debe incluir la siguiente declaración.

Declaramos que todos los valores consignados en este formato reflejan fielmente los costos exclusivamente para la ejecución y puesta en marcha del activo y que todos los valores fueron debidamente registrados en los estados financieros de los años XXX, XXX y XXX

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

Para incluir la información en la tabla se debe tener en cuenta:

Caracterización	Descripción
Valor total	Declarar valor en pesos colombianos de la fecha base.
Longitud total	Declarar longitud en metros.
Diámetro	Declarar diámetro en pulgadas.
Año de entrada en operación	Declarar año.
Diagrama de flujo	Reportar el diagrama de flujo del gasoducto en donde sea visible su ubicación dentro del sistema de transporte.
Conexiones	Declarar qué tipo y cuántas conexiones serán necesarias: i) conexión en frío cold cut, ii) conexión con hot tap (roscado en caliente); iii) conexión con tapón doble más hot tap; ó iv) conexión con tapón doble más hot tap y bypass.
Combustible	Declarar el costo del combustible requerido durante la construcción en USD por galón.
Tipo de suelo	Suelos típicos en el recorrido de un gasoducto. Declarar valores en metros. Se debe especificar el tipo de suelo kilómetro a kilómetro del recorrido del gasoducto.
Arcilloso
Rocoso
Arenoso
Vegetación	Vegetación típica en el recorrido de un gasoducto. Declarar valores en metros. Se debe especificar el tipo vegetación kilómetro a kilómetro del recorrido del gasoducto.
Tundra
Bosque Templado
Selva Subtropical
Desierto Árido
Estepa Seca
Sabana
Selva Tropical
Tundra Alpina
Nivel freático	Técnicas para el manejo de nivel freático durante la construcción. Declarar valores en metros. Se debe especificar la técnica predominante utilizada kilómetro a kilómetro del recorrido del gasoducto.
Sumideros y zanjas
Sistema de aspiración
Ataguías
Clase de localidad	Definición de norma técnica ASME B31.8. Declarar valores en metros. Se debe indicar la cantidad de metros de gasoducto que se ubican en cada tipo de localización para cada kilómetro del recorrido del gasoducto.
Localidad Clase 1
Localidad Clase 2
Localidad Clase 3
Localidad Clase 4
Cruces de cuerpos de agua	Técnicas para el cruce de cuerpos de agua como ríos y pantanos durante la construcción del gasoducto. Declarar a) el tipo de cruce, b) el nombre del cruce asociado al nombre de la fuente de agua que cruza, c) la abscisa (en km) del recorrido del gasoducto en el que se presente el cruce, y d) la longitud del cruce en metros para cada tipo de cruce.
Zanja
Perforación horizontal dirigida
Aéreo
Cruces sísmicos	Técnica para cruce de falla geológica durante la construcción. Declarar valor en metros y la cantidad de metros del gasoducto construidos con especificaciones de cruce sísmico. Estas especificaciones corresponden a una configuración de zanja trapezoidal y en soldadura para X-70 pipe x.500 pipe. Además, deberá indicarse la abscisa (en metros) del recorrido del gasoducto en que se presentan estos cruces.
Cruce de falla geológica
Terreno cultivado	Terrenos en donde hay cultivos con técnicas de riego y tubos de drenaje. En estas zonas los gasoductos se instalan a una profundidad suficiente para dar cabida al drenaje. Declarar valor en metros. Se debe especificar la longitud en terreno cultivado kilómetro a kilómetro del recorrido del gasoducto.
Inclinación del terreno	Pendientes del terreno en el recorrido del gasoducto. Reportar la georreferenciación cada 100 metros recorridos en el trazado. Se debe presentar la latitud y longitud en coordenadas decimales (i.e. 49,500 - 123,500) y la altitud en metros sobre el nivel del mar.
Doble junta	Recorrido del gasoducto construido con la técnica de doble junta. La técnica consiste en soldar dos tramos de gasoductos (e.g. de 12 m cada uno) y llevar el tramo unido al sito de instalación. Se debe especificar la longitud en la que se utilizó la técnica de juntas dobles kilómetro a kilómetro del recorrido del gasoducto.
Área congestionada	Recorrido del gasoducto que está instalado en localidad clase 4 y que cruza o cruzará una población de más de 50.001 habitantes para cada kilómetro del recorrido del gasoducto. Declarar la longitud en metros. Se debe especificar esta longitud kilómetro a kilómetro del recorrido del gasoducto.

Formato 2. Información para valorar estaciones de compresión

Para cada una de las estaciones de compresión se deberá incluir la siguiente información:

Nombre del compresor:
Capacidad total:		[MMPCD]
Potencia total:		[HP]
Presión mínima entrada:		[psig]
Presión máxima salida:		[psig]
Temperatura de succión:		[°F]
Temperatura de descarga:		[°F]
Fecha inicio del proyecto:		[DD-MM-AAAA]
Fecha Puesta en operación comercial:		[DD-MM-AAAA]
Valor insonorización:		COP
Valor total estación compresora:		COP
Incluye tea:		[Si, No]

Ubicación geográfica del compresor
Latitud:	0,0000000000
Longitud:		0,0000000000
Altura:		0,00 [msnm]

Breve descripción del alcance del sistema de control:

Breve descripción del alcance del sistema de monitoreo y protección del equipo:

Si se incluye tea haga la descripción aquí:

Descripción insonorización:

Caracterización compresor
No. Unidad	Tecnología	Potencia	Presión mínima entrada	Presión máxima salida	Número de etapas	Tipo de combustible que usa el compresor para operar	Consumo a plena carga [BTU/hora]	Consumo a plena carga [kWh]
1
2
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19
20

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

Formato 3. Información para otros proyectos

Nombre:
Tipo (a):
Días de ejecución (c):
Fecha de inicio:
Fecha de finalización:
Gasoducto troncal asociado:
Tipo de activo asociado:
Nombre del activo asociado:
No. del segmento reportado al que se conecta:

Ubicación geográfica del proyecto
Latitud (d)	0,0000000000
Longitud (d):	0,0000000000
Altura:	0,00 [msnm]

Descripción del proyecto (b):

Flujo de construcción
No.	Año	Inversión total (e)	Costo de equipos (f)	Costo obra civil y mecánica (g)	Costo de permisos temporales servidumbres (h)	Costo de inversión socio ambiental (i)	Total
1	2021	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
2	2022	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
3	2023	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
4	2024	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
5	2025	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
6	2026	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
Total	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00

(a) Por ejemplo: obras tales como contraflujo, almacenamiento, otros incluidos los IPAT.

(b) Breve descripción del alcance del proyecto y referencia a documentación complementaria.

(d) Coordenadas decimales de ubicación del proyecto.

(e) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron para la ejecución y puesta en marcha de la estación.

(f) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron en la compra de equipos.

(g) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por obra civil y mecánica.

(h) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por permisos temporales de las servidumbres.

(i) Incluir todos los costos por inversiones sociales y ambientales derivadas exclusivamente de la construcción de la estación de compresión.

Nota: Los costos de deber declarar en pesos colombianos de la fecha base.

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

Formato 4. Información para proyectos que cumplen VUN

Para proyectos de activos distintos a Gasoductos y estaciones de compresión se deberá enviar la información en la solicitud definida en el siguiente formato:

Proyectos para activos que cumplen VUN y el transportador declara que siguen operando

General

Punto geográfico donde se proyecta a hacer el proyecto.

Tipo de proyecto e información

No.

Tipo proyecto

Año y mes de entrada en operación

Año y mes en el que la CREG por primera vez lo reconoció en los cargos tarifarios

Gasoducto troncal

Tramo al que se le aplica el proyecto

Latitud (Decimal)

Longitud (Decimal)

Altura (metros sobre el nivel del mar)

Descripción del proyecto

Justificación del proyecto.

Carpeta con la descripción del proyecto

Nombre del archivo.kmz con trazado y ubicación del proyecto

Nombre de la carpeta del archivo kmz asociada al gasoducto

Inf. complementaria

…

DIEGO MESA PUYO Ministro de Minas y Energía	JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 2)

Costos reales de gasoductos y estaciones de compresión correspondientes a las variables IACt, PNIt, E IPATt (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.6.1. 3. COSTOS REALES DE GASODUCTOS Y ESTACIONES DE COMPRESIÓN CORRESPONDIENTES A LAS VARIABLES IACt, PNIt, E IPATt. Una vez concluida la construcción y puesta en operación comercial de los activos deberá entregarse a la Comisión la información de caracterización del formato 1 del Anexo 2 de la presente resolución para el caso de gasoductos y el archivo tipo kmz o kml, así como el formato 1 que se incluye a continuación:

Formato 1. Gasoductos

Datos generales
Nombre del gasoducto:		Ubicación geográfica del proyecto
Capacidad máxima de mediano plazo:	[KPCD]
Días de ejecución del proyecto:		Latitud:	0,0000000000
Longitud de construcción por día:	[m/dia]
Longitud total del gasoducto:	[m]	Longitud:	0,0000000000
No. de conexiones tapón doble más hot tap y bypass:
No. de conexiones tapón doble más hot tap:		Altura:	0,00	[msnm]
No. de conexiones corte en caliente, hot tap:
No. de conexiones corte en frio, cold tap:
Fecha inicio del proyecto:
Fecha finalización del proyecto:

Flujo de construcción
No.	Año	Metros construidos	Costo de construcción del gasoducto (a)	Costo de todos los materiales permanentes (b)	Costo de permisos temporales servidumbres (c)	Costo en inversión social (d)	Costo en inversión ambiental (e)	Costo en inversión de estación de transferencia entre transportadores (f)	Total
1	2021	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
2	2022	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
3	2023	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
4	2024	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
5	2025	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
6	2026	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
Total	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00

(a) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron para la ejecución y puesta en marcha del gasoducto.

(b) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron en la compra de materiales, tales como la compra de la tubería.

(c) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por permisos temporales de las servidumbres.

(d) Incluir todos los costos en los que se incurrieron por inversiones sociales derivadas exclusivamente de la construcción del gasoducto.

(e) Incluir todos los costos por inversiones ambientales derivadas exclusivamente de la construcción del gasoducto.

(f) Incluir todos los costos por inversiones en estación de transferencia en el caso de conectarse a otro sistema de transporte.

Nota: Los costos de deber declarar en pesos colombianos de la fecha base.

Declaramos que todos los valores consignados en este formato reflejan fielmente los costos exclusivamente para la ejecución y puesta en marcha de la estación de compresión y que todos los valores fueron debidamente registrados en los estados financieros de los años XXX, XXX y XXX

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

Formato 2. Estaciones de compresión

Nombre de la estación de compresión:
Capacidad de compresión:	[KPCD]
Potencia total instalada:	[HP]
Presión mínima entrada:	[psig]
Presión máxima salida:	[psig]
Días de ejecución del proyecto:	[°F]
Fecha inicio del proyecto:	[DD-MM-AAAA]
Fecha finalización del proyecto:	[DD-MM-AAAA]

Ubicación geográfica del compresor
Latitud:	0,0000000000
Longitud:	0,0000000000
Altura:	0,00 [msnm]

Caracterización compresor
No. Unidad	Tecnología	Potencia	Presión mínima entrada	Presión máxima salida	Número de etapas	Tipo de combustible que usa el compresor para operar	Consumo a plena carga [BTU/hora]	Consumo a plena carga [kWh]	Inversión total (a)	Costo de equipos (b)	Costo obra civil y mecánica (c)	Costo de permisos temporales servidumbres (d)	Costo de inversión socio ambiental (e)
1
2
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20

Nombre de la estación de compresión:		Ubicación geográfica del compresor
Capacidad de compresión:	[KPCD]
Potencia total instalada:	[HP]	Latitud:	0,0000000000
Presión mínima entrada:	[psig]
Presión máxima salida:	[psig]	Longitud:	0,0000000000
Días de ejecución del proyecto:	[°F]
Fecha inicio del proyecto:	[DD-MM-AAAA]	Altura:	0,00	[msnm]
Fecha finalización del proyecto:	[DD-MM-AAAA]

Caracterización compresor
No. Unidad	Tecnología	Potencia	Presión mínima entrada	Presión máxima salida	Número de etapas	Tipo de combustible que usa el compresor para operar	Consumo a plena carga [BTU/hora]	Consumo a plena carga [kWh]	Inversión total (a)	Costo de equipos (b)	Costo obra civil y mecánica (c)	Costo de permisos temporales servidumbres (d)	Costo de inversión socio ambiental (e)
1
2
3
4
5
6
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20

(a) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron para la ejecución y puesta en marcha de la estación de compresión.

(b) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron en la compra de equipos.

(c) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por obra civil y mecánica.

(d) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por permisos temporales de las servidumbres.

(e) Incluir todos los costos por inversiones sociales y ambientales derivadas exclusivamente de la construcción de la estación de compresión.

Nota: Los costos de deber declarar en pesos colombianos de la fecha base.

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

Formato 3. Otros proyectos

Nombre:
Tipo (a):
Días de ejecución (c):
Fecha de inicio:
Fecha de finalización:
Gasoducto troncal asociado:		Se debe tomar del formato 1 del anexo 2
Tipo de activo asociado:		Se debe tomar del formato 1 del anexo 2
Nombre del activo asociado:		Se debe tomar del formato 1 del anexo 2
No. del segmento reportado al que se conecta:		Se debe tomar del formato 1 del anexo 2

Ubicación geográfica del proyecto
Latitud (d):	0,0000000000
Longitud (d):	0,0000000000
Altura:	0,00 [msnm]

Descripción del proyecto (b):

Flujo de construcción
No.	Año	Inversión total (e)	Costo de equipos (f)	Costo obra civil y mecánica (g)	Costo de permisos temporales servidumbres (h)	Costo de inversión socio ambiental (i)	Total
1	2021	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
2	2022	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
3	2023	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
4	2024	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
5	2025	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
6	2026	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
Total	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00

(a) (Por ejemplo: obras tales contraflujo, almacenamiento, otros incluidos los IPAT)

(b) Breve descripción del alcance del proyecto y referencia a documentación complementaria

(d) Coordenadas decimales de ubicación del proyecto

(e) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron para la ejecución y puesta en marcha de la estación.

(f) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron en la compra de equipos.

(g) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por obra civil y mecánica.

(h) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por permisos temporales de las servidumbres.

(i) Incluir todos los costos por inversiones sociales y ambientales derivadas exclusivamente de la construcción de la estación de compresión.

Nota: Los costos de deber declarar en pesos colombianos de la fecha base.

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

DIEGO MESA PUYO Ministro de Minas y Energía	JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 3)

Gastos de administración y mantenimiento (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.7.1. 4. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN Y MANTENIMIENTO. La información utilizada para obtener el valor de AOM gastado, AOMg, será tomada por el transportador de los siguientes rubros. A continuación, se presenta el número y el nombre de cada una de las erogaciones a considerar para establecer el AOM gastado. Esta información será declarada por el transportador en el Formato 1 para cada año i del período tarifario t-1 y para cada tramo o grupo de gasoductos.

Formato 1. Gastos de administración operación y mantenimiento, AOMg, por tramo regulatorio

Tramo:
Año:
Fecha base:

R	Código concepto	Concepto	Proceso operativo		Proceso comercial		Subtotal proceso estratégico y de soporte	Total tramo	Otras actividades
			C1	C2	C3	C4	C5	C6	C7	C8	C9	C10	C11	C12	C13	C14	C15	C16	C17	C18	C19	C20	C21	C22	C23	C24	C25	C26	C27	C28
0	5	GASTOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	51	DE ADMINISTRACIÓN	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	5101	SUELDOS Y SALARIOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	510101	Sueldos						$0						$0		$0												$0	$0
1	510102	Jornales						$0						$0		$0												$0	$0
1	510103	Horas extras y festivos						$0						$0		$0												$0	$0
1	510108	Sueldo por comisiones al exterior						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510119	Bonificaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	510123	Auxilio de transporte						$0						$0		$0												$0	$0
1	510145	Salario integral						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510159	Subsidio de vivienda						$0						$0		$0												$0	$0
1	510160	Subsidio de alimentación						$0						$0		$0												$0	$0
0	510190	Otros sueldos y salarios						$0						$0		$0												$0	$0
0	5107	PRESTACIONES SOCIALES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	510701	Vacaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	510702	Cesantías						$0						$0		$0												$0	$0
1	510703	Intereses a las cesantías						$0						$0		$0												$0	$0
1	510704	Prima de vacaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	510705	Prima de navidad						$0						$0		$0												$0	$0
1	510706	Prima de servicios						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510790	Otras primas						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510795	Otras prestaciones sociales						$0						$0		$0												$0	$0
0	5108	GASTOS DE PERSONAL DIVERSOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	510801	Remuneración por servicios técnicos						$0						$0		$0												$0	$0
1	510802	Honorarios						$0						$0		$0												$0	$0
1	510803	Capacitación, bienestar social y estímulos						$0						$0		$0												$0	$0
1	510804	Dotación y suministro a trabajadores						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510805	Gastos deportivos y de recreación						$0						$0		$0												$0	$0
1	510806	Contratos de personal temporal						$0						$0		$0												$0	$0
1	510807	Gastos de viaje						$0						$0		$0												$0	$0
1	510808	Remuneración electoral						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510809	Gastos de representación						$0						$0		$0												$0	$0
1	510810	Viáticos						$0						$0		$0												$0	$0
0	510811	Ajuste beneficios posempleo						$0						$0		$0												$0	$0
0	510812	Ajuste beneficios a los empleados a largo plazo						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510890	Otros gastos de personal diversos						$0						$0		$0												$0	$0
0	5102	CONTRIBUCIONES IMPUTADAS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	510201	Incapacidades						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510202	Subsidio familiar						$0						$0		$0												$0	$0
1	510203	Indemnizaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510204	Gastos médicos y drogas						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510205	Auxilio y servicios funerarios						$0						$0		$0												$0	$0
0	510206	Pensiones de jubilación patronales						$0						$0		$0												$0	$0
0	510207	Cuotas partes de pensiones						$0						$0		$0												$0	$0
0	510208	Indemnizaciones sustitutivas						$0						$0		$0												$0	$0
0	510209	Amortización cálculo actuarial pensiones actuales						$0						$0		$0												$0	$0
0	510210	Amortización cálculo actuarial de futuras pensiones						$0						$0		$0												$0	$0
0	510211	Amort. cálculo actuarial de futuras cuotas partes de pensiones						$0						$0		$0												$0	$0
0	510212	Amort. Liquid. provisional de cuotas partes de bono pensional						$0						$0		$0												$0	$0
0	510213	Cuotas partes de bonos pensionales emitidos						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510215	Subsidio por dependiente						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510290	Otras contribuciones imputadas						$0						$0		$0												$0	$0
0	5103	CONTRIBUCIONES EFECTIVAS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1*	510301	Seguros de vida						$0						$0		$0												$0	$0
1	510302	Aportes a cajas de compensación familiar						$0						$0		$0												$0	$0
1	510303	Cotizaciones a seguridad social en salud						$0						$0		$0												$0	$0
1	510304	Aportes sindicales						$0						$0		$0												$0	$0
1	510305	Cotizaciones a riesgos laborales						$0						$0		$0												$0	$0
1	510306	Cotizaciones a entid. administ. del régimen de prima media						$0						$0		$0												$0	$0
1	510307	Cotizaciones a entid. administ. del régimen de ahorro individual						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510308	Medicina prepagada						$0						$0		$0												$0	$0
1*	510390	Otras contribuciones efectivas						$0						$0		$0												$0	$0
0	5104	APORTES SOBRE LA NOMINA	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	510401	Aportes al ICBF						$0						$0		$0												$0	$0
1	510402	Aportes al SENA						$0						$0		$0												$0	$0
1	510403	Aportes ESAP						$0						$0		$0												$0	$0
1	510404	Aportes a escuelas industriales e institutos técnicos						$0						$0		$0												$0	$0
1	510490	Otros aportes sobre la nómina						$0						$0		$0												$0	$0
0	5111	GENERALES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	511101	Moldes y troqueles						$0						$0		$0												$0	$0
0	511102	Material quirúrgico						$0						$0		$0												$0	$0
0	511103	Elementos de lencería y ropería						$0						$0		$0												$0	$0
0	511104	Loza y cristalería						$0						$0		$0												$0	$0
1	511105	Gastos de organización y puesta en marcha						$0						$0		$0												$0	$0
1	511106	Estudios y proyectos						$0						$0		$0												$0	$0
0	511107	Gastos de exploración						$0						$0		$0												$0	$0
1	511109	Gastos de desarrollo						$0						$0		$0												$0	$0
0	511110	Gastos de asociación						$0						$0		$0												$0	$0
1	511111	Comisiones, honorarios y servicios						$0						$0		$0												$0	$0
0	511112	Obras y mejoras en propiedad ajena						$0						$0		$0												$0	$0
1	511113	Vigilancia y seguridad						$0						$0		$0												$0	$0
1	511114	Materiales y suministros						$0						$0		$0												$0	$0
1	511115	Mantenimiento						$0						$0		$0												$0	$0
1	511116	Reparaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	511117	Servicios públicos						$0						$0		$0												$0	$0
1	511118	Arrendamiento operativo						$0						$0		$0												$0	$0
1	511119	Viáticos y gastos de viaje						$0						$0		$0												$0	$0
1	511120	Publicidad y propaganda						$0						$0		$0												$0	$0
1	511121	Impresos, publicaciones, suscripciones y afiliaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	511122	Fotocopias						$0						$0		$0												$0	$0
1	511123	Comunicaciones y transporte						$0						$0		$0												$0	$0
1	511125	Seguros generales						$0						$0		$0												$0	$0
0	511126	Imprevistos						$0						$0		$0												$0	$0
1	511127	Promoción y divulgación						$0						$0		$0												$0	$0
0	511132	Diseños y estudios						$0						$0		$0												$0	$0
1	511133	Seguridad industrial						$0						$0		$0												$0	$0
1	511136	Implementos deportivos						$0						$0		$0												$0	$0
0	511137	Eventos culturales						$0						$0		$0												$0	$0
1	511139	Participaciones y compensaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	511140	Contratos de administración						$0						$0		$0												$0	$0
0	511141	Sostenimiento de semovientes						$0						$0		$0												$0	$0
0	511142	Gastos de operación aduanera						$0						$0		$0												$0	$0
1	511146	Combustibles y lubricantes						$0						$0		$0												$0	$0
0	511147	Servicios portuarios y aeroportuarios						$0						$0		$0												$0	$0
1	511149	Servicios de aseo, cafetería, restaurante y lavandería						$0						$0		$0												$0	$0
1	511150	Procesamiento de información						$0						$0		$0												$0	$0
1	511151	Gastos por control de calidad						$0						$0		$0												$0	$0
0	511154	Organización de eventos						$0						$0		$0												$0	$0
1	511155	Elementos de aseo, lavandería y cafetería						$0						$0		$0												$0	$0
1	511156	Bodegaje						$0						$0		$0												$0	$0
1	511157	Concursos y licitaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	511158	Videos						$0						$0		$0												$0	$0
1	511159	Licencias y salvoconductos						$0						$0		$0												$0	$0
0	511161	Relaciones publicas						$0						$0		$0												$0	$0
1	511162	Equipo de seguridad industrial						$0						$0		$0												$0	$0
1	511163	Contratos de aprendizaje						$0						$0		$0												$0	$0
0	511190	Otros gastos generales						$0						$0		$0												$0	$0
0	5120	IMPUESTOS, CONTRIBUCIONES Y TASAS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	512001	Impuesto predial unificado						$0						$0		$0												$0	$0
1	512002	Cuota de fiscalización y auditaje						$0						$0		$0												$0	$0
1	512006	Valorización						$0						$0		$0												$0	$0
0	512007	Multas						$0						$0		$0												$0	$0
0	512008	Sanciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	512009	Impuesto de industria y comercio						$0						$0		$0												$0	$0
1	512010	Tasas						$0						$0		$0												$0	$0
1	512011	Impuesto sobre vehículos automotores						$0						$0		$0												$0	$0
1	512012	Impuesto de registro						$0						$0		$0												$0	$0
0	512013	Regalías y compensaciones monetarias						$0						$0		$0												$0	$0
0	512017	Intereses de mora						$0						$0		$0												$0	$0
1	512018	Impuesto a las ventas, IVA no descontable						$0						$0		$0												$0	$0
0	512019	Registro y salvoconducto						$0						$0		$0												$0	$0
1	512021	Impuesto para preservar la seguridad democrática						$0						$0		$0												$0	$0
1	512022	Peajes						$0						$0		$0												$0	$0
1	512023	Impuesto al patrimonio						$0						$0		$0												$0	$0
1	512024	Gravamen a los movimientos financieros						$0						$0		$0												$0	$0
1	512025	Impuesto de timbre						$0						$0		$0												$0	$0
1	512026	Contribuciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	512027	Licencias						$0						$0		$0												$0	$0
0	512028	Impuestos sobre aduana y recargos						$0						$0		$0												$0	$0
0	512029	Impuestos, contribuciones y tasas en el exterior						$0						$0		$0												$0	$0
1	512032	Impuesto a la riqueza						$0						$0		$0												$0	$0
0	512033	Impto comp. de normalización tributaria al impto a la riqueza						$0						$0		$0												$0	$0
0	512034	Notariales						$0						$0		$0												$0	$0
1	512036	Impuesto sobre el servicio de alumbrado público						$0						$0		$0												$0	$0
1	512037	Impuestos territoriales - estampilla
1	512038	Sobretasa bomberil
1	512090	Otros impuestos						$0						$0		$0												$0	$0
0	53	DETERIORO, DEPRECIACIONES, AMORTIZACIONES Y PROVISIONES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	5301	DETERIORO	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	530101	Deterioro de activos fijos						$0						$0		$0												$0	$0
0	530190	Otros deterioros						$0						$0		$0												$0	$0
0	5302	PROVISIONES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	530201	Provisión para deudores						$0						$0		$0												$0	$0
0	530290	Otras provisiones						$0						$0		$0												$0	$0
0	5303	DEPRECIACIONES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	530301	Depreciación de plantas, ductos y túneles						$0						$0		$0												$0	$0
0	530390	Otras depreciaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	5304	AMORTIZACIONES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	530401	Licencias						$0						$0		$0												$0	$0
1	530402	Software						$0						$0		$0												$0	$0
1		Arriendos						$0						$0		$0												$0	$0
0	530490	Otras amortizaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	58	OTROS GASTOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	5821	IMPUESTO A LAS GANANCIAS - CORRIENTE	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	582101	Impuesto sobre la renta y complementarios						$0						$0		$0												$0	$0
0	582190	Otros gastos diversos						$0						$0		$0												$0	$0
0	7	COSTOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	75	SERVICIOS PUBLICOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	7505	SERVICIOS PERSONALES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	750501	Sueldos de personal						$0						$0		$0												$0	$0
1	750502	Jornales						$0						$0		$0												$0	$0
1	750503	Horas extras y festivos						$0						$0		$0												$0	$0
1	750504	Incapacidades						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750505	Costos de representación						$0						$0		$0												$0	$0
1	750506	Remuneración servicios técnicos						$0						$0		$0												$0	$0
1	750507	Personal supernumerario						$0						$0		$0												$0	$0
1	750508	Sueldos por comisiones al exterior						$0						$0		$0												$0	$0
1	750510	Primas técnicas						$0						$0		$0												$0	$0
1	750511	Prima de dirección						$0						$0		$0												$0	$0
1	750512	Prima especial de servicios						$0						$0		$0												$0	$0
1	750513	Prima de vacaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	750514	Prima de navidad						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750515	Primas extra legales						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750516	Primas extraordinarias						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750517	Otras primas						$0						$0		$0												$0	$0
1	750518	Vacaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	750519	Bonificación especial de recreación						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750520	Bonificaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750521	Subsidio familiar						$0						$0		$0												$0	$0
1	750522	Subsidio de alimentación						$0						$0		$0												$0	$0
1	750523	Auxilio de transporte						$0						$0		$0												$0	$0
1	750524	Cesantías						$0						$0		$0												$0	$0
1	750525	Intereses a las cesantías						$0						$0		$0												$0	$0
1	750529	Indemnizaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	750530	Capacitación, bienestar social y estímulos						$0						$0		$0												$0	$0
1	750531	Dotación y suministro a trabajadores						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750533	Costos deportivos y de recreación						$0						$0		$0												$0	$0
1	750535	Aportes a cajas de compensación familiar						$0						$0		$0												$0	$0
1	750536	Aportes al ICBF						$0						$0		$0												$0	$0
1	750537	Aportes a seguridad social						$0						$0		$0												$0	$0
1	750538	Aportes al SENA						$0						$0		$0												$0	$0
1	750539	Aportes sindicales						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750540	Otros aportes						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750541	Costos médicos y drogas						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750543	Otros auxilios						$0						$0		$0												$0	$0
1	750544	Riesgos profesionales						$0						$0		$0												$0	$0
1	750545	Salario integral						$0						$0		$0												$0	$0
1	750546	Contratos personal temporal						$0						$0		$0												$0	$0
1	750547	Viáticos						$0						$0		$0												$0	$0
1	750548	Gastos de viaje						$0						$0		$0												$0	$0
1	750549	Comisiones						$0						$0		$0												$0	$0
1	750552	Prima de servicios						$0						$0		$0												$0	$0
0	750562	Amortización del cálculo actuarial de futuras pensiones						$0						$0		$0												$0	$0
1	750567	Cotizaciones a ent. administ. del régimen de prima media						$0						$0		$0												$0	$0
1	750568	Cotización a soc. administ. del régimen de ahorro individual						$0						$0		$0												$0	$0
0	750569	Indemnizaciones sustitutivas						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750570	Auxilios y servicios funerarios						$0						$0		$0												$0	$0
1	750571	Prima de costos de vida						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750572	Bonificación por servicios prestados						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750573	Estímulo a la eficiencia						$0						$0		$0												$0	$0
1	750574	Prima de actividad						$0						$0		$0												$0	$0
1	750575	Prima de coordinación						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750576	Subsidio de vivienda						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750577	Prima especial de quinquenio						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750578	Subsidio de carestía						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750579	Aporte fondos mutuos de inversión						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750580	Medicina prepagada						$0						$0		$0												$0	$0
1	750581	Aportes a la ESAP						$0						$0		$0												$0	$0
1	750582	Aportes a escuelas industriales e institutos técnicos						$0						$0		$0												$0	$0
1*	750590	Otros servicios personales						$0						$0		$0												$0	$0
0	7510	GENERALES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	751001	Moldes y troqueles						$0						$0		$0												$0	$0
0	751003	Material quirúrgico						$0						$0		$0												$0	$0
0	751004	Loza y cristalería						$0						$0		$0												$0	$0
1	751006	Estudios y proyectos						$0						$0		$0												$0	$0
1	751013	Suscripciones y afiliaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	751015	Obras y mejoras en propiedad ajena						$0						$0		$0												$0	$0
1	751019	Viáticos y gastos de viaje						$0						$0		$0												$0	$0
1	751023	Publicidad y propaganda						$0						$0		$0												$0	$0
1	751024	Impresos y publicaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	751025	Fotocopias, útiles de escritorio y papelería						$0						$0		$0												$0	$0
1	751026	Comunicaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	751027	Promoción y divulgación						$0						$0		$0												$0	$0
1	751028	Tasas						$0						$0		$0												$0	$0
1	751036	Seguridad industrial						$0						$0		$0												$0	$0
1	751037	Transporte, fletes y acarreos						$0						$0		$0												$0	$0
0	751038	Imprevistos						$0						$0		$0												$0	$0
1	751039	Implementos deportivos						$0						$0		$0												$0	$0
0	751040	Eventos culturales						$0						$0		$0												$0	$0
1	751041	Contratos de administración						$0						$0		$0												$0	$0
0	751042	Sostenimiento de semovientes						$0						$0		$0												$0	$0
0	751043	Gastos de operación aduanera						$0						$0		$0												$0	$0
0	751044	Servicios portuarios y aeroportuarios						$0						$0		$0												$0	$0
1	751045	Costos por control de calidad						$0						$0		$0												$0	$0
1	751046	Elementos de aseo, lavandería, y cafetería						$0						$0		$0												$0	$0
1	751047	Videos						$0						$0		$0												$0	$0
1	751048	Licencias y salvoconductos						$0						$0		$0												$0	$0
0	751049	Relaciones públicas						$0						$0		$0												$0	$0
1	751050	Contratos de aprendizaje						$0						$0		$0												$0	$0
0	751090	Otros costos generales						$0						$0		$0												$0	$0
0	7515	DEPRECIACIONES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	751501	Depreciación de plantas, ductos y túneles						$0						$0		$0												$0	$0
0	751590	Otras depreciaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	7517	ARRENDAMIENTOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	751701	Otros terrenos						$0						$0		$0												$0	$0
0	751702	Construcciones y edificaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	751703	Maquinaria y equipo						$0						$0		$0												$0	$0
0	751704	Equipo de oficina						$0						$0		$0												$0	$0
0	751705	Equipo de computación y comunicación						$0						$0		$0												$0	$0
0	751706	Equipo científico						$0						$0		$0												$0	$0
0	751707	Flota y equipo de transporte						$0						$0		$0												$0	$0
0	751790	Otros						$0						$0		$0												$0	$0
0	7520	AMORTIZACIONES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	752006	Amortización Intangibles						$0						$0		$0												$0	$0
1		Arriendos						$0						$0		$0												$0	$0
0	752090	Otras amortizaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	7525	AGOTAMIENTO	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	752501	Agotamientos de recursos no renovables en explotación						$0						$0		$0												$0	$0
0	752590	Otros agotamientos						$0						$0		$0												$0	$0
0	7530	COSTO DE BIENES Y SERVICIOS PÚBLICOS PARA LA VENTA	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	753004	Costo por conexión						$0						$0		$0												$0	$0
0	753090	Otros costos de bienes y servicios públicos para la venta						$0						$0		$0												$0	$0
0	7535	LICENCIAS, CONTRIBUCIONES Y REGALÍAS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	753504	Departamento administrativo del medio ambiente DAMA						$0						$0		$0												$0	$0
0	753505	Ley 56 de 1981						$0						$0		$0												$0	$0
0	753506	Medio ambiente, ley 99 de 1993						$0						$0		$0												$0	$0
1	753507	Regalías						$0						$0		$0												$0	$0
0	753508	Licencia de operación del servicio						$0						$0		$0												$0	$0
0	753509	Fazni						$0						$0		$0												$0	$0
0	753510	Faer						$0						$0		$0												$0	$0
0	753511	Cuota de fomento de gas						$0						$0		$0												$0	$0
0	753512	Ministerio de comunicaciones y/o fondo de comunicaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	753513	Comité de estratificación, ley 505 de 1999						$0						$0		$0												$0	$0
0	753590	Otras contribuciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	7537	CONSUMO DE INSUMOS DIRECTOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
0	753701	Productos químicos						$0						$0		$0												$0	$0
0	753702	Gas combustible						$0						$0		$0												$0	$0
0	753703	Carbón mineral						$0						$0		$0												$0	$0
0	753704	Energía						$0						$0		$0												$0	$0
0	753705	ACPM, fuel oíl						$0						$0		$0												$0	$0
0	753790	Otros elementos de consumo de insumos directos						$0						$0		$0												$0	$0
0	7540	ORDENES Y CONTRATOS DE MANTENIMIENTO Y REPARACIONES	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	754001	Mantenimiento de construcciones y edificaciones						$0						$0		$0												$0	$0
1	754002	Mantenimiento maquinaria y equipo						$0						$0		$0												$0	$0
1	754003	Mantenimiento de equipo de oficina						$0						$0		$0												$0	$0
1	754004	Mantenimiento de equipo computación y comunicación						$0						$0		$0												$0	$0
1	754005	Mantenimiento equipo de transporte, tracción y elevación						$0						$0		$0												$0	$0
1	754006	Mantenimiento terrenos						$0						$0		$0												$0	$0
1	754007	Mantenimiento líneas, redes y ductos						$0						$0		$0												$0	$0
1	754008	Mantenimiento de plantas						$0						$0		$0												$0	$0
0	754009	Reparaciones de construcciones y edificaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	754010	Reparaciones de maquinaria y equipo						$0						$0		$0												$0	$0
0	754011	Reparaciones de equipo de oficina						$0						$0		$0												$0	$0
0	754012	Reparaciones de equipo de computación y comunicación						$0						$0		$0												$0	$0
0	754013	Reparaciones de equipo de transporte, tracción y elevación						$0						$0		$0												$0	$0
0	754014	Reparación de líneas, redes, y ductos						$0						$0		$0												$0	$0
0	754015	Reparación de Plantas						$0						$0		$0												$0	$0
0	754090	Otros contratos de mantenimiento y reparaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	7542	HONORARIOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	754204	Avalúos						$0						$0		$0												$0	$0
1	754207	Asesoría técnica						$0						$0		$0												$0	$0
0	754208	Diseños y estudios						$0						$0		$0												$0	$0
1	754290	Otros						$0						$0		$0												$0	$0
0	7545	SERVICIOS PÚBLICOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	754501	Energía eléctrica						$0						$0		$0												$0	$0
1	754502	Gas combustible						$0						$0		$0												$0	$0
1	754590	Otros servicios públicos						$0						$0		$0												$0	$0
0	7550	MATERIALES Y OTROS COSTOS DE OPERACIÓN	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	755001	Repuestos para vehículos						$0						$0		$0												$0	$0
1	755002	Llantas y neumáticos						$0						$0		$0												$0	$0
1	755003	Rodamientos						$0						$0		$0												$0	$0
1	755004	Combustibles y lubricantes						$0						$0		$0												$0	$0
1	755005	Materiales para construcción						$0						$0		$0												$0	$0
1	755006	Materiales para laboratorio						$0						$0		$0												$0	$0
1	755007	Materiales eléctricos						$0						$0		$0												$0	$0
0	755008	Elementos y accesorios de gas combustible						$0						$0		$0												$0	$0
0	755009	Elementos y accesorios de telecomunicaciones						$0						$0		$0												$0	$0
0	755010	Elementos y accesorios de acueducto						$0						$0		$0												$0	$0
0	755011	Elementos y accesorios de alcantarillado						$0						$0		$0												$0	$0
0	755012	Elementos y accesorios de aseo						$0						$0		$0												$0	$0
0	755013	Otros elementos y materiales						$0						$0		$0												$0	$0
0	755014	Otros repuestos						$0						$0		$0												$0	$0
1	755015	Costos de gestión ambiental						$0						$0		$0												$0	$0
0	755090	Otros costos						$0						$0		$0												$0	$0
0	7560	SEGUROS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	756001	De manejo						$0						$0		$0												$0	$0
1	756002	De cumplimiento						$0						$0		$0												$0	$0
1	756003	De corriente débil						$0						$0		$0												$0	$0
1	756004	De vida colectiva						$0						$0		$0												$0	$0
1	756005	De incendio						$0						$0		$0												$0	$0
1	756006	De terremoto						$0						$0		$0												$0	$0
1	756007	De sustracción y hurto						$0						$0		$0												$0	$0
1	756008	De flota y equipo de transporte						$0						$0		$0												$0	$0
1	756009	De responsabilidad civil y extracontractual						$0						$0		$0												$0	$0
1	756010	De rotura de maquinaria						$0						$0		$0												$0	$0
1	756011	De equipo fluvial y marítimo						$0						$0		$0												$0	$0
1	756012	De terrorismo						$0						$0		$0												$0	$0
1	756090	Otros seguros						$0						$0		$0												$0	$0
0	7565	IMPUESTOS Y TASAS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	756502	De timbre						$0						$0		$0												$0	$0
1	756503	Predial						$0						$0		$0												$0	$0
1	756504	De valorización						$0						$0		$0												$0	$0
1	756505	De vehículos						$0						$0		$0												$0	$0
0	756506	Registro						$0						$0		$0												$0	$0
0	756507	Tasa por utilización de recursos naturales						$0						$0		$0												$0	$0
0	756508	Tasa por contaminación de recursos naturales						$0						$0		$0												$0	$0
0	756510	Peajes de carreteras						$0						$0		$0												$0	$0
0	756590	Otros impuestos						$0						$0		$0												$0	$0
0	7570	ORDENES Y CONTRATOS POR OTROS SERVICIOS	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0	$0
1	757001	Aseo						$0						$0		$0												$0	$0
1	757002	Vigilancia						$0						$0		$0												$0	$0
0	757003	Casino y cafetería						$0						$0		$0												$0	$0
0	757004	Toma de lectura						$0						$0		$0												$0	$0
0	757005	Entrega de facturas						$0						$0		$0												$0	$0
0	757006	Venta de derechos por comisión						$0						$0		$0												$0	$0
1	757007	Administración de infraestructura informática						$0						$0		$0												$0	$0
1	757008	Suministro y servicios informáticos						$0						$0		$0												$0	$0
0	757009	Servicio de instalación y desinstalación						$0						$0		$0												$0	$0
0	757090	Otros contratos						$0						$0		$0												$0	$0

A continuación se describen las variables C1- C28 de la tabla anterior

Concepto	proceso	código	ítem	observación
C1	Proceso operativo	55155	Coordinación transporte
C2		55157	Operación sistema
C3		55159	Mantenimiento
C4		55160	Manejo de recursos naturales y del ambiente
C5		55161	Control de calidad del servicio
C6	Subtotal proceso operativo
C7	Proceso comercial	55175	Mercadeo
C8		55178	Gestión de gas
C9		55179	Atención a clientes
C10		55181	Facturación y recaudo
C11		55183	Control comercial
C12	Subtotal proceso comercial
C13	Subtotal proceso estratégico y de soporte
C14	Total tramo
C15	Otras actividades	1	Gastos por concepto de compresión asociada al sistema de transporte	1.Por concepto de compresión asociada al sistema de transporte: Son todas las erogaciones necesarias para la operación de las estaciones de compresión en el SNT, excepto energético necesario para poner en funcionamiento las estaciones de compresión (energía eléctrica y gas natural).
C16		2	Gastos por concepto de corridas con raspador inteligente	2.Por concepto de corridas con raspador inteligente: Erogaciones necesarias para las actividades de coordinación logística, alquiler de raspadores inteligentes, software de análisis de información. entre otros propios de esta actividad.
C17		3	Gastos asociados al lleno de línea	3.Asociados al lleno de línea: Erogaciones asociadas a compras de gas natural para completar el lleno de línea:
C18		4	Gastos asociados con otras actividades y otros agentes de la cadena de prestación del servicio	4.Asociados con otras actividades y otros agentes de la cadena de prestación del servicio: Son todas las erogaciones correspondientes a actividades distintas al transporte de gas del tramo, incluye los gastos asociados a la remuneración de la inversión de activos de terceros.
C19		5	Gastos asociados a activos de conexión al SNT	5.Asociados a activos de conexión al SNT: Son las erogaciones atribuidas a los activos de conexión de otro agente o activos de conexión de usuarios siempre y cuando estos activos no estén en la base de inversión, y los agentes y/o usuarios no estén pagando gastos de AOM al transportador.
C20		6	Gastos asociados con la reposición de activos del tramo	6.Asociados a la reposición de activos: Erogaciones asociadas a refuerzos estructurales, variantes, geotecnia, y demás asociados al tramo sujeto a reposición.
C21		7	Erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura	7.Asociados con los costos de la inversión en infraestructura: Tales como arrendamiento de infraestructura de transporte de gas, entre otras, y en general todo lo relacionado con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de transporte de gas natural.
C22		8	Gastos de AOM asociados a puntos de entrada y salida	8.Asociados a puntos de entrada y salida: Son las erogaciones asociadas a los Hot tap, accesorios de derivación, válvulas, actuadores, cajas en los puntos de entrada y salida del SNT.
C23		9	Gastos de AOM asociados a proyectos de IPAT	9.AOM asociado a proyectos de IPAT: Erogaciones asociadas a los proyectos de loops, estaciones de compresión, y equipos de reversión de flujos, para proyectos definidos como IPAT en los planes de abastecimiento de gas natural.
C24		10	Gastos asociados al combustible utilizado para impulsar las estaciones	10 Erogaciones asociadas al combustible / energía utilizados para impulsar las estaciones.
C25		11	Gastos asociados con otras actividades y otros agentes de la cadena de prestación del servicio	11.Asociados a otras actividades no relacionadas anteriormente: Demás erogaciones asociadas a otras actividades que no estén descritas anteriormente.
C26	Total gastos AOM otras actividades
C27	Total gasto AOM transporte gas natural
C28	Observaciones

Nota: La asignación de la columna reconocido corresponde a:

1 Rubros reconocidos

0 Rubros no reconocidos

1* Estas erogaciones son una lista indicativa que podrán ser consideradas en la remuneración siempre y cuando correspondan a convenciones colectivas suscritas previo a la expedición de la presente Resolución y sean revisadas por el Auditor que designe la Comisión, el agente deberá entregar los soportes y las explicaciones requeridas, adicional a ello deberá expedirse certificación firmada por el representante legal, contador público y revisor fiscal para cada vigencia donde conste el valor de cada una de las partidas solicitadas.

El presente formato será incluido en el archivo Excel adjunto a la Resolución.

Representante Legal	Contador	Revisor Fiscal
C.C	C.C	C.C
	T.P	T.P

Formato 2. Reporte de Predios

Los terrenos, construcciones y edificaciones serán excluidos de la inversión base, y se remunerarán como otros gastos AOM, los cuales se calcularán a partir de la información catastral de predios propios del servicio, la cual deberá consignarse en la siguiente tabla:

Año	Municipio	Código Divipola	Tramo	Cédula Catastral	Área del terreno (M² )	Valor catastral	%T	%OA	%Total

1. Año: Corresponde al año del valor catastral del terreno y/o inmuebles a la fecha base.

2. Municipio: Área geográfica donde se encuentra ubicado el inmueble.

3. Código Divipola: Nomenclatura estandarizada, diseñada por el DANE para la identificación de Entidades Territoriales (departamentos, distritos y municipios), Áreas No Municipalizadas y Centros Poblados, mediante la asignación de un código numérico único a cada una de estas unidades territoriales.

4. Tramo: Corresponde al gasoducto o grupo de gasoductos definido por la regulación al que está asignado el predio

5. Cédula catastral: Conjunto de números o caracteres que identifican a cada inmueble incorporado en el censo predial y que a su vez lo georreferencia.

6. Área del terreno: Corresponde al número de metros cuadrados del predio.

7. Valor Catastral: Es el valor asignado a cada uno de los bienes inmuebles ubicado en el territorio del estado de acuerdo con los procedimientos a que se refiere la ley.

8. %D: Porcentaje de participación del predio, asignado al desarrollo de la actividad de distribución de GLP.

9. %C: Porcentaje de participación del predio, asignado al desarrollo de la actividad de comercialización minorista de GLP.

10. %T: Porcentaje de participación del predio, asignado al desarrollo de la actividad de transporte.

11. %ON: Porcentaje de participación del predio, asignado al desarrollo de la actividad de otros negocios u actividades diferentes de las anteriores.

El presente formato se diligencia en (Ciudad), a los XX días del mes de XXXX de 20XX.

Representante Legal	Contador Público	Revisor Fiscal
C.C	C.C	C.C
	T.P	T.P

Formato 3. Reporte De Otros Activos Menores

Descripción	Año	Tramo	Activos asociados al transporte	Activos asociados a otras actividades	Total activos
Equipo de construcción
Maquinaria industrial
Herramientas y accesorios
Equipo de centros de control
Equipo de laboratorio
Muebles y enseres
Equipo y máquina de oficina
Equipo de comunicación
Equipo de computación
Líneas telefónicas
Satélites y antenas
Equipo de transporte Terrestre
Equipo de transporte Marítimo y fluvial
Equipo de tracción
Equipo de elevación
Intangibles Licencias
Intangibles Software

1. Descripción: Agrupa los bienes tangibles e intangibles utilizados para la prestación del servicio o uso de la empresa que no están disponibles para la venta que no son remunerados como inversión

2. Tramo: Corresponde al gasoducto o grupo de gasoductos definido por la regulación al que está asignado el activo.

3. Activos asociados al transporte: Valor del activo cuyo uso es directamente atribuido a la actividad de transporte.

4. Activos asociados a otras actividades: Valor de los activos usados o atribuidos a la actividad de distribución y/o a otras actividades identificadas en el anexo de AOM

5. Total activos: Es la suma del valor del activo atribuido a transporte y otras actividades y debe corresponder al valor total del activo a la fecha de corte

El presente formato se diligencia en (Ciudad), a los XX días del mes de XXXX de 20XX.

Representante Legal	Contador Público		Revisor Fiscal
C.C		C.C		C.C
	T.P		T.P

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 4)

Metodología para la estimación de la capacidad máxima de mediano plazo (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.8.1. 5. METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE LA CAPACIDAD MÁXIMA DE MEDIANO PLAZO. Para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un STT o de un SRT se aplicarán las siguientes reglas:

1. Parámetros técnicos del fluido y del gasoducto. Los parámetros del fluido y del gasoducto utilizados para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo deben corresponder a los parámetros validados mediante simulaciones operacionales del transportador, teniendo en cuenta información histórica.

2. Presiones en puntos de entrada de campos de producción. Se utilizará como presión en puntos de entrada de campos de producción 1200 psig.

3. Máxima presión de operación permisible. Las presiones que se simulen no deberán exceder las máximas presiones de operación permisibles establecidas por la norma NTC-3838 o aquellas normas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.

4. Procedimiento de cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un STT. Para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un STT, se simulará la red integrada por la totalidad de los gasoductos del STT, empleando modelos de simulación en estado transitorio y siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

4.1. Para cada punto de salida de un STT se utilizará el perfil horario del volumen correspondiente al día en que se presente la demanda esperada de capacidad para cada año del horizonte de proyección.

4.2. Para encontrar el volumen máximo transportable en cada año del horizonte de proyección, se adelantará un proceso iterativo mediante incrementos a prorrata de todos los volúmenes de los puntos de salida, hasta encontrar un perfil de volumen diario por encima del cual, en algún punto de salida la presión sea inferior a la mínima pactada contractualmente o inferior a 250 psig si el transportador no tiene contratos firmes para ese punto, o no se cumpla con los volúmenes máximos inyectables en los puntos de entrada. En los puntos de salida se debe conservar el perfil horario de la demanda.

4.3. Para aquellos STT que se deriven de un sistema de transporte de otro transportador, se utilizarán las presiones promedio obtenidas por el transportador que entrega en el punto de transferencia correspondiente.

4.4. Para aquellos STT que cuenten con infraestructura de compresión, se considerarán las presiones de descarga de cada compresor.

5. Procedimiento de cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un SRT. Para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un SRT, se efectuarán simulaciones independientes a las del STT del cual se deriven, empleando modelos de simulación en estado transitorio y siguiendo el procedimiento que se establece a continuación:

5.1. Para cada punto de salida de un SRT se utilizará el perfil horario del volumen correspondiente al día en que se presente la demanda esperada de capacidad para cada año del horizonte de proyección.

5.2. Para encontrar el volumen máximo transportable en cada año del horizonte de proyección, se adelantará un proceso iterativo mediante incrementos a prorrata de todos los volúmenes de los puntos de salida, hasta encontrar un perfil de volumen diario por encima del cual, en algún punto de salida la presión sea inferior a la mínima pactada contractualmente o inferior a 60 psig si el transportador no tiene contratos firmes para ese punto, o no se cumpla con los volúmenes máximos inyectables en los puntos de entrada. En los puntos de salida se debe conservar el perfil horario de la demanda.

5.3. Para aquellos SRT que se deriven de un sistema de transporte de otro transportador, se utilizará el mayor valor entre la presión pactada contractualmente en el punto de transferencia de custodia y la mínima presión observada en el mismo punto durante los tres años anteriores al año del cálculo. En caso de no existir presión pactada contractualmente, se tomará la presión promedio obtenida por el transportador que entrega en el punto de transferencia correspondiente. En los demás casos se utilizará una presión de entrada de 250 psig.

5.4. Para aquellos SRT que cuenten con infraestructura de compresión, se considerarán las presiones de descarga de cada compresor.

5.5. Si dentro de un sistema de transporte la capacidad máxima de mediano plazo, calculada para cualquier gasoducto, es inferior a la suma de las capacidades máximas de mediano plazo de los gasoductos que se desprenden de él, los valores de capacidades calculados para estos últimos se disminuirán en forma proporcional, hasta lograr que su capacidad acumulada no exceda la del gasoducto del cual se desprenden.

6. Envío de Información. El transportador deberá enviar a la CREG las memorias del cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo para cada gasoducto o grupo de gasoductos. Estas memorias deben incluir todos los parámetros técnicos utilizados en el cálculo, así como las capacidades, presiones y extracciones en cada tramo y en cada punto de salida a lo largo del gasoducto. En el caso de que se disponga del archivo de simulación en el software Pipeline Studio se debe adjuntar a la información.

Los cálculos anteriores deberán realizarse para cada dirección del flujo de gas, en el caso de que exista la posibilidad de contraflujo.

Como parte de las memorias de cálculo el transportador deberá reportar la siguiente información:

Formato 1. Información utilizada para el cálculo de la CMMP

Información
Tramo:
Presión en cada punto de recibo:		[psig]
temperatura punto de recibo:		[°F]
longitud:		[m]
Diámetro:		[pulgadas]
Espesor:		[pulgadas]
Rugosidad (inicio vida útil):		[pulgadas]
Eficiencia ducto (1):		[%]
temperatura punto de entrega:		[°F]

(1) Introducir el valor de eficiencia que el simulador utiliza para relacionar la fricción de un fluido en movimiento a través de una tubería ideal versus la fricción de una tubería actual.

NOTA: La fricción ideal es típicamente menor que la real.

Formato 2. Cromatografía gas*

Componente

Metano

Nitrógeno

Dióxido de Carbono

Etano

Propano

Agua

Sulfuro de Hidrógeno

Hidrógeno

Monóxido de Carbono

Oxígeno

i-Butano

n-Butano

i-Pentano

n-Pentano

n-Hexano

n-Heptano

n-Octano

n-Nonano

n-Decano

Helio

Argón

Total

Fórmula química:

CH₄

N₂

CO₂

C₂H₆

C₃H₈

H₂O

H₂S

H₂

O₂

C₄H₁₀

C₅H₁₂

C₆H₁₄

C₇H₁₆

C₈H₁₈

C₉H₂₀

C₁₀H₂₂

100%

Punto de recibo:

Composición porcentual molar:

0,00%

Punto de recibo:

Composición porcentual molar:

0,00%

Punto de recibo:

Composición porcentual molar:

0,00%

* Valores normalizados

Formato 3. Perfil de demanda horario

Hora:

00:00

01:00

02:00

03:00

04:00

05:00

06:00

07:00

08:00

09:00

10:00

11:00

12:00

13:00

14:00

15:00

16:00

17:00

18:00

19:00

20:00

21:00

22:00

23:00

MPCD:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá verificar, dentro de los términos legales, el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de los SRT o STT realizado por el transportador.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 5)

Formatos para el reporte de información (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.9.1. 6. FORMATOS PARA EL REPORTE DE INFORMACIÓN. Formato 1. Inversión existente en red tipo I de transporte

Tramo o grupo de gasoductos:

Componente	Nombre	Año de entrada en operación	Clasificación de variables	Inversión (Pesos de la fecha base)	Diámetro (pulg.)	Longitud (km.)	Potencia instalada (HP)
Gasoducto [1]
Estación de compresión [2]
Cruce subfluvial [2]
Gasoducto loop [2]

Total

[1] Incluye sistema SCADA, centros principales de control, sistema de comunicaciones, muebles, enseres y equipos de oficina, equipos de transporte, computación y accesorios.

[2] Se deben agregar las necesarias para incluir todos los componentes presentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada componente se le debe asignar un nombre.

[3] Para cada componente se debe indicar su clasificación según las variables establecidas en la presente resolución.

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

Formato 2. Inversión existente en red tipo II de transporte

Tramo o grupo de gasoductos:

Componente	Nombre	Año de entrada en operación	Clasificación de variables	Inversión (Pesos de la fecha base)	Diámetro (pulg.)	Longitud (km.)	Potencia instalada (HP)
Gasoducto [1]
Estación de compresión [2]
Cruce subfluvial [2]
Gasoducto loop [2]

TOTAL

[1] Incluye sistema SCADA, centros principales de control, sistema de comunicaciones, muebles, enseres y equipos de oficina, equipos de transporte, computación y accesorios.

[2] Se deben agregar las filas necesarias para incluir todos los componentes presentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada componente se le debe asignar un nombre.

[3] Para cada componente se debe indicar su clasificación según las variables establecidas en la presente resolución.

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

Todos los valores de este formato podrán ser auditados

Formato 3. Programa de nuevas inversiones, PNI

Tramo o grupo de gasoductos:

		Año 1	Año 2	Año 3	Año 4	Año 5
	Año:
No.	Nombre Proyecto [1]	Año de entrada en operación	Longitud (m)	Diámetro (pulg)	Inversión Año 1	Inversión Año 2	Inversión Año 3	Inversión Año 4	Inversión Año 5	Descripción del proyecto
1
2
3
4

[1] Se deben agregar las filas necesarias para incluir los proyectos (PNI) existentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada proyecto se le debe asignar un nombre.

Formato 4. Inversiones en aumento de capacidad, IAC

Información

Tramo o grupo de gasoductos:

		Año 1	Año 2	Año 3	Año 4	Año 5
	Año:
Componente	Nombre	Mes y año de entrada en operación	Longitud (m)	Diámetro (pulg)	Potencia instalada (HP)	Inversión Año 1	Inversión Año 2	Inversión Año 3	Inversión Año 4	Inversión Año 5	Descripción del proyecto
Gasoducto loop [1]
Estación de compresión [1]

[1] Se deben agregar las filas necesarias para incluir los proyectos (IAC) existentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada proyecto se le debe asignar un nombre.

Formato 5. Gastos de AOM para el horizonte de proyección

Tramo o grupo de gasoductos:
Horizonte de proyección (VUN):	20 años
Fecha Base

	Año 1	Año 2	Año 3	Año 4	Año 5	…	Año 20
Año:
AOM asociado a inversión existente [I+II]:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
I. Gastos en raspador inteligente [1]:
II. Gastos en terrenos e inmuebles [2]:

AOM asociado a proyecto IAC [3]:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
Gastos en compresión [4]:
Gastos en raspador inteligente [1]:
Gastos en terrenos e inmuebles [2]:

[1] Gastos en raspador inteligente de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución.

[2] Gastos en terrenos e inmuebles de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución.

[3] Gastos de AOM de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución. Se deben agregar las filas necesarias para incluir los proyectos existentes en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada proyecto se le debe asignar un nombre.

[4] Gastos en compresión de acuerdo con lo establecido en la presente Resolución. Se debe asignar un nombre a la estación de compresión. En documento aparte se deben reportar los soportes técnicos requeridos en la presente Resolución.

Nota: Para aquellos gasoductos cuya vida útil normativa es de 30 años se deben reportar valores para el horizonte de proyección de 30 años.

Formato 6. Demandas de capacidad y volumen

Tramo o grupo de gasoductos:
Horizonte de proyección (VUN):	30 años
Año Base:
Año b:
Año e:

Demandas de capacidad (kpcd) y de volumen (kpc)
	Año 1	Año 2	Año 3	…	Año 30
Demanda esperada de capacidad, DEC (kpcd):	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
I. Dirección contractual A [2]:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
II. Dirección contractual B [2]:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Capacidad contratada [4]:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
i. Distribuidor-comercializador:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ii. Industria:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
iii. Generador térmico:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
iv. Comercializador de GNCV:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Demanda esperada de volumen, DEV (kpc):	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
I. Dirección contractual A [2]:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
II. Dirección contractual B [2]:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Capacidad máxima de mediano plazo, CMMP (kpcd) [8]:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00

Demanda máxima de capacidad real, DMC (kpcd)
	Año (b)	Año (b+1)	Año (b+2)
	Año 1	Año 2	Año 3	…	Año 30
Demanda máxima de capacidad real, DMC (kpcd) [5]:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
Máximo volumen transportable en un día, CME (kpcd) [6]:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
Máximo volumen transportable en un día, CM (kpcd) [7]:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00

Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC, para la demanda esperada de capacidad, DEC
	Año 1	Año 2	Año 3	…	Año 30
Proyecto de IAC [3]:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
I. Dirección contractual A [2]:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
II. Dirección contractual B [2]:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00

Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC, para la demanda esperada de volumen, DEV
	Año 1	Año 2	Año 3	…	Año 30
Proyecto de IAC:	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
I. Dirección contractual A:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00
II. Dirección contractual B:	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00	$0,00

[1] Se debe diligenciar la información de demandas para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.

[2] Demanda de capacidad en ambas direcciones en caso de existir condición de contraflujo.

[3] Se deben diligenciar para cada proyecto IAC existente.

[4] Se debe diligenciar la información de capacidad contratada para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.

[5] Se debe reportar el valor para cada uno de los años del período que va desde el año b hasta el año e, como se indica en el Artículo 20 de la presente resolución. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.

[6] Se debe reportar el valor para cada uno de los años del período que va desde el año e+1 hasta el año y como se indica en el Artículo 20 de la presente resolución. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.

[7] Se debe reportar el valor para cada uno de los años del período que va desde el año b hasta el año e, como se indica en el Artículo 20 de la presente Resolución. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.

[8] El Año 1 corresponde al año (e+1), el Año 2 al Año (e+2) y así sucesivamente. Se debe diligenciar la información para cada tramo o grupo de gasoductos existentes.

Nota: Para aquellos gasoductos cuya vida útil normativa es de 30 años se deben reportar valores para el horizonte de proyección de 30 años.

Formato 7. Gas de empaquetamiento

Tramo o grupo de gasoductos:
Horizonte de proyección (VUN):	20 años

	Año 1	Año 2	Año 3	Año 4	Año 5	…	Año 20
Año:
	MBTU Año 1	MBTU Año 2	MBTU Año 3	MBTU Año 4	MBTU Año 5	…	MBTU Año 20
Gas de empaquetamiento asociado a inversión existente:
Gas de empaquetamiento asociado a proyecto de IAC:

Nota: Para aquellos gasoductos cuya vida útil normativa es de 30 años se deben reportar valores para el horizonte de proyección de 30 años.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 6)

TÍTULO 10

Red tipo I de transporte (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.10.1. 7. RED TIPO I DE TRANSPORTE.

Tramos de gasoductos	Año inicio VUN	Diámetro (pulg.)	Longitud (km)
Sistema de Promigas
Ballena - La Mami	2014	20,24	143
La Mami - Barranquilla	2014	20,24	142
Barranquilla - Cartagena	2014	20	113
Cartagena - Sincelejo	2002	10	123
Sincelejo - Jobo	2002	10	70
La Creciente - Sincelejo	2014	8,6,2	51

Sistema de TGI
Ballena - Barrancabermeja	1996	18	579
Barrancabermeja - Sebastopol	1997	20	111
Sebastopol - Vasconia	1997	20	62
Vasconia - Mariquita	1997	20	123
Mariquita - Pereira	1997	20	155
Pereira - Armenia	1997	20	60
Armenia - Cali	1997	20	128
Mariquita - Gualanday	1997	6	123
Gualanday - Neiva	1997	12,6	169
Cusiana - El Porvenir	2002	20	33
El Porvenir - La Belleza	2000	20	189
La Belleza - Vasconia	1997	12,14	91
La Belleza - Cogua	1997	22	115
Cusina - Apiay	1995	10,12	150
Apiay - Usme	1995	6	122
Apiay - Villavicencio - Ocoa	1995	6	40
Morichal - Yopal	1994	4	13
Cogua - Zipalandia	1999	20	6,0
Zipalandia - Guacarí	1999	20	7,0
Guacarí - Cajicá	1999	20	7,6
Cajicá - Chía	1999	20	9,4
Guacarí - Briceño	1999	14	5,0
Chía - Estación Guaymaral	1999	14	8,5
Chía (troncal) - Pueblo Viejo	2004	20	7,7
Pueblo Viejo - San Rafael	2004	20	8,8
San Rafael - La Ramada	2004	20	8,2
La Ramada - Mosquera (troncal)	2004	20	5,1

Sistema de Transmetano
Sebastopol - Medellín	1997	12, 14	147,5

Sistema de Progasur
Neiva - Hobo	1996	8	50
Sardinata - Cúcuta	4	66
Cali - Popayán	2011	4	116

Sistema de Promioriente
Payoa - Bucaramanga	1997,216	6, 8	50
Barrancabermeja - Payoa	2003	8	58
Gibraltar - Bucaramanga	2011	12	177

Sistema de Transoccidente
Yumbo - Cali	1996	4,6,8,14,16	11

Sistema de Coinogas
Floreña - Yopal	2006	6	17,56

OTROS
Cualquier gasoducto que conecte campos de producción, o sistemas de importación, con el SNT o con un sistema de distribución.

Firma del Proyecto,

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 7)

TÍTULO 11

Gastos históricos en compresión (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.11.1. 8. GASTOS HISTÓRICOS EN COMPRESIÓN.

Datos generales

Nombre de la estación de compresión:		Ubicación geográfica del compresor
Capacidad de compresión:	[KPCD]
Potencia total instalada:	[HP]		Latitud:	0,0000000000
Presión mínima entrada:	[psig]
Presión máxima salida:	[psig]		Longitud:	0,0000000000
Tecnología:	[Seleccionar]
Energía que usa el compresor para operar:	[Seleccionar]		Altura:	0,00	[msnm]
Fecha base:

Costos distintos a combustible o energía [1]
No. Unidad	Año	Lubricantes	Mano de obra para operación y mantenimiento	Otros	Especificación otros
1	2020	$0,00	$0,00	$0,00
2	2021	$0,00	$0,00	$0,00
3	2022	$0,00	$0,00	$0,00
4	2023	$0,00	$0,00	$0,00
5	2024	$0,00	$0,00	$0,00
6	2025	$0,00	$0,00	$0,00
7	2026	$0,00	$0,00	$0,00
8	2027	$0,00	$0,00	$0,00
9	2028	$0,00	$0,00	$0,00
10	2029	$0,00	$0,00	$0,00
11	2030	$0,00	$0,00	$0,00
12	2031	$0,00	$0,00	$0,00
13	2032	$0,00	$0,00	$0,00
14	2033	$0,00	$0,00	$0,00
15	2034	$0,00	$0,00	$0,00
16	2035	$0,00	$0,00	$0,00
17	2036	$0,00	$0,00	$0,00
18	2037	$0,00	$0,00	$0,00
19	2038	$0,00	$0,00	$0,00
20	2039	$0,00	$0,00	$0,00

[1] Declarar los valores en pesos colombianos de la fecha base.

Declaramos que todos los valores consignados en este formato reflejan fielmente los costos exclusivamente para la ejecución y puesta en marcha del gasoducto y que todos los valores fueron debidamente registrados en los estados financieros de los años XXX, XXX y XXX

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 8)

TÍTULO 12

Formato de declaración de acuerdo entre transportador y distribuidor para asumir responsabilidad de ERPC (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.12.1. 9. FORMATO DE DECLARACIÓN DE ACUERDO ENTRE TRANSPORTADOR Y DISTRIBUIDOR PARA ASUMIR RESPONSABILIDAD DE ERPC.

Información

Datos generales

Nombre de la estación:
Nombre de gasoducto al que está conectada la estación:
Agente que está operando y manteniendo la ERPC:
Agente que asume responsabilidad de operación y mantenimiento de la ERPC:
Nombre de la ERPC:
Fecha de puesta en servicio:
Fecha de finalización de vida útil normativa:


Información técnica
	Cantidad	Descripción de la documentación adjunta
Diagrama de tuberías e instrumentación:
Filtros:
Válvulas:
Presión mínima entrada (psig):
Presión máxima salida (psig):
Capacidad PCH:
Estación de medición:

Ubicación geográfica de la estación


Latitud:	0,0000000000

Longitud:	0,0000000000

Altura:	0,00	[msnm]

Inversión

		Valor ($)
Inversión total (a):
Costo de equipos (b):
Costo obra civil y mecánica (c):
Costo de permisos temporales servidumbres (d):
Costo de inversión socio ambiental (e):

(a) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron para la ejecución y puesta en marcha de la estación.

(b) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron en la compra de equipos.

€ Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por obra civil y mecánica.

(d) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por permisos temporales de las servidumbres.

(e) Incluir todos los costos por inversiones sociales y ambientales derivadas exclusivamente de la construcción de la estación de compresión.

Nota 1: Los costos se declararán en pesos colombianos de la fecha base.

Nota 2: Se deberá llenar un formato para cada estación.

Nota 3: Todos los valores de este formato podrán ser auditados.

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 9)

TÍTULO 13

Formato de declaración de ERPC en el sistema de transporte (Anexo)

ARTÍCULO 3.4.13.1. 9. FORMATO DE DECLARACIÓN DE ACUERDO ENTRE TRANSPORTADOR Y DISTRIBUIDOR PARA ASUMIR RESPONSABILIDAD DE ERPC.

Información

Datos generales

Nombre de la estación:
Nombre de gasoducto al que está conectada la estación:
Agente que está operando y manteniendo la ERPC:
Agente que asume responsabilidad de operación y mantenimiento de la ERPC:
Nombre de la ERPC:
Fecha de puesta en servicio:
Fecha de finalización de vida útil normativa:


Información técnica
	Cantidad	Descripción de la documentación adjunta
Diagrama de tuberías e instrumentación:
Filtros:
Válvulas:
Presión mínima entrada (psig):
Presión máxima salida (psig):
Capacidad PCH:
Estación de medición:

Ubicación geográfica de la estación


Latitud:	0,0000000000

Longitud:	0,0000000000

Altura:	0,00	[msnm]

Inversión

		Valor ($)
Inversión total (a):
Costo de equipos (b):
Costo obra civil y mecánica (c):
Costo de permisos temporales servidumbres (d):
Costo de inversión socio ambiental (e):

(a) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron para la ejecución y puesta en marcha de la estación.

(b) Incluir todos los costos que efectivamente ocurrieron en la compra de equipos.

€ Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por obra civil y mecánica.

(d) Incluir todos los costos que efectivamente se pagaron por permisos temporales de las servidumbres.

(e) Incluir todos los costos por inversiones sociales y ambientales derivadas exclusivamente de la construcción de la estación de compresión.

Nota 1: Los costos se declararán en pesos colombianos de la fecha base.

Nota 2: Se deberá llenar un formato para cada estación.

Nota 3: Todos los valores de este formato podrán ser auditados.

Nombre y firma del representante legal vigente

Firma Revisor Fiscal

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 175/21, Anexo 9)

Comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.5.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se regulan aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural, relacionados con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural. Esta resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de capacidad de transporte de gas natural que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.

PARÁGRAFO 1. La presente resolución reemplaza las disposiciones relacionadas con la comercialización de capacidad de transporte establecidas en el RUT, en la Resolución CREG 163 de 2014 y en la Resolución CREG 114 de 2017, y sus modificaciones.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 1)

ARTÍCULO 3.5.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 2)

ARTÍCULO 3.5.1.3. CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA. La capacidad disponible primaria por tramo o grupo de gasoductos, según las resoluciones de cargos adoptadas por la CREG, corresponderá a la capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual, CDP₀, y al máximo de la capacidad disponible primaria para contratar con contratos de transporte con firmeza condicionada o contratos de opción de compra de transporte, CDP₁.

En el Anexo 1 de la presente resolución se establece la forma como se determinarán los valores de CDP₀ y CDP₁.

PARÁGRAFO 1. La suma de las capacidades comprometidas por el transportador a través de las diferentes modalidades contractuales deberá ser igual o inferior, en todo momento, al valor de la capacidad máxima de mediano plazo más el valor de la capacidad temporal. Para esto se tomará el valor de la capacidad máxima de mediano plazo establecido en las resoluciones particulares en las que se aprueben cargos de transporte y la capacidad temporal publicada en el BEC.

El valor de la capacidad máxima de mediano plazo podrá ser objeto de ajustes cuando se presente uno o varios de los siguientes eventos: i) el transportador realice inversiones no previstas en las inversiones en aumento de capacidad; ii) se presenten cambios en la localización de la demanda; o iii) se presenten cambios en las fuentes de suministro de gas natural debido al agotamiento total de uno o varios campos de producción o al surgimiento de nuevos campos que inyecten gas al respectivo sistema de transporte o a importaciones de gas que se inyecten al respectivo sistema de transporte. En cualquiera de estos casos, antes de comprometer la nueva capacidad máxima de mediano plazo mediante contratos, el transportador deberá publicarla en su boletín electrónico de operaciones y solicitar su publicación en el BEC, previa verificación de la misma por parte una firma auditora que cumpla los requisitos definidos por el CNOG.

Se entenderá por capacidad máxima de mediano plazo e inversiones en aumento de capacidad lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya.

El incumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo podrá ser considerado por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia.

PARÁGRAFO 2. El transportador sólo podrá comprometer a través de contratos con interrupciones una capacidad igual o inferior a la componente CDP₀.

El incumplimiento de lo dispuesto en este parágrafo será considerado una práctica restrictiva de la competencia en el mercado secundario.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 4)

ARTÍCULO 3.5.1.4. SIGLAS. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

AOM:	Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento
BEC:	Boletín Electrónico Central
CNOG:	Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
CREG:	Comisión de Regulación de Energía y Gas
CMMP:	Capacidad Máxima de Mediano Plazo
DANE:	Departamento Administrativo Nacional de Estadística
IPAT:	Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte embebidos en una red de transporte existente
KPC:	Mil pies cúbicos estándar
KPCD:	Mil pies cúbicos estándar por día
PAG:	Plan de Abastecimiento de Gas Natural
RUT:	Reglamento único de transporte de gas natural
SNT:	Sistema nacional de transporte de gas natural
TRM:	Tasa representativa del mercado
UPME:	Unidad de Planeación Minero Energética

(Fuente: R CREG 185/20, art. 5)

Aspectos comerciales del mercado primario de capacidad de transporte

Modalidades de contratos y participantes en el mercado primario de capacidad de transporte.

ARTÍCULO 3.5.2.1.1. MODALIDADES DE CONTRATOS PERMITIDOS. En el mercado primario de capacidad de transporte de gas natural sólo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos de transporte:

1. Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales

2. Contrato de transporte con firmeza condicionada

3. Contrato de opción de compra de transporte

4. Contrato de transporte de contingencia

5. Contrato de transporte con interrupciones

PARÁGRAFO 1. Los contratos de transporte de gas que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución, continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia, con excepción de los casos señalados en el parágrafo 1 del Artículo 15 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución no podrán pactarse contratos en modalidades y/o condiciones diferentes a las contempladas en el presente artículo.

PARÁGRAFO 3. Los contratos que se pacten en el mercado primario de capacidad de transporte deberán ser escritos. Cada contrato sólo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente resolución, para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PARÁGRAFO 4. Para efectos del cálculo de los cargos regulados de transporte de gas natural, la Comisión considerará que el perfil de la demanda esperada de capacidad asociada a los contratos de transporte con firmeza condicionada y a los de opción de compra de transporte, celebrados para la misma dirección de un tramo del SNT, es constante durante la vigencia de estos contratos e igual a la máxima capacidad garantizada mediante dichos contratos. Para el cálculo de esta capacidad se tendrán en cuenta las reglas establecidas en el Artículo 4 y en el Anexo 1 de la presente resolución para el cálculo de la capacidad disponible primaria. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente, los valores eficientes de las inversiones y las demandas adicionales serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte.

Cuando se trate de contratos de opción de compra de transporte, celebrados con el propósito de cumplir las obligaciones de energía firme de los generadores térmicos que se acojan a la opción de gas natural importado, de conformidad con lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 106 de 2011, la Comisión considerará que el perfil de demanda esperada de capacidad para efectos tarifarios es igual al perfil de demanda pactado en los respectivos contratos. En todo caso el perfil considerado para efectos tarifarios no será superior a la CMMP. Si la celebración de estos contratos conlleva la ampliación de la infraestructura existente, los valores de las inversiones adicionales no serán considerados en el cálculo de los cargos regulados de transporte. La remuneración de dichas inversiones será pactada por los transportadores y los generadores térmicos.

PARÁGRAFO 5. La celebración de contratos para la prestación del servicio de parqueo se realizará de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 38 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 6. Todos los contratos del mercado primario de capacidad de transporte serán de entrega física.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 6)

ARTÍCULO 3.5.2.1.2. VENDEDORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL MERCADO PRIMARIO. Los transportadores son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural, estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en los artículos 15 y 18 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 7)

ARTÍCULO 3.5.2.1.3. COMPRADORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL MERCADO PRIMARIO. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán comprar capacidad de transporte en el mercado primario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural, estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en los artículos 15 y 18 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Los productores de gas natural, los productores-comercializadores o los comercializadores de gas importado, no podrán comprar capacidad de transporte de gas natural para transportar gas destinado a la prestación del servicio público de gas combustible, independientemente de la ubicación y del tamaño del campo o de los campos de producción que operen, excepto cuando:

i) Se trate de capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad requeridas por el productor-comercializador para poner nuevo gas en el mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas combustible, o

ii) Se presenten eventos de mantenimiento o reparaciones que sean inaplazables en el suministro o transporte de gas natural que puedan afectar la continuidad de la prestación del servicio, y esta situación sea reportada por el CNOGas mediante comunicación escrita al Ministerio de Minas y Energía, la CREG, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y al Gestor del Mercado de gas natural. Esta excepción también podrá ser aplicada cuando el Ministerio de Minas y Energía lo considere necesario mediante comunicación al CNOGas.

Los contratos que resulten de la aplicación de esta situación de corto plazo pueden ser acordados por los agentes por fuera del proceso de comercialización de trimestres estándar descrito en el artículo 15 de la presente resolución. Los plazos y la ejecución de los contratos deberán estar acotados al período de restablecimiento total del servicio.

Todos los contratos resultantes de la aplicación del presente literal deberán ser registrados conforme a las condiciones que el Gestor del Mercado determine.

PARÁGRAFO 2. Los productores de gas natural, los productores-comercializadores o los comercializadores de gas importado, podrán actuar como usuarios no regulados para comprar capacidad de transporte en el mercado primario cuando requieran esa capacidad exclusivamente para transportar gas para su propio consumo. La venta de esta capacidad en el mercado secundario se hará únicamente a través del gestor del mercado mediante los procesos úselo o véndalo de largo y de corto plazo establecidos en los artículos 32 y 33 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3. Los comercializadores y los usuarios no regulados podrán negociar en el mercado primario contratos de capacidad de transporte de gas natural que resulten de la aplicación de la situación descrita en el numeral ii) del parágrafo 1 de este artículo por fuera del proceso de comercialización de trimestres estándar descrito en el artículo 15 de la presente resolución. Los plazos y la ejecución de los contratos deberán estar acotados al período de restablecimiento total del servicio.

PARÁGRAFO 4. La asignación por parte del transportador de las capacidades señaladas en el numeral ii) del parágrafo 1 de este artículo se hará en el siguiente orden: demanda esencial con la prioridad establecida en el artículo 2.2.2.2.1 del Decreto 1073 de 2015 y lo que quede disponible para el resto de la demanda. Si en el proceso de asignación se presenta congestión se deberá asignar a prorrata de la capacidad solicitada.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 8) (Fuente: R CREG 126/21, art. 3)

Requisitos mínimos de los contratos de transporte

ARTÍCULO 3.5.2.2.1. REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS CONTRATOS DE TRANSPORTE. Los contratos de capacidad firme referidos en los numerales 1, 2 y 3 el Artículo 6 de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberán cumplir los requisitos mínimos que se establecen en el presente capítulo, y los mismos deberán estar en su clausulado.

PARÁGRAFO. En el caso de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, las partes tendrán la potestad de determinar su contenido sin contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 9)

ARTÍCULO 3.5.2.2.2. EVENTOS DE FUERZA MAYOR, CASO FORTUITO O CAUSA EXTRAÑA. En la ejecución de los contratos referidos en el Artículo 6 de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, ninguna de las partes será responsable frente a la otra por el incumplimiento de las obligaciones contraídas por ellas, incluyendo demoras, daños por pérdidas, reclamos o demandas de cualquier naturaleza, cuando dicho incumplimiento, parcial o total, se produzca por causas y circunstancias que se deban a un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, según lo definido por la ley colombiana.

En caso de que ocurra un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña se deberá proceder de la siguiente forma:

2. La parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña entregará por escrito a la otra parte, dentro de los cinco (5) días calendario siguientes al acaecimiento del hecho, toda la información necesaria para demostrar la ocurrencia del mismo y los efectos del evento en la prestación del servicio para la otra parte.

3. Una vez que la parte afectada directamente por el evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña haya hecho la notificación, se suspenderá el cumplimiento de la obligación de transportar gas natural a partir del acaecimiento del respectivo hecho y hasta el momento en que haya cesado la causa eximente de responsabilidad y superado el evento, y se considerará que ninguna de las partes ha incumplido.

4. Si dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al recibo de la notificación la parte no afectada directamente rechaza por escrito la existencia de un evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, se procederá de acuerdo con los mecanismos de solución de controversias previstos en el respectivo contrato, sin perjuicio de suspender el cumplimiento de las obligaciones afectadas. Si dentro del plazo de los diez (10) días hábiles mencionados, la parte no afectada directamente no manifiesta por escrito el rechazo de la fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, se entenderá que ha aceptado su existencia mientras duren los hechos constitutivos de la misma.

PARÁGRAFO 1. La obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte según la capacidad contratada se suspenderá durante los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña. En caso de que no se afecte la capacidad total de transporte el remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la capacidad que efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados al gas efectivamente transportado.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 10)

ARTÍCULO 3.5.2.2.3. EVENTOS EXIMENTES DE RESPONSABILIDAD EN TRANSPORTE. Por evento eximente de responsabilidad en transporte se entenderá lo establecido en el Artículo 3 de la presente resolución.

En los contratos a que se refiere el Artículo 6 de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, únicamente podrán ser pactados los siguientes eventos eximentes de responsabilidad:

1. La imposibilidad parcial o total para la operación y funcionamiento de las instalaciones o infraestructura para el transporte, entrega o recibo del gas, así como de las conexiones o las instalaciones de cualquiera de las partes, por actos malintencionados de terceros ajenos al control y manejo directo de cualquiera de las partes y sin su culpa, tales como los ataques o sabotajes terroristas o guerrilleros o las alteraciones graves del orden público, que directa o indirectamente contribuyan o resulten en la imposibilidad de alguna de las partes para cumplir con sus obligaciones.

2. Cesación ilegal de actividades, cuando esos actos contribuyan o resulten en la imposibilidad de cualquiera de las partes para cumplir con sus obligaciones.

4. Cuando por causas imputables a una de las partes del contrato no se haya realizado el registro de que trata el literal b) del numeral 1.2 del Anexo 2 de la presente resolución. En este caso la no prestación del servicio de transporte debido a la inexistencia del registro será considerada como evento eximente de responsabilidad para la otra parte.

PARÁGRAFO 1. La obligación de los remitentes de pagar el servicio de transporte según la capacidad contratada se suspenderá durante los eventos eximentes de responsabilidad. En caso de que no se afecte la capacidad total de transporte el remitente deberá pagar los cargos fijos aplicados a la capacidad que efectivamente estuvo disponible y los cargos variables aplicados al gas efectivamente transportado.

PARÁGRAFO 2. Para los eventos señalados en los numerales 1, 2 y 4 del presente artículo deberá seguirse el procedimiento establecido en el Artículo 10 de la presente resolución. Las obligaciones suspendidas por la ocurrencia de un evento eximente de responsabilidad se podrán reiniciar antes del período establecido en el numeral 5 del Artículo 10 de la presente resolución, si las partes así lo convienen.

PARÁGRAFO 3. Los transportadores informarán al CNOG y coordinarán con dicho organismo las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos, de acuerdo con el protocolo operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, importación y transporte de gas natural, establecido en la Resolución CREG 147 de 2015, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Los remitentes informarán a los transportadores las suspensiones por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos con una anticipación no inferior a un mes.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 11)

ARTÍCULO 3.5.2.2.4. DURACIÓN PERMISIBLE PARA SUSPENSIONES DEL SERVICIO. La máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos que se podrá pactar en los contratos a que se refiere el Artículo 6 de la presente resolución, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, deberá ser la misma para cada una de las partes y, para cada una de ellas, no podrá ser superior a ciento veinte (120) horas continuas o discontinuas durante un año.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 12)

ARTÍCULO 3.5.2.2.5. INCUMPLIMIENTO. Para efectos regulatorios se considera que se incumplen los contratos de transporte, con excepción de los contratos de contingencia y de los contratos con interrupciones, así:

1. En el caso de los contratos de transporte bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades trimestrales:

a) Por parte del transportador, cuando éste incumple su obligación de recibir la cantidad de energía nominada en el punto de inicio del servicio y de entregar la cantidad de energía nominada en el punto de terminación del servicio. En todo caso la cantidad nominada deberá ser igual o inferior a la equivalencia energética de la capacidad contratada por el remitente; además, el remitente deberá estar al día en el cumplimiento de su obligación de pago.

b) Por parte del remitente, cuando éste incumple su obligación de pagar los cargos de transporte acordados entre las partes.

PARÁGRAFO 1. Las partes podrán definir otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, sin que las mismas sean consideradas incumplimientos para efectos de esta resolución.

PARÁGRAFO 2. Los transportadores deberán acotar las cantidades de energía autorizada a la equivalencia energética de la capacidad contratada. El transporte de cantidades de energía por encima de las contratadas podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia.

PARÁGRAFO 3. La reducción en la cantidad de energía autorizada por parte del transportador para dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo 3 del Artículo 13 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, no será considerada un incumplimiento del transportador.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 13)

ARTÍCULO 3.5.2.2.6. COMPENSACIONES. En caso de que se presente alguno de los incumplimientos definidos en el Artículo 13 de la presente resolución, deberán pagarse únicamente las siguientes compensaciones:

1. En el caso de los contratos de transporte bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades trimestrales:

a) Si el transportador incumple sus obligaciones, conforme a lo dispuesto en el literal a) del numeral 1 del Artículo 13 de la presente resolución, deberá reconocer y pagar al remitente el siguiente valor, según corresponda:

i. Cuando el incumplimiento no conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 1 del Anexo 3 de la presente resolución.

ii. Cuando el incumplimiento conlleve la interrupción del servicio a usuarios regulados, el valor que resulte de aplicar lo dispuesto en el numeral 2 del Anexo 3 de la presente resolución.

b) Si el remitente incumple su obligación de pagar los cargos de transporte pactados en el respectivo contrato, el transportador podrá hacer efectivas las garantías que hayan sido pactadas en el contrato respectivo. Lo anterior sin perjuicio del cobro de los intereses de mora que se hayan previsto en el contrato.

PARÁGRAFO 2. Lo establecido en el presente artículo no excluye la aplicación del artículo 992 del Código de Comercio para los contratos de transporte de gas natural.

PARÁGRAFO 3. Si las partes definen otras circunstancias en que se configure un incumplimiento, según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 13 de la presente resolución, las partes también podrán acordar las compensaciones correspondientes.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 14)

Comercialización de capacidad disponible primaria.

ARTÍCULO 3.5.2.3.1. PROCEDIMIENTO PARA COMERCIALIZAR CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 7 y 8 de esta resolución aplicarán el procedimiento establecido en el presente artículo para negociar y/o asignar capacidad disponible primaria y capacidad disponible primaria asociada al transportador incumbente. Estas negociaciones o asignaciones se harán en cada uno de los trimestres estándar aplicando el siguiente procedimiento:

1. Divulgación de capacidad disponible primaria y de capacidad demandada: Durante el trimestre en el que se realice la negociación se ejecutarán los siguientes pasos para determinar la capacidad disponible y la capacidad demandada:

a) El primer día hábil del trimestre el gestor del mercado calculará, cuando aplique, y publicará en el BEC la siguiente información para cada tramo o grupo de gasoductos definidos para efectos tarifarios en cada sistema de transporte:

i. La CMMP y la CCOMP con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

ii. El cálculo de la capacidad total comprometida en contratos firmes, contratos firmes trimestrales, contratos de transporte con firmeza condicionada, contratos de opción de compra de transporte y contratos de transporte de contingencia, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades comprometidas en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

Dentro de la capacidad total comprometida se deberán mostrar las cantidades comprometidas en contratos de contingencia.

iii. El cálculo de la capacidad disponible primaria, o la capacidad disponible primaria asociada al transportador incumbente, determinada como se establece en el Anexo 1 de la presente resolución, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades disponibles en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

b) Hasta el quinto día hábil del trimestre los remitentes interesados en contratar capacidad solicitarán al transportador, o al transportador incumbente, las capacidades que desean negociar con sujeción a la duración establecida en el Artículo 16 de la presente resolución. En estas solicitudes se especificarán las cantidades en KPCD y la modalidad de contratos con desagregación trimestral para las modalidades firme, firme trimestral, firmeza condicionada, opción de compra y contratos de contingencia. La capacidad solicitada podrá ser distinta para distintos trimestres, pero dentro de cada trimestre deberá corresponder a un único valor.

c) Hasta el séptimo día hábil del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las capacidades solicitadas por los remitentes según lo establecido en el literal b) anterior. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

d) Hasta el noveno día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC las capacidades declaradas por el transportador o el transportador incumbente según lo establecido en el literal c) anterior.

Estas capacidades tendrán desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresadas en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades solicitadas en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

e) Hasta el decimosegundo día hábil del trimestre los remitentes interesados en contratar capacidad podrán ajustar ante el transportador, o el transportador incumbente, las capacidades solicitadas según el literal b) anterior.

Los remitentes que no solicitaron capacidad hasta el quinto día hábil del trimestre podrán solicitar capacidad en este ajuste.

f) Hasta el decimocuarto día hábil del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las capacidades ajustadas por los remitentes según lo establecido en el literal e) anterior. Esta declaración se hará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

g) Hasta el decimosexto día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC las capacidades ajustadas declaradas por el transportador, o el transportador incumbente, según lo establecido en el literal f) anterior.

h) A partir del decimoséptimo día hábil del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, y los remitentes que solicitaron capacidad de transporte con base en lo establecido en los literales b) y e) anteriores, negociarán las capacidades solicitadas aplicando las reglas establecidas en el numeral 2 del presente artículo.

2. Negociación y/o asignación de capacidad disponible primaria: La capacidad disponible primaria en cada tramo o grupo de gasoductos, publicada por el gestor según el numeral 1, literal a), numeral iii del presente artículo, se negociará o asignará a los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del numeral 1, literales b) y e) del presente artículo, como sigue:

a) Si en el horizonte de 10 años, la capacidad total solicitada es menor o igual a la capacidad disponible primaria, el transportador, o el transportador incumbente, negociará la capacidad disponible primaria directamente con los remitentes. La negociación directa a que hace referencia este literal se puede realizar hasta que se identifique la existencia de congestión contractual en algún trimestre durante este horizonte por parte del transportador o el transportador incumbente.

Para contratar capacidad firme las partes se acogerán a lo previsto en el artículo 16 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 079 de 2011, y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

b) Si en uno o varios de los trimestres estándar siguientes al trimestre en el que se realiza la negociación se presenta , la capacidad disponible primaria se asignará conforme al mecanismo de asignación que en resolución aparte determine la Comisión.

c) La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no haya congestión se negociará directamente con los remitentes por parte del transportador o el transportador incumbente.

d) La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no hubo congestión y no fue negociada en los términos del literal c) anterior, estará disponible para que el transportador la comercialice diariamente, en los términos del Artículo 17.

e) Si en alguno o varios de los trimestres estándar del horizonte de 10 años, siguientes al decimosegundo trimestre estándar en el que se realiza la negociación de capacidad disponible primaria, se presenta congestión contractual, el transportador, o el transportador incumbente, identificará la fecha de congestión contractual de largo plazo y procederá así:

El transportador, o el transportador incumbente, aplicará el procedimiento establecido en el Artículo 18 de la presente resolución con el fin de determinar la necesidad de ampliación en su sistema de transporte para atender las necesidades de capacidad a partir de la fecha de congestión contractual de largo plazo.

3. Registro de contratos: Los contratos resultantes de las negociaciones y/o asignaciones corresponderán a un contrato de transporte firme de capacidades trimestrales y deberán estar registrados ante el gestor del mercado a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la negociación y/o asignación de capacidad disponible primaria.

Las capacidades disponibles primarias que no se contraten, o que correspondan a contratos que no se registraron a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la negociación y/o asignación, harán parte de las capacidades disponibles para negociar en el siguiente trimestre estándar.

PARÁGRAFO 1. Los contratos de transporte que estén vigentes al momento de la expedición de la presente resolución y que tengan fecha de vencimiento anterior al último día de uno de los trimestres estándar podrán ser acortados o extendidos, de mutuo acuerdo entre las partes, hasta el último día del trimestre estándar anterior o posterior en que terminen.

PARÁGRAFO 2. La CTEMP que determine el transportador no podrá comprometer la operación del sistema ni el cumplimiento de los contratos de transporte que haya celebrado el transportador, o el transportador incumbente.

PARÁGRAFO 3. La ocurrencia de desvíos dentro de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario no dará lugar al cobro de cargos adicionales por el servicio de transporte. La ocurrencia de desvíos por fuera de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario dará lugar al cobro de cargos que remuneren el uso de los tramos no contratados, como parte de los ingresos de corto plazo del transportador de que trata la Resolución CREG 126 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya. Los desvíos se deberán ajustar a las condiciones operativas definidas en el RUT.

PARÁGRAFO 4. Las partes podrán acordar las garantías contractuales.

PARÁGRAFO 5. <Parágrafo derogado por el artículo 47 de la Resolución 175 de 2021>

(Fuente: R CREG 185/20, art. 15)

ARTÍCULO 3.5.2.3.2. DURACIÓN DE CONTRATOS. Los contratos celebrados de capacidad de transporte resultantes de las negociaciones trimestrales en el mercado primario tendrán la duración que acuerden las partes y deberán tener como fecha de inicio de prestación del servicio de transporte el primer día de cualquier trimestre estándar siguiente al trimestre en que se celebró el contrato y como fecha de terminación el último día de un trimestre estándar. La duración mínima será de un trimestre estándar.

PARÁGRAFO 1. Los contratos de capacidad de transporte que se suscriban y registren en el gestor del mercado de gas natural para la capacidad disponible primaria de la infraestructura de transporte de gas natural (i) que se encuentre en operación a la fecha de expedición de esta resolución, y (ii) de los proyectos derivados de los planes de abastecimiento del Ministerio de Minas y Energía, tendrán como fecha máxima de inicio de la prestación del servicio el último trimestre del año de gas de 2025.

PARÁGRAFO 2. Todos los contratos que se suscriban en aplicación de las disposiciones de la presente resolución deberán contener una cláusula regulatoria que especifique que después del último trimestre del año de gas de 2025, las condiciones contractuales deberán ajustarse conforme a las disposiciones que determine la CREG.

PARÁGRAFO 3. Los contratos celebrados entre el Transportador o Transportador incumbente con los remitentes a partir de negociaciones directas tendrán la duración que acuerden las partes hasta el trimestre que se presente Congestión Contractual.

PARÁGRAFO 4. El presente artículo será aplicable a los contratos de capacidad de transporte de gas natural que se suscriban para la capacidad disponible primaria o capacidad disponible secundaria, en relación con la infraestructura de transporte de gas natural que se encuentre en operación a la fecha de inicio de cada trimestre estándar y de los proyectos derivados de los planes de abastecimiento del Ministerio de Minas y Energía.

PARÁGRAFO 5. Los contratos de transporte de contingencia se podrán negociar en cualquier momento y podrán tener cualquier duración.

PARÁGRAFO 6. Las disposiciones a que hace referencia el presente artículo no le serán aplicables a los contratos de capacidad de transporte de gas natural que se suscriban con objeto de respaldar las obligaciones de energía firme, OEF, en el marco de las subastas de reconfiguración que se realicen.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 16)

ARTÍCULO 3.5.2.3.3. SERVICIOS DE TRANSPORTE QUE EXCEDEN LA CAPACIDAD CONTRATADA. El transportador podrá vender a nivel diario las capacidades disponibles no colocadas en los trimestres estándar y la CTEMP disponible.

Si un remitente prevé o presenta una demanda máxima de capacidad en un día de gas superior a su capacidad contratada con el transportador o con otro remitente, podrá contratar este excedente en el mercado secundario o a través del transportador, en cuyo caso el transportador cobrará la pareja 100% variable que remunera inversión y el correspondiente cargo de AOM. En caso de que el remitente adquiera dicha capacidad a través del transportador éste lo podrá hacer y el transportador podrá autorizar el transporte de volúmenes de gas superiores a la capacidad contratada. En este caso, el remitente y el transportador están obligados a suscribir un otro sí en un término no superior a dos (2) días hábiles contados a partir del día D de gas del servicio prestado.

PARÁGRAFO 1. Los otro sí en los contratos que se deriven entre el transportador y el remitente, en aplicación del presente artículo, deberán quedar registrados en el gestor del mercado de gas natural dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la suscripción del otro sí.

PARÁGRAFO 2. Las capacidades disponibles no colocadas en los trimestres estándar y la CTEMP disponible para que el transportador la comercialice diariamente se hará mediante el siguiente producto:

- Modalidad de contrato: Firme

- Duración del contrato: Un día

- Inicio del contrato: Cero horas del día de gas.

- Terminación del contrato: 24 horas del día de gas.

- Precio: cargo regulado en los términos del presente artículo.

Los ingresos generados por la comercialización de este producto por parte del transportador, o del transportador incumbente, corresponderán a los ingresos de corto plazo del transportador o del transportador incumbente.

PARÁGRAFO 3. Cuando se de aplicación de la situación descrita en el numeral ii) del parágrafo 1 del artículo 8, los productores de gas natural, los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los comercializadores y los usuarios no regulados, podrán acceder a la CTEMP aunque no tengan contratos vigentes de capacidad de transporte de gas natural en el tramo correspondiente. A los contratos resultantes les aplicarán las mismas condiciones establecidas en el parágrafo anterior.

En este caso, los contratos que se deriven entre el transportador y los agentes mencionados deberán quedar registrados en el gestor del mercado de gas natural dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la suscripción del contrato.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 17) (Fuente: R CREG 126/21, art. 4)

ARTÍCULO 3.5.2.3.4. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE AMPLIACIÓN ANTE CONGESTIÓN CONTRACTUAL. Para determinar la necesidad de realizar ampliación de capacidad de transporte a partir de la fecha de congestión contractual de largo plazo, el transportador, o el transportador incumbente, aplicarán el siguiente procedimiento:

1. El decimoséptimo día hábil del trimestre estándar en el que se realice la negociación de capacidad disponible primaria el transportador, o el transportador incumbente, mediante comunicado publicado en el BEC, hará invitación pública para que potenciales remitentes interesados en nueva capacidad asociada a ampliación del sistema de transporte manifiesten su interés.

2. Hasta el último día hábil del segundo mes del trimestre los potenciales remitentes interesados declararán al transportador, o el transportador incumbente, su interés en nueva capacidad asociada a la ampliación de capacidad. Esta declaración contendrá las capacidades requeridas en el tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación mensual.

3. El segundo día hábil del tercer mes del trimestre el transportador, o el transportador incumbente, declarará al gestor del mercado las capacidades solicitadas según el numeral 2 anterior. Esta declaración contendrá el nombre de los potenciales remitentes y las capacidades requeridas en el tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación mensual.

4. El cuarto día hábil del tercer mes del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC las capacidades declaradas según el numeral 3 anterior, las cuales corresponderán a capacidades de transporte de ampliación. Esta publicación contendrá el nombre de los potenciales remitentes y las capacidades requeridas en el tiempo por tramo de gasoducto, expresadas en KPCD, con desagregación mensual.

La capacidad total de transporte de expansión no se incluirá en los procedimientos para negociar y/o asignar capacidad en los siguientes trimestres estándar.

5. Se considerará que el transportador, o el transportador incumbente, están negociando las condiciones contractuales del servicio de transporte asociado a la capacidad de transporte de ampliación hasta cuando ocurra alguna de las siguientes situaciones:

a) El transportador, o el transportador incumbente, y los remitentes declaren al gestor del mercado el contrato de transporte de capacidad asociada a la expansión, y el gestor del mercado registre dichos contratos.

b) El transportador, o el transportador incumbente, y los potenciales remitentes presenten al gestor del mercado una solicitud conjunta para retirar las capacidades correspondientes de la publicación de capacidades de transporte de expansión que estén en el BEC. Con esta información del gestor del mercado ajustará las capacidades de transporte de expansión del BEC dentro de los tres días hábiles siguientes al recibo de la solicitud.

Para contratar capacidad firme asociada a capacidad de transporte de expansión las partes se acogerán a lo previsto en el artículo 16 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por la Resolución CREG 079 de 2011, y aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1. En todos los contratos que se deriven de las disposiciones del presente artículo se observará la misma disposición del parágrafo 2 del artículo 16 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2. Los productores-comercializadores que requieran capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad para poner nuevo gas en el mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas combustible no participarán en el procedimiento definido en el presente artículo.

PARÁGRAFO 3. Los productores-comercializadores que requieran capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad para poner nuevo gas en el mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas combustible negociarán directamente con los transportadores la capacidad asociada a la ampliación observando que:

1. La negociación se hará en cualquier momento.

2. Los productores-comercializadores y los transportadores acordarán la modalidad de contrato que se adecúe a sus necesidades, la cual puede corresponder a alguna de las definidas en el Artículo 6 de la presente resolución.

3. La capacidad de transporte asociada a esta ampliación no hará parte de la CMMP ni de la capacidad contratada para efectos de calcular la CDP₀ de que trata el Artículo 4 de la presente resolución.

4. La capacidad de transporte asociada a esta ampliación hará parte de la CMMP para efectos de calcular la CDP₀ de que trata el Artículo 4 de la presente resolución cuando (i) el transportador haga la solicitud de acuerdo con la metodología que esté vigente de transporte, y (ii) la Comisión concluya la necesidad y en consecuencia incluya en la base de activos los correspondientes valores eficientes de inversión, para calcular los cargos regulados de transporte, inversiones y gastos de AOM asociados a la ampliación de capacidad.

5. Los productores-comercializadores y los transportadores registrarán ante el gestor del mercado los contratos resultantes de estas negociaciones una vez suscritos.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 18)

Asignación de capacidad firme asociada a proyectos del PAG.

ARTÍCULO 3.5.2.4.1. PROCEDIMIENTO PARA ASIGNAR CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA ASOCIADA A PROYECTOS DEL PAG. El gestor del mercado aplicará el procedimiento establecido en el presente artículo para asignar la capacidad disponible primaria de proyectos del PAG, distintos de IPAT, a los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 8 de la presente resolución. Estas asignaciones se harán en cada uno de los trimestres estándar aplicando el siguiente procedimiento:

1. Divulgación de capacidad disponible primaria y de capacidad demandada: Durante el trimestre en el que se realice la asignación se ejecutarán los siguientes pasos para determinar la capacidad disponible y la capacidad demandada:

a) El primer día hábil del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC la siguiente información para cada tramo o grupo de gasoductos correspondientes a proyectos del PAG distintos de IPAT:

i. La CMMP con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

Para estos efectos los transportadores responsables de los proyectos del PAG distintos de IPAT declararán al gestor del mercado la CMMP de cada proyecto.

ii. La capacidad total comprometida en contratos firmes, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades comprometidas en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

iii. La capacidad disponible primaria, determinada como la diferencia entre la CMMP y la capacidad total contratada en contratos firmes, con desagregación trimestral y para un horizonte de 10 años desde el primer día del siguiente trimestre, expresada en KPCD. Se deberán mostrar las cantidades disponibles en cada dirección del gasoducto, o grupo de gasoductos, cuando haya condición de contraflujo.

iv. Los cargos aplicables al contrato de capacidad disponible primaria conforme se establece en el Artículo 20 de la presente resolución.

b) Hasta el último día hábil del segundo mes del trimestre los remitentes interesados en contratar capacidad solicitarán al gestor las capacidades que desean contratar con sujeción al producto definido en el Artículo 20 de la presente resolución. En estas solicitudes se especificarán las cantidades en KPCD con desagregación trimestral. La capacidad solicitada podrá ser distinta para distintos trimestres, pero dentro de cada trimestre deberá corresponder a un único valor.

2. Asignación de capacidad disponible primaria. El gestor del mercado asignará para cada trimestre estándar la capacidad disponible primaria publicada según el numeral iii, literal a) del numeral 1 del presente artículo a los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del literal b) del numeral 1 del presente artículo, observando los siguientes casos:

a) Si durante el horizonte de 10 años la capacidad total solicitada es menor o igual a la capacidad disponible primaria, el gestor asignará la capacidad disponible primaria a todos los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del literal b) del numeral 1 del presente artículo. La asignación de capacidad se hará mediante el producto establecido en el Artículo 20 de la presente resolución.

b) Si en uno o varios trimestres estándar siguientes al trimestre en el que se realiza la negociación se presenta congestión, el gestor asignará la capacidad disponible primaria conforme al mecanismo de asignación que en resolución aparte determine la Comisión.

c) La capacidad disponible primaria de los trimestres estándar donde no haya congestión la asignará a todos los remitentes que solicitaron capacidad en los términos del literal b) del numeral 1 del presente artículo. La asignación de capacidad se hará mediante el producto establecido en el Artículo 20 de la presente resolución.

3. Divulgación de capacidad asignada. El quinto día hábil del tercer mes del trimestre el gestor del mercado publicará en el BEC los resultados de la asignación realizada conforme se establece en el numeral 2 del presente artículo, especificando el nombre de los remitentes asignados y las capacidades asignadas con desagregación trimestral, expresadas en KPCD.

4. Suscripción de contratos: Los remitentes a los que se les hayan asignado capacidades deberán suscribir los contratos de transporte con los transportadores responsables de los proyectos del PAG distintos de IPAT en los que están las capacidades disponibles primarias que se asignaron. Estos contratos tendrán las características establecidas en el Artículo 20 de la presente resolución.

5. Registro de contratos: Los contratos resultantes de las asignaciones deberán estar registrados ante el gestor del mercado a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la asignación de la capacidad disponible primaria.

Las capacidades disponibles primarias que no se asignen, o que correspondan a contratos que no se registraron a más tardar el último día hábil del trimestre estándar en el que se realizó la asignación, harán parte de las capacidades disponibles para asignar en el siguiente trimestre estándar.

PARÁGRAFO 1. En todos los contratos que se deriven de las disposiciones del presente artículo se observará la misma disposición del parágrafo 2 del artículo 16 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2. <Parágrafo derogado por el artículo 47 de la Resolución 175 de 2021>

(Fuente: R CREG 185/20, art. 19)

ARTÍCULO 3.5.2.4.2. PRODUCTO PARA ASIGNAR CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA ASOCIADA A PROYECTOS DEL PAG DISTINTOS DE IPAT. Las asignaciones de capacidad disponible primaria que realice el gestor del mercado según el procedimiento establecido en el Artículo 19 de la presente resolución harán parte de contratos de transporte que tendrán las siguientes características:

- Modalidad de contrato: Contrato de transporte firme de capacidades trimestrales, CCT. Estará conformado por las cantidades asignadas en virtud de lo establecido en los literales a) y b) del numeral 2 de Artículo 19 de la presente resolución.

- Duración del contrato: La duración que resulte de la asignación que realice el gestor del mercado a cada remitente. La duración mínima será de un trimestre estándar.

- Inicio del contrato: Primer día de cualquiera de los trimestres estándar siguientes al trimestre en que el gestor asignó la capacidad disponible primaria al remitente.

- Terminación del contrato: Último día de un trimestre estándar.

- Garantías: Las que defina la Comisión en resolución aparte.

- Cargos: Cargos fijos y variables expresados en pesos y en dólares americanos, determinados por el gestor del mercado así:

Donde:

	Cargo fijo expresado en pesos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Cargo fijo expresado en dólares americanos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Cargo variable expresado en dólares americanos por KPC de la fecha base establecida en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Promedio simple del ingreso anual equivalente en pesos aprobado en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Promedio simple del ingreso anual equivalente en dólares americanos aprobado en la resolución donde se haga oficial la remuneración del proyecto del PAG, según se establece en el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
	Capacidad máxima de mediano plazo asociada al proyecto del PAG, expresada KPCD.

Estos cargos se actualizarán como se establece en el literal a) del artículo 17 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y aplicarán para el caso en el que no haya congestión. En el caso de congestión el precio será el que se obtenga de la subasta.

La facturación se hará en pesos y se liquidará en el momento de la facturación a la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.

- Liquidación: El servicio de transporte a través del contrato CCT se liquidará y facturará mensualmente en pesos con base en lo establecido en el capítulo VI de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, aplicando la siguiente expresión:

Dónde:

	Costo de prestación del servicio de transporte a través del contrato CFAT, expresado en pesos.
	Capacidad contratada para el mes de prestación del servicio, expresada en KPCD.
	Cargo fijo expresado en pesos por KPCD obtenido como la suma del cargo y del cargo convertido a pesos por KPCD con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
	Número de días del mes de prestación del servicio de transporte.
	Número de días del año calendario del mes en el que se prestó el servicio.
	Cargo variable expresado en pesos por KPC obtenido como la suma del cargo y del cargo convertido a pesos por KPC con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
	Volumen transportado al remitente durante el mes de prestación del servicio de transporte de gas natural, expresado en kpc.

Estos ingresos harán parte de los ingresos de corto plazo, , que se definen en el Artículo 19 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO. En resolución aparte la Comisión podrá establecer un mecanismo particular para determinar los cargos máximos aplicables al servicio de transporte en proyectos del PAG distintos de IPAT para transportar gas proveniente de la infraestructura de importación de gas del Pacífico de que trata la Resolución CREG 152 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 20)

Negociación de contratos de transporte con interrupciones.

ARTÍCULO 3.5.2.5.1. MECANISMO DE NEGOCIACIÓN. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículo 7 y 8 de la presente resolución podrán negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte mediante la modalidad de contratos de transporte con interrupciones. Estos contratos no podrán contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente resolución, para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 21)

ARTÍCULO 3.5.2.5.2. CARACTERÍSTICAS DEL CONTRATO DE TRANSPORTE CON INTERRUPCIONES. Los contratos de transporte con interrupciones que pacte el transportador con sus remitentes tendrán las siguientes características:

- Período de la negociación: En cualquier momento dentro del trimestre estándar en el que se realizan las negociaciones de capacidad firme.

- Duración del contrato: La duración que acuerden las partes y como máximo un trimestre estándar.

- Inicio del contrato: En cualquier momento dentro del trimestre estándar siguiente al trimestre en el que se realizan las negociaciones de capacidad firme.

- Terminación del contrato: En cualquier día del trimestre estándar siguiente al trimestre en el que se realizan las negociaciones de capacidad firme.

- Cargos: Cargos regulados adoptados por la CREG para los tramos o grupos de gasoductos involucrados en el contrato, correspondientes a la pareja 100% variable que remunera inversión y el correspondiente cargo de AOM.

- Limitaciones: El transportador no podrá hacer contratos con interrupciones que sumados a lo ya contratado excedan la CMMP de los tramos relacionados.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 22)

Disposición transitoria para la comercialización de capacidad de transporte de gas natural

ARTÍCULO 3.5.2.6.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se establece una disposición transitoria para la comercialización de capacidad de transporte de gas natural.

(Fuente: R CREG 026/21, art. 1)

ARTÍCULO 3.5.2.6.2. DISPOSICIÓN TRANSITORIA PARA LA NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS DE TRANSPORTE FIRMES Y CON INTERRUPCIONES. En el mercado primario, los vendedores y los compradores podrán negociar contratos firmes o que garantizan firmeza, y contratos con interrupciones, conforme a las definiciones del artículo 3o de la Resolución CREG número 185 de 2020, a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, de cualquier duración y con una fecha máxima de finalización al 31 de mayo de 2021.

PARÁGRAFO 1o. El proceso de registro de los contratos que se negocien con las disposiciones de la presente resolución se hará a través de los medios y formatos que para estos efectos requiera el gestor del mercado de gas natural.

PARÁGRAFO 2o. En caso de presentarse solicitudes de capacidad de transporte de gas natural superiores a la capacidad disponible primaria, los transportadores deberán asignar bajo el mecanismo de prorrata la capacidad solicitada, dando prioridad a los contratos firmes.

El valor máximo de capacidad que los compradores podrán solicitar será hasta el valor de la capacidad disponible primaria y teniendo en cuenta sus necesidades.

(Fuente: R CREG 026/21, art. 2)

ARTÍCULO 3.5.2.6.3. NEGOCIACIÓN DE CONTRATOS. En el proceso de negociación de los contratos de que trata esta resolución, los vendedores del mercado primario deberán propender por asignar contratos firmes o que garanticen firmeza primero, y luego contratos con interrupciones. La publicidad del proceso deberá estar disponible en el BEO de cada transportador.

(Fuente: R CREG 026/21, art. 3)

Aspectos comerciales del mercado secundario de capacidad de transporte

Modalidades y requisitos mínimos de contratos y participantes en el mercado secundario.

ARTÍCULO 3.5.3.1.1. MODALIDADES DE CONTRATOS PERMITIDOS. En el mercado secundario de capacidad de transporte de gas natural sólo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos de transporte:

1. Contrato de transporte firme

2. Contrato de transporte firme trimestral

3. Contrato de transporte con firmeza condicionada

4. Contrato de opción de compra de transporte

5. Contrato de transporte de contingencia

6. Contrato de transporte con interrupciones

Con excepción de los contratos de transporte con interrupciones, los contratos señalados en este artículo deberán cumplir las condiciones establecidas en los artículos 10, 11, 13, 14 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Los contratos del mercado secundario que estén en vigor a la entrada en vigencia de la presente resolución continuarán rigiendo hasta la fecha de terminación pactada en los mismos. Sin embargo, las partes no podrán prorrogar su vigencia.

PARÁGRAFO 2. Todos los contratos del mercado secundario serán de entrega física.

PARÁGRAFO 3. Cada contrato que se suscriba en el mercado secundario sólo podrá adoptar una de las modalidades contractuales establecidas en este artículo y no podrá contrariar, en forma alguna, la definición establecida en el Artículo 3 de la presente resolución para la respectiva modalidad contractual. Dicha definición deberá estar en el objeto del contrato, así como en sus cláusulas, según su modalidad.

PARÁGRAFO 4. En las negociaciones de capacidad de transporte que se realicen en el mercado secundario, el remitente cesionario, el remitente secundario o el remitente de corto plazo, según corresponda, se acogerá al acuerdo de balance adoptado entre el remitente primario y el transportador.

PARÁGRAFO 5. Con excepción de los contratos de transporte con interrupciones durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% de la capacidad contratada.

PARÁGRAFO 6. La duración permisible para labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos serán las acordadas por las partes del contrato, sin que se superen las establecidas en el Artículo 12 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 23)

ARTÍCULO 3.5.3.1.2. DURACIÓN DE LOS CONTRATOS. Los contratos para el servicio de transporte de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración e intervalos de tiempo que acuerden las partes.

PARÁGRAFO 1. Para efectos de la declaración de la información de que trata el numeral 2.1 del Anexo 2 de la presente resolución, los vendedores y los compradores del mercado secundario de capacidad de transporte deberán disponer de los contratos a los que se hace referencia en este artículo, los cuales deberán constar por escrito.

PARÁGRAFO 2. Los contratos de capacidad de transporte que se suscriban y registren en el gestor del mercado de gas natural para la capacidad disponible secundaria de la infraestructura de transporte de gas natural (i) que se encuentre en operación a la fecha de expedición de esta resolución, y (ii) de los proyectos derivados de los planes de abastecimiento del Ministerio de Minas y Energía, tendrán como fecha máxima de inicio de la prestación del servicio el último trimestre del año de gas de 2025.

PARÁGRAFO 3. Todos los contratos que se suscriban en aplicación de las disposiciones de la presente resolución deberán contener una cláusula regulatoria que especifique que después del último trimestre del año de gas de 2025, las condiciones contractuales deberán ajustarse conforme a las disposiciones que determine la CREG.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 24)

ARTÍCULO 3.5.3.1.3. VENDEDORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL MERCADO SECUNDARIO. Los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el Capítulo II del Título III de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 25)

ARTÍCULO 3.5.3.1.4. COMPRADORES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL MERCADO SECUNDARIO. Los comercializadores son los únicos participantes del mercado que podrán comprar capacidad de transporte en el mercado secundario. Para la negociación de los respectivos contratos de transporte de gas natural estos participantes del mercado deberán seguir los mecanismos y procedimientos establecidos en el Capítulo II del Título III de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 26)

Comercialización de capacidad de transporte.

ARTÍCULO 3.5.3.2.1. NEGOCIACIONES DIRECTAS DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Con excepción de los usuarios no regulados, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente resolución podrán negociar directamente la compraventa de capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. En estas negociaciones sólo se podrán pactar contratos sujetos a lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la presente resolución.

El precio máximo para las capacidades firmes contratadas en estas negociaciones directas será el mismo que se haya negociado en el mercado primario para el tramo o grupo de gasoductos sobre el que se contrate la capacidad. El precio máximo para las capacidades contratadas mediante contratos con interrupciones en estas negociaciones directas será el correspondiente a la pareja de cargos 0% fijo - 100% variable, con el correspondiente cargo de AOM, aprobada por la CREG para el tramo o grupo de gasoductos sobre el que se contrate la capacidad.

Los mencionados vendedores y compradores, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 31 de la presente resolución, realizarán negociaciones de compraventa de capacidad de transporte en el mercado secundario de manera directa si es para contratos para duraciones menores o iguales a una semana. La negociación de contratos para duraciones mayores a una semana se debe hacer siempre y cuando en el BEC estén reportadas y publicadas las respectivas capacidades.

PARÁGRAFO 1. Las negociaciones de compraventa de capacidad de transporte que se realicen en el mercado secundario y que ocasionen desvíos dentro de los tramos de gasoductos contratados por el remitente primario o el remitente cesionario no darán lugar al cobro de cargos adicionales por el servicio de transporte.

PARÁGRAFO 2. Los titulares de los derechos de capacidad de transporte que tengan contratos con una fecha de ejecución futura de inicio de la prestación del servicio y no cuenten con una demanda final para esa capacidad, seis (6) meses antes de la fecha de inicio de la prestación del servicio de los contratos deberán reportar al gestor del mercado como disponible las respectivas cantidades en el BEC.

PARÁGRAFO 3. Los titulares de los derechos de capacidad que se encuentren en la situación descrita en el parágrafo anterior podrán reservar hasta un 3% de la capacidad contratada y no ponerla en el BEC.

PARÁGRAFO 4. De las cantidades de capacidad de transporte que se pongan en el BEC la demanda regulada tendrá la prioridad en su asignación.

PARÁGRAFO 5. El gestor del mercado reportará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios los contratos de capacidad de transporte con fecha de ejecución futura de inicio de la prestación del servicio que no tienen asociada demanda final seis (6) meses antes del inicio de ejecución de esos contratos.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 27)

ARTÍCULO 3.5.3.2.2. NEGOCIACIONES MEDIANTE LOS PROCESOS ÚSELO O VÉNDALO. Los participantes del mercado, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 31 de la presente resolución, se acogerán a los mecanismos y procedimientos de negociación de los procesos úselo o véndalo detallados en los Artículos 32 y 33 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 28)

Negociaciones a través del BEC.

ARTÍCULO 3.5.3.3.1. NEGOCIACIONES DIRECTAS A TRAVÉS DEL BEC. El gestor del mercado pondrá a disposición de los participantes del mercado que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el Artículo 31 de la presente resolución, la capacidad disponible total para la venta por cada tramo o grupo de gasoductos definidos para efectos tarifarios, expresada en KPCD, y con desagregación (i) diaria para un horizonte mínimo de 24 meses; y (ii) cantidades por vendedor, entre otros aspectos.

La capacidad disponible total para la venta la actualizará y publicará el gestor del mercado el último día hábil de cada semana. Para esto, el penúltimo día hábil de cada semana los vendedores de que trata el Artículo 25 de la presente resolución declararán al gestor del mercado las capacidades disponibles para la venta con la desagregación requerida en los numerales (i) y (ii) anteriores.

A partir de esta información, los vendedores y los compradores que estén registrados en el BEC, según lo dispuesto en el Artículo 31 de la presente resolución, realizarán las negociaciones directas de su interés. Será responsabilidad de estos participantes del mercado llevar a cabo cada una de las negociaciones y celebrar los correspondientes contratos, con sujeción a lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la presente resolución.

PARÁGRAFO. El gestor del mercado definirá el medio y el formato para la declaración de las capacidades disponibles para la venta a las que se hace referencia en este artículo. El gestor del mercado facilitará la publicación de otra información sobre las capacidades disponibles para la venta que los vendedores deseen publicar voluntariamente.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 29)

ARTÍCULO 3.5.3.3.2. NEGOCIACIONES DIRECTAS A TRAVÉS DE OTRAS PLATAFORMAS. La implementación del BEC no impedirá la negociación a través de otras plataformas de iniciativa particular, en cuyo caso el agente que haga transacciones debe reportar la existencia y características de la misma a la Comisión. No obstante, todos los contratos del mercado secundario deberán ser registrados ante el gestor del mercado de conformidad con lo dispuesto en el Anexo 2 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 30)

ARTÍCULO 3.5.3.3.3. REGISTRO EN EL BEC. Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 y de la presente resolución podrán registrarse en el BEC para tener acceso a información sobre ofertas de venta y solicitudes de compra en el mercado secundario. El registro en el BEC no conllevará el pago de cargos adicionales y se realizará ante el gestor del mercado, a través del medio electrónico y los formatos que éste defina.

La información que el gestor del mercado solicite a través de los formatos de registro en el BEC por lo menos le deberá permitir identificar si el participante del mercado que desea registrarse corresponde a uno de los vendedores o compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente resolución, y si quien adelanta el trámite está facultado para representar a dicho vendedor o comprador.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 31)

Procesos úselo o véndalo de capacidad de transporte.

ARTÍCULO 3.5.3.4.1. PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE LARGO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los compradores a los que se refiere el Artículo 8 de la presente resolución, que hayan contratado capacidad de transporte y no dispongan de cantidades de gas suficientes para hacer uso de esa capacidad de transporte, deberán acogerse al siguiente mecanismo para ofrecer su exceso de capacidad de transporte a quienes la requieran para transportar cantidades de gas contratadas a través de los mecanismos de comercialización definidos en el Artículo 18 de la Resolución 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan:

1. Determinación de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado determinará la capacidad de transporte excedentaria según se define en el Anexo 4 de la presente resolución.

2. Subastas de la capacidad excedentaria. El gestor del mercado deberá aplicar el procedimiento de negociación de capacidad excedentaria mediante el mecanismo de subasta que se regirá por el reglamento establecido en el Anexo 4 de la presente resolución.

3. Productos de las subastas. En cada subasta se negociará la capacidad de transporte excedentaria primero por ruta y luego por tramo bajo la modalidad de contrato firme de duración anual. Por ruta se entenderá el conjunto de tramos conectados entre sí con capacidad excedentaria a subastar.

4. Precio de cierre de las subastas. La capacidad excedentaria que se negocie mediante cada subasta tendrá el precio de cierre de la subasta, el cual estará expresado en la moneda vigente por KPC.

5. Obligaciones de pago. Los compradores le pagarán a los vendedores el valor que resulte de multiplicar el precio de cierre de la subasta, la capacidad adjudicada y el número de días del período de facturación correspondiente.

6. Coordinación operativa. Los vendedores y los compradores coordinarán los aspectos operativos requeridos, tales como el proceso de nominación, conforme a la regulación vigente.

PARÁGRAFO 1. Los compradores del proceso úselo o véndalo de largo plazo para capacidad de transporte deberán tener los sistemas de medición establecidos en la regulación.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 32)

ARTÍCULO 3.5.3.4.2. PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE CORTO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. La capacidad de transporte de gas natural que haya sido contratada y no haya sido nominada por el remitente y lo no autorizado por el transportador de dicha nominación para el siguiente día de gas estará a disposición de los compradores a los que se hace referencia en el Artículo 26 de la presente resolución, que estén registrados en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 31 de la misma. El proceso se hará en dos etapas, una subasta por rutas y luego otra subasta por tramos. Para la negociación de esta capacidad de transporte se seguirá este procedimiento:

Etapa 1: subasta por rutas

1. Declaración de las capacidades disponibles. A más tardar a las 16:40 horas del Día D-1, los transportadores declararán los titulares de las capacidades de transporte de gas natural contratadas, bajo las modalidades de contratos firmes, contratos de transporte firmes de capacidades trimestrales, contratos de opción de compra de transporte y contratos de transporte con firmeza condicionada que no hayan sido nominadas para el siguiente día de gas, las respectivas capacidades no nominadas y las correspondientes rutas disponibles, entendidas como el conjunto de tramos de gasoductos para los cuales no se haya presentado nominación.

En la nominación, cuando producto de los desvíos que soliciten los titulares se liberen tramos regulatorios los transportadores declararán al gestor los respectivos tramos y cantidades no nominadas.

Las anteriores declaraciones deberán presentarse de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.4 del Anexo 5 de la presente resolución.

En estas declaraciones no se deberán incluir las capacidades que no fueron nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 10 y 11 de la presente resolución.

Si en las capacidades declaradas como disponibles se encuentra capacidad contratada por generadores térmicos, estos le deberán informar al gestor del mercado qué capacidad no debe ser ofrecida a través del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. La capacidad informada por los generadores no será considerada parte de la capacidad disponible. Si antes de las 16:55 horas el gestor del mercado no recibe esta información, éste entenderá que la totalidad de la capacidad no nominada por el correspondiente generador térmico sí está disponible para este proceso.

2. Definición del precio de oferta. El precio de oferta de las capacidades disponibles de que trata el numeral anterior será el precio de reserva que calcula el administrador de las subastas conforme a lo establecido en el numeral 4.4 del Anexo 5 de la presente resolución.

3. Publicación de la capacidad disponible. A más tardar a las 17:05 horas del Día D-1 el gestor del mercado publicará la capacidad total disponible en cada ruta.

4. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 17:15 horas del Día D-1, los compradores de que trata el Artículo 26 de la presente resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 31 de esta resolución y que estén interesados en contratar la capacidad ofrecida en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el numeral 4.6 del Anexo 5 de la presente resolución.

5. Subasta de la capacidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de las capacidades disponibles, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el numeral 4.7 del Anexo 5 de la presente resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 17:15 y las 17:25 horas del Día D-1 para cada ruta. Habrá tantas subastas como rutas con capacidad disponible para subastar.

6. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 17:25 horas del Día D-1, una vez finalizadas las subastas, el gestor del mercado deberá informar a los vendedores y a los compradores las capacidades asignadas bajo este proceso. El gestor del mercado igualmente informará dichas capacidades a los transportadores involucrados en este proceso.

7. Celebración de contratos. Entre las 17:25 y las 18:00 horas el vendedor y el respectivo comprador serán responsables de suscribir el contrato de compraventa de capacidad de transporte observando los mecanismos de cubrimiento previstos en el numeral 4 del Anexo 5 de la presente resolución y dando el correspondiente aviso al gestor del mercado. El contrato deberá cumplir las condiciones y los requisitos mínimos de un contrato firme sujeto a lo dispuesto en los artículos 23, 24 y 34 de la presente resolución.

Etapa 2: Subasta por tramos

8. A más tardar a las 18:20 horas del Día D-1 el gestor del mercado publicará la capacidad total disponible por cada tramo, de acuerdo con (i) los tramos no asignados en la subasta por rutas y (ii) la declaración por parte del transportador de lo no nominado por el remitente y lo no autorizado por el transportador.

9. Recibo de las solicitudes de compra por tramo. A más tardar a las 18:30 horas del Día D-1, los compradores de que trata el Artículo 26 de la presente resolución, que se hayan registrado en el BEC según lo dispuesto en el Artículo 31 de esta resolución y que estén interesados en contratar la capacidad ofrecida en el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte, enviarán sus solicitudes de compra al gestor del mercado. Estas solicitudes de compra deberán presentarse de conformidad con lo establecido en el numeral 4.6 del Anexo 5 de la presente resolución.

10. Subasta de la capacidad disponible. El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de las capacidades disponibles, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el numeral 4.7 del Anexo 5 de la presente resolución. Este mecanismo se aplicará entre las 18:30 y las 18:40 horas del Día D-1 para cada tramo. Habrá tantas subastas como tramos con capacidad disponible para subastar.

11. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 18:40 horas del Día D-1, una vez finalizadas las subastas, el gestor del mercado deberá informar a los vendedores y a los compradores las capacidades asignadas bajo este proceso. El gestor del mercado igualmente informará dichas capacidades a los transportadores involucrados en este proceso.

12. Programación definitiva del transporte. A más tardar a las 18:50 horas del Día D-1, el responsable de la nominación de transporte confirmará al respectivo transportador la capacidad vendida a través del proceso definido en este artículo, la cual deberá ser igual o inferior a la informada por el gestor del mercado según lo señalado en el numeral 6 y 11 de este artículo. Esta capacidad entrará al programa definitivo de transporte de gas que el transportador debe elaborar y enviar al responsable de la nominación de transporte y al gestor del mercado a más tardar a las 20:20 horas.

A más tardar a las 20:30 horas, el responsable de la nominación de transporte enviará al remitente de corto plazo el programa definitivo de transporte elaborado por el transportador.

PARÁGRAFO 1. El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este artículo.

PARÁGRAFO 2. El remitente de corto plazo será responsable de pagar al vendedor de corto plazo las compensaciones que ocasione por variaciones de salida.

PARÁGRAFO 3. Durante el ciclo de nominación los responsables de la nominación de transporte no podrán modificar las cantidades de energía nominadas a la hora límite para el recibo de la nominación diaria de transporte, por parte de los transportadores, establecida en el RUT. En la confirmación de la cantidad de energía a transportar, a realizar dentro de la hora límite establecida en el RUT, sólo se podrán aumentar las cantidades nominadas inicialmente en aplicación del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte.

PARÁGRAFO 4. A partir de la vigencia de la presente resolución los vendedores de capacidad de transporte definidos en el numeral 2 del Anexo 5 de la presente resolución declararán al administrador de las subastas el número de la cuenta bancaria en la que los compradores que resulten adjudicados en las subastas podrán realizar el prepago de que trata el numeral 4 del Anexo 5.

PARÁGRAFO 5. Todos los días el gestor del mercado de gas natural construirá un reporte de las capacidades de transporte de gas que no fueron al proceso de úselo o véndalo de capacidad de transporte de corto plazo en el Día D-1 y las capacidades de transporte de gas natural que no se utilizaron en el Día D. Este reporte estará a disposición de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para los trámites correspondientes.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 33)

ARTÍCULO 3.5.3.4.3. CONTRATO MARCO APLICABLE AL PROCESO ÚSELO O VÉNDALO DE CORTO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. El contrato firme del producto definido en el numeral 4.2 del Anexo 5 de la presente resolución será un contrato marco con términos estándar mínimos. Las partes del contrato podrán pactar de mutuo acuerdo términos adicionales a los mínimos. Los términos estándar mínimos y los términos adicionales que acuerden las partes no podrán contrariar, en forma alguna, las disposiciones establecidas en la presente resolución.

PARÁGRAFO. Dentro de los tres meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución el gestor del mercado definirá el contrato marco con términos estándar mínimos aplicable a las negociaciones del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. El gestor deberá publicar el contrato marco en el BEC y podrá ajustarlo o actualizarlo en la medida que el mercado lo requiera o que sea necesario para ajustarse a la normatividad vigente.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 34)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 3.5.4.1. CONSIDERACIONES OPERATIVAS RELACIONADAS CON RENOMINACIONES. 1. En relación con las renominaciones de transporte durante el día de gas se seguirán las siguientes reglas, además de aquellas establecidas en el RUT:

a) Los transportadores sólo podrán aceptar renominaciones de transporte de gas que no afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte. Como excepción podrán aceptar renominaciones de transporte de gas que afecten las cantidades asignadas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte de conformidad con lo dispuesto en el literal b) de este numeral.

b) Los adjudicatarios del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte podrán solicitar renominaciones a través de los responsables de la nominación de transporte. En este caso los responsables de la nominación de transporte deberán solicitar la renominación e informar a los transportadores que la renominación la hacen a nombre del remitente de corto plazo.

2. El transportador podrá aceptar, en un tiempo inferior a seis (6) horas, las renominaciones que presenten los generadores térmicos originadas por requerimientos del Centro Nacional de Despacho para cumplir redespachos o autorizaciones en el sector eléctrico. En todo caso estas aceptaciones deberán acogerse a lo establecido en el presente artículo.

El transportador sólo podrá negar la aceptación de renominaciones si existen limitaciones técnicas o de capacidad en el SNT o en la infraestructura de suministro de gas. Así mismo, estos participantes del mercado deberán conservar los soportes que evidencien la limitación técnica o de capacidad que no permitió aceptar la renominación, para cuando la autoridad competente o los remitentes los soliciten.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 35)

ARTÍCULO 3.5.4.2. VARIACIONES DE SALIDA. Cuando, durante el día de gas, se presente un incumplimiento por parte del transportador a uno o más remitentes y este sea causado por variaciones de salida negativas causadas por otros remitentes, se aplicará el siguiente procedimiento.

1. El transportador identificará a los remitentes a los que les incumplió debido a variaciones de salida negativas causadas por otros remitentes. El incumplimiento se entenderá, para estos efectos, como la interrupción total del flujo de gas a uno o más remitentes en el punto de terminación del servicio por parte del transportador. El transportador deberá relacionar estos remitentes a una agrupación de gasoductos en los términos de la Resolución CREG 163 de 2017, o aquella que la modifique o sustituya.

2. El transportador deberá identificar los remitentes que contribuyeron al incumplimiento, los cuales serán todos aquellos que estén conectados a la misma agrupación de gasoductos y que incurrieron en una variación de salida neta negativa definida así:

a. Para aquellos remitentes cuya medición de variación de salida es horaria, la variación de salida neta será determinada desde las 00:00 horas del día D-2 hasta la hora del día de gas en que se presenta el incumplimiento.

b. Para aquellos remitentes cuya medición de variación de salida es diaria, la variación de salida neta será determinada desde las 00:00 horas del día D-2 hasta las 24:00 horas del día de gas en que se presenta el incumplimiento.

3. El valor total de la compensación será asumido por todos los remitentes que tengan variaciones de salidas netas negativas, determinadas según el numeral 2 del presente artículo, en la agrupación de gasoductos donde se encuentre(n) el(los) remitente(s) a quien(es) se le(s) incumplió. El valor de la compensación se determinará de acuerdo con lo establecido en los numerales 1 ó 2 del Anexo 3 de esta Resolución, según corresponda, y será distribuido entre los remitentes a prorrata de la cantidad de energía de las variaciones de salida netas negativas causadas por cada uno de esos remitentes.

4. El transportador cobrará a todos los remitentes el valor correspondiente de la(s) compensación(es) como un mayor valor para todos los remitentes con variaciones salida netas negativas, y como un menor valor para todos los remitentes a quien(es) le(s) incumplió por cuenta de variaciones de salida negativas, y conciliará y pagará con los remitentes dentro de los cuarenta días calendario siguientes al día de gas en que ocurrió el incumplimiento.

PARÁGRAFO 1. Cuando el desbalance acumulado al término del día D-1 de un remitente sea menor o igual a -5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, el remitente dispondrá hasta el término del día D+1 para entregar al sistema de transporte toda la cantidad de energía acumulada del desbalance. Si el remitente no entrega la energía dentro de este plazo, el transportador tendrá hasta el día D+2 para restituir esa cantidad de energía al sistema, la cual cobrará al remitente a un único precio que se establece conforme al numeral 3 del Anexo 3 de esta Resolución. Si por razones asociadas exclusivamente a la estabilidad operativa del sistema, el transportador no puede recibir esta cantidad de energía dentro del plazo establecido, tal cantidad no se contabilizará para propósitos de la medición del -5% del desbalance acumulado a partir de ese día de gas, y el transportador y el remitente acordarán la forma de liquidar esta cantidad de energía. Adicionalmente, el transportador le cobrará al remitente el valor estipulado en el numeral 4 del Anexo 3 de la presente Resolución por concepto del servicio de transporte del gas adicional extraído del sistema.

En la liquidación del balance al final del período mensual el transportador deberá tener en cuenta las cantidades que el remitente entregó o debió pagar en cumplimiento de lo establecido en el presente parágrafo.

PARÁGRAFO 2. Cuando en una estación reguladora de puerta de ciudad la medición de cantidades es común a varios remitentes, dentro de un sistema de distribución y ocurre un incumplimiento del transportador por causa de variaciones de salida, estos remitentes sólo pagarán compensación si la suma de las variaciones netas de todos los remitentes en la estación reguladora de puerta de ciudad o puerta de ciudad, determinadas desde las 00:00 horas del día D-2 hasta las 24:00 horas del día de gas en que se presenta el incumplimiento, es negativa.

PARÁGRAFO 3. Cuando se presenten variaciones de salida negativas durante un día de gas causadas por un generador térmico, habrá lugar al pago, por parte del generador térmico, de la compensación a la que se hace referencia en este artículo, exceptuando aquellos eventos en que se presenten las siguientes condiciones: i) que el generador térmico haya presentado, a través de las herramientas previstas para ello, la renominación de cierta cantidad de energía para cumplir un requerimiento del Centro Nacional de Despacho originado en un redespacho o una autorización en el sector eléctrico; ii) que la renominación de esa cantidad de energía haya sido autorizada por el transportador; y iii) que dentro de las 48 horas siguientes al redespacho o autorización el generador térmico haya entregado al transportador los soportes del redespacho o autorización expedidos por el Centro Nacional de Despacho.

PARÁGRAFO 4. Todos los años, en septiembre, el CNO del sector eléctrico y el CNOG presentarán a la CREG sus análisis de coordinación de los sectores de energía eléctrica y de gas natural orientados a optimizar el despacho y redespacho de las plantas termoeléctricas a gas conforme a las condiciones del sistema de gas natural.

PARÁGRAFO 5. Cuando en un punto de salida que no corresponda a un sistema de distribución, la medición de cantidades de energía sea común a varios remitentes, estos deberán firmar un acuerdo de asignación de la medición en el que se defina el responsable de la cuenta de balance y de las variaciones en el punto de salida. En este caso el transportador estará obligado a aceptar las nominaciones de gas únicamente cuando exista el acuerdo.

PARÁGRAFO 6. Aquellos remitentes conectados a un punto de salida cuyo consumo agregado sea menor a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD) no estarán sujetos a las disposiciones de éste artículo. Adicionalmente, para todos aquellos puntos de salida que correspondan a unidades constructivas de puertas de ciudad que no dispongan de telemetría al 1 de diciembre de 2020 no estarán sujetos a las disposiciones establecidas en el presente artículo. En aquellos puntos de salida que no dispongan de telemetría y en los cuales el transportador es el responsable de su disposición según el artículo 34 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, los remitentes conectados a esos puntos no estarán sujetos a las disposiciones establecidas en el presente Artículo.

PARÁGRAFO 7. Para facilitar el ajuste de desbalances diarios, el transportador deberá publicar en el BEO los nombres de los remitentes con desbalances mayores al 5% o menores al -5% al término del día de gas sin identificar la cantidad del desbalance de cada uno de ellos. Esta información de cantidad deberá ser publicada únicamente para sus remitentes. El transportador deberá publicar en el BEO las cantidades de desbalances acumuladas al final del día de gas por tramos o grupos de gasoductos definidos para propósitos tarifarios.

PARÁGRAFO 8. Toda la información relacionada con desbalances, variaciones de salida y compensaciones de que trata la presente resolución se deberá conservar por el tiempo de acuerdo con lo que sobre cada caso en particular sea determinado por la normativa colombiana.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 36)

ARTÍCULO 3.5.4.3. NUEVOS SERVICIOS A CARGO DEL GESTOR DEL MERCADO. Los nuevos servicios que surjan a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución estarán a cargo del gestor del mercado. Los nuevos servicios serán los adicionales a los que presta el gestor del mercado al momento de entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Hasta tanto entre a prestar sus servicios el gestor del mercado seleccionado para un nuevo período, la Comisión en resolución aparte definirá el responsable y las condiciones que permitan la prestación de los nuevos servicios.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 37)

ARTÍCULO 3.5.4.4. SERVICIO DE PARQUEO. El servicio de parqueo se deberá prestar con sujeción a las siguientes disposiciones:

1. Condiciones generales para la prestación del servicio de parqueo. El servicio de parqueo se regirá por las siguientes condiciones generales:

a) El servicio de parqueo no deberá comprometer la prestación del servicio de transporte pactado en contratos que garantizan firmeza.

b) En la prestación del servicio de parqueo el transportador no deberá comprometer la capacidad disponible primaria, excepto cuando se presenten eventos de mantenimiento o reparaciones que sean inaplazables, en el suministro o transporte de gas natural, que puedan afectar la continuidad de la prestación del servicio, y esta situación sea reportada por el CNOGas mediante comunicación escrita al Ministerio de Minas y Energía, la CREG, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y al Gestor del Mercado de gas natural. Esta excepción también podrá ser aplicada cuando el Ministerio de Minas y Energía lo considere necesario mediante comunicación al CNOGas.

2. Procedimiento para la prestación del servicio de parqueo. Para la celebración de contratos para la prestación del servicio de parqueo se deberá aplicar el siguiente procedimiento:

a) Con base en documento marco elaborado por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural cada transportador define los términos y condiciones del servicio de parqueo.

b) El transportador publica en el boletín electrónico de operaciones un documento que contenga los términos y condiciones del servicio de parqueo. Este documento deberá contener, como mínimo, los siguientes aspectos:

1. Esquema de comercialización del servicio de parqueo.

2. Puntos de entrada y salida, cuando aplique, y cantidades disponibles.

3. Duración del servicio.

4. Contrato tipo que incluya los elementos establecidos en el numeral 2.2.3 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o complementen.

5. Compensaciones por incumplimiento de las partes.

6. Contrato tipo para la prestación del servicio de parqueo.

c) Registro de los contratos ante el gestor del mercado: Los contratos de parqueo deberán estar registrados ante el gestor del mercado un día hábil después de su suscripción.

3. Remuneración por el servicio de parqueo. Los precios por el servicio de parqueo serán establecidos libremente por el transportador. El transportador no podrá aplicar precios establecidos libremente que no haya publicado previamente en su boletín electrónico de operaciones. Los precios publicados en el boletín electrónico de operaciones del transportador tendrán una vigencia mínima de un mes contado a partir de la fecha de su publicación.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 38) (Fuente: R CREG 126/21, art. 5)

ARTÍCULO 3.5.4.5. TRANSICIÓN. Todas las disposiciones de la presente resolución se aplicarán una vez el gestor del mercado de gas natural desarrolle e implemente lo que le corresponda y a más tardar el 5 de enero de 2021. Dentro del mes siguiente a la publicación de la presente resolución, el gestor del mercado de gas natural deberá publicar en su página web el cronograma y la fecha de implementación de las disposiciones que le correspondan conforme a la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, art. 39)

Capacidad disponible primaria (ANEXO 1)

ARTÍCULO 3.5.5.1. Capacidad disponible primaria (ANEXO 1). Para calcular la capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual, CDP₀, de que trata el Artículo 4 de la presente resolución, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, se utilizará la siguiente ecuación:

Donde:

CDP₀:	Capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual. Este valor se expresará en KPCD.
CMMP:	Capacidad máxima de mediano plazo establecida en las resoluciones de cargos de transporte aprobados por la CREG. Este valor se expresará en KPCD.
CCOMP:	Capacidad requerida para transportar el gas que consumen las estaciones de compresión determinada por el transportador y publicada en el BEC. Este valor se expresará en KPCD.
CFCT_c,i:	Capacidad contratada a través del contrato de transporte con firmeza condicionada i que tiene la condición de no entrega C. Este valor se expresará en KPCD.
COCT_c,j:	Capacidad contratada a través del contrato de opción de compra de transporte j que tiene la condición de entrega C. Este valor se expresará en KPCD.
C_n:	Condición de no entrega para los contratos de transporte con firmeza condicionada y de entrega para los contratos de opción de compra de transporte, siendo n el número total de condiciones pactadas en los diferentes contratos.
a:	Número de contratos de transporte con firmeza condicionada vigentes asociados a la condición C.
b:	Número de contratos de opción de compra de transporte vigentes asociados a la condición C.
CF_k:	Capacidad contratada a través del contrato firme de transporte k. Este valor se expresará en KPCD.
c:	Número de contratos firmes vigentes.
CTC_l:	Capacidad contratada a través del contrato de transporte de contingencia l. Este valor se expresará en KPCD.
d:	Número de contratos de transporte de contingencia vigentes.
CCT_q:	Capacidad contratada a través del contrato firme de capacidad trimestral q. Este valor se expresará en KPCD.
r:	Número de contratos firmes de capacidad trimestral vigentes.

Para calcular la capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de transporte con firmeza condicionada o contratos de opción de compra de transporte, CDP₁, de que trata el Artículo 4 de la presente resolución, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios, se utilizarán las expresiones establecidas en la siguiente Tabla.

Tabla. Capacidad disponible primaria, CDP₁

Condición
C₁
C₂
...	...	...
C_n

Donde:

	Capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de transporte con firmeza condicionada, asociada a la condición C. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad disponible primaria para contratar a través de contratos de opción de compra de transporte, asociada a la condición C. Este valor se expresará en KPCD.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 1)

Información transaccional y operativa de transporte (ANEXO 2)

Información transaccional del mercado primario

Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado primario

ARTÍCULO 3.5.6.1.1.1. Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado primario. a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de transporte de gas natural que se suscriban en el mercado primario.

Los vendedores y los compradores de capacidad de transporte de gas natural a los que se hace referencia en los Artículos 7 y 8 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de transporte de gas natural que suscriban en el mercado primario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 6 de esta resolución. Para aquellos contratos suscritos antes de la entrada en vigencia de esta resolución, se deberá declarar la modalidad de contrato de acuerdo con la normatividad vigente al momento de suscribirlo.

v. Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo definido para efectos tarifarios.

vi. Sentido contratado para el flujo del gas natural.

vii. Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos.

viii. Presión pactada en el contrato para el punto de terminación del servicio, expresada en psig.

ix. Tarifa a la fecha de suscripción del contrato, expresado en su equivalente en la moneda vigente por KPC.

x. Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año).

xi. Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año).

xii. La demás información que determine la CREG.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones, gas para compresión u otros. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la capacidad correspondiente a cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar el mercado relevante para el que se requiere la capacidad correspondiente y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 7 y 8 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de transporte de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los Artículos 7 y 8 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

b) Otra información a recopilar

El gestor del mercado también será responsable de recopilar la siguiente información, la cual le deberá ser declarada mensualmente por los transportadores o cada vez que sufra una modificación:

i. Perfil de la capacidad firme para el período de los contratos vigentes, expresada en KPCD, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

ii. Perfil de la capacidad disponible primaria para el mismo período del numeral anterior, expresada en KPCD, para cada uno de los tramos o grupos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

iii. La demás información que determine la CREG.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 2)

Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado primario

ARTÍCULO 3.5.6.1.2.1. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado primario. a) Verificación

El gestor del mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores del mercado primario. En particular, verificará que:

ii. La suma de la capacidad firme más la capacidad disponible primaria para contratar a través de cualquier modalidad contractual, CDP₀, sea igual a la CMMP establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 4 de esta Resolución.

iii. La suma de las capacidades comprometidas por el transportador a través de las diferentes modalidades contractuales sea igual o inferior a la CMMP establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 4 de esta Resolución.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que trata el numeral i anterior, el gestor del mercado deberá informárselo a las partes, dentro de las 24 horas siguientes al recibo de la última de las declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para que ellas rectifiquen las diferencias a más tardar 24 horas después del recibo de la solicitud de verificación. Cuando no sea posible la rectificación dentro de este término el gestor del mercado deberá abstenerse de registrar el contrato y no podrá tenerlo en cuenta para efectos de publicación. En este caso el gestor del mercado deberá informar esta situación a las partes involucradas y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

Si el gestor del mercado encuentra discrepancias como resultado de las verificaciones de que tratan los numerales ii y iii anteriores, el gestor del mercado deberá informarle esta situación al transportador y a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control.

b) Registro de contratos

El registro de los contratos del mercado primario se iniciará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

Para el caso de los contratos que se suscriban con posterioridad a la fecha mencionada en el primer inciso de este literal, la declaración de la información señalada en literal a) del numeral 1.1 de este Anexo se deberá realizar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la suscripción del contrato. El gestor del mercado dispondrá de hasta tres (3) días hábiles, contados a partir del recibo de la última de las declaraciones presentadas por las partes de cada contrato, para verificar la información, registrar el contrato cuando proceda y actualizar la lista de contratos registrados.

Los transportadores no podrán aceptar las nominaciones ni podrán transportar las cantidades correspondientes a contratos que no estén registrados ante el gestor del mercado.

c) Publicación

El gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC, con la periodicidad indicada:

i. La CMMP establecida en las resoluciones de los cargos regulados aprobados por la CREG, o la CMMP modificada según lo previsto en el parágrafo 1 del Artículo 4 de esta Resolución.

ii. La capacidad de transporte contratada bajo cada modalidad de contrato y para cada tramo o grupo de gasoductos. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos para efectos tarifarios. Si en el respectivo tramo de gasoducto hay condición de contraflujo, se deberán especificar las cantidades contratadas, y la modalidad de contrato para cada dirección contractual en el respectivo tramo. Esta información se actualizará cada vez que cambie la capacidad firme o la capacidad interrumpible.

iii. Perfil de la capacidad disponible primaria para un horizonte de diez (10) años, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos. Los tramos o grupos de gasoductos corresponderán a aquellos definidos para efectos tarifarios. Esta información se actualizará cuando: i) cambie la capacidad firme; o ii) cambie la CMMP de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1 del Artículo 4 de esta Resolución.

El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 2)

Información transaccional del mercado secundario

Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado secundario

ARTÍCULO 3.5.6.2.1.1. Recopilación de información sobre contratos de transporte en el mercado secundario. a) Información a recopilar de los contratos

El gestor del mercado llevará un registro de los contratos de transporte de gas natural que se suscriban en el mercado secundario.

Los vendedores y los compradores de capacidad de transporte de gas natural a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 y en el parágrafo 2 del Artículo 27 de esta resolución deberán registrar ante el gestor del mercado los contratos de transporte de gas natural que suscriban en el mercado secundario. Para estos efectos, cada vendedor y cada comprador deberá declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada uno de sus contratos:

i. Número del contrato.

ii. Fecha de suscripción del contrato.

iii. Nombre de cada una de las partes.

iv. Modalidad de contrato, según lo dispuesto en el Artículo 23 de esta resolución, indicando adicionalmente si hay cesión de derechos.

v. Tramos o grupos de gasoductos contratados, de acuerdo con lo definido para efectos tarifarios.

vi. Capacidad contratada, expresada en KPCD, para cada tramo o grupo de gasoductos.

vii. Tarifa a la fecha de suscripción del contrato, expresado en su equivalente en la moneda vigente por KPC.

viii. Fecha de inicio de la prestación del servicio (día/mes/año).

ix. Fecha de terminación de la prestación del servicio (día/mes/año).

x. La demás información que determine la CREG.

Adicionalmente, cada comprador deberá declarar al gestor del mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en residencial, comercial, industrial, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, generación térmica, exportaciones, gas de compresión u otros. Los compradores que entreguen a usuario final no regulado deberán declarar el nombre del usuario, la ubicación y/o punto de salida del usuario en el SNT y la capacidad correspondiente a cada usuario. Cuando el comprador entregue a usuarios regulados deberá especificar el mercado relevante para el que se requiere la capacidad correspondiente y los correspondientes puntos de salida.

La declaración de la información para el registro de los contratos se realizará a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado.

Los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 y en el parágrafo 2 del Artículo 27 de esta resolución deberán actualizar el registro ante el gestor del mercado, en los eventos en que exista cesión, terminación anticipada o modificación del contrato de transporte de gas natural. Para estos efectos los vendedores y los compradores deberán declarar al gestor del mercado la información previamente señalada, debidamente actualizada.

El gestor del mercado podrá solicitar copia de los contratos referidos, caso en el cual los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 y en el parágrafo 2 del Artículo 27 de esta resolución estarán en la obligación de entregar tales copias al gestor del mercado.

2.2. Verificación de información, registro de contratos y publicación de información transaccional del mercado secundario

Para el registro de dichos contratos y la publicación de información sobre los mismos, el gestor del mercado se sujetará a las siguientes disposiciones:

b) A las 15:00 horas del día de gas, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i. La capacidad de transporte negociada en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada tramo o grupo de gasoductos.

ii. El precio promedio, ponderado por capacidades, acordado en los contratos de transporte de gas natural en el mercado secundario entre las 00:00 y las 12:00 horas del día de gas, bajo cada modalidad de contrato para cada tramo o grupo de gasoductos.

El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará obligado a verificarla previamente.

d) A las 9:00 horas del día calendario siguiente al día de gas, el gestor del mercado publicará la siguiente información en el BEC:

i. La capacidad de transporte negociada en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato y para cada tramo o grupo de gasoductos.

ii. El precio promedio, ponderado por capacidades, acordado en los contratos de transporte de gas natural en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato para cada tramo o grupo de gasoductos.

iii. Los precios mínimos y máximos de la capacidad de transporte negociada en el mercado secundario durante el día de gas, bajo cada modalidad de contrato para cada tramo o grupo de gasoducto, al igual que el número total de negociaciones realizadas.

iv. La capacidad de transporte negociada el día de gas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 33 de esta resolución.

v. El precio promedio, ponderado por capacidades, acordado en los contratos de transporte de gas natural para el día de gas mediante el proceso úselo o véndalo de corto plazo de que trata el Artículo 33 de esta resolución, para cada ruta.

El gestor del mercado no identificará las negociaciones individuales en la información publicada.

Para la publicación de esta información el gestor del mercado no estará obligado a verificarla previamente.

e) El gestor del mercado verificará la consistencia de la información transaccional declarada por los compradores y los vendedores del mercado secundario. En particular, verificará que:

i. La información declarada por cada vendedor, en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo, coincida con la declarada por cada comprador, en atención a lo dispuesto en el literal a) del numeral 2.1 de este Anexo.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 2)

Información operativa

Recopilación de información operativa

ARTÍCULO 3.5.6.3.1.1. Recopilación de información operativa. La declaración de la información señalada en el presente numeral se deberá realizar a través del medio y del formato que defina el gestor del mercado. Dicha declaración se hará a partir de la fecha en que el gestor del mercado inicie la prestación de sus servicios.

a) Transporte

A más tardar a las 12:00 horas del día D+1, los transportadores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad de energía recibida en cada punto de entrada o de transferencia del SNT, y cantidad de energía en gas consumida por estaciones de compresión operadas con gas natural y cantidad de energía eléctrica consumida por estaciones de compresión operadas con electricidad en cada uno de los tramos de gasoductos definidos por la CREG en las resoluciones de cargos, expresada en MBTU.

ii. Cantidad de energía tomada en cada punto de salida del respectivo sistema de transporte, expresada en MBTU. Adicionalmente, el transportador declarará el número del contrato de transporte bajo el cual el remitente tomó dicha energía en el respectivo punto de salida. En los puntos de transferencia entre transportadores se deberá declarar la cantidad total transferida al siguiente transportador, expresada en MBTU. Para cada punto de salida y de transferencia entre transportadores el transportador indicará si la cantidad declarada corresponde a medición con telemetría o sin telemetría. En caso de medición sin telemetría, o en aquellos con telemetría en los que se haya presentado falla, la información reportada estará sujeta a verificación y rectificación por parte del transportador durante los siguientes 30 días calendario. En la rectificación de la medición con telemetría se debe especificar la falla que justifica el ajuste de la información.

En el punto de salida donde haya más de un contrato el transportador declarará al gestor la medición real y los números de los contratos con sus respectivos remitentes, asociados al punto de salida.

iii. Cantidad de energía que cada remitente tomó en el punto de salida del respectivo sistema de transporte correspondiente a contratos de parqueo, expresada en MBTU.

iv. Cantidad de energía que el transportador autorizó transportar en su sistema, expresada en MBTU, de acuerdo con la nominación realizada para el día de gas.

v. La demás información que determine la CREG.

El transportador le declarará al gestor del mercado el nombre del tramo de gasoducto definido para efectos tarifarios al cual se asocia cada punto de salida del SNT.

Para el caso de puntos de salida que tienen asociadas estaciones de medición sin telemetría, la información diaria a declarar al gestor del mercado la estimará el transportador como el promedio diario del antepasado mes calendario. Una vez se disponga de la información real, el transportador ajustará y enviará dicha información al gestor del mercado.

b) Información sobre nominaciones de capacidad de transporte de gas

i. Los transportadores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información de nominación para el día de gas, antes de las 12:00 horas del día D+1, la cual debe corresponder al nombre y código que el gestor asignó al punto de inicio y de terminación del servicio de transporte en el SNT, para cada una de sus contrapartes:

- Código contraparte.

- Número de operación asignado por el gestor.

- Nombre del punto de entrada o de transferencia entre transportadores donde el transportador recibe el gas.

- Nombre del punto de salida o de transferencia entre transportadores donde el transportador entrega el gas.

- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o interior.

- Cantidad de energía autorizada por el transportador al remitente incluida en el programa de transporte de gas definitivo por punto de entrada, de salida o de transferencia, expresada en MBTU y su equivalente en KPC, determinada por tipo de demanda no regulada la cual deberá ser desagregada en comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica, gas para compresión u otros y demanda regulada la cual deberá ser desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica u otros.

ii. Los transportadores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información de cada renominación ocurrida durante el día de gas, antes de las 12:00 horas del día D+1, la cual debe corresponder al nombre y código que el gestor asignó al punto de inicio y de terminación del servicio de transporte en el SNT, para cada una de sus contrapartes:

- Código contraparte.

- Número de operación asignado por el gestor.

- Nombre del punto de entrada o de transferencia entre transportadores donde el transportador recibe el gas.

- Nombre del punto de salida o de transferencia entre transportadores donde el transportador entrega el gas.

- Destino del gas contratado: Costa, interior, zona aislada en costa o interior.

- Hora en la cual el transportador recibió la renominación.

- Cantidad de energía autorizada por el transportador al remitente incluida en el programa de transporte de gas definitivo, esto es el final después de renominaciones, para el día de gas por punto de entrada, de salida o de transferencia, expresada en MBTU y su equivalente en KPC, determinada por tipo de demanda no regulada la cual deberá ser desagregada en comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica, refinería, gas natural vehicular comprimido, plantas de generación térmica u otros y demanda regulada la cual deberá ser desagregada en residencial, comercial, industrial, gas para transportadores, petroquímica u otros.

Cuando el transportador no disponga de la información para declarar al gestor la energía por sectores, este podrá exigir que en la nominación el remitente le presente una estimación de la desagregación por sectores de consumo de la energía nominada. El remitente deberá entregar la estimación el mismo día de la nominación y en el formato que establezca el transportador.

El gestor del mercado definirá el medio y los formatos para la declaración de la información señalada en este literal

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 2)

Compensaciones en transporte (ANEXO 3)

ARTÍCULO 3.5.7.1. Compensaciones en transporte (ANEXO 3). 1. En el caso de los contratos firmes, de firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades trimestrales para transporte de gas natural, cuando el transportador incumple sus obligaciones y esto no conlleva la interrupción del servicio a usuarios regulados, el transportador deberá reconocer y pagar al remitente al que le incumplió el valor resultante de aplicar la siguiente ecuación:

Donde:

C:	Valor de la compensación, expresado en pesos.
m:	Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
P_m:	Precio del gas natural dejado de transportar, vigente para el mes m, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Se estimará como el precio promedio nacional de contratos firmes al que se hace referencia en el numeral iii del literal c) del numeral 1.2 del Anexo 1 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, que esté publicado el último día hábil del mes m.
TRM_m:	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día calendario del mes m, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América En transporte aplica cuando la variable CFI_m esté en dólares.
T_m:	Cantidad total de energía dejada de transportar durante el mes m, expresada en MBTU.
CFI_m:	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en el contrato de transporte. Esta variable se expresará en la moneda vigente por KPCD-año.
CFA0M_m:	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
PC:	Poder calorífico del gas dejado de transportar, expresado en MBTU por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m - 1.
Dfj,m,T^:	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m y para la cantidad T_m, según lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos por factura.
F:	Número de facturas a usuarios del rango j de consumo en el mes m - 1.
j^:	Rango de consumo de conformidad a lo establecido a la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

2. En el caso de los contratos firmes, de firmeza condicionada, de opción de compra y firme de capacidades trimestrales para transporte de gas natural, cuando el transportador incumple sus obligaciones y esto conlleva la interrupción del servicio a usuarios regulados, el transportador deberá reconocer y pagar al remitente al que le incumplió el valor resultante de aplicar las siguientes ecuaciones:

Donde:

C:	Valor de la compensación, expresado en pesos.
C₁:	Valor de la compensación asociada al incumplimiento que causa interrupción del servicio a usuarios regulados, expresado en pesos.
C₂:	Valor de la compensación asociada al resto del incumplimiento, expresado en pesos.
P_m^:	Precio del gas natural dejado de transportar, vigente para el mes m, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Se estimará como el precio promedio nacional de contratos firmes al que se hace referencia en el numeral iii del literal c) del numeral 1.2 del Anexo 1 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, que esté publicado el último día hábil del mes m.
T_m:	Cantidad total de energía dejada de transportar durante el mes m, expresada en MBTU.
T_1m:	Cantidad de energía dejada de transportar a usuarios regulados durante el mes m, expresada en MBTU.
T_2,m:	Cantidad total de energía dejada de transportar durante el mes m menos la cantidad de energía dejada de transportar a usuarios regulados durante el mes m, expresada en MBTU.
m:	Mes calendario en que ocurre el incumplimiento.
VCD:	Valor a compensar por incumplimiento del indicador DES, según lo establecido en la Resolución CREG 100 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos.
TRM_m:	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día calendario del mes m, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América. En transporte aplica cuando la variable CFI_m esté en dólares.
CFI_m:	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los costos de inversión en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en el contrato de transporte. Esta variable se expresará en la moneda vigente por KPCD-año.
CFA0M_m:	Sumatoria de los cargos fijos que remuneran los gastos de AOM en transporte desde el punto de inicio hasta el punto de terminación del servicio, incluyendo los cargos correspondientes a grupos de gasoductos si es del caso. Se utilizarán los cargos vigentes para el mes m, según lo previsto en los artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos por KPCD-año.
PC:	Poder calorífico del gas dejado de transportar, expresado en MBTU por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m - 1.
Df_j,m,T1:	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m y para la cantidad T_1m, según lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos por factura.
Df_j,m,T2:	Componente fijo del cargo de distribución aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m y para la cantidad T₂,_m, según lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta variable se expresará en pesos por factura.
F:	Número de facturas a usuarios del rango j de consumo en el mes m - 1.
j:	Rango de consumo de conformidad a lo establecido a la Resolución CREG 011 de 2003, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

3. Cuando el remitente no entregue la energía dentro del plazo establecido en el Parágrafo 1 del Artículo 36 de la presente Resolución, el transportador cobrará al remitente esta cantidad de energía a un único precio definido así:

Donde:

P:	Precio que el transportador cobrará al remitente por la cantidad de energía que el remitente no entregó al término del día D+1, expresado en pesos.
P_T:	Precio al que el transportador compró el gas que dejó de entregarle el remitente por cuenta del desbalance acumulado de que trata el parágrafo 1 del Artículo 36 de la presente resolución, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. El transportador deberá conservar un registro de la transacción asociada a este precio (e.g., factura o contrato) para cuando la autoridad competente o el remitente lo soliciten.
TRM:	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el día D+2, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América. En transporte aplica cuando esta variable esté en dólares.

4. Cuando el remitente incurra en desbalances de energía negativos, este deberá pagar al transportador el valor que resulte de aplicar las siguientes ecuaciones:

4.1. Para la cantidad de energía de desbalance negativo que excede la capacidad contratada de transporte se aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

V:	Valor que representa el costo del servicio de transporte por la cantidad adicional extraída del sistema que excede la capacidad contratada de transporte, expresado en pesos. Cuando haya cargos T por tramos de gasoductos, desde la fuente de producción hasta el punto de salida, se calculará un valor V para cada tramo de gasoducto y el costo total del servicio de transporte por la cantidad adicional extraída del sistema que exceda la capacidad contratada será la suma de los valores de todos los tramos.
TRM:	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día del mes en que se realizó el transporte, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América. En transporte aplica cuando esta variable esté en dólares.
	Cantidad de energía del desbalance negativo que excede la capacidad contratada de transporte, expresada en MBTU. Cuando haya energía autorizada de varias fuentes de suministro para un mismo punto de salida y tramos de gasoductos desde la fuente de suministro hasta el punto de salida, a los que no es posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance negativo y los cargos T se establezcan por tramos de gasoductos, la cantidad asociada a los tramos de gasoductos a los que no es posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance negativo se calculará a prorrata de las cantidades autorizadas en cada fuente de suministro.
T:	Cargos por servicios adicionales de transporte, de acuerdo con lo ordenado en el Artículo 17 de la presente resolución. Esta variable se expresará en su equivalente en la moneda vigente por MBTU.

4.2. Para la cantidad de energía de desbalance negativo que esté dentro de la capacidad contratada de transporte se aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

V:	Valor que representa el costo del servicio de transporte por la cantidad adicional extraída del sistema que está dentro de la capacidad contratada de transporte, expresado en pesos. Cuando haya cargos T por tramos de gasoductos desde la fuente de producción hasta el punto de salida se calculará un valor V para cada tramo de gasoducto y el costo total del servicio de transporte por la cantidad adicional extraída del sistema que exceda la capacidad contratada será la suma de los valores de todos los tramos.
TRM:	Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera para el último día del mes en que se realizó el transporte, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América. En transporte aplica cuando esta variable esté en dólares.
	Cantidad de energía del desbalance negativo que está dentro de la capacidad contratada de transporte, expresada en MBTU. Cuando haya energía autorizada de varias fuentes de suministro para un mismo punto de salida y tramos de gasoductos desde la fuente de suministro hasta el punto de salida, a los que no es posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance negativo y los cargos T se establezcan por tramos de gasoductos, la cantidad asociada a los tramos de gasoductos a los que no es posible asociarles de manera directa la cantidad del desbalance negativo se calculará a prorrata de las cantidades autorizadas en cada fuente de suministro.
T:	Cargo variable pactado en el respectivo contrato de transporte. Esta variable se expresará en su equivalente en la moneda vigente por MBTU.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 3)

Reglamento de las subastas del proceso úselo o véndalo de largo plazo (ANEXO 4)

Objeto

ARTÍCULO 3.5.8.1.1. Objeto. El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación de capacidad de transporte de gas natural mediante subastas, según lo dispuesto en el Artículo 32 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Principios generales de las subastas

ARTÍCULO 3.5.8.2.1. Principios generales de las subastas. Las subastas se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a la formación de precios eficientes de cada uno de los productos.

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente resolución.

c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes.

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Organización de las subastas

Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas

ARTÍCULO 3.5.8.3.1.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas. a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible a más tardar veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas.

b) Realizar a más tardar quince (15) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas, a través de una empresa especializada, una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subastas y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría al administrador de las subastas a más tardar 5 días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas.

c) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su concepto de no objeción a más tardar cuarenta (40) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida para el acceso al sistema de subastas, así como los canales formales para la comunicación con el administrador de las mismas.

La CREG dará su concepto de no objeción, de tal manera que a más tardar veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas sean públicos los reglamentos.

e) Emitir los certificados de capacitación a las personas que la reciban y que demuestren un adecuado manejo y operación del sistema de subastas.

f) Contratar el auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos treinta (30) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas.

g) Si el administrador de las subastas no desempeña el papel de subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado por lo menos treinta (30) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas.

h) Realizar a más tardar quince (15) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las subastas, a través de una empresa especializada, una auditoría de los sistemas computacionales y de comunicaciones requeridos por cada uno de los compradores, y de sus correspondientes sistemas de respaldo, para verificar su adecuado funcionamiento. Los resultados de esta auditoría deberán ser remitidos al administrador de las subastas y al auditor de las subastas antes de la fecha programada para la realización de las subastas. Los compradores sólo podrán acceder al sistema de subastas desde equipos localizados en el territorio nacional.

i) Elaborar un documento en el que se señale el nombre de los vendedores y de los compradores, según lo establecido en los literales o) y t) de este numeral. Este documento será confidencial y sólo lo conocerán el subastador y las autoridades competentes. Este documento deberá estar disponible cinco (5) días hábiles antes de la fecha programada para la realización de las subastas.

j) Entregar al representante legal de cada uno de los compradores la clave de acceso al sistema de subastas. Cada comprador será el único responsable por el uso que sus operadores, funcionarios o cualquier persona hagan de la clave de acceso y deberá velar porque la misma se mantenga y use bajo estricta reserva y seguridad. El administrador de las subastas podrá establecer el uso de firma digital que sustituya las claves de que trata el presente literal.

k) Suspender las subastas que sean requeridas por el auditor de las subastas o el subastador de conformidad con las disposiciones contenidas en el presente Anexo.

l) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron.

m) Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de las operaciones realizadas durante el desarrollo de las subastas de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

n) Recibir las declaraciones de información sobre suministro de gas natural y sobre capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en el numeral 5.4 de este Anexo.

o) Determinar las rutas con capacidad excedentaria de transporte por cada uno de los titulares de dicha capacidad. Lo anterior con base en la información de que trata el numeral 5.4 de este Anexo.

p) Publicar en el BEC la capacidad excedentaria de trasporte para cada una de las rutas y por cada uno de los titulares de dicha capacidad. Esta publicación se hará dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha máxima prevista para la suscripción de los contratos que surjan de las negociaciones mediante los mecanismos de comercialización del mercado primario de suministro de gas natural definidos en la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, según el respectivo cronograma.

q) Recibir y atender los comentarios que puedan presentar los titulares de la capacidad excedentaria calculada y publicada por el administrador de las subastas. Esta actividad se deberá realizar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la publicación de la capacidad excedentaria.

r) Ajustar los valores de la capacidad excedentaria, si es del caso, con base en los comentarios presentados por los titulares de la misma.

s) Determinar el precio de reserva para cada uno de los productos a ofrecer en la subasta, conforme a lo establecido en el numeral 5.5 de este Anexo.

t) Verificar que los interesados en comprar capacidad excedentaria a través de las subastas hayan adquirido cantidades de energía y requieran capacidad firme para transportar dichas cantidades, con base en la información de que trata el numeral 5.4 de este Anexo.

El gestor del mercado será el administrador de la subasta.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas.

ARTÍCULO 3.5.8.3.2.1. Responsabilidades y deberes del auditor de las subastas.. a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las subastas.

c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo.

f) Solicitar al administrador la suspensión de las subastas cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

g) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días calendario siguientes a la finalización de las subastas definidas en el numeral 5.12, un informe en el cual se establezca sin ambigüedades, si se dio cumplimiento o no a la regulación aplicable a los procesos de subastas establecidos en los numerales 5.7 a 5.12 del presente anexo. La Dirección Ejecutiva de la CREG publicará este informe mediante una circular.

Para los casos en los cuales el auditor de las subastas establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a la regulación, el proceso adelantado no producirá efectos, y se programará la(s) subasta(s) respectiva(s) de nuevo. Lo anterior sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la regulación.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Responsabilidades y deberes del subastador

ARTÍCULO 3.5.8.3.3.1. Responsabilidades y deberes del subastador. a) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores de gas natural y de los compradores de capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.

b) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios de capacidad excedentaria de transporte, según lo establecido en el literal a) del numeral 5.9 de este Anexo.

c) Elaborar la curva de oferta agregada con base en la información de cantidades declaradas por los declarantes de información sobre suministro y sobre capacidad de transporte, según lo establecido en el numeral 5.6 de este Anexo.

d) Obtener los precios de adjudicación de la capacidad de transporte a través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda agregadas, como se establece en el literal b) del numeral 5.9 de este Anexo.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Obligaciones de los vendedores y de los compradores

ARTÍCULO 3.5.8.3.4.1. Obligaciones de los vendedores y de los compradores. a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas.

b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto por el administrador de las subastas, que haya recibido el respectivo certificado de capacitación emitido por éste.

c) Mantener las claves de acceso al sistema de subastas bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad.

d) Abstenerse de realizar actos contrarios a la libre competencia, a la legislación o a la regulación vigente y actos que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.

e) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas cualquier error o falla del sistema de subastas.

f) Informar al administrador de las subastas las cantidades de energía y la capacidad de transporte contratadas en firme mediante contratos de duración mayor o igual a un año que, una vez finalizadas las negociaciones mediante los mecanismos de comercialización de que tratan los artículos 22 y 23 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, estén vigentes para los años t a t + 4.

g) Presentar al administrador de las subastas comentarios sobre las capacidades excedentarias publicadas, en caso de tenerlos, dentro del día hábil siguiente a la publicación de que trata el literal p) del numeral 4.1 de este Anexo.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Sistema de subastas.

ARTÍCULO 3.5.8.3.5.1. Sistema de subastas.. La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a) Estar basada en protocolos de Internet.

b) Permitir el acceso a cada uno de los compradores desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones.

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el sitio que para tal fin establezca el administrador de las subastas.

d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.

e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal.

g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subastas.

h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio, derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Mecanismos de contingencia

ARTÍCULO 3.5.8.3.6.1. Mecanismos de contingencia. Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los compradores o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas el comprador cuya estación de trabajo o sistema de comunicación falló deberá remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de las subastas, las demandas de cada uno de los productos cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas demandas serán ingresadas al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar estos mecanismos de contingencia a más tardar veinte (20) días calendario antes de la realización de las subastas.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Procedimiento de las subastas de capacidad excedentaria por rutas

Tipo de subasta

ARTÍCULO 3.5.8.4.1.1. Tipo de subasta. Subasta de sobre cerrado.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Productos

ARTÍCULO 3.5.8.4.2.1. Productos. Los productos, CE_W,t, que se negociarán mediante cada subasta tendrán los siguientes atributos:

a) Capacidad excedentaria, CE, bajo la modalidad de contrato firme. Este valor se expresará en KPCD.

b) Ruta de transporte, w, con capacidad excedentaria. El administrador de las subastas verificará la capacidad excedentaria de cada vendedor y conformará cada ruta como el conjunto de tramos conectados entre sí con capacidad excedentaria a subastar. Para este propósito el administrador de las subastas no considerará rutas en las que se conecten tramos de gasoductos en Vasconia hacia La Belleza. La capacidad excedentaria de la ruta será equivalente a la mínima del conjunto de tramos. Asimismo, conformará rutas bajo las premisas anteriores, maximizando el número de tramos en cada una de ellas, hasta que se ponga a disposición toda la capacidad excedentaria.

c) Duración de un año, correspondiente al año t.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Tamaño de los productos

ARTÍCULO 3.5.8.4.3.1. Tamaño de los productos. La capacidad de transporte del producto CE_w,t que se ofrece en las subastas y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) KPCD y deberá ser igual o superior a cien (100) KPCD.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Requerimientos de información

ARTÍCULO 3.5.8.4.4.1. Requerimientos de información. Una vez expedido el cronograma de comercialización al que se hace referencia en el Capítulo IV del Título III de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, el gestor del mercado publicará la información de los contratos de transporte y de suministro vigentes en el BEC, según se indique en el citado cronograma.

Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha máxima prevista para la suscripción de los contratos que surjan de las negociaciones mediante los mecanismos de comercialización del mercado primario de suministro de gas definidos en la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, según el respectivo cronograma, cada titular de los derechos de suministro y/o de la capacidad de transporte contratada, deberá declarar la siguiente información al administrador de las subastas para cada uno de los años t a t + 4:

a) De cada contrato vigente de suministro de gas bajo su titularidad y registrado en el gestor del mercado:

i. Número de registro del contrato.

ii. Modalidad contractual.

iii. Fuente de suministro, punto de entrega y cantidad de energía contratada, expresada en MBTUD y su equivalente en KPCD.

iv. Cantidad de energía del contrato que será demandada por el titular o los usuarios que éste representa, por punto de salida del SNT, expresada en MBTUD y su equivalente en KPCD. Para determinar la cantidad de energía del contrato que será demandada, cada comercializador deberá asegurarse de confirmar el interés de los usuarios no regulados de ser representados por él.

b) De cada contrato vigente de transporte bajo su titularidad y registrado en el gestor del mercado:

i. Número de registro del contrato.

ii. Modalidad contractual.

iii. Punto de inicio del servicio.

iv. Punto de terminación del servicio.

v. Sentido contratado para el flujo del gas natural.

vi. Capacidad de transporte contratada por cada tramo entre el punto de inicio y el punto de terminación del servicio, expresada en KPCD.

vii. Cargos negociados para cada uno de los tramos (cargos regulados o definidos directamente por las partes).

c) Cantidad total de energía que será demandada por el titular o los usuarios que éste representa, por punto de salida del SNT, expresada en MBTUD y su equivalente en KPCD. Esta cantidad no podrá superar el 1% de la energía total que tenga respaldada en contratos de suministro registrados cuya fuente de suministro sea el punto de inicio de la capacidad de transporte contratada.

Esta información deberá ser declarada a través del medio y del formato que defina el administrador de las subastas.

Las cantidades demandadas de que trata el numeral iv del literal a) del presente numeral deberán declararse sólo cuando correspondan al consumo propio o al de los usuarios con los que el titular haya suscrito un contrato de prestación del servicio de gas natural que esté vigente para el año t.

En el caso de generadores térmicos la declaración de la cantidad total de energía que será demandada, con el fin de calcular la respectiva capacidad excedentaria, corresponderá a la que voluntariamente dispongan dichos agentes sin que la misma sea objeto de contraste por parte de las autoridades de inspección vigilancia y control. Esta energía se expresará en su equivalente en KPCD.

Lo anterior sólo aplicará cuando se trate de capacidad de transporte contratada mediante la modalidad de contrato firme con el propósito de cubrir generación de energía eléctrica hasta la capacidad efectiva neta, CEN. Las capacidades de transporte contratadas que superen la cantidad necesaria para cubrir la CEN deberán estar a disposición del proceso úselo o véndalo de largo plazo.

En todo caso, a ningún remitente titular de capacidad de transporte se le pondrá como oferta de capacidad excedentaria una capacidad de transporte superior al 80% de su(s) contrato vigente para el año t, para cada ruta contratada.

Una vez declarada la información del presente numeral, los participantes del mercado no podrán celebrar o registrar contratos de capacidad de transporte y de suministro de gas de forma bilateral en el mercado secundario hasta la formalización de los contratos resultantes de las subastas úselo o véndalo de largo plazo.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Precio de reserva

ARTÍCULO 3.5.8.4.5.1. Precio de reserva. El administrador de las subastas determinará el precio de reserva para cada vendedor v, a partir de la información de contratos reportada según lo dispuesto en el numeral 5.4, asumiendo un factor de carga igual a uno (1) con base en la siguiente ecuación:

Donde:

:	Precio de reserva del producto CE_w,t que corresponde al vendedor v. Este precio no podrá tener más de dos (2) cifras decimales y se expresará en la moneda vigente por KPC.
c:	Número de contratos suscritos por el vendedor v y asociados a la ruta w, cuya vigencia agregada cubre el período del año t. En caso de que un vendedor v tenga diferentes contratos con vigencias simultáneas durante uno o varios meses del año t se tendrán en cuenta únicamente los cargos fijos y variables del contrato que tenga el mayor valor de cargo equivalente total durante el respectivo mes o meses en que se presente la simultaneidad.
	Valor equivalente del cargo fijo que remunera el costo de inversión, conforme a la pareja de cargos regulados pactada en el contrato j del vendedor v, vigente en el año t, para todos los tramos y/o grupo de gasoductos i de la ruta w, expresado en la moneda vigente por KPC. Se calculará para el caso de la moneda vigente en pesos colombianos de conformidad con la siguiente ecuación:
	Valor equivalente del cargo fijo que remunera los gastos de administración, operación y mantenimiento, conforme al contrato j del vendedor v, vigente en el año t, para todos los tramos y/o grupo de gasoductos i de la ruta w, expresado en la moneda vigente por KPC. Se calculará de conformidad con la siguiente ecuación:
	Valor del cargo variable que remunera el costo de inversión, conforme a la pareja de cargos regulados pactada en el contrato j del vendedor v, vigente en el año t, para todos los tramos y/o grupo de gasoductos i de la ruta w, expresado en la moneda vigente por KPC. Se calculará para el caso de la moneda vigente en pesos colombianos de conformidad con la siguiente ecuación:
Dj:	Número de meses del año t durante los cuales está vigente el contrato j. La suma de todos los meses D_j deberá ser igual a 12.
IPP_a-1:	Es el índice de precios al productor de la serie oferta interna publicado mensualmente por el DANE para el mes de diciembre del año a - 1.
IPP_i,0:	Es el índice de precios al productor de la serie oferta interna publicado mensualmente por el DANE para la fecha base en que se aprobaron los cargos de transporte del tramo i.
IPC_a-1:	Índice de precios al consumidor total nacional, reportado por el DANE para el mes de diciembre del año a - 1.
IPC_i,o:	Índice de precios al consumidor total nacional, reportado por el DANE para la fecha base en que se aprobaron los cargos de transporte del tramo i.
a:	Corresponde al año en el que se realicen las subastas de este Anexo.

Para los contratos que no se sujeten a las parejas de cargos regulados, para efectos del cálculo del precio de reserva, se tomará el equivalente de la pareja de cargos regulados 100% fijo, 0% variable para cada tramo correspondiente.

El cálculo del precio de reserva deberá incorporar las tarifas del impuesto de transporte y de la cuota de fomento que correspondan, según las normas vigentes. Para esto el administrador de las subastas aplicará estas tarifas de impuestos a cada una de las variables , y utilizadas para el cálculo del precio de reserva descrito en el presente numeral. En todo caso, el pago de los anteriores impuestos al transportador seguirá siendo responsabilidad del vendedor de la subasta.

Si se presenta el caso de cargos de transporte en dólares americanos, se deben actualizar con el PPI reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Serie ID: WPSFD41312) y el precio de reserva se calculará con dichas variables convertidas de dólares a pesos con la TRM correspondiente al momento del cálculo.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Capacidad de transporte disponible

ARTÍCULO 3.5.8.4.6.1. Capacidad de transporte disponible. Con base en la información de que trata el numeral 5.4 de este Anexo, el administrador de las subastas determinará la oferta de capacidad excedentaria por cada ruta disponible w, para el año t, según la Tabla 1 de este Anexo:

Tabla 1. Oferta agregada de capacidad excedentaria por producto

Donde:

Oferta,	Precio,



(...)	(...)

	Oferta agregada de capacidad de transporte del producto CE_wt precio . Este valor se expresará en KPCD.
:	Precio del producto CE_w,t durante la subasta. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.
:	Oferta agregada de capacidad de transporte del producto CE_w,t correspondiente a los vendedores v. Este valor se expresará en KPCD.
:	Precio de reserva del producto CE_w,t correspondiente al vendedor v. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC y lo calculará el administrador de las subastas de conformidad con el numeral 5.5.

Siendo v1 los vendedores con el menor precio de reserva, _, y vn los vendedores con el mayor precio de reserva, .

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Publicación de la capacidad disponible

ARTÍCULO 3.5.8.4.7.1. Publicación de la capacidad disponible. A más tardar a las 08:00 horas del día programado para la subasta, el subastador hará pública la oferta agregada de cada uno de los productos disponibles, de que trata la Tabla 1 de este Anexo.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Recibo de las solicitudes de compra

ARTÍCULO 3.5.8.4.8.1. Recibo de las solicitudes de compra. Entre las 09:00 y las 11:00 horas del día programado para la subasta, los compradores de capacidad de transporte habilitados que estén interesados en comprar capacidad de transporte excedentaria enviarán sus solicitudes de compra al subastador. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 2 de este Anexo, para cada producto CE_w,t.

Tabla 2. Demanda de capacidad excedentaria

Preferencia	Capacidad demandada	Precio

Donde:

:	Preferencia del comprador b. La variable i tomará los valores enteros de uno (1) a cinco (5).
	Capacidad del producto CE_w,t que el comprador b está dispuesto a comprar al precio , según su preferencia i. Este valor se expresará en KPCD.
:	Precio que el comprador b está dispuesto a pagar por la capacidad , según su preferencia i. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.

La capacidad deberá ser un múltiplo entero de un (1) KPCD, y deberá ser igual o inferior a la capacidad total disponible, . Por su parte, el precio deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales. Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Desarrollo de las subastas

ARTÍCULO 3.5.8.4.9.1. Desarrollo de las subastas. Entre las 12:00 y las 15:00 horas del día programado para la subasta, el subastador dará aplicación al procedimiento de subasta de sobre cerrado para cada producto CE_w,t, como se dispone a continuación.

a) Con base en las cantidades y en los precios el subastador determinará la curva de demanda agregada de cada producto CE_w,t, la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 3 de este Anexo.

Tabla 3. Demanda agregada del producto CE _w,t,

Capacidad agregada,	Precio



...	...

Donde:

:	Capacidad del producto CE_w,t que el comprador b está dispuesto a comprar al precio . Esta capacidad de transporte se determinará con base en la curva de demanda del comprador b que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 2. Este valor se expresará en KPCD.
:	Cada uno de los precios que los compradores b están dispuestos a pagar por el producto CE_w,t. Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde , hasta .
:	Es el mayor de los precios declarados por todos los compradores b, según la Tabla 2. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.
:	Es el menor de los precios declarados por todos los compradores b, según la Tabla 2. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.
	Son los precios , declarados por todos los compradores b, según la Tabla 2, organizados de mayor a menor entre , y . Estos valores se expresarán en la moneda vigente por KPC.

b) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, de la Tabla 3, y la curva de oferta agregada, de la Tabla 1, para establecer el resultado de la subasta, de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:

i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común , éste determinará la capacidad total de transporte adjudicada, Qce_wí, y el precio de adjudicación,

A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar mayor a p* y no haya declarado una disposición a pagar igual a p* se le asignará, al precio de adjudicación p*, la capacidad de transporte que está dispuesto a comprar al precio p*. Esto se determinará con base en la curva de demanda del comprador que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 2.

A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una disposición a pagar igual a p* se le asignará la capacidad de transporte que resulte de aplicar la Ecuación 1:

Ecuación 1

Donde:

b*:	Comprador b que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 2, una disposición a pagar igual a p*.
	Capacidad del producto CE_w,t,b* que se adjudica al comprador b*. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto CE_w,t que el comprador b* declaró estar dispuesto a comprar al precio p*. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto CE_w,t que el comprador b está dispuesto a comprar al precio p*. Esta capacidad de transporte se determinará con base en la curva de demanda del comprador b que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 2. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad total del producto CE_w,t adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en KPCD.

A cada vendedor cuyo precio de reserva es menor al precio p* se le asignará la totalidad de la capacidad de transporte ofrecida en la subasta, .

A cada vendedor cuyo precio de reserva es igual al precio p* se le asignará la capacidad de transporte resultante de aplicar la Ecuación 2:

Ecuación 2

Donde:

	Vendedor v que con un precio de reserva, , igual a p*.
	Capacidad del producto CE_w,t que se adjudica al vendedor v*. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto CE_w,_t que el vendedor v* declaró estar dispuesto a vender a un precio de reserva igual a p*. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto CE_w,t que el vendedor v está dispuesto a vender al precio p*. Esta capacidad de transporte se determinará con base en la curva de oferta del vendedor v según la Tabla 1. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad total del producto CE_w,t adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en MBTUD

ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se aplicarán las siguientes reglas para determinar y p*:

(1) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de precio, éste precio corresponderá al precio de adjudicación p* y el subastador tomará la máxima capacidad ofrecida a dicho precio como la capacidad de transporte adjudicada, .

(2) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de capacidad, esta capacidad corresponderá a la capacidad de transporte adjudicada, , y el subastador tomará el menor de los precios declarados por los compradores b, , según lo establecido en la Tabla 3 como el precio de adjudicación de la subasta, p*.

Una vez determinados la capacidad y el precio de adjudicación de la subasta, y p*, el subastador dará aplicación a lo establecido en el numeral i anterior para determinar la capacidad que debe adjudicar a cada uno de los compradores y de los vendedores.

iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la capacidad total adjudicada será cero (0).

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Regla de minimización de contratos

ARTÍCULO 3.5.8.4.10.1. Regla de minimización de contratos. Entre las 15:00 y las 17:00 horas del día programado para la subasta, el administrador de las subastas definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las subastas:

a) Hará una lista de los vendedores del producto CE_w,t, dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la venta.

b) Hará una lista de los compradores del producto CE_w,t, dejando en el primer lugar a aquel con la mayor cantidad asignada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor cantidad asignada para la compra.

c) Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El primer comprador de la lista suscribirá un contrato con el primer vendedor de la lista. Los siguientes compradores de la lista suscribirán contratos con los vendedores con las mayores cantidades residuales del producto CE_w,t. Si a un comprador se le asignó una cantidad mayor a la asignada al respectivo vendedor, el administrador de las subastas determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los literales a) y b) anteriores.

Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas informará a los compradores y los vendedores el resultado de las mismas y expedirá los correspondientes certificados de asignación de cada uno de los productos CE_w,t.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

SECCIÓN 11

Regla de suscripción de los contratos

ARTÍCULO 3.5.8.4.11.1. Regla de suscripción de los contratos. Una vez la Dirección Ejecutiva publique el informe de que trata el literal g) del numeral 4.2 de este Anexo, y si en él el auditor de las subastas establece que se dio cumplimiento a la regulación vigente aplicable a la subasta correspondiente, los compradores y vendedores contarán con cinco (5) días hábiles para la suscripción de los contratos. En estos contratos se deberán reflejar los resultados de la subasta.

Los compradores del producto CE_w,t podrán solicitar el acceso físico al SNT, para la capacidad contratada mediante el mecanismo de comercialización establecido en este Anexo, para lo cual el transportador no dará aplicación a lo dispuesto en el numeral iii) del literal d del numeral 3.1 del RUT, modificado por la Resolución CREG 169 de 2011, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

SECCIÓN 12

Subasta de capacidad excedentaria por tramos

ARTÍCULO 3.5.8.4.12.1. Subasta de capacidad excedentaria por tramos. Una vez llevado a cabo el procedimiento descrito en los numerales 5.7 a 5.10 anteriores, el administrador de las subastas deberá:

1. Con base en los resultados de las subastas, determinar los tramos de gasoductos de las rutas w, establecidas del numeral 5.6 de este Anexo, que aún tengan capacidad de transporte excedentaria disponible y publicar dicha oferta a más tardar a las 08:00 horas del siguiente día hábil de la fecha programada para las subastas iniciales.

2. De acuerdo con la información reportada según el numeral 5.4, calcular el precio de reserva para cada tramo con capacidad de transporte excedentaria, según lo establecido en el numeral 5.5 de este Anexo.

3. Ofrecer mediante subasta de sobre cerrado, bajo el mismo procedimiento de los numerales 5.8 a 5.11 de este Anexo, de manera simultánea y por separado cada uno de los tramos con capacidad de transporte excedentaria determinados según el numeral 1 anterior.

La participación en el procedimiento de subasta del numeral 3 anterior deberá cumplir con todos los requerimientos por parte de compradores y vendedores establecidos en el presente Anexo.

Esta subasta deberá realizarse al siguiente día hábil de la fecha programada para la subasta inicial, definida en los numerales 5.7 a 5.11 de este Anexo, con los mismos tiempos establecidos en dichos numerales.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas.

ARTÍCULO 3.5.8.5.1. Mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas.. Cada comprador deberá presentar al administrador de las subastas los mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas que cubran: i) el riesgo de que el comprador no participe en las subastas; y ii) el riesgo de que el comprador que resulte con asignaciones en las subastas no presente los correspondientes mecanismos de cumplimiento.

El administrador de las subastas administrará los mecanismos de cubrimiento para participar en las subastas a través de un instrumento fiduciario regido por los criterios definidos mediante la Resolución CREG 163 de 2014 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan. Este instrumento fiduciario recibirá y aprobará los mecanismos de cubrimiento, fungirá como su depositario, los ejecutará según instrucciones del administrador de las subastas y transferirá los recursos provenientes de la ejecución de los mecanismos de cubrimiento a quien lo indique el administrador de las subastas. El administrador de las subastas informará a los participantes del mercado con al menos 20 días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta la información relacionada con el instrumento fiduciario.

Los mecanismos de cubrimiento están definidos en la Resolución CREG 065 de 2015 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En esa disposición, entre otros aspectos, se establecen los siguientes: i) los mecanismos de cubrimiento admisibles, ii) el valor de las coberturas, iii) los plazos de las coberturas, y iv) los beneficiarios de los recursos cuando se ejecuten las coberturas, entre los más relevantes.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 4)

Reglamento de las subastas del proceso úselo o véndalo de corto plazo para capacidad de transporte de gas natural (ANEXO 5)

Objeto

ARTÍCULO 3.5.9.1.1. Objeto. El presente reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para la negociación de capacidad de transporte de gas natural mediante subastas por rutas y luego por tramos regulatorios, según lo dispuesto en el Artículo 33 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Principios generales de las subastas

Principios generales de las subastas

ARTÍCULO 3.5.9.2.1.1. Principios generales de las subastas. Las subastas se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: el desarrollo de las subastas conducirá a optimizar el uso de la capacidad de transporte disponible, a precios eficientes.

b) Publicidad: se garantizará a través de los mecanismos dispuestos en la presente resolución.

c) Neutralidad: el diseño de las subastas y el reglamento de las mismas no permitirán, inducirán o adoptarán prácticas de discriminación indebida en contra de alguno de los participantes.

d) Simplicidad y transparencia: los mecanismos de las subastas serán claros, explícitos y constarán por escrito, de tal forma que puedan ser comprendidos sin duda ni ambigüedad.

e) Objetividad: los criterios de adjudicación serán claros e imparciales.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas

ARTÍCULO 3.5.9.2.2.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas. a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible a más tardar diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las primeras subastas.

d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores a los que se hace referencia en los artículos 25 y 26 de la presente resolución, con una frecuencia anual. En caso de que alguno de los vendedores y compradores a los que se hace referencia en los Artículos 25 y 26 de la presente resolución requiera capacitación adicional, el administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual podrá cobrar la cifra que las partes acuerden.

e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos veinte (20) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las mismas.

g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron.

El gestor del mercado será el administrador de las subastas.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Responsabilidades y deberes del subastador

ARTÍCULO 3.5.9.2.3.1. Responsabilidades y deberes del subastador. a) Recibir las declaraciones de los declarantes de información sobre capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.

b) Recibir las declaraciones de precios de reserva por parte de los vendedores de capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.

c) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores de capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.

d) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios declarados por los compradores de capacidad de transporte, según lo establecido en el literal a) del numeral 4.7 de este Anexo.

e) Elaborar la curva de oferta agregada con base en i) la información de cantidades declaradas por los declarantes de información sobre capacidad de transporte; y ii) la información de precios de reserva para capacidad de transporte, según lo establecido en el literal b) del numeral 4.7 de este Anexo.

f) Obtener los precios de adjudicación de la capacidad de transporte a través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda agregadas.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas

ARTÍCULO 3.5.9.2.4.1. Obligaciones de los declarantes, los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas. a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas.

b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto.

d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas cualquier error o falla del sistema de subastas.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Sistema de subastas

ARTÍCULO 3.5.9.2.5.1. Sistema de subastas. La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos

a) Estar basada en protocolos de Internet.

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el sitio que para tal fin establezca el administrador de la subasta.

d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.

e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal.

g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subastas.

h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Mecanismos de contingencia

ARTÍCULO 3.5.9.2.6.1. Mecanismos de contingencia. Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas, los declarantes, los vendedores y los compradores cuyas estaciones de trabajo o sistema de comunicación fallaron deberán remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de las subastas, las declaraciones de cantidades y capacidades no nominadas, precios de reserva y solicitudes de compra, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas declaraciones serán ingresadas al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Tipo de subasta

Tipo de subasta

ARTÍCULO 3.5.9.3.1.1. Tipo de subasta. Subasta de sobre cerrado.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Producto

ARTÍCULO 3.5.9.3.2.1. Producto. Capacidad de transporte disponible, C_r, que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:

a) Modalidad contractual: contrato firme.

b) Ruta, r: se deberá especificar la ruta del SNT en la que hay capacidad de transporte disponible.

c) Duración: un (1) día.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Tamaño del producto

ARTÍCULO 3.5.9.3.3.1. Tamaño del producto. La capacidad del producto C_r que se ofrece en las subastas y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) KPCD.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Capacidad de transporte disponible y precios de reserva

ARTÍCULO 3.5.9.3.4.1. Capacidad de transporte disponible y precios de reserva. A más tardar a las 16:40 horas del Día D-1 los declarantes de información sobre capacidad de transporte le declararán al administrador de las subastas la información señalada en la Tabla 1.

Tabla 1. Declaración de capacidades no nominadas

Ruta*	Titular	Capacidad no nominada
r	v

Nota*: los declarantes de información deberán especificar los tramos regulatorios que componen cada ruta que declaren.

Donde:

r:	Ruta en la que estará disponible la capacidad de transporte.
v:	Titular de los derechos de la capacidad de transporte no nominada en la ruta r. Puede ser un generador térmico titular de derechos de capacidad de transporte. El titular v actuará como un vendedor durante el desarrollo del procedimiento establecido en los numerales 4.7 y 4.8 de este Anexo.
	Capacidad de transporte no nominada para el siguiente día de gas en la ruta r y cuyo titular es v. En el caso de un generador térmico t esta variable corresponderá a . Este valor se expresará en KPCD.

En esta declaración no se deberán incluir las capacidades no nominadas como consecuencia de uno de los eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña o de uno de los eventos eximentes de responsabilidad a los que se hace referencia en los artículos 10 y 11 de la presente resolución.

El administrador de la subasta calculará el precio de reserva, , para cada uno de los productos a subastar, como 1,1 veces el valor de los cargos variables que remuneran el costo de inversión de la pareja de cargos 80%Fijo - 20%Variable, para todos los tramos y/o grupo de gasoductos de la ruta , incluyendo los cargos estampilla cuando a ello hubiere lugar. Este precio no podrá tener más de dos (2) cifras decimales y se expresará en la moneda vigente por KPC.

A cada uno de los vendedores v de cada ruta con capacidad de transporte no nominada se le asignará el precio de reserva calculado por el administrador de la subasta.

A más tardar a las 16:55 horas del Día D-1 los generadores térmicos que no hayan nominado la totalidad de la capacidad de transporte contratada, para el siguiente día de gas, le deberán informar al administrador de las subastas qué capacidad de transporte no está disponible para las subastas. La capacidad informada por los generadores no será considerada parte de la capacidad de transporte disponible.

Si antes de las 16:55 horas el administrador de las subastas no recibe esta información del generador térmico t, el administrador de las subastas entenderá que la capacidad de transporte no disponible, , es cero (0). Por consiguiente entenderá que la totalidad de la capacidad de transporte no nominada por el generador térmico t está disponible para la subasta.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Publicación de la capacidad disponible

ARTÍCULO 3.5.9.3.5.1. Publicación de la capacidad disponible. A más tardar a las 17:05 horas del Día D-1, el administrador de las subastas publicará la capacidad total disponible en cada ruta, , como se señala en la Tabla 2.

Tabla 2. Capacidad total disponible

Ruta*	Capacidad total,
r

Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla se construirá con la información de la capacidad disponible que después de la subasta por rutas quede como disponible para el proceso de úselo o véndalo de corto plazo.

Donde:

r:	Ruta en la que estará disponible la capacidad de transporte.
	Capacidad total disponible para el siguiente día de gas en la ruta r. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad de transporte no nominada para el siguiente día de gas en la ruta r y cuyo titular es v. Incluye la capacidad de transporte no nominada por parte de los generadores térmicos titulares de derechos de capacidad de transporte. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad de transporte no nominada para el siguiente día de gas, en la ruta r, cuyo titular es un generador térmico t, la cual no está disponible para la subasta. Este valor se expresará en KPCD.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Recibo de las solicitudes de compra

ARTÍCULO 3.5.9.3.6.1. Recibo de las solicitudes de compra. A más tardar a las 17:15 horas del Día D-1, los compradores de capacidad de transporte que están interesados en comprar capacidad del producto C_r enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos le presentarán cinco (5) puntos de su curva de demanda, según lo señalado en la Tabla 3.

Tabla 3. Demanda del comprador

Preferencia*	Capacidad demandada	Precio

Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla se construirá con la información de las preferencias por tramos.

Donde:

:	Preferencia del comprador w. La variable i tomará los valores enteros de uno (1) a cinco (5).
:	Capacidad del producto C_r que el comprador w está dispuesto a comprar al precio , según su preferencia i. Este valor se expresará en KPCD.
:	Precio que el comprador w está dispuesto a pagar por la capacidad , según su preferencia i. Este valor se expresará la moneda vigente por KPC.

La capacidad deberá ser un múltiplo entero de un (1) KPCD, y deberá ser igual o inferior a la capacidad total disponible, . Por su parte, el precio pic_rw deberá ser superior o igual a cero (0) y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales. Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Desarrollo de las subastas

ARTÍCULO 3.5.9.3.7.1. Desarrollo de las subastas. Entre las 17:15 y las 17:25 horas del Día D-1 el subastador dará aplicación al procedimiento de subasta de sobre cerrado para cada producto C_r, como se dispone a continuación:

a) Con base en las cantidades y en los precios el subastador determinará la curva de demanda agregada de cada producto , , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 4.

Tabla 4. Demanda agregada del producto ,

Capacidad agregada, *	Precio,



...	...

Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla la construirá con la información de la demanda agregada por tramos.

Donde:

	Capacidad del producto C_r que el comprador w está dispuesto a comprar al precio . Esta capacidad de transporte se determinará con base en la curva de demanda del comprador w que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en KPCD.
	Cada uno de los precios que los compradores w están dispuestos a pagar por el producto C_r. Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde hasta .
	Es el mayor de los precios pic_rw declarados por todos los compradores w, según la Tabla 3. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.
	Es el menor de los precios declarados por todos los compradores w, según la Tabla 3. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.
	Son los precios declarados por todos los compradores w, según la Tabla 3, organizados de mayor a menor entre y . Estos valores se expresarán en la moneda vigente por KPC.

b) Con base en las capacidades y y en los precios el subastador determinará la curva de oferta agregada en cada producto C_r, , la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 6. Para estos efectos se aplicarán los siguientes pasos.

i. Establecer la curva de oferta del producto C_r para cada vendedor, como se dispone en la Tabla 5.

Tabla 5. Oferta de cada vendedor

Capacidad ofrecida *	Precios

Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla la construirá con la información de la oferta por tramos.

Donde:

	Capacidad del producto C_r que el vendedor v está dispuesto a vender al precio . En el caso de los generadores térmicos t esta capacidad se determinará como la diferencia entre y . En el caso de los demás titulares de derechos de capacidad de transporte esta capacidad será igual a . Este valor se expresará en KPCD.
	Precio al que un vendedor está dispuesto a vender la capacidad del producto C_r. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.
	Precio de reserva del producto C_r calculado por el administrador de la subasta según lo establecido en el numeral 4.4 de este anexo. Este valor se expresará en la moneda vigente por KPC.

ii. Establecer la curva de oferta agregada de cada producto C_r, , la cual se formará conforme a lo establecido la Tabla 6.

Tabla 6. Oferta agregada del producto

Cantidad agregada,	Precio,

Nota*: cuando el gestor realice la subasta por tramos esta tabla la construirá con la información de la oferta agregada por tramos.

Donde:

	Capacidad del producto C_r que el vendedor v está dispuesto a vender al precio . Esta capacidad se determinará con base en la curva de oferta del vendedor v según la Tabla 5. Este valor se expresará en KPCD.
	Precio al que un vendedor v está dispuesto a vender la capacidad del producto C_r.

c) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, , y la curva de oferta agregada, , para establecer el resultado de la subasta, de acuerdo con los siguientes tres (3) casos:

i. Si las dos (2) curvas tienen un único punto en común , éste determinará la capacidad total de transporte adjudicada, , y el precio de adjudicación, p*.

A cada comprador que haya declarado entre sus preferencias una disposición a pagar igual a p* se le asignará la capacidad de transporte que resulte de aplicar la Ecuación 3:

Ecuación 3

Donde:

	Comprador w que declaró entre sus preferencias, según la Tabla 3, una disposición a pagar igual a p*.
	Capacidad del producto C_r que se adjudica al comprador . Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto C_r que el comprador declaró estar dispuesto a comprar al precio p*. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto C_r que el comprador w está dispuesto a comprar al precio p*. Esta capacidad de transporte se determinará con base en la curva de demanda del comprador w que se forma a partir de sus cinco (5) preferencias declaradas según la Tabla 3. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad total del producto C_r adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en KPCD.

A cada vendedor cuyo precio de reserva es menor al precio p* se le asignará la totalidad de la capacidad de transporte ofrecida en la subasta, .

A cada vendedor cuyo precio de reserva es igual al precio p* se le asignará la capacidad de transporte resultante de aplicar la Ecuación 4:

Ecuación 4

Donde:

	Vendedor que declaró un precio de reserva, , igual a p*.
	Capacidad del producto C_r que se adjudica al vendedor y. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto C_r que el vendedor y declaró estar dispuesto a vender a un precio de reserva igual a p*. Este valor se expresará en KPCD.
	Capacidad del producto C_r que el vendedor está dispuesto a vender al precio p*. Esta capacidad de transporte se determinará con base en la curva de oferta del vendedor v según la Tabla 5. Este valor se expresará en KPCD.
:	Capacidad total del producto C_r adjudicada en la subasta. Este valor se expresará en KPCD.

ii. Si las dos (2) curvas tienen más de un punto en común, se aplicarán las siguientes reglas para determinar y p*:

(3) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de precio, éste precio corresponderá al precio de adjudicación p* y el subastador tomará la máxima capacidad ofrecida a dicho precio como la capacidad de transporte adjudicada, .

(4) Cuando las dos (2) curvas coinciden para un mismo nivel de capacidad, esta capacidad corresponderá a la capacidad de transporte adjudicada, , y el subastador tomará el menor de los precios declarados por los compradores w, , según lo establecido en la Tabla 4, como el precio de adjudicación de la subasta, p*.

iii. Si las dos (2) curvas no tienen ningún punto en común, la capacidad total adjudicada será cero (0).

d) Tras la terminación de la subasta, una vez adjudicadas las capacidades a los compradores y a los vendedores, el administrador de la subasta definirá las partes de los contratos buscando minimizar el número de los mismos. Para estos efectos el administrador de las subastas:

i. Hará una lista de los vendedores del producto C_r dejando en el primer lugar a aquel con la mayor capacidad asignada para la venta y en el último lugar a aquel con la menor capacidad asignada para la venta.

ii. Hará una lista de los compradores w del producto C_r dejando en el primer lugar a aquel con la mayor capacidad asignada para la compra y en el último lugar a aquel con la menor capacidad asignada para la compra.

iii. Con base en estas listas determinará las partes de los contratos. El primer comprador de la lista celebrará un contrato con el primer vendedor de la lista. Los siguientes compradores en la lista celebrarán contratos con los vendedores con las mayores capacidades residuales del producto C_r. Si a un comprador se le asignó una capacidad mayor a la asignada al respectivo vendedor, el administrador de las subastas determinará sus contrapartes buscando minimizar el número de contratos mediante los pasos de los numerales i y ii anteriores.

Una vez surtido este proceso, el administrador de las subastas expedirá los correspondientes certificados de asignación de los productos C_r. En estos certificados se deberá indicar el número de la cuenta bancaria donde el comprador puede realizar el prepago mediante transferencia electrónica.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Información de los resultados de las subastas

ARTÍCULO 3.5.9.3.8.1. Información de los resultados de las subastas. A más tardar a las 17:25 horas del Día D-1 el administrador de las subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas.

Los compradores y los vendedores tendrán hasta la 18:00 horas para suscribir los contratos y dar el aviso correspondiente al gestor del mercado.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Subasta de úselo o véndalo de corto plazo por tramos

ARTÍCULO 3.5.9.3.9.1. Subasta de úselo o véndalo de corto plazo por tramos. Una vez llevado a cabo el procedimiento descrito en los numerales 4.1 a 4.8 anteriores, el administrador de la subasta deberá:

1. Con base en los resultados de las subastas por rutas, (i) determinar los tramos de gasoductos de las rutas que a la 18:05 horas quedaron con cantidades disponibles, y (ii) publicar dicha oferta por tramo a más tardar a las 18:20 horas del Día D-1 de gas.

2. A más tardar a las 18:30 del día D-1 recibir las solicitudes de compra.

3. Entre las 18:30 y las 18:40 realizar la subasta.

4. A más tardar a las 18:40 horas del Día D-1 el administrador de las subastas informará a los compradores y a los vendedores el resultado de las mismas.

5. Los compradores y los vendedores tendrán hasta la 18:50 horas para suscribir los contratos y dar el aviso correspondiente al gestor del mercado.

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Mecanismos de cubrimiento

ARTÍCULO 3.5.9.4.1. Mecanismos de cubrimiento. Los vendedores de capacidad de transporte deberán suscribir los contratos de transporte con los compradores que hayan resultado asignados en la subasta y que hayan establecido un mecanismo válido para cubrir el riesgo de cartera que enfrenta el vendedor. Los mecanismos para cubrir el riesgo de cartera pueden ser acordados por las partes. En caso de no llegar a acuerdo el comprador podrá realizar prepago de la capacidad así:

a) Tipo de operación: Transferencia electrónica a la cuenta bancaria que haya declarado el vendedor al administrador de las subastas.

b) Monto de la operación: Valor en pesos para el día de gas obtenido como el producto entre la capacidad adjudicada, expresada en KPCD, el precio de adjudicación, expresado en la moneda vigente por KPC. En caso de que la moneda vigente del precio esté en dólares americanos se deberá hacer la conversión a pesos con la TRM del último día del mes anterior al mes en que se realice la subasta.

Si el comprador realiza el prepago de la capacidad, adoptará la condición de remitente de corto plazo y como tal será el titular de la capacidad contratada para el día de gas. En este evento el vendedor estará obligado a nominar la capacidad negociada o solicitarla al responsable de la nominación de transporte, según corresponda.

Cuando el vendedor incumpla al titular de la capacidad contratada para el día de gas, el vendedor deberá reconocer y pagar al comprador al que le incumplió el valor resultante de aplicar la siguiente ecuación:

Donde:

COM:	Valor de la compensación, expresado en pesos.
TRM:	Tasa de cambio del último día del mes anterior al mes en que se realice la subasta, expresada en pesos por dólar de los Estados Unidos de América.
P:	Precio del gas natural dejado de transportar, vigente para el mes anterior al mes en que se presente el incumplimiento, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MBTU. Se estimará como el precio promedio nacional de contratos firmes al que se hace referencia en el numeral iii del literal c) del numeral 1.2 del Anexo 1 de la Resolución CREG 186 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, que esté publicado el último día hábil del mes anterior al mes en que se presente el incumplimiento.
T_d:	Cantidad total de energía dejada de transportar durante el día d, expresada en MBTU.
d:	Día de gas en el que se presentó el incumplimiento.
	Precio de reserva del producto C_r. Este precio no podrá tener más de dos cifras decimales, en la moneda vigente por KPC.
PC:	Poder calorífico del gas dejado de transportar, expresado en MBTU por KPC. Se utilizará el valor de poder calorífico reportado en el Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes anterior al mes en que se presentó el incumplimiento.

DIEGO MESA PUYO
Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

(Fuente: R CREG 185/20, ANEXO 5)

Costos de transporte

ARTÍCULO 3.6.1. COSTO DE TRANSPORTE DE GAS COMBUSTIBLE (TM,I,J). El costo unitario de transporte se calculará con base en las siguientes expresiones:

7.1. Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

En el caso de transporte de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón por el Sistema Nacional de Transporte (SNT) y/o Gas Natural Comprimido se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

T_m,i,j	Costo Promedio Unitario en $/m₃ correspondiente al transporte de gas natural, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m. en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
CTT_m-1,i,j	Costo de transporte de gas combustible en el mes m-1, de i) Capacidad de Transporte Gas Natural adquirida a través de contratos firmes incluyendo los costos por capacidad y los costos por volumen, en dólares de los Estados Unidos de América (USD) y/o ii) transporte de Gas Metano en Depósitos en de Carbón dólares de los Estados Unidos de América (USD), con destino a usuarios regulados en el mes m-1, para el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Estos costos sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. Para la capacidad de transporte contratada de acuerdo con la Resolución CREG 089 de 2013, el costo máximo de transporte que el comercializador podrá trasladar al usuario regulado deberá corresponder a las cantidades de compras de gas según lo establecido en el numeral 5.1.1 de esta resolución.
CP_m-1,i,j	Costo total de las pérdidas del sistema de transporte declaradas por el transportador para el mes m-1. Se deberá facturar el valor calculado y como máximo hasta un 1%. En caso que el componente de pérdidas supere el 1%, el transportador asumirá el excedente.
V_m-1,i,j	Volumen de gas combustible, destinado a usuarios regulados, medido en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m₃). Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
TRM_(m-1)	Tasa de cambio representativa del mercado en el último día del mes m-1.

7.1.1. Compras de capacidad de transporte de gas natural

Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año y cada vez que cambien los contratos el comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) las compras de capacidad de transporte de gas natural que compró con respaldo físico para el período diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra de gas para la atención de la demanda regulada.

-- Número de contrato.

-- Fecha de inicio y terminación del contrato.

-- Transportador.

-- Capacidad en Kpcd- año adquiridas mediante contratos con respaldo físico con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por ruta desde cada punto de iniciación del servicio hasta cada una de las respectivas Áreas de Servicio Exclusivo donde presta el servicio.

-- Precios.

Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de sus servicios la Superintendencia podrá consultar esta información a dicho agente.

7.1.2. Ingresos por ventas de excedentes

En el caso de que el comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes de capacidad de transporte de gas natural para el sector regulado en el mes m-1, el costo de gas se determina así:

1. Si el transporte excedentario es vendido por el comercializador:

2. Si el transporte excedentario es vendido por el Gestor del Mercado:

Donde:

CTTG_m-1,i,j	Costo total de la capacidad de transporte de gas natural contratada en el mes m-1, para la atención de la demandada regulada en el Área de Servicio Exclusivo i y atendida por el comercializador j.
IVE_m-1,i,j	Ingresos por venta de capacidad de transporte excedentaria en el mes m-1, en el Área de Servicio Exclusivo i y por el comercializador j.

7.2. Gas Licuado del Petróleo (GLP)

En el caso de transporte de Gas Licuado del Petróleo (GLP), corresponde a la suma de:

i) El costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento del distribuidor de gas combustible por redes. El precio máximo para la actividad de transporte por ductos se define de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 122 de 2008 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

ii) El costo de transporte terrestre definido en el artículo 8o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 7)

ARTÍCULO 3.6.2. COSTO DE TRANSPORTE TERRESTRE DE GAS COMBUSTIBLE. El costo unitario de transporte terrestre se calculará con base en lo establecido a continuación:

8.1. Transporte de Gas Natural Comprimido. En el caso de transporte terrestre de Gas Natural Comprimido en vehículos de carga se aplicarán los costos TVm y Pm establecidos en la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Estos costos deberán incluirse en el Tm conforme al Artículo 4 de la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

8.2. Transporte de Gas Licuado de Petróleo. En el caso de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para comercializar GLP o AP por redes de tubería, el costo unitario de transporte terrestre TVm corresponde al flete entre los puntos de entrega del producto y el tanque de almacenamiento del mercado de distribución como lo establece la regulación de GLP o aquella que se defina específicamente para el transporte de GLP con destinado a la prestación del servicio por redes de tubería. Este costo deberá incluirse en el Tm definido en la presente resolución.

PARÁGRAFO. El volumen de (GLP) con destinado a usuarios regulados, se medirá en los puntos de inyección al sistema de distribución. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 8)

ARTÍCULO 3.6.3. PRESTACIÓN DEL SERVICIO CON DIFERENTES GASES COMBUSTIBLES. Cuando se suministre Gas Natural y/o Gas Natural Comprimido y/o Aire Propanado (AP) en un mismo Área de Servicio Exclusivo, el Tm resultante será un ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y los costos de transporte de cada gas, calculado con la siguiente fórmula:

Donde:

T_m,i,j	Costo promedio unitario para transporte de gas en $/m₃ para el mes m del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Ti_m-1,i,	Costo promedio de transporte de gas i inyectado al sistema de distribución en $/m₃ en el mes m-1 para el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Vi_m-1,i,j	Volumen del gas i inyectado al sistema de distribución expresado en m₃ en el mes m-1 para el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Vt_m-1,i,j	Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución m₃en el mes m-1 en del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

PARÁGRAFO 1o. Bajo ninguna circunstancia el comercializador podrá trasladar a los usuarios costos de transporte de gas superiores a los resultantes de aplicar lo dispuesto por la CREG para el servicio de transporte a usuarios regulados.

PARÁGRAFO 2o. El transportador facturará el valor del servicio de transporte conforme a los contratos y la regulación. No obstante, los contratos firmados durante la vigencia de la Resolución 011 de 2003 mantendrán las disposiciones de tiempo de facturación y plazo de pago de dicha resolución.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 9)

ARTÍCULO 3.6.4. COSTO DE COMPRA Y DE TRANSPORTE DE GLP EN $/M₃. Dado que los costos de compra y transporte de GLP están en $/kg, se deben convertir a $/m₃. Para la conversión, los componentes Gm, Tm, TVm se deben multiplicar por:

p_m,i,j	Promedio de las mediciones de densidad en kg/galón realizadas en el tanque de almacenamiento en el mes m en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Fv_m,i,j	Factor de conversión volumétrica que se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde:

Q_cm-1,i,j	Cantidad de galones de GLP adquirida en el mes m-1 para el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
I_m-1,i,j	Inventario final, en galones, en el mes m-1 del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
I_m-2,i,j	Inventario final, en galones, en el mes m-2 del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Q_fm-1,i,j	Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida del tanque de almacenamiento, en el mes m-1 del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 10)

ARTÍCULO 3.6.5. En situaciones de insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de que trata el Decreto número 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya declaradas por el Ministerio de Minas y Energía, se podrán incluir los costos adicionales a los de capacidad y volumen en firme contratados. Costos que los transportadores u otros remitentes facturen a los comercializadores en contraprestación del servicio de transporte del gas desde otro Punto de Iniciación del Servicio, en el Sistema Nacional de Transporte, al pactado por los comercializadores en los contratos de suministro con respaldo físico, a fin de garantizar la prestación del servicio.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 11)

PARTE 7

Procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.7.1.1. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución tiene por objeto establecer los mecanismos centralizados dentro de los cuales se debe adelantar la ejecución de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía. Se aplicará a todos los participantes del mercado de gas natural, a los interesados en participar en los procesos de selección y a los demás agentes y usuarios beneficiarios del servicio de gas natural.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 1)

ARTÍCULO 3.7.1.2. SIGLAS. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

AOM: Administración, operación y mantenimiento

CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas Natural

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística

FPO: Fecha de puesta en operación.

IAE: Ingreso anual esperado

IPAT: Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte

MME: Ministerio de Minas y Energía

PAGN: Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

PEP: Período estándar de pagos

RUT: Reglamento único de transporte de gas natural

SNT: Sistema nacional de transporte de gas natural

SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

(Fuente: R CREG 107/17, art. 3) (Fuente: R CREG 127/21, art. 3)

Ejecución de proyectos de IPAT por parte del transportador incumbente

ARTÍCULO 3.7.2.1. PROCEDIMIENTO PARA QUE EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE EJECUTE EN PRIMERA INSTANCIA PROYECTOS DE IPAT. Durante el período tarifario t el transportador podrá ejecutar proyectos IPAT que se encuentren embebidos dentro de su respectivo sistema de transporte, para lo cual se aplicará el siguiente procedimiento:

a) Dentro de los tres meses siguientes a la fecha en que la UPME defina los proyectos prioritarios del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el transportador podrá declarar ante la UPME y ante la CREG el nombre de los proyectos IPAT que prevé realizar. En la declaración ante la CREG, el transportador incluirá (i) el valor de la inversión de cada proyecto, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración; (ii) la fecha de entrada en operación, la cual deberá corresponder con la fecha establecida en el plan de abastecimiento de gas natural; (iii) la información para determinar el valor eficiente de estas inversiones y los gastos de AOM para el período estándar de pagos, y la demás información que permita verificar que el proyecto presentado por el transportador cumple las condiciones de servicio solicitadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Los parámetros y requerimientos de este literal estarán determinados en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010.

En el valor de la inversión, el transportador incluirá de manera desagregada, y expresado en pesos, el costo estimado de contratar la fiducia que contratará al auditor de que trata el Artículo 23 de la presente Resolución, el costo estimado por los servicios que prestará el auditor, y el costo estimado de constituir el patrimonio autónomo de que trata el Artículo 27 de la presente Resolución.

En el caso de proyectos embebidos en dos o más sistemas de transporte de diferentes agentes, deberá existir un acuerdo entre dichos transportadores con respecto a quien va a ser el único declarante del proyecto IPAT que prevén realizar. En caso de no existir dicho acuerdo, y de presentarse dos solicitudes diferentes, el proyecto IPAT será desarrollado por aquel que tenga y justifique a la CREG la mayor relación beneficio/costo.

b) La CREG verificará que la información recibida en cumplimiento del literal a) del presente artículo esté completa y cumpla con lo previsto para el respectivo proyecto IPAT. Si no se cumple con lo dispuesto en el numeral (ii) del literal a) del presente artículo y/o con el contenido de alguno de los numerales restantes de que trata el inciso primero del literal antes citado, se le solicitará al transportador que la complete o corrija en un término de hasta de tres días hábiles contados a partir del día siguiente al recibo de la solicitud. Si pasado el plazo antes mencionado no se atiende la solicitud enviada por la CREG, se rechazará la misma, se le devolverá, y el proyecto IPAT se asignará en un proceso competitivo.

c) Utilizando el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010, la CREG determinará el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a cada proyecto declarado por el transportador incumbente.

d) Con base en el literal c), la CREG oficializará, mediante resolución, los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT declarado por el transportador incumbente. Se identificarán, entre otros aspectos: (i) el nombre del proyecto y el nombre del transportador incumbente; y, (ii) el ingreso en pesos colombianos que recibirá el transportador incumbente en cada uno de los años del PEP.

La remuneración para cada proyecto se adoptará con base en lo establecido en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010. La remuneración será asumida por: (i) los compradores de capacidad de transporte de los proyectos de los planes de abastecimiento, conforme a las disposiciones de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; y, (ii) los beneficiarios del proyecto, identificados por la UPME según lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del MME, o en aquella que la modifique o sustituya.

e) Una vez en firme la resolución que oficializa los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT, el transportador incumbente dispondrá de cinco (5) días hábiles, contados a partir de la fecha de ejecutoria de la resolución en mención, para que el representante legal de la empresa manifieste por escrito a la CREG la voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto, en el formato que se defina por parte de la Dirección Ejecutiva de la CREG a través de Circular.

f) A partir del momento en que el transportador incumbente manifieste su voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto, este contará con sesenta (60) días calendario para radicar la siguiente información en la CREG:

1. El cronograma y la curva S de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto.

2. Información de la firma auditora, incluido el costo reportado por la UPME, asignada de conformidad con lo establecido en el Artículo 23 de la presente Resolución.

3. Copia del acta de entrega del cronograma y de la curva S de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto al auditor seleccionado.

4. Copia de la aprobación de la garantía de cumplimiento por parte del patrimonio autónomo, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 30 de la presente Resolución.

5. Costo por los servicios del patrimonio autónomo seleccionado de acuerdo con lo establecido en el Artículo 27 de la presente Resolución. Este deberá estar expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración.

6. La fecha prevista de entrada en operación del proyecto, establecida en el plan de abastecimiento de gas natural.

g) Para efectos regulatorios, el transportador desiste de la ejecución del proyecto cuando: (i) no manifieste de manera afirmativa, dentro del período establecido en el literal e) del presente artículo, el compromiso de ejecutar el proyecto; (ii) no dé cumplimiento a las obligaciones previstas en el literal f) del presente artículo. En cualquiera de estos dos eventos, la CREG informará a la UPME para que inicie un proceso de selección tendiente a ejecutar el proyecto IPAT para el que el transportador desistió.

h) La CREG ajustará la resolución mediante la que se oficializaron los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT, a partir de la información de costos de los servicios del auditor y del patrimonio autónomo, reportados según el literal a) del presente artículo, y cuando sea necesario incluir un valor ajustado de inversiones, , de acuerdo con la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010.

PARÁGRAFO 1. El incremento de capacidad de transporte que se pueda presentar en un tramo o en un grupo de gasoductos de un sistema de transporte debido a la ejecución de un proyecto IPAT, lo comercializará el transportador incumbente de acuerdo con las reglas de comercialización de capacidad de transporte dispuestas en la Resolución CREG 185 de 2020, o aquella que la modifique o sustituya.

PARÁGRAFO 2. Una vez se radique en la CREG la información del literal f) del presente artículo, el transportador remitirá copia del cronograma y la curva S de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto a la SSPD, a la UPME y al MME.

PARÁGRAFO 3. El transportador incumbente no podrá participar en procesos de selección tendientes a ejecutar proyectos IPAT. Estos proyectos incluyen, tanto aquellos en los que el transportador incumbente declaró a la UPME y a la CREG su interés en ejecutarlos, en los términos del literal a) presente artículo, como aquellos en los que no declaró su interés a la UPME y a la CREG.

PARÁGRAFO 4. Para los períodos de pago se tendrá en cuenta lo contemplado en el artículo 12 de la presente resolución, así como en las compensaciones por indisponibilidad contempladas en el artículo 18.

PARÁGRAFO 5. Lo dispuesto en el presente artículo aplicará una vez quede en firme la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 4) (Fuente: R CREG 127/21, art. 4)

Procesos de selección

ARTÍCULO 3.7.3.1. PROYECTOS A DESARROLLAR MEDIANTE PROCESOS DE SELECCIÓN. Los procesos de selección se adelantarán con el objeto de ejecutar proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, excepto aquellos proyectos de IPAT ejecutados en primera instancia por el transportador de acuerdo con lo establecido en el artículo 4o de la presente resolución.

A partir de la fecha en que se definan los proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, la UPME iniciará las acciones tendientes a realizar los procesos de selección para seleccionar los adjudicatarios de los proyectos de que trata este artículo. Para realizar los procesos de selección la UPME tendrá en cuenta el tiempo estimado de ejecución de cada proyecto, el plazo previsto para su entrada en operación y los criterios generales de selección establecidos en el Anexo 1 de la presente resolución. Así mismo, la UPME verificará que a la fecha de realización de un proceso de selección, el proyecto objeto del proceso no esté siendo ejecutado por algún agente participante del mercado bajo los mecanismos establecidos por la regulación para tal efecto.

PARÁGRAFO 1o. La capacidad de transporte asociada a infraestructura de transporte de gas, resultante de la ejecución de proyectos a través de procesos de selección se comercializará según los mecanismos que establezca la Comisión en resolución aparte. La capacidad asociada a infraestructura de transporte de gas se calculará de acuerdo con lo establecido en la metodología vigente de remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

PARÁGRAFO 2o. Los ingresos de corto plazo asociados a proyectos ejecutados mediante procesos de selección se utilizarán para disminuir el valor del pago que deben asumir los remitentes beneficiarios de los proyectos.

PARÁGRAFO 3o. En resolución aparte la CREG podrá adoptar regulación complementaria para ejecutar proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, que por sus características requieran desarrollo regulatorio adicional al establecido en la presente resolución.

PARÁGRAFO 4o. En regulación aparte la CREG definirá el esquema mediante el cual se realizará la adquisición y comercialización de gas cuando se trate de infraestructura de importación y/o de almacenamiento de gas natural.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 5)

ARTÍCULO 3.7.3.2. PARTICIPANTES EN LOS PROCESOS DE SELECCIÓN. En los procesos de selección podrán participar personas jurídicas, consorcios y sociedades extranjeras con sucursal en Colombia, siempre y cuando cumplan con las siguientes condiciones:

a) El proponente deberá demostrar experiencia relacionada con la construcción de proyectos de infraestructura de valor similar al valor estimado del proyecto objeto del proceso de selección. Para esto, los proponentes podrán acreditar su experiencia con dos proyectos ejecutados cuyos valores sumados resulten en un valor igual o superior al valor estimado del proyecto objeto del respectivo proceso de selección. La experiencia puede ser acreditada por la persona jurídica que se presenta, por sus filiales o sociedades matrices y/o por cualquier otra sociedad que sea parte de un mismo grupo económico. Lo anterior también aplica para los miembros del Consorcio.

b) No tener participación alguna, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada, de acuerdo con lo previsto en la legislación, con ninguno de los demás proponentes que participen en el mismo proceso de selección.

c) No haber sido objeto de declaración de un incumplimiento grave e insalvable de que trata el Artículo 25 de la presente Resolución durante los 24 meses anteriores a la fecha límite de presentación de propuestas establecida en los documentos de selección del inversionista.

d) Cuando se trate de un proyecto IPAT, el transportador incumbente no podrá participar en el proceso de selección que se adelante para ejecutar el proyecto.

e) Observar las disposiciones vigentes sobre separación de actividades e interés económico aplicables según el objeto del proyecto a ser adjudicado en el proceso de selección.

f) No estar incurso dentro de las causales de inhabilidad e incompatibilidad contempladas en la legislación vigente.

Al participar en los procesos de selección de que trata esta Resolución, se entiende que los proponentes se acogen a lo que se establezca en los documentos de selección del inversionista y todos sus anexos, los cuales son parte integrante del proceso de selección, y a las consecuencias de la ejecución de la garantía de cumplimiento, establecidas en el Artículo 32 de la presente Resolución.

PARÁGRAFO. Los transportadores incumbentes no deberán entorpecer la ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, que estén embebidos o se conecten a sus sistemas de transporte, y que estén a cargo de adjudicatarios de procesos de selección, so pena de las acciones legales y económicas que pueda adelantar el adjudicatario afectado.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 6) (Fuente: R CREG 127/21, art. 5)

ARTÍCULO 3.7.3.3. OBLIGACIONES DEL ADJUDICATARIO. El adjudicatario deberá responder, además de los compromisos adquiridos en los documentos de selección, por las actividades que se deriven en el desarrollo de su participación en el mercado de gas natural.

Durante el período de pagos del activo el adjudicatario tendrá, entre otras, las siguientes responsabilidades:

a) Administrar, operar y mantener los activos objeto de los procesos de selección de los cuales haya sido adjudicatario.

b) Coordinar la operación y el mantenimiento de los activos del proyecto con los participantes del mercado de gas que sea necesario. Para los proyectos de IPAT deberá atender los requerimientos del transportador incumbente para cumplir los despachos diarios.

c) Cumplir con el reglamento único de transporte de gas natural cuando se trate de infraestructura del SNT, las reglas aplicables al mercado mayorista de gas natural establecidas en la Resolución CREG 089 de 2013 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, y demás regulación aplicable según el tipo de proyecto desarrollado a través de procesos de selección.

d) Suscribir los contratos que sean requeridos en el desarrollo de su actividad, incluyendo el de conexión con el transportador al cual se conectará el proyecto objeto del proceso de selección, y entregar al transportador la información que se requiera para coordinar la operación y el mantenimiento de los activos del adjudicatario y los del transportador.

e) Informar y coordinar oportunamente con el transportador al cual se conectará el proyecto objeto del proceso de selección la puesta en operación del proyecto.

f) Suministrar de manera oportuna la información que requiera el gestor del mercado.

g) Suministrar la información requerida para la operación del SNT y para el seguimiento del sector, así como la información que requieran las entidades encargadas de elaborar el plan de abastecimiento de gas natural y demás autoridades en el cumplimiento de sus funciones.

h) Estar sujeto a las disposiciones vigentes sobre separación de actividades e interés económico aplicables según el objeto del proyecto adjudicado en el proceso de selección.

i) Los demás requerimientos establecidos en la regulación, de acuerdo con el tipo de proyecto desarrollado a través de procesos de selección.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 7)

ARTÍCULO 3.7.3.4. DOCUMENTOS DE SELECCIÓN. Los documentos de selección de los inversionistas que se elaboren para escoger al adjudicatario de un proceso de selección contendrán, como mínimo, lo siguiente:

a) Información básica del proyecto, tal como ubicación, capacidad del proyecto, según sea de transporte, compresión, almacenamiento, regasificación u otro, puntos de conexión, el PEP, la FPO, el valor estimado del proyecto, y demás elementos que se consideren necesarios para la definición del proyecto a construir.

b) Identificación del sistema de transporte donde se construirá el proyecto, o al cual se conectará.

c) Información del proceso de selección referente al objeto, plazos, experiencia de los proponentes, objeto social del adjudicatario, constitución o promesa de constitución del adjudicatario como E.S.P., y duración de la sociedad (debe contar como mínimo con tres años más de existencia, contados a partir de la fecha de terminación del período de pagos), formas de participación, la duración del período de pagos según lo establecido en el artículo 12 de la presente Resolución, los criterios de evaluación y selección de las propuestas, y las demás condiciones establecidas en la presente Resolución.

d) La solicitud de presentación de un documento en donde el proponente explique la estructura prevista del proyecto desde el punto de vista técnico respecto a la ejecución de la construcción y operación del mismo.

e) El costo de la firma auditora seleccionada por la UPME para el respectivo proyecto.

f) Las condiciones de la garantía de seriedad de la oferta que permita avalar el cumplimiento de lo exigido en los documentos de selección y en esta Resolución.

g) Documentos que deben ser adjuntados por parte del proponente al momento de ser adjudicatario del proceso de selección.

h) Los demás requisitos adicionales que se consideren necesarios.

PARÁGRAFO 1. Los transportadores, los distribuidores, los productores-comercializadores, o los comercializadores de gas importado en cuyos activos se prevea que podría haber conexiones físicas con los proyectos involucrados en los procesos de selección, deberán entregar la información que solicite la UPME, quien considerará su inclusión en los documentos de selección, respetando los principios de confidencialidad.

PARÁGRAFO 2. La evaluación de todas y cada una de las condiciones ambientales necesarias para la ejecución del proyecto estará a cargo de los proponentes que participen en el proceso de selección. El adjudicatario será responsable por las gestiones para la consecución de la licencia ambiental y de los permisos en general que se requieran para la ejecución del proyecto.

PARÁGRAFO 3. La CREG podrá pronunciarse sobre los documentos de selección, cuando considere necesario realizar ajustes en los documentos de selección para aumentar la concurrencia, o cuando considere que no se cumple con los criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 8) (Fuente: R CREG 127/21, art. 6)

ARTÍCULO 3.7.3.5. INGRESO ANUAL ESPERADO (IAE). El proponente deberá (i) presentar una oferta económica que deberá corresponder a un ingreso anual esperado, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta, y para el PEP contado a partir de la FPO; este IAE se utilizará para calcular el valor de la oferta, y (ii) reportar el porcentaje del Ingreso Anual Esperado (IAE), que solicita le sea remunerado en dólares americanos; este porcentaje no podrá ser superior al 42% y deberá corresponder a un valor único para cada uno de los años del PEP.

El IAE deberá reflejar los costos asociados con la preconstrucción (incluyendo diseños, servidumbres, estudios, licencias ambientales y términos para su trámite y demás permisos o coordinaciones interinstitucionales) y construcción (incluyendo la interventoría de la obra y las obras que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de conexiones al sistema de transporte y estaciones de transferencia de custodia que se requieran, el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes (AOM). Adicionalmente, el IAE presentado por el proponente cubrirá toda la estructura de costos y de gastos en que incurra el proponente seleccionado en desarrollo de su actividad durante el período de pagos y en el contexto de las leyes y la reglamentación vigente.

El proponente, con la presentación de su oferta, acepta que el IAE remunera la totalidad de las inversiones y gastos AOM correspondientes al respectivo proyecto, incluyendo los gastos de combustible o energía asociada a la operación de estaciones de compresión u otra infraestructura y la reposición de activos que componen el proyecto cuando sea necesario. Por tal razón asumirá la responsabilidad y el riesgo inherentes a la ejecución y explotación del proyecto.

PARÁGRAFO. Los adjudicatarios de procesos de selección, que reciban ingresos provenientes de otras actividades, deberán registrar en forma separada en su contabilidad los costos y gastos asociados a los proyectos desarrollados a través de procesos de selección, diferenciándolos de los costos y gastos de las otras actividades.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 9)

ARTÍCULO 3.7.3.6. TASA DE DESCUENTO. La tasa de descuento para calcular el valor presente del flujo del que haya ofertado cada uno de los proponentes será del 10%.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 10) (Fuente: R CREG 127/21, art. 7)

ARTÍCULO 3.7.3.7. PERFIL DE PAGOS. En las propuestas que se presenten a los procesos de selección de que trata esta resolución, la diferencia entre los porcentajes que representan cada uno de los valores anuales ofertados del IAE con respecto al valor presente de la serie de los valores anuales del IAE, no podrá ser mayor a cinco puntos porcentuales (5%) entre cualquier par de años.

En ningún caso, el IAE para cualquier año podrá ser superior al del año anterior.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 11) (Fuente: R CREG 127/21, art. 8)

ARTÍCULO 3.7.3.8. PERÍODOS DE PAGOS E INCENTIVOS. Los proyectos adjudicados mediante procesos de selección y los proyectos ejecutados por el transportador incumbente, recibirán pagos por la prestación del servicio de acuerdo con los casos que se establecen en este artículo.

En los anteriores pagos se podrán incluir incentivos para remunerar la prestación del servicio a proyectos con fecha anticipada de entrada en operación, o a proyectos con fecha anticipada de entrada en operación parcial.

a) Cuando el proyecto inicie su operación en la FPO, o en la FPO ajustada según lo establecido en el Artículo 22 de la presente Resolución, el adjudicatario recibirá los pagos correspondientes al ingreso regulado durante el PEP, contado a partir del inicio de la operación del proyecto.

b) Cuando el proyecto inicie su operación después de la FPO, o de la FPO ajustada según lo establecido en el Artículo 22 de la presente Resolución, el adjudicatario recibirá los pagos correspondientes al ingreso regulado desde la fecha de inicio de operación hasta la fecha en que se cumpla el PEP contado a partir de la FPO o de la FPO ajustada según lo establecido en el Artículo 22 de la presente Resolución.

c) Cuando el proyecto inicie su operación en la fecha anticipada de entrada en operación, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, podrá recibir los siguientes pagos:

i. Un flujo de ingresos, desde la fecha de entrada en operación hasta la FPO, tomando como referencia el valor del mensualizado del primer año del PEP. Solo se reconocerán ingresos por operación de mes calendario completo.

En algunos proyectos se podrá reconocer un porcentaje adicional como incentivo, previa evaluación de su conveniencia y aprobación por parte de la CREG. En el caso de IPAT, se definirá dicho porcentaje cuando se dé cumplimiento con lo establecido en el literal c) del artículo 4 de la presente resolución, siempre y cuando la verificación de la relación beneficio - costo del mismo sea positiva para los usuarios finales.

Si la fecha anticipada de entrada en operación no está establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, podrá poner en operación el proyecto sin recibir los pagos mencionados anteriormente, hasta la FPO. Durante dicho período, el adjudicatario podrá comercializar a su riesgo los servicios de acuerdo con las reglas que se definan en resolución aparte.

ii. Un flujo de ingresos que corresponderá al valor del IAE del PEP a partir de la FPO.

d) Cuando el proyecto inicie en la fecha anticipada de entrada en operación parcial, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, podrá recibir pagos desde la fecha de inicio de operación parcial hasta la FPO o la FPO ajustada según lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución. Estos pagos tendrán como referencia el valor del IAE mensualizado del primer año del PEP, ponderado por la capacidad parcial puesta en operación respecto de la capacidad establecida en el PAGN.

En algunos proyectos se podrá reconocer un porcentaje adicional como incentivo, previa evaluación de su conveniencia y autorización por parte de la CREG. En el caso de IPAT, se definirá dicho porcentaje cuando se dé cumplimiento con lo establecido en el literal c) del artículo 4 de la presente resolución, siempre y cuando la verificación de la relación beneficio - costo del mismo sea positiva para los usuarios finales.

Si la fecha anticipada de entrada en operación no está establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el adjudicatario podrá poner en operación parcial el proyecto sin recibir los pagos mencionados anteriormente hasta la FPO o la FPO ajustada, según lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución.

Para lo contemplado en el presente artículo, la CREG ajustará la resolución mediante la cual hizo oficial la remuneración del proyecto.

PARÁGRAFO 1. Durante la operación del proyecto en forma anticipada u operación parcial, y durante el período estándar de pagos, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecuta un proyecto IPAT, será el responsable de la administración, operación y mantenimiento del proyecto.

PARÁGRAFO 2. El adjudicatario o el transportador incumbente en el caso de un proyecto IPAT, empezará a ser remunerado a partir del primer día calendario del mes siguiente al mes de inicio de la operación del proyecto, siempre y cuando se haya constituido previamente como empresa de servicios públicos que desarrolla la actividad de transporte de gas natural.

PARÁGRAFO 3. Con el fin de aplicar un porcentaje adicional como incentivo para la puesta en operación parcial en fecha anticipada de un proyecto del PAGN, además de requerirse para ello que en el PAGN vigente se haya incluido una fecha anticipada de entrada en operación para dicho proyecto, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, solicitará a la UPME un concepto sobre su propuesta de entrada en operación parcial anticipada, de acuerdo con el procedimiento que dicha entidad establezca para ese fin. Con base en lo anterior, el auditor deberá certificar el cumplimiento de dichos procedimientos y características, y el valor de la capacidad puesta en operación parcial.

PARÁGRAFO 4. Previo al inicio del desarrollo de los procesos de selección que adelante la UPME para cada proyecto, y de acuerdo con lo establecido en el Parágrafo 3 del Artículo 5 de la presente resolución, se establecerá en resolución aparte el porcentaje adicional como incentivo para cada proyecto del PAGN vigente que reúna los requisitos para ello. El porcentaje será establecido con base en los siguientes criterios, entre otros:

1.) El valor presente de los beneficios tendrá en cuenta el ahorro para los usuarios por el adelanto del proyecto, frente al costo de los sustitutos y/o el posible racionamiento que enfrentarían en caso de no adelantarse la fecha de entrada en operación del proyecto.

2.) El valor presente de los costos tendrá en cuenta un estimado de las inversiones adicionales y los AOM correspondientes del adjudicatario.

3.) Relación beneficio - costo mayor o igual a 1, tal que los beneficios para el usuario sean mayores que el costo estimado que asumiría el inversionista.

4.) El porcentaje a proponer será aquel que genere la mayor relación beneficio- costo.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 12) (Fuente: R CREG 127/21, art. 9)

ARTÍCULO 3.7.3.9. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL ADJUDICATARIO. La selección del adjudicatario se realizará teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) Las propuestas presentadas a la UPME deberán contener una oferta técnica y una oferta económica. La oferta económica corresponderá al IAE ofertado conforme a lo establecido en los artículos 9o y 11 de la presente resolución.

La oferta técnica deberá corresponder al proyecto objeto del proceso de selección, cumplir con los criterios de calidad del SNT cuando se trate de proyectos de transporte de gas, y contener la curva S y el cronograma detallado de cada una de las etapas de construcción del proyecto.

b) Las propuestas presentadas deberán adjuntar la garantía de seriedad de la oferta establecida en los documentos de selección y la demás documentación exigida a los proponentes.

c) Cuando se presente más de una oferta válida, la UPME adjudicará el proyecto al proponente que haya presentado la propuesta con el menor valor de la oferta. En caso de empate se aplicarán las reglas de desempate que establezca la UPME en los documentos de selección.

d) Cuando haya una única oferta válida, a través de los mismos medios de comunicación utilizados para el inicio y desarrollo del proceso de selección, la UPME hará público el valor de la oferta y definirá un plazo dentro del cual otros proponentes podrán presentar contraofertas con valores menores al publicado. La contraoferta de menor valor que cumpla con los requisitos exigidos será informada al proponente inicial quien deberá manifestar a la UPME si acepta ejecutar el proyecto por el valor presentado en la contraoferta y en este caso se le adjudicará el proyecto. Si el proponente no acepta, el proyecto será adjudicado al proponente que presentó la contraoferta. Si no se presentan contraofertas válidas, el proyecto será adjudicado al proponente de la única oferta válida. Los plazos para llevar a cabo este procedimiento serán los que defina la UPME dentro del mismo proceso de selección. Para presentar contraofertas es necesario haber adquirido o adquirir los documentos de selección elaborados para el proyecto y entregar la documentación que exija la UPME.

PARÁGRAFO 1o. <Expresión modificada por el artículo 23 de la Resolución 127 de 2021> El proceso de selección podrá declararse desierto en los eventos establecidos en los documentos de selección por parte de la UPME o cuando no se presente proponente alguno o ninguno de los proponentes cumpla con los criterios de selección establecidos aquí y en los términos de referencia Documentos de selección del inversionista - DSI-* que elabore la UPME. Ocurrido lo anterior, la UPME podrá dar inicio a un nuevo proceso de selección.

PARÁGRAFO 2o. La validez de las propuestas que se presenten estará condicionada a que estas estén dentro de un valor máximo de adjudicación. Este valor será determinado por la CREG para cada proceso de selección con base en información que suministre la UPME, y no podrá ser revelado antes del plazo dentro del cual los proponentes podrán presentar sus propuestas económicas a la UPME en el proceso de selección.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 13)

ARTÍCULO 3.7.3.10. ADJUDICACIÓN DEL PROCESO DE SELECCIÓN. El proponente será escogido por la UPME mediante acto administrativo, en audiencia pública y deberá entregar a la UPME en los plazos definidos en los documentos de selección la documentación requerida, incluyendo copia de la aprobación de la garantía de cumplimiento de que trata el artículo 30 de la presente resolución, copia del documento de constitución de la empresa de servicio público (ESP), copia de su inscripción en el Registro Único de Prestadores de Servicios Públicos (RUPS), copia del contrato de fiducia y del contrato entre la fiducia y el auditor según se establece en el artículo 23 de la presente resolución.

El adjudicatario que no esté constituido en Empresa de Servicio Público (ESP), deberá estar constituido como tal cuando el proyecto entre en operación. Cuando se trate de la operación de proyectos de IPAT que se ejecuten mediante procesos de selección el adjudicatario podrá operarlos a través del transportador incumbente, en cuyo caso el adjudicatario suministrará cualquier información que le solicite el transportador incumbente para cumplir con requerimientos de autoridades.

El no cumplimiento de lo exigido en los respectivos documentos del proceso de selección, en los plazos que se determinen en tales documentos, dará lugar a la ejecución de la garantía de seriedad de la oferta establecida en los documentos de selección y se procederá a adjudicar el respectivo proceso al proponente que haya presentado una oferta válida con el siguiente menor valor presente del IAE ofertado, o a iniciar un nuevo proceso de selección si no existiere tal proponente.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 14)

ARTÍCULO 3.7.3.11. CESIÓN DE PROYECTOS ADJUDICADOS MEDIANTE PROCESOS DE SELECCIÓN. El adjudicatario de un proceso de selección no podrá ceder los derechos y responsabilidades adquiridas en la adjudicación, durante la ejecución del proyecto ni durante el periodo de pagos, salvo que exista autorización previa y escrita por parte de la UPME.

En ese sentido la UPME deberá contemplar esta posibilidad dentro de las condiciones de participación en el proceso de selección, teniendo en cuenta que el cesionario deberá cumplir con iguales o superiores condiciones técnicas, jurídicas y económicas, a las demostradas por el adjudicatario en el respectivo proceso de selección. De igual manera, procederá a expedir los actos administrativos que correspondan para aprobar la cesión en todos los derechos y obligaciones del adjudicatario. Posteriormente la UPME solicitará a la CREG que en la Resolución de oficialización del IAE de ese proyecto se modifique el agente beneficiario del ingreso.

En todo caso, el adjudicatario no podrá abandonar o retirarse del proyecto sin antes haber dado cumplimento a lo establecido en este artículo.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 15)

ARTÍCULO 3.7.3.12. OFICIALIZACIÓN DEL INGRESO ANUAL ESPERADO. Una vez se haya adjudicado un proyecto en un proceso de selección, la UPME deberá remitir la siguiente información a la CREG:

El concepto sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en los documentos de selección del inversionista.

El cronograma y la curva S de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto.

Copia de la aprobación de la garantía de cumplimiento por parte del patrimonio autónomo, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 30 de la presente Resolución.

La FPO y el PEP establecido en los documentos de selección del inversionista.

Reporte de la propuesta económica con el presentado por el adjudicatario, incluyendo el porcentaje del que el adjudicatario solicitó le sea remunerado en dólares americanos cuando así se haya estipulado específicamente en los procesos de selección y no sea un proyecto IPAT.

Información de la firma auditora, asignada de conformidad con lo establecido en el Artículo 23 de la presente Resolución.

Copia del acta de entrega del cronograma y de la curva S de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto al auditor seleccionado.

Beneficiarios del proyecto identificados por la UPME según lo establecido en la ley, la Resolución 40052 de 2016 del MME, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Con base en esta información, la CREG expedirá una resolución donde se hará oficial la remuneración del adjudicatario. En la resolución que se apruebe se identificarán, entre otros:

i. El nombre del proyecto y el nombre del adjudicatario.

ii. El ingreso que recibirá dicho agente en cada uno de los años del período de pagos, en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta, el cual será igual al propuesto para el PEP. Para los proyectos que tengan previsto parte de la remuneración en dólares de los Estados Unidos de América, el ingreso será igual al IAE propuesto para el PEP, menos el ingreso resultante de aplicar el porcentaje del IAE solicitado en dólares americanos.

iii. Cuando se haya estipulado específicamente en los procesos de selección y no sea un proyecto IPAT, el ingreso que recibirá dicho agente en cada uno de los años del período de pagos, en dólares americanos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta, el cual será igual al ingreso resultante de aplicar al IAE el porcentaje del solicitado en dólares americanos para el PEP, dividido en la TRM del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta.

En caso de que el proyecto sea puesto en operación en fecha diferente a la FPO o a la FPO ajustada según lo establecido en el Artículo 22 de la presente resolución, o sea puesto en operación parcial, la CREG ajustará la resolución mediante la cual hizo oficial la remuneración del proyecto, con el fin de tener en cuenta la situación que se presente.

PARÁGRAFO 1. El porcentaje para asignar a cada sistema de transporte los recursos provenientes de la ejecución de garantías de cumplimiento deberá ser distribuido en proporción a la asignación de pagos por cada sistema.

PARÁGRAFO 2. La CREG ajustará el nombre del adjudicatario, en la Resolución mediante la cual hizo oficial la remuneración del proyecto, cuando este se constituya en empresa de servicios públicos. El adjudicatario no podrá percibir remuneración por el proyecto antes de constituirse como empresa de servicios públicos.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 16) (Fuente: R CREG 127/21, art. 10)

ARTÍCULO 3.7.3.13. PROCESO DE PAGO DE LOS TRANSPORTADORES A LOS ADJUDICATARIOS DE PROYECTOS PAGN O TRANSPORTADORES INCUMBENTES QUE DESARROLLEN PROYECTOS IPAT. Para los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural adjudicados mediante procesos de selección, y para los proyectos IPAT ejecutados por los transportadores incumbentes, serán los transportadores responsables de los sistemas de transporte que sean utilizados por los beneficiarios de los proyectos, los responsables de liquidar, actualizar, facturar y recaudar el valor de los pagos de los beneficiarios, y transferirlos al adjudicatario.

Teniendo en cuenta lo dispuesto en el inciso final del Artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015, los pagos a los que están obligados los beneficiarios por concepto de los proyectos de los planes de abastecimiento de gas natural, son parte de los pagos por la prestación del servicio de transporte de gas natural.

El valor a facturar a los transportadores y el cobro a los beneficiarios se hará conforme a lo siguiente:

a) Preparación de la información:

i. Seis (6) meses antes de la FPO o la fecha anticipada de entrada en operación (total o parcial), se utilizará la información más actualizada publicada por la UPME sobre la identificación de la demanda atendible de los beneficiarios por el respectivo proyecto PAGN.

ii. Cada transportador calculará la demanda atendible por el proyecto PAGN, con la información obtenida por medio del numeral i. anterior, en cada nodo publicado por la UPME. Cuando la UPME requiera agregar en un nodo la demanda de varios beneficiarios del proyecto PAGN que estén conectados a lo largo de un tramo troncal, deberá indicar a qué nodo la asignó.

iii. Con la información de los numerales i. y ii. anteriores, el transportador determinará el porcentaje de participación de cobro a los beneficiarios, PP_UPME, como el cociente de la demanda proyectada atendible en el nodo del SNT, sobre el total de la demanda proyectada atendible por el respectivo proyecto PAGN.

iv. Cada transportador deberá determinar el porcentaje total que le corresponde recaudar, como la suma de los porcentajes individuales PP_UPME de los nodos publicados por la UPME en su sistema de transporte, el cual deberá informar al adjudicatario o al transportador incumbente que desarrolla proyectos IPAT, para que éste determine el valor que le corresponde recaudar a cada sistema de transporte.

v. Los beneficiarios que serán objeto de recaudo por los transportadores serán los asociados a los contratos del mercado primario vigentes en el mes correspondiente, para cada nodo publicado por la UPME, de acuerdo con lo establecido en el ANEXO 4 de la presente Resolución.

b) El ingreso mensual a pagar al adjudicatario, se obtiene mensualizando al dividir entre doce (12) el valor de IAE.

En el caso de la remuneración de los procesos de selección que no correspondan a IPAT, los valores en dólares se actualizarán mensualmente con la variación del CPI del mes anterior al mes de prestación del servicio, respecto del CPI del mes de diciembre que sirvió de referencia para ofertar los valores del , y se liquidará con la TRM del último día calendario del mes de prestación del servicio.

Los valores en pesos se actualizarán mensualmente con la variación del IPC del mes anterior al mes de prestación del servicio, respecto del IPC del mes de diciembre que sirvió de referencia para ofertar los valores del .

Los valores en pesos de los proyectos IPAT desarrollados por el transportador incumbente se actualizarán mensualmente conforme lo indique la metodología de transporte de gas natural vigente.

c) Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo de prestación del servicio, con base en la certificación del auditor del proyecto, de acuerdo con lo establecido en el literal c) del Artículo 24 de la presente resolución. En consecuencia, no se reconocerá facturación por fracción de mes.

d) El se empezará a pagar al adjudicatario o al transportador incumbente que ejecuta proyectos IPAT, según sea el caso, en el mes siguiente al primer mes calendario completo de prestación del servicio.

e) Para los pagos mensuales a cargo de los transportadores, se descontarán del IMT las compensaciones por indisponibilidad a que haya lugar según lo establecido en el Artículo 18 de la presente Resolución, los ingresos de corto plazo del proyecto, y los ingresos de servicios adicionales establecidos en el parágrafo del Artículo 33 de la presente resolución.

f) El adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT deberá facturar mensualmente a los transportadores, dentro los primeros tres (3) días hábiles del mes siguiente (m+1) al mes de prestación del servicio (m).

En la factura de cobro del adjudicatario o del transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT a los transportadores responsables del recaudo a los beneficiarios, deberá incluir el valor a recaudar de los beneficiarios para el mes m correspondiente y, adicionalmente, como soporte de la factura los siguientes aspectos:

(i) El factor de indisponibilidad para el mes m obtenido de acuerdo con el literal a) del Artículo 18 de la presente Resolución.

(ii) El valor de la compensación del mes m calculada con el factor de indisponibilidad.

(iii) Los ingresos de corto plazo del proyecto que facturará el adjudicatario por el mes m de prestación del servicio y el valor del parámetro ID_k,m, obtenido de acuerdo con lo previsto en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010.

(iv) Los ingresos de servicios adicionales establecidos en el Parágrafo del Artículo 33 de la presente resolución, correspondientes al mes m de prestación del servicio.

La anterior información deberá tener en cuenta el cumplimiento de lo establecido mediante la Resolución CREG 080 de 2019, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Para los numerales (ii), (iii), (iv) y (v) anteriores, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, tendrá en cuenta aplicar previamente el porcentaje que corresponda a cada sistema de transporte, de acuerdo con la información recibida de los transportadores en aplicación del numeral iv. del literal a) del presente artículo.

Para obtener el valor de los ingresos de corto plazo a informar a los transportadores, el adjudicatario deberá adicionar a los ingresos de corto plazo obtenidos, el valor de las compensaciones reconocidas a los remitentes, originadas por cualquier otro tipo de incumplimiento del contrato diferente al causado por las indisponibilidades del servicio. Para demostrar lo anterior, el adjudicatario deberá discriminar los valores compensados por indisponibilidad y los valores compensados por las demás circunstancias previstas, de acuerdo con los contratos suscritos por la prestación de los servicios asociados al proyecto.

g) Los transportadores liquidarán y facturarán a los beneficiarios 3 días hábiles después de recibir la factura de cobro conforme a las disposiciones de la Resolución CREG 123 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya, los valores obtenidos de acuerdo con la aplicación de las ecuaciones establecidas en el ANEXO 4.

h) Los beneficiarios tendrán cuatro (4) días hábiles para pagar el valor facturado por el transportador, contados a partir del recibo de la factura emitida.

i) Los transportadores transferirán al adjudicatario los montos recaudados de los beneficiarios, en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles contados a partir del plazo máximo de pago establecido a los beneficiarios.

j) Los adjudicatarios no recibirán pagos por proyectos que hayan sido retirados del servicio.

Para la facturación anterior, el adjudicatario o el transportador incumbente que desarrolle proyectos IPAT, calculará la variable A_PAGN,_m,t tal como se establece en el Anexo 4 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. Los transportadores deberán constituir una garantía bancaria de pago con vigencia anual a favor del adjudicatario o transportador incumbente que desarrolle un proyecto IPAT, por el ciento por ciento (100%) del IMT que le corresponde a cada transportador, de acuerdo con lo establecido en el literal a) del presente artículo. La garantía deberá ser renovada anualmente finalizando el mes siguiente al mes de la terminación del PEP.

PARÁGRAFO 2. Finalizado el período estándar de pagos, la remuneración de los servicios del proyecto PAGN dependerá de la conveniencia de contar con el proyecto a futuro, y su cálculo será definido por la CREG en dicho momento.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 17) (Fuente: R CREG 127/21, art. 11)

ARTÍCULO 3.7.3.14. COMPENSACIONES POR INDISPONIBILIDAD. Para efectos de aplicar las compensaciones de que trata el literal e) del Artículo 17 de la presente Resolución, se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Para cada proyecto el adjudicatario, o el transportador incumbente cuando se trate de proyectos de que opere el transportador, informará al transportador responsable del recaudo de la porción del del sistema de transporte t que atiende beneficiarios del proyecto PAGN, el factor de indisponibilidad en el mes de prestación del servicio. Este factor lo calculará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

Factor de indisponibilidad del proyecto PAGN del plan de abastecimiento de gas natural, durante el mes de prestación del servicio.

Máxima capacidad indisponible del proyecto PAG del plan de abastecimiento de gas natural durante el día del mes . Este valor estará expresado en las unidades de medida que se definan en los documentos de selección del inversionista.

Capacidad adjudicada del proyecto PAG del Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Este valor estará expresado en las unidades de medida que se definan en los documentos de selección del inversionista. En el caso de la operación parcial, este valor corresponderá a la capacidad certificada por el Auditor utilizada para efectos del ingreso regulado durante la operación parcial del proyecto.

Número de días del mes .

b) Para cada proyecto el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, calculará las compensaciones por indisponibilidad en el mes , con base en la siguiente ecuación.

Donde:

Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes , del proyecto PAGN. Este valor estará expresado en pesos actualizados y liquidados como se dispone en el Artículo 17 de la presente Resolución.

Porción del que corresponde pagar a los beneficiarios atendidos en el sistema t del transportador para el mes , del proyecto . Este valor estará expresado en pesos actualizados y liquidados como se dispone en el Artículo 17 de la presente Resolución. En el caso de la Operación Parcial, corresponderá a la remuneración establecida para efectos del ingreso regulado durante la Operación Parcial del proyecto.

%adicional: Valor del porcentaje adicional reconocido al adjudicatario o al transportador incumbente que ejecuta un proyecto IPAT, por una entrada en operación en fecha anticipada, o por una entrada en operación parcial en fecha anticipada, de acuerdo con lo establecido en el numeral i) del literal c) y el literal d) del Artículo 12 de la presente Resolución.

c) Se considerará como indisponibilidad del proyecto aquella causada por eventos distintos a fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, y a los eventos eximentes de responsabilidad establecidos en los numerales 1, 2 y 3 del Artículo 11 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Las excepciones anteriores de causales de indisponibilidad se aplicarán durante los primeros seis (6) meses, contados a partir de la ocurrencia del evento. A partir del mes 7 de indisponibilidad por las causales anteriormente establecidas, se aplicarán compensaciones de acuerdo con la siguiente expresión, que sustituye la fórmula establecida en el literal a) anterior:

Donde:

mi: Número de meses calendario completos transcurridos después del mes 6 de la ocurrencia del evento, durante los cuales el proyecto PAGN ha estado indisponible.

En el caso de presentarse las situaciones anteriores, cuya duración se prevea que supere cinco (5) días calendario, durante este lapso, el adjudicatario del proyecto o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, deberá informar a la CREG tal situación, las circunstancias constitutivas del evento de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, toda la información necesaria para demostrar la ocurrencia del mismo, los efectos del evento en la prestación del servicio para los beneficiarios, y el plan de recuperación de la disponibilidad total de la capacidad del servicio.

Adicionalmente, en caso de presentarse eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, deberá contratar, asumiendo su costo, una auditoría externa que permita verificar el cumplimiento de la debida diligencia de parte del adjudicatario o del transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, con el fin de recuperar, en el menor tiempo posible, la disponibilidad parcial o total del servicio.

d) La máxima duración de las suspensiones del servicio por labores programadas para reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos para los proyectos establecidos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, será la establecida en el Artículo 12 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

e) El operador de la infraestructura deberá llevar los registros de las indisponibilidades y del cálculo del factor de indisponibilidad.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 18) (Fuente: R CREG 127/21, art. 12)

ARTÍCULO 3.7.3.15. RECAUDO DE LOS BENEFICIARIOS. Los transportadores deberán aplicar lo establecido en el ANEXO 4 de la presente Resolución con el fin de facturar a los beneficiarios: i.) los valores a recaudar para la remuneración de los proyectos PAGN; y, ii.) la remuneración de sus servicios de liquidación, actualización, facturación, recaudo y transferencia de dichos pagos a los adjudicatarios de procesos de selección o a los transportadores que ejecutan proyectos IPAT".

Cada transportador facturará y recaudará de los beneficiarios del proyecto PAGN correspondiente, teniendo en cuenta lo establecido en los numerales i), ii), iii) y v) del literal a) del Artículo 17 de la presente resolución.

La Comisión podrá revisar los valores aplicados por los transportadores para el componente que remunera el costo fijo mensual, De considerarlo conveniente, podrá solicitar ampliación de la información para verificar la eficiencia de dichos valores.

PARÁGRAFO. El recaudo de los valores aquí establecidos deberá estar cubierto por las garantías exigidas por parte de los transportadores a los remitentes.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 19) (Fuente: R CREG 127/21, art. 13)

ARTÍCULO 3.7.3.16. EJECUCIÓN DE PROYECTOS GENERALES. La ejecución de proyectos generales del plan de abastecimiento de gas natural, o el plan transitorio de abastecimiento de gas natural, la puede realizar cualquier agente interesado acogiéndose a las reglas vigentes para la actividad asociada al proyecto, siempre y cuando el agente (i) inicie la ejecución del proyecto dentro de los doce (12) meses siguientes a la fecha en que la Comisión defina la remuneración para el respectivo proyecto; y (ii) ejecute el proyecto dentro del plazo previsto en el plan de abastecimiento de gas, o el plan transitorio de abastecimiento de gas natural. El agente que inicie la ejecución del proyecto informará al MME y a la UPME el inicio de ejecución del proyecto.

PARÁGRAFO 1o. Se podrán aplicar los mecanismos centralizados establecidos en la presente resolución para ejecutar un proyecto general si la UPME lo incluye dentro de los proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural cuando observe que dentro de los doce (12) meses siguientes a la fecha en que el MME adopte el plan de abastecimiento de gas, o el plan transitorio de abastecimiento de gas natural, ningún agente inicia la ejecución del proyecto.

PARÁGRAFO 2o. Se entenderá que un agente ha iniciado la construcción del proyecto si ha concluido los diseños, ha obtenido la licencia ambiental, ha adquirido la tubería en el caso de construcción de gasoductos, y ha iniciado obras de ingeniería y asociadas para construir el proyecto.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 20)

Ejecución de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural

ARTÍCULO 3.7.4.1. FECHA DE INICIO DE EJECUCIÓN. Corresponde a la fecha prevista de inicio de ejecución de un proyecto indicada en el cronograma y considerada para la definición de la curva S.

La fecha de inicio de un proyecto podrá ser modificada por una sola vez por el adjudicatario o por el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT. La nueva fecha de inicio, el cronograma y la curva S ajustada, junto con el visto bueno del auditor, deberán ser entregados a la UPME antes de la fecha de inicio prevista inicialmente en la oferta técnica del adjudicatario. Esta modificación no dará lugar a modificar la FPO.

PARÁGRAFO. Antes de la fecha de inicio de ejecución del proyecto, y de acuerdo con las revisiones anuales del plan de abastecimiento de gas natural, la UPME de común acuerdo con el adjudicatario, o con el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, y previa aprobación del MME, podrá modificar la FPO. Una vez se modifique la FPO el adjudicatario dispondrá de 15 días calendario para ajustar el cronograma del proyecto, la duración del contrato de auditoría y la vigencia de la garantía de cumplimiento.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 21)

ARTÍCULO 3.7.4.2. AJUSTES A LA FPO DURANTE LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS PRIORITARIOS DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL. Iniciada la ejecución de los proyectos adjudicados mediante procesos de selección, o la ejecución a través del transportador incumbente para proyectos de IPAT, la FPO podrá ser modificada previa aprobación del MME, o la entidad que este delegue, cuando ocurran atrasos por eventos debidamente justificados. Estos eventos pueden ser, entre otros, los siguientes: (i) fuerza mayor debidamente comprobada; o (ii) alteración del orden público acreditada por la autoridad competente que conduzca a la paralización temporal en la ejecución del proyecto y que afecte de manera grave la FPO; o (iii) demoras en la expedición de la licencia ambiental originadas en hechos fuera del control del adjudicatario del proyecto, o del transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, y de su debida diligencia. Una vez se modifique la FPO el adjudicatario o el transportador incumbente dispondrá de 15 días calendario para ajustar el cronograma del proyecto, la duración del contrato de auditoría y la garantía de cumplimiento.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 22)

ARTÍCULO 3.7.4.3. AUDITORÍA. Todos los proyectos que se ejecuten bajo procesos de selección o a través del transportador incumbente según se establece en el Artículo 4 de la presente Resolución, deberán contar con una firma auditora en los términos y condiciones aquí establecidos, la cual será seleccionada a partir de una lista de firmas auditoras elaborada por el CNOG.

El CNOG elaborará y publicará la lista de firmas auditoras de acuerdo con los criterios que señale la UPME para tal fin. Entre otros, la UPME deberá considerar como criterio para dicha lista que las firmas seleccionadas no estén en situación o conflicto de interés con potenciales oferentes de cualquier proyecto o sus contratistas, situación que deberá ser declarada por la firma interesada en ser parte de la mencionada lista. La lista será actualizada en el mes de septiembre de cada año por el CNOG, y tendrá en cuenta los comentarios que la UPME emita sobre el desempeño, calidad y experiencia de los auditores.

El contrato deberá contar con una vigencia comprendida entre el inicio de la ejecución del proyecto y tres meses más, contados a partir de la fecha anticipada de entrada en operación, o de la FPO o de la FPO ajustada según se establece en el Artículo 22 de la presente Resolución. La fiducia será contratada por el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos IPAT, y entregará a la fiducia al momento de suscribir el contrato, todos los recursos correspondientes al costo de la auditoría establecido por la UPME. Cuando haya ajustes en la FPO, según se establece en el Artículo 22 de la presente Resolución, y este ajuste de lugar a aumentar los costos de la auditoría, la UPME informará al adjudicatario, o al transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos IPAT, y fijará el plazo para que este entregue a la fiducia los recursos para cubrir los costos adicionales de la auditoría.

El alcance de la auditoría exigida corresponderá a las obligaciones asignadas en el Artículo 24 de la presente Resolución. Su incumplimiento dará lugar a la terminación del contrato y a que la firma auditora sea excluida de la lista que elabora el CNOG.

Para seleccionar el auditor se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) De la lista de firmas auditoras publicada por el CNOG, la UPME escogerá mediante proceso competitivo, la firma auditora y su costo para cada proyecto.

b) Bajo la gravedad del juramento, tanto la firma de auditoría, como el equipo de trabajo que la conforma, deberán manifestar que no se hallan incursos en inhabilidades e incompatibilidades establecidas, tanto por la ley de contratación estatal, así como las contenidas en la Ley 142 de 1994.

c) En el caso de que se cuente con la información del costo de la auditoría antes de la oferta de los participantes en el proceso abierto y competitivo a cargo de la UPME, la UPME dará a conocer el costo de la auditoría y el nombre del auditor, con el objeto de que el proponente incluya dicho costo dentro de su oferta. Cuando no se cuente con la información antes de la fecha de presentación de ofertas, el costo de la auditoría se adicionará al primer año del ingreso anual esperado del PEP, o en su equivalente si hay entrada parcial.

d) La minuta del contrato entre la fiducia y el auditor deberá acogerse a lo que para tales fines establezca la UPME, y deberá contener las obligaciones del auditor establecidas en el Artículo 24 de la presente Resolución y en los documentos con los que se abra el proceso de selección.

e) El adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, deberá suscribir un contrato de fiducia, con una entidad debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, donde se definirá, entre otros aspectos, que la UPME es la entidad que autoriza los pagos al auditor.

f) En el caso de que se cuente con la información, cuando se trate de proyectos IPAT ejecutados como se establece en el Artículo 4 de la presente Resolución, la UPME informará a la CREG y al transportador incumbente el costo de la auditoría y el nombre del auditor antes del plazo límite para el transportador incumbente establecido en el literal e) del Artículo 4 de la presente Resolución. Cuando no se cuente con la información, el costo de la auditoría se adicionará al primer año del ingreso anual del transportador incumbente o su equivalente cuando es el caso de entrada parcial.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 23) (Fuente: R CREG 127/21, art. 14)

ARTÍCULO 3.7.4.4. OBLIGACIONES DEL AUDITOR. El auditor seleccionado para el proyecto deberá radicar en las oficinas de la UPME, como institución que autoriza los pagos del auditor, del MME, de la CREG, de la SSPD, de la fiducia que contrató al auditor, y del adjudicatario o del transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, la siguiente información:

a) Un informe, cada noventa (90) días calendario contados a partir del momento en que se legalice su respectivo contrato, donde se presente el resultado de verificación del cumplimiento del cronograma, de la curva S y de las características técnicas establecidos para el proyecto. El informe deberá explícitamente indicar el número de meses de atraso en números enteros según el cronograma y la curva S. Un atraso mayor o igual a 15 días calendario se contará como un mes, y un atraso menor a 15 días se contará como cero.

Previamente a la entrega de los informes, el auditor validará sus conclusiones con el adjudicatario, o el transportador incumbente que desarrolle proyectos IPAT, dando acceso a la documentación técnica reunida, y permitiéndole contradecir el proyecto de informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe periódico y en el informe final, según corresponda.

En caso de incumplimiento de requisitos técnicos del proyecto, el informe deberá indicar las desviaciones en los requisitos respecto de las normas y estándares aplicables según el proyecto.

b) Previo a la puesta en operación, ya sea parcial o total, el auditor enviará una certificación dirigida al CNOG, con copia al MME, a la UPME, a la CREG, a la SSPD, al gestor del mercado y al adjudicatario o al transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, en donde se concluya que el proyecto cumplió la lista de chequeo a satisfacción establecida en los documentos de selección del inversionista para la puesta en operación parcial o total, en la fecha anticipada de entrada en operación, y las capacidades de la operación parcial, sí así fuese determinado en el programa de construcción y curva S del proyecto.

c) Dentro de los cinco (5) primeros días a partir de la entrada en operación del proyecto, ya sea parcial o total, el auditor deberá enviar una certificación dirigida al CNOG y a la CREG, indicando la fecha de puesta en operación, ya sea parcial o total, con copia a la UPME, a la SSPD, al gestor del mercado y al adjudicatario o al transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT.

d) Un informe final en donde se concluya, sin ambigüedades, que el proyecto se ajusta a los requerimientos establecidos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. El plazo máximo de entrega de este informe final será de dos (2) meses, contados a partir de la fecha de puesta de operación del proyecto.

e) Cuando se configure un incumplimiento insalvable como se establece en el Artículo 25 de la presente Resolución, el auditor deberá presentar un informe de manera inmediata en donde se ponga en conocimiento tal situación. Este informe deberá acompañarse de un inventario de las obras ejecutadas y a ejecutar, e indicar el avance porcentual de cada una.

f) Los demás informes que sobre temas específicos requieran el MME, la CREG o a quién este delegue, la SSPD o la UPME.

La UPME como institución que autoriza los pagos, y la SSPD como organismo de vigilancia y control, podrán verificar que se esté dando cumplimiento al cronograma y a lo establecido en esta Resolución con relación a proyectos que se ejecuten a través de procesos de selección.

PARÁGRAFO 1. El adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos IPAT, deberá entregar al auditor toda la información que este requiera para el cumplimiento de sus obligaciones.

PARÁGRAFO 2. El adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos IPAT, será quien declare al CNOG la entrada en operación del proyecto con base en la certificación que reciba del auditor, en la cual se han verificado todas las condiciones previstas para ello en los documentos de selección del inversionista.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 24) (Fuente: R CREG 127/21, art. 15)

ARTÍCULO 3.7.4.5. INCUMPLIMIENTO INSALVABLE. Las situaciones que constituyen un incumplimiento insalvable y que obligan al auditor a informar a la CREG respecto de la ocurrencia de esta situación, son las siguientes:

a) Abandono por parte del adjudicatario, o del transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos IPAT, de la ejecución del proyecto, dado por la cesación no justificada de las actividades descritas en el cronograma detallado de las etapas de construcción del proyecto.

b) Cuando en el informe de que trata el literal a) del Artículo 24 de la presente Resolución el auditor verifique que el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de , omitió corregir desviaciones, identificadas en el informe previo, que no corresponden a las características del proyecto definido en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado por el MME y en los documentos de selección del inversionista, siendo obligación de este hacerlo.

c) Cuando en uno de los informes de que trata el literal a) del Artículo 24 de la presente Resolución, el auditor verifique que el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de , no corrigió desviaciones en el proyecto, identificadas en el informe previo, que llevan a que las características técnicas de alguno de los activos del proyecto sean menores a las requeridas por los estándares y normas técnicas aplicables. Para el caso de proyectos de transporte de gas los estándares y normas técnicas aplicables se establecen en el numeral 6 del RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o sustituyan.

d) Cuando el auditor en los informes periódicos que debe realizar de seguimiento del proyecto en su etapa de implementación determine que de manera definitiva el mismo no cumplirá lo previsto en los documentos de selección del inversionista en su proceso de adjudicación y ajustes si fuese el caso.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 25) (Fuente: R CREG 127/21, art. 17)

ARTÍCULO 3.7.4.6. CONEXIÓN DEL PROYECTO. El adjudicatario del proyecto será el responsable de realizar, atendiendo la regulación establecida en el RUT, los puntos de entrada, los puntos de salida y conexiones que se requieran en el SNT para poner en operación el proyecto.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 26)

ARTÍCULO 3.7.4.7. PATRIMONIO AUTÓNOMO. Para cada proyecto el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, deberá constituir un patrimonio autónomo a través del cual se administrará la garantía de cumplimiento, de conformidad con lo establecido en el Anexo 2 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. El adjudicatario deberá constituir el patrimonio autónomo antes de que la UPME reporte a la CREG la información de que trata el artículo 16 de la presente resolución. Una vez constituido el patrimonio autónomo el adjudicatario reportará al MME y a la UPME la información que permita identificar este patrimonio autónomo.

PARÁGRAFO 2o. Cuando se trate del transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, este deberá constituir el patrimonio autónomo antes de radicar en la CREG la información de que trata el literal e) del artículo 4o de la presente resolución. Una vez constituido el patrimonio autónomo el transportador incumbente reportará al MME y a la UPME la información que permita identificar este patrimonio autónomo.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 27)

ARTÍCULO 3.7.4.8. GARANTÍA DE SERIEDAD. Corresponde a la garantía que debe exigir la UPME dentro de los documentos de selección como uno de los requisitos para participar en un proceso de selección. Esta garantía se hará a favor de la UPME.

PARÁGRAFO 1o. Las condiciones generales de la garantía de seriedad las determinará la UPME.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo eliminado por el artículo 16 de la Resolución 127 de 2021>

(Fuente: R CREG 107/17, art. 28) (Fuente: R CREG 127/21, art. 16)

ARTÍCULO 3.7.4.9. GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO. El adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, deberá constituir una garantía de cumplimiento a nombre del patrimonio autónomo, de conformidad con lo establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el numeral 3.6 del Anexo 3 de la presente resolución, sin perjuicio de las sanciones administrativas a que haya lugar, el patrimonio autónomo ejecutará la garantía y transferirá los respectivos recursos conforme se indica en el artículo 30 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 29)

ARTÍCULO 3.7.4.10. DESTINO DE LOS RECURSOS PROVENIENTES DE LA EJECUCIÓN DE GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO. Cuando el patrimonio autónomo ejecute una garantía de cumplimiento, el destino de los respectivos recursos, con sus rendimientos y descontados los respectivos costos de transacción, será el siguiente:

Los recursos se utilizarán para que el transportador que debe recaudar ingresos para el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, disminuya el valor del servicio de transporte a los remitentes que se esperaba beneficiar con el proyecto en el que se presentó el incumplimiento, de la siguiente forma:

Donde:

	Fracción de los ingresos por el servicio de transporte del mes m que se pagará al transportador en el mes m + 1 utilizando el saldo acumulado de la garantía ejecutada asociada al proyecto s.
	Saldo acumulado, al último día del mes m, de los valores recibidos por ejecución de la garantía relacionada con el proyecto s, incluyendo los rendimientos pagados y los costos. Este valor estará expresado en pesos y será informado al transportador por el patrimonio autónomo.
	Costo del servicio de transporte aplicable al remitente i, durante el mes m, quien se esperaba beneficiar con el proyecto s a facturar en el mes m + 1 por parte del transportador. Este costo corresponderá al costo asociado a la remuneración de (i) la infraestructura del transportador; (ii) los proyectos de IPAT ejecutados por el transportador incumbente; y (iii) los proyectos ejecutados mediante procesos de selección que corresponde a la variable PSs/m descrita en el artículo 19 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos.
	Parte del costo del servicio de transporte durante el mes m, aplicable al remitente i que se esperaba beneficiar con el proyecto s, que pagará dicho remitente en el mes m + 1. Este valor estará expresado en pesos.
	Parte del costo del servicio de transporte durante el mes m, aplicable al remitente i que se esperaba beneficiar con el proyecto s, que se pagará en el mes m + 1, con los recursos provenientes de la ejecución de la garantía asociada al proyecto s. Este valor estará expresado en pesos.
NRs:	Número de remitentes que se esperaba beneficiar con el proyecto en el respectivo sistema de transporte.
m:	Corresponde al mes calendario de prestación del servicio.

PARÁGRAFO 1o. Cuando se ejecute una garantía de cumplimiento, el patrimonio autónomo informará inmediatamente a cada transportador responsable de la facturación y recaudo del IAE el monto de recursos disponibles por la ejecución de la garantía que le serán transferidos. Para determinar el monto de recursos que serán transferidos a cada transportador el patrimonio autónomo observará el porcentaje de asignación para cada sistema de transporte según lo establecido en el artículo 17 de la presente resolución.

Con esta información cada transportador responsable de la facturación y recaudo del IAE aplicará en el siguiente período de facturación las fórmulas del presente artículo para disminuir el valor del servicio de transporte a los remitentes que se esperaba beneficiar con el proyecto en el que el adjudicatario incumplió. El patrimonio autónomo transferirá a cada transportador los recursos de la garantía que le corresponden para cubrir las cantidades una vez el transportador facture a los respectivos remitentes de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 123 de 2013 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2o. El transportador responsable de la facturación y recaudo del IAE deberá conservar los soportes de cálculo de las cantidades y descritas en las fórmulas del presente artículo para cuando las autoridades competentes o los remitentes los soliciten.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 30)

ARTÍCULO 3.7.4.11. EFECTOS DEL INCUMPLIMIENTO. Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el Anexo 3 de la presente Resolución, sin perjuicio de las sanciones administrativas a que haya lugar, el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos IPAT, perderá el derecho a recibir el flujo de ingresos o remuneración por el proyecto. Lo anterior aplica también en el caso de que se esté remunerando con ingreso regulado por operación parcial en fecha anticipada, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 12 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. En el caso del incumplimiento asociado a las situaciones establecidas en el Artículo 25 y el numeral 3.6 del anexo 3 de la presente resolución o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, la CREG, con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los Artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo que sean aplicables. En firme la decisión definitiva sobre la actuación, y determinada la existencia del incumplimiento, se comunicará la decisión al patrimonio autónomo para que proceda conforme con lo establecido en el numeral 3.6 del Anexo 3 de la presente resolución o aquellas que la modifique, adicione o sustituya. Copia de esta decisión se informará a la UPME y al Ministerio de Minas y Energía.

PARÁGRAFO 2. Si el MME aprueba una solicitud del adjudicatario de no continuar con el proyecto por la ocurrencia de eventos irresistibles, imprevisibles y ajenos a su control, debidamente verificables, la CREG no iniciará la actuación administrativa o la dará por terminada, el adjudicatario perderá el derecho a cualquier ingreso regulado y el patrimonio autónomo se abstendrá de ejecutar la garantía de cumplimiento.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 31) (Fuente: R CREG 127/21, art. 18)

ARTÍCULO 3.7.4.12. REMUNERACIÓN DE LOS SERVICIOS ADICIONALES. Los servicios adicionales que ofrezcan los transportadores incumbentes, en el caso de los proyectos IPAT, o los adjudicatarios, en el caso de proyectos adjudicados mediante procesos de selección, no tendrán un ingreso regulado y sólo podrán comercializarse después de que se hayan asignado la totalidad de los servicios adjudicados.

PARÁGRAFO. El porcentaje del valor de los ingresos recibidos por los servicios adicionales que se asignará a los beneficiarios, según lo previsto en el Anexo 4 de la presente resolución, será determinado por la CREG en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 34) (Fuente: R CREG 127/21, art. 19)

ARTÍCULO 3.7.4.13. Para efectos de la lectura de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, en todos aquellos apartes en que se haga referencia a la expresión "Términos de referencia" de ahora en adelante debe entenderse como "Documentos de selección del inversionista - DSI".

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 24 de julio de 2017.

(Fuente: R CREG 107/17, art. 35) (Fuente: R CREG 127/21, art. 23)

Criterios a tener en cuenta en los procesos de selección

ARTÍCULO 3.7.5.1. 1. CRITERIOS A TENER EN CUENTA EN LOS PROCESOS DE SELECCIÓN. Para el desarrollo de los procesos de selección se deberán tener presente los siguientes criterios:

a) Requisitos objetivos que permitan la participación plural de proponentes dentro del proceso de selección.

b) Reglas objetivas, justas, claras y completas que permitan la confección de ofrecimientos de la misma índole, aseguren una escogencia objetiva y eviten las declaratorias de desierta del proceso de selección.

c) Transparencia: entendida como la definición previa y aplicación de reglas explícitas y públicas para las empresas interesadas en participar en el proceso de selección.

d) Eficiencia económica: entendida como la escogencia de la propuesta de mínimo costo.

e) Información relevante: se entenderá por información relevante la siguiente relacionada con las distintas actividades del proceso de selección:

- Documentos que evidencien la publicidad de las reglas del proceso de selección y de las eventuales modificaciones a las mismas.

- Descripción de las reglas utilizadas en el proceso de selección que evidencie que la escogencia del adjudicatario se basa en criterios de mínimo costo.

- Descripción de los procedimientos de aplicación de las reglas de escogencia del adjudicatario.

- Valor resultante del proceso de adjudicación: valor que corresponde al valor presente del IAE como se establece en el artículo 13 de la presente resolución.

- Descripción del proyecto que deberá corresponder con lo definido tanto por el plan transitorio de abastecimiento de gas natural como por el plan de abastecimiento de gas natural adoptado por el MME con base en el estudio técnico que efectúe la UPME, conforme a lo dispuesto por los artículos 1o y 2o de la Resolución número 40052 de 2016 del MME, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 107/17, ANEXO 1)

Fiducia mercantil para la administración de las garantías de cumplimiento.

ARTÍCULO 3.7.6.1. 2. FIDUCIA MERCANTIL PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LAS GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO. Este anexo trata sobre las disposiciones que deben cumplir los adjudicatarios, o los transportadores incumbentes que ejecuten en primera instancia proyectos de IPAT, en materia de la constitución del patrimonio autónomo cuando ejecuten proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural.

1. Instrumento fiduciario

La forma del instrumento fiduciario corresponde a la de una fiducia mercantil. En estos términos, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT deberá constituir un patrimonio autónomo a través de una sociedad fiduciaria legalmente establecida en Colombia.

Esta disposición se refiere a la utilización de fiducias mercantiles en los términos del artículo 1126 y siguientes del Código de Comercio, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.

2. Objeto del patrimonio autónomo

El adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, para cada proyecto deberá constituir un patrimonio autónomo con el objeto exclusivo de administrar la garantía de cumplimiento.

3. Principios en la constitución del patrimonio autónomo

Objeto exclusivo:	Administración de la garantía de cumplimiento del proyecto a ejecutar mediante proceso de selección o a través del transportador incumbente. Por administración se entenderá las labores de: i) recibir la garantía, ii) aprobar la garantía, iii) custodiar la garantía, iv) ejecutar la garantía cuando sea del caso y v) transferir los recursos de manera oportuna a los beneficiarios de los recursos provenientes de la ejecución de las garantías, que se indican en el artículo 31 de la presente resolución.
Continuidad:	El adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT garantizará que el patrimonio autónomo estará disponible desde su constitución hasta dos meses después de que el auditor certifique la entrada en operación del proyecto o hasta cuando se ejecute la garantía de cumplimiento y el patrimonio autónomo transfiera el 100% de los recursos, con los respectivos rendimientos y descontando los respectivos costos de transacción a que haya lugar.
Diligencia	El patrimonio autónomo deberá realizar diligentemente todos los actos necesarios para la consecución de su finalidad. Durante la ejecución del proyecto, cuando el auditor reporte retrasos, conforme se indica en el artículo 24 de la presente resolución, exigirá al adjudicatario, o al transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, el reajuste de la garantía de cumplimiento.
Independencia	El patrimonio autónomo mantendrá los recursos objeto de la fiducia separados de los suyos y de los que correspondan a otros negocios fiduciarios.
Eficiencia	El patrimonio autónomo se regirá por procesos eficientes que aseguren a las partes procesos óptimos en el recibo y revelación de información, recibo de garantías y transferencia de recursos, entre los más relevantes.

4. Calidades de la sociedad fiduciaria que se utilice para la constitución del patrimonio autónomo que se constituya

La sociedad fiduciaria deberá estar autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia, aspecto que deberá ser acreditado mediante el certificado de existencia y representación legal que para el efecto se expide y deberá comprometerse por escrito a actuar conforme a todas las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 107/17, ANEXO 2)

Disposiciones generales de las garantías de cumplimiento

ARTÍCULO 3.7.7.1. 3. DISPOSICIONES GENERALES DE LAS GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO. Este anexo trata sobre las disposiciones que deben cumplir los adjudicatarios, o los transportadores incumbentes que ejecuten en primera instancia proyectos de IPAT, en materia de la constitución de las garantías de cumplimiento cuando ejecuten proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural.

1. Criterios generales que deben cumplir las garantías

1.1. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión por parte de una agencia calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

1.2. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior esta deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el anexo número 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 de 2003 del Banco de la República o en las normas que lo modifiquen o sustituyan y acreditar una calificación de deuda de largo plazo de Standard & Poor's Corporation, Fitch Ratings o de Moody's Investor's Services Inc., de al menos grado de inversión.

1.3. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario (i.e. el patrimonio autónomo) los correspondientes recursos en la cuenta bancaria de la entidad financiera en Colombia que para tales efectos se haya constituido.

1.4. Las garantías deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del patrimonio autónomo que se conforme.

1.5. El patrimonio autónomo que se conforme debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución, en la cuenta bancaria en Colombia que para tales efectos establezca el fideicomiso o patrimonio autónomo.

1.6. Las garantías deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas.

1.7. La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.

1.8. El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme a lo indicado en el presente anexo.

Por tanto, el valor pagado deberá ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.

1.10. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional.

1.11. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá sin ninguna condición cubrir el valor en pesos de la garantía y ser exigible de acuerdo con las Normas RUU 600 de la Cámara de Comercio Internacional (CCI) (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600) o aquellas normas que las modifiquen o sustituyan y con las normas del Estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Estas garantías deberán prever mecanismos expeditos y eficaces para resolver definitivamente cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante aplicando las normas que rigen su exigibilidad, tales como la decisión definitiva bajo las reglas de conciliación y arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional, CCI, por uno o más árbitros designados según lo establecen las mencionadas reglas, o a través de los jueces del Estado de Nueva York.

Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 1.1 y 1.2 del presente numeral, los adjudicatarios o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT deberán acreditar al patrimonio autónomo, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios.

Los agentes que utilicen garantías deben informar al patrimonio autónomo cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 1.1 y 1.2 del presente numeral, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información debe ser comunicada a más tardar cinco (5) días hábiles después de ocurrido el hecho.

Para la aceptación de una garantía otorgada por una entidad financiera del exterior, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT deberá adjuntar los formularios debidamente diligenciados y registrados ante el Banco de la República y que, de acuerdo con las normas del mismo, sean necesarios para el cobro de la garantía por parte del patrimonio autónomo.

2. Tipos de garantías

Los tipos de garantías que serán aceptadas para los efectos de la presente resolución son los siguientes:

2.1. Garantía bancaria de una entidad financiera en Colombia: Instrumento mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

2.2. Carta de crédito stand by de una entidad financiera en Colombia: Crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by. La forma y perfeccionamiento de esta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

2.3. Carta de crédito stand by de una entidad financiera del exterior: Crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera del exterior se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal al pago de las obligaciones establecidas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by.

2.4. Prepago: Recursos en moneda colombiana que cubren el 100% del valor de la garantía.

Los adjudicatarios, o los transportadores incumbentes que ejecuten en primera instancia proyectos de IPAT, podrán combinar los tipos de garantías mencionados anteriormente para cubrir el 100% del valor de las garantías de que trata este Anexo.

3. Garantía de cumplimiento

3.1. Destino de los recursos: Los recursos provenientes de la ejecución de la garantía de cumplimiento se destinarán a disminuir los pagos por uso del sistema nacional de transporte de los beneficiarios de las garantías que son los que se indican en los artículos 16 y 31 de la presente resolución.

3.2. Fecha de aprobación: El adjudicatario deberá obtener la aprobación de la garantía por parte del patrimonio autónomo hasta las 17:00 horas de los siguientes quince (15) días calendario a la notificación del acto administrativo de la UPME mediante el cual adjudica el proyecto. Para el caso del transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT la garantía deberá estar aprobada por el patrimonio autónomo dentro de los 45 días de que trata el literal e) del artículo 4o de la presente resolución.

3.3. Vigencia de la garantía: El plazo que cubre la garantía corresponderá al número de días calendario de duración del proyecto, según el cronograma y la curva S, más 60 días adicionales.

Se podrán aceptar garantías con plazos de cubrimiento de doce (12) meses, siempre y cuando antes de finalizar el período de cubrimiento se emita una nueva garantía, con las mismas condiciones.

En otras palabras, cuando el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de , decida poner garantías con vigencias menores al período de tiempo de duración del proyecto, según el cronograma y la curva S, más 60 días adicionales, la garantía deberá contener una disposición explícita de ejercicio, en caso de que antes de su vencimiento el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de no ponga la nueva garantía de cumplimiento.

Adicionalmente, en la constitución de las garantías debe quedar explícito y sin ambigüedades que, cuando se active alguna de las causales de la ejecución de la garantía, la vigencia de ésta se ampliará hasta que se agote el procedimiento para determinar la existencia del incumplimiento, en concordancia con lo previsto en los artículos 106 y siguientes de la Ley 142 de 1994, y en las normas del Código Contencioso Administrativo y 6 meses más.

Cuando se presentare una situación como la descrita en el párrafo anterior, la CREG, mediante resolución particular, notificará al responsable en cuánto tiempo ampliar la vigencia de la garantía, respetando siempre que en caso de determinarse el incumplimiento sea posible la ejecución de la garantía en forma inmediata.

3.4. Valor inicial de la garantía: Para los procesos de selección será del siete por ciento del valor de la oferta, expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la oferta. Para el caso de los transportadores incumbentes que ejecuten en primera instancia proyectos de IPAT será de diez por ciento del valor eficiente del activo adoptado por la CREG, según se establece en el literal c) del artículo 4o de la presente resolución, expresado en pesos colombianos.

3.5. Ajustes mensuales al valor de la garantía

Mensualmente, el valor de la garantía será objeto de ajustes por retrasos en la ejecución del proyecto, según la información del cronograma y la curva S.

Los ajustes en el valor de la garantía ocasionados por retrasos deberán efectuarse conforme el siguiente procedimiento:

Cuando se presente un retraso por modificación de la FPO debidamente aprobado por el MME según se establece en el artículo 22 de la presente resolución, o cuando el auditor identifique en su reporte retrasos en la ejecución del proyecto, según el cronograma y la curva S, el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de IPAT, a partir de la aprobación del MME o de la emisión del reporte de auditoría, según aplique, deberá ajustar en un plazo máximo de 15 días calendario el valor de la garantía conforme la siguiente expresión:

Donde:

VG:	Valor de la garantía en pesos colombianos.
VGI:	Valor de garantía inicial en pesos colombianos.
FAR:	Factor de ajuste por retrasos.
m:	Número de meses de retraso con respecto al cronograma y la curva S, en el informe de auditoría del auditor. Corresponderá a un número entero.
M:	Número de meses del proyecto, según el cronograma y la curva S. Corresponderá a un número entero.

3.6. Ejecución de la garantía de cumplimiento El patrimonio autónomo encargado de la administración de la garantía de cumplimiento debe ejecutar la garantía bajo su custodia cuando, en aplicación del parágrafo del Artículo 31 de la presente resolución o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, se determine la ocurrencia de alguno de los siguientes eventos de incumplimiento:

3.6.1. Cuando dentro del plazo máximo previsto el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de no actualice el valor de la garantía por retrasos debidos a modificación de la FPO debidamente aprobada por el MME o por retrasos identificados en el informe del auditor.

3.6.2. Cuando el retraso en la ejecución del proyecto, informado por el auditor, sea mayor o igual al 50% del plazo previsto en el cronograma de ejecución del proyecto.

3.6.3. Cuando el auditor concluya que el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de abandonó el proyecto objeto de la auditoría.

3.6.4. Cuando el auditor concluya que el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de no corrigió las desviaciones de que trata el literal b) del Artículo 25 de la presente Resolución.

3.6.5. Cuando el auditor concluya que el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute en primera instancia proyectos de no corrigió las desviaciones de que trata el literal c) del Artículo 25 de la presente Resolución.

3.6.6. Cuando a la terminación del proyecto el auditor identifique que el proyecto ejecutado no coincide con las características técnicas exigidas en el plan de abastecimiento de gas natural y en los documentos de selección.

(Fuente: R CREG 107/17, ANEXO 3) (Fuente: R CREG 127/21, art. 20) (Fuente: R CREG 127/21, art. 21) (Fuente: R CREG 180/21, art. 1)

Cálculo de los montos a facturar a los beneficiarios

ARTÍCULO 3.7.8.1. 4. CÁLCULO DE LOS MONTOS A FACTURAR A LOS BENEFICIARIOS.

Con el fin de realizarse los pagos por parte de los beneficiarios de los proyectos, se desarrollarán los siguientes cálculos para la facturación del servicio:

1.) Facturación a los transportadores por parte del adjudicatario o del transportador incumbente que desarrolle proyectos IPAT

El adjudicatario o el transportador incumbente que desarrolle proyectos IPAT desarrollará los siguientes cálculos, con el fin de facturar el valor que le corresponde recaudar a cada transportador que atiende beneficiarios del proyecto PAGN en el sistema de transporte que opera:

Con:

Donde:
: Valor a facturar por el adjudicatario, al transportador del sistema de transporte t, por el servicio prestado en el mes m por el proyecto PAGN.

Ingreso mensual a pagar por parte de los beneficiarios en el sistema de transporte t, calculado como se expresa en el Artículo 17, por el servicio prestado en el mes m por el proyecto PAGN.

: Valor de las compensaciones por indisponibilidad, asignadas a los beneficiarios en el sistema de transporte t, por el servicio prestado en el mes m por el proyecto PAGN.

: Ingresos de corto plazo obtenidos por la prestación de servicios asociados al proyecto PAGN, facturados en el mes m por el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecuta proyectos IPAT. Estos ingresos corresponderán a los asignados al respectivo sistema de transporte t. El valor de los ingresos de corto plazo para este cálculo deberá corresponder al valor a pagar al adjudicatario por parte de los agentes, según los contratos suscritos para prestar los servicios del proyecto, antes de aplicarse cualquier tipo de compensación pactada en favor de los agentes contratantes, excepto las correspondientes a indisponibilidades a las que haya lugar.

Recursos provenientes en el mes m, asignados al sistema de transporte t, de la ejecución de garantías asociadas a proyectos ejecutados mediante procesos de selección y proyectos del ejecutados por transportador incumbente, según se establece en el artículo 30 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

: Saldo de ingresos en el mes m, asignados al sistema de transporte t por el proyecto PAGN.

PSA: Porcentaje del . Se definirá en resolución aparte para cada proyecto PAGN, si es del caso.

: Ingresos obtenidos por el adjudicatario, asignados al sistema de transporte t, por la prestación de servicios adicionales durante el mes m por el proyecto PAGN.

: Corresponde al mes calendario en que se realiza la prestación del servicio.

2.) Facturación a los beneficiarios por parte del transportador

Cada transportador que atiende beneficiarios desarrollará los siguientes cálculos con el fin de facturar el valor que le corresponde recaudar de cada beneficiario del proyecto PAGN en el sistema de transporte que opera:

Donde:

: Valor a facturar al beneficiario j, en el sistema de transporte t, en el mes m+1, por el servicio prestado por confiabilidad en el mes m por el proyecto PAGN y por los servicios comerciales prestados por el transportador del sistema de transporte t en el mes m+1.

: Valor a facturar al beneficiario j en el sistema de transporte t, por el servicio prestado por confiabilidad en el mes m por el proyecto PAGN.

: Cada uno de los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

RC: Riesgo de cartera que asume el transportador que recauda los valores facturados a los beneficiarios. Su valor es de 0.071%.

: Fracción del costo total mensual aprobado por la CREG, a pagar por el beneficiario j, que remunera los servicios comerciales prestados por el transportador del sistema de transporte t en el mes m+1, relacionados con la liquidación, facturación, recaudo y transferencia al adjudicatario del proyecto PAGN.

m: Mes de prestación del servicio del proyecto PAGN.

Con:

Donde:

: Valor a facturar por el servicio prestado por confiabilidad al beneficiario j, en el sistema de transporte t, en el mes siguiente al mes de prestación m, por el proyecto PAGN.

: Porcentaje de participación obtenido de acuerdo con lo establecido en el numeral (iii) del literal a) del Artículo 17 de la presente resolución.

: Capacidad contratada en el nodo de referencia p identificado por la UPME según lo establecido en los numerales i) y ii) del literal a) del Artículo 17 de la presente resolución, por el beneficiario j del proyecto , en el sistema de transporte t, bajo cualquier modalidad contractual en el mercado primario, en el mes m. Cuando en el mes m haya contratos cuya duración sea menor a la mensual se deberá incluir en la capacidad contratada la prorrata equivalente mensual correspondiente. Valor expresado en KPCD.

: Nodo de referencia, utilizado por la UPME de acuerdo con lo establecido en los numerales i) y ii) del literal a) del Artículo 17 de la presente resolución.

: Impuestos y costos generados por transferencia de recursos recaudados por el transportador del sistema de transporte t, en el mes m+1, al adjudicatario del proyecto PAGN o al transportador incumbente que ejecuta proyectos IPAT.

: Costo fijo y costo variable mensual que reconoce los servicios comerciales prestados por el transportador del sistema de transporte t, asignados al beneficiario j, en el mes m+1para el recaudo y pago del proyecto PAGN.

Con:

Donde:

Costo fijo incurrido por el transportador del sistema de transporte t, por los servicios prestados en el mes m+1.

: Costo variable, asignado al beneficiario j, incurrido por el transportador del sistema de transporte t, ocasionado en el mes m+1.

: Margen operativo por las actividades establecidas en el artículo 17 de la presente Resolución, en el sistema de transporte t. Su valor es de 1,60%.

COSTOS FIJOS:

Donde:

a) Licenciamiento:

LC_t: Licenciamiento y/o desarrollo de software en los sistemas de cómputo (ERP), del sistema de transporte t, reportado anualmente.

b) Compensación gestión humana:

Donde:

: Compensación por la gestión humana para el mes m+1, por las actividades de liquidación, facturación, recaudo y transferencia de recursos asociados a proyectos PAGN.

: Costo promedio anual para el empleador por el talento humano capacitado para la función requerida, en tiempo completo, en el sistema de transporte t.

: Costo promedio mensual para el empleador del recurso humano capacitado para la función requerida, en tiempo completo, en el sistema de transporte t.

d: Días del mes por el talento humano dedicado para la función requerida.

D: Días laborales por mes

c) Costo financiero de la garantía:

Donde:

Costo financiero por la constitución de la garantía de pago incurrido por el transportador del sistema de transporte t, en el mes m+1, a favor del adjudicatario del proyecto PAGN.

: Tasa de interés efectiva mensual a aplicar por el transportador del sistema de transporte t, en el mes m+1, que refleja el costo financiero de la garantía de pago a favor del adjudicatario del proyecto PAGN.

El costo de la garantía para el mes m+1 equivale al costo financiero expresado como el interés efectivo mensual. El valor a ser considerado como costo financiero deberá ser informado a la CREG de acuerdo con el formato de reporte de información que se publicará mediante circular de la dirección ejecutiva. El transportador deberá reportar en dicho formato, el costo financiero a ser reconocido en el siguiente año calendario. Dicho valor será verificado en el año de aplicación, sustentado con la presentación de la garantía constituida.

COSTOS VARIABLES

Donde:

Tasa de interés moratoria diaria vigente en el mes m, en el sistema de transporte t, publicada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

Días de mora del pago del beneficiario j, al transportador del sistema de transporte t, en el mes m+1.

Saldo pendiente por pagar por el beneficiario j, por los servicios comerciales prestados por el transportador del sistema de transporte t, en el mes m+1, por el proyecto PAGN.

(Fuente: R CREG 107/17, ANEXO 4) (Fuente: R CREG 127/21, art. 22)

PARTE 8

Protocolo de estabilidad operativa del sistema nacional de transporte de gas natural

ARTÍCULO 3.8.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se establece el protocolo a seguir por los transportadores y los remitentes del Sistema Nacional de Transporte (SNT), para:

a) Determinar la estabilidad operativa en cada una de las agrupaciones de gasoductos definidas por el transportador para efectos de aplicar el esquema de compensaciones por variaciones de salida netas negativas según lo establecido en el artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

b) Establecer parámetros para determinar la estabilidad operativa de las agrupaciones de gasoductos, que puedan ser verificables por terceros independientes o autoridad competente.

c) Determinar las condiciones operativas de las agrupaciones de gasoductos que dan lugar a suspensión del servicio a uno o más remitentes.

d) Determinar las acciones de comunicación entre el transportador y sus remitentes sobre el estado de la agrupación de gasoductos en relación con la definición de estabilidad operativa, la cual servirá de base para determinar suspensión del servicio a uno o más remitentes.

e) Establecer las acciones que deben impartir los transportadores y que deben cumplir los remitentes para mantener la estabilidad operativa de las agrupaciones de gasoductos.

(Fuente: R CREG 163/17, art. 1)

ARTÍCULO 3.8.2. RANGOS DE PRESIONES. Para cada punto de referencia el transportador establecerá los siguientes rangos de presiones:

Rango 1: Presiones mayores a la máxima presión de operación efectiva definida por el transportador según la NTC 3838, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y hasta la máxima presión de operación permisible (MPOP). En este rango de presiones hay riesgo para la infraestructura del sistema de transporte y por tanto el transportador podrá impartir órdenes operacionales a sus remitentes para garantizar la integridad del sistema.

Rango 2: Presiones mayores a la presión de operación promedio del punto de referencia en año calendario inmediatamente anterior, y hasta la máxima presión de operación efectiva definida por el transportador según la NTC 3838, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En este rango de presiones se considera que hay operación normal del sistema.

Rango 3: Presiones mayores o iguales a la presión contractual o de proceso de operación requerida en el punto de referencia, y hasta la presión de operación promedio del punto de referencia en el año calendario inmediatamente anterior. La presión de operación promedio se debe calcular a partir de datos horarios. En este rango de presiones el sistema requiere que se controlen las variaciones de salida negativas, para evitar un estado de inestabilidad operativa del sistema.

Rango 4: Presiones menores a la presión contractual o de proceso de operación requerida en el punto de referencia. En este rango de presiones el sistema está en estado de inestabilidad operativa.

PARÁGRAFO 1. Las presiones de operación promedio están referidas a presiones en condiciones normales de operación del SNT. Es decir, no se consideran presiones en el SNT en condiciones no normales de operación como pueden ser mantenimientos o eventos por fuerza mayor, entre otros.

PARÁGRAFO 2. Los rangos de presiones estarán publicados en el BEO para cada punto de referencia y para cada agrupación de gasoductos. Una vez publicados estos rangos el transportador los podrá modificar si hay justificación técnica para ello, y para que esta modificación tenga validez el transportador deberá publicar en el BEO un documento en el que se presente la justificación técnica para dicho cambio.

(Fuente: R CREG 163/17, art. 3)

ARTÍCULO 3.8.3. SIMULACIÓN DE PRESIONES EN PUNTOS DE REFERENCIA. Cuando el transportador observe que la presión en alguno o varios de los puntos de referencia está dentro del Rango 3 simulará el comportamiento de las presiones en los puntos de referencia para un período de simulación no menor a cuatro (4) horas y no mayor a diez (10) horas, asumiendo que las variaciones de salida negativas se mantienen durante el período.

Para realizar esta simulación el transportador utilizará modelos de flujo que consideren los siguientes parámetros:

a) Parámetros técnicos del fluido: Los parámetros del fluido, tales como gravedad específica, factor de compresibilidad, densidad y viscosidad, presión y temperatura inicial del gas deberán corresponder a los parámetros validados mediante simulaciones operativas del transportador, teniendo en cuenta información histórica.

b) Parámetros técnicos del gasoducto: Los parámetros del gasoducto, tales como elevaciones, diámetro interno y longitud de las tuberías, factor de fricción y rugosidad deberán corresponder a los parámetros validados mediante simulaciones operativas del transportador, teniendo en cuenta información histórica.

c) Presiones en puntos de entrada: Se utilizarán las presiones medidas en puntos de entrada al momento de realizar la simulación.

d) Máximas presiones de operación permisibles: Las presiones que se simulen no deberán exceder las máximas presiones de operación permisibles (MPOP) establecidas por la Norma NTC-3838 o aquellas normas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.

e) Presiones mínimas: Las presiones requeridas por el proceso y los remitentes en los puntos de salida, pactada contractualmente.

f) Flujos mínimos: Los flujos requeridos por el proceso y los remitentes en los puntos de salida.

g) Características del modelo de flujo: El modelo de flujo debe basarse en una o varias de las siguientes ecuaciones:

- General Flow

- Colebrook-White

- Modified Colebrook-White

- AGA

- Weymouth

- Panhandle A

- Panhandle B

- IGT

- Spitzglass

- Mueller

- Fritzsche

En los sistemas de transporte que cuenten con estaciones de compresión los modelos de flujo deben considerar estas estaciones y las ecuaciones que mejor representen el principio de funcionamiento, bien sea centrífugo, desplazamiento positivo u otro, con el fin de determinar la potencia requerida para la condición operativa del sistema de transporte.

Los modelos de flujo deberán estar validados con soportes en línea que muestren las condiciones reales de operación del sistema de transporte.

PARÁGRAFO 1. Una vez que el transportador observe que la presión en alguno o varios de los puntos de referencia está dentro del Rango 3 informará sobre esta situación, de manera preventiva, a cada uno de los remitentes con variaciones de salida netas negativas. Con esta información los remitentes podrán ajustar sus consumos previos a un posible requerimiento por parte del transportador según el resultado de aplicar las disposiciones del artículo 5o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2. El transportador deberá tener disponible la información utilizada en las simulaciones para remitentes y autoridades que la requieran.

(Fuente: R CREG 163/17, art. 4)

ARTÍCULO 3.8.4. DETERMINACIÓN DE INESTABILIDAD OPERATIVA. Con los resultados de la simulación de que trata el artículo 4o de la presente resolución el transportador procederá así:

a) Si la presión en uno o varios puntos de referencia en la agrupación de gasoductos, y para el período de simulación, se ubica dentro del Rango 4, el transportador notificará a cada uno de los remitentes con variaciones de salida netas negativas que sus variaciones causarán inestabilidad operativa. Esta notificación deberá incluir las acciones operativas que el transportador requiere que el remitente ejecute, las cuales serán: i) ajuste del consumo de acuerdo con los resultados de la simulación; y/o ii) reponer el gas tomado en exceso.

b) Si la presión en los puntos de referencia de la agrupación de gasoductos, para el período de simulación, no se ubica dentro del Rango 4, el transportador realizará otra simulación dentro del tiempo que este considere conveniente, observando lo establecido en el artículo 4o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1. En la notificación al remitente, el transportador adjuntará como soporte técnico una imagen de los resultados de la simulación obtenidos con el software utilizado como modelo de flujo o de la interface HMI (Human Machine Interface) del Sistema Scada que muestre: i) que el remitente se encuentra en la referida variación de salida, ii) que la presión en uno o varios puntos de referencia estará en el Rango 4 si continúan las variaciones de salida negativas y iii) la cantidad en la cual se debe ajustar el respectivo remitente para mantener la estabilidad operativa del sistema, ajuste que podrá implicar entregas menores a la cantidad de energía autorizada para el día de operación, sin que ello signifique falla en la prestación del servicio por parte del transportador.

PARÁGRAFO 2. Los remitentes notificados dispondrán de dos (2) horas, contadas a partir de la notificación, para cumplir con las acciones operativas exigidas por el transportador.

(Fuente: R CREG 163/17, art. 5)

ARTÍCULO 3.8.5. SUSPENSIÓN DEL SERVICIO POR VARIACIONES QUE CAUSAN INESTABILIDAD OPERATIVA. Cuando el remitente no tome las acciones operativas requeridas por el transportador dentro del plazo establecido según el artículo 5o de la presente resolución, el transportador enviará una comunicación por correo electrónico en la que se indique que vencido el plazo no se ha mitigado el riesgo de inestabilidad operativa de la agrupación de gasoductos y una imagen de los resultados de la simulación obtenidos con el software utilizado como modelo de flujo o de la interface HMI (Human Machine Interface) del Sistema Scada confirmando el incumplimiento.

Posteriormente, el transportador podrá suspender temporalmente el servicio al remitente que incumplió la orden de ajustarse y al remitente que haya cumplido parcialmente la(s) orden(es) operativa(s) dada(s). En ninguno de los casos anteriores la suspensión del servicio podrá ser considerada una falla en la prestación del servicio por parte del transportador ni exonerará de responsabilidad al remitente por los perjuicios causados.

PARÁGRAFO. Una vez verificado que la agrupación de gasoductos recuperó su estabilidad operativa el transportador restablecerá el servicio, a los remitentes a quienes les suspendió el servicio, dentro del menor tiempo posible de acuerdo con los requisitos técnicos a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 163/17, art. 6)

PARTE 9

Regulación asociada al Open Season como mecanismo de mercado para el desarrollo de proyectos de infraestructura de transporte de gas asociados con extensiones y otros gasoductos diferentes a ampliaciones de capacidad, gasoductos dedicados y de conexión

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.9.1.1. OBJETO. Definir la regulación asociada al Open Season como mecanismo de mercado para el desarrollo de proyectos de infraestructura de transporte de gas asociados con extensiones y otros gasoductos diferentes a ampliaciones de capacidad⁽¹⁴⁾, gasoductos dedicados y de conexión.

Se entienden como otros gasoductos, aquellos eventos que no estén listados en los artículos 21 y 22 de la Resolución CREG 126 de 2010, que corresponden a sistemas independientes, como proyectos nuevos que no están embebidos en la red de un transportador con infraestructura existente, diferentes a ampliaciones de capacidad, gasoductos dedicados y de conexión.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 1)

ARTÍCULO 3.9.1.2. ALCANCE. El alcance de la presente resolución está dirigido a establecer mecanismos competitivos de mercado para fomentar el desarrollo de infraestructura de transporte de gas asociados con extensiones y otros gasoductos diferentes a ampliaciones de capacidad, gasoductos dedicados y de conexión. Las medidas expedidas mediante la presente resolución se sujetan al cumplimiento de los siguientes principios:

a) Eficiencia económica: Los mecanismos de mercado y procedimientos que se definan de la aplicación de un Open Season deben reflejar el interés de la demanda desde el punto de vista económico en cuanto a su disponibilidad a pagar, que concrete la suficiencia y justifique la ejecución de un proyecto que permita una mayor capacidad de transporte, dentro de un marco de sostenibilidad en el largo plazo. En el caso de la demanda regulada dicha disponibilidad está sujeta a los cargos regulados expedidos por parte de esta Comisión;

b) Eficiencia en la asignación: Los mecanismos y procedimientos que se definan deberán llevar a los agentes a incurrir en menores costos posibles, buscando optimizar y obtener el mayor grado de beneficio o rendimiento a los usuarios en relación con la capacidad de transporte que se asigne;

c) Transparencia y publicidad: Corresponde a la posibilidad que tiene la demanda de contar con la información necesaria a efectos de participar y conocer la forma en que se llevarán a cabo los mecanismos y procedimientos que se definan en la presente resolución;

d) Libre participación, No discriminación y neutralidad en el tratamiento a los agentes e interesados: Los agentes interesados podrán participar en igualdad de condiciones dentro de los mecanismos y procedimientos que se definan en la presente resolución. Los promotores que lleven a cabo el procedimiento de Open Season deben garantizar un tratamiento igualitario a los participantes en el proceso siempre que estos tengan las mismas características, entre otros, en relación con la publicidad de la información;

e) Libre acceso a la infraestructura de transporte de gas natural: Carácter de interés público que adquiere la infraestructura de transporte de gas utilizada para el servicio público domiciliario de gas natural de acuerdo con lo previsto en la Ley 142 de 1994, el Decreto número 1073 de 2015 y el desarrollo hecho por la regulación de la CREG.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 2)

ARTÍCULO 3.9.1.3. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a todos los participantes del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 3)

ARTÍCULO 3.9.1.4. SIGLAS. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas:

AOM:	Administración, operación y mantenimiento
CNOG:	Consejo Nacional de Operación de Gas Natural
CREG:	Comisión de Regulación de Energía y Gas
MME:	Ministerio de Minas y Energía
POC:	Puesta en operación comercial
RUT:	Reglamento único de transporte de gas natural
SNT:	Sistema nacional de transporte de gas natural
SSPD:	Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
UPME:	Unidad de Planeación Minero Energética

(Fuente: R CREG 155/17, art. 5)

ARTÍCULO 3.9.1.5. REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DEL PROMOTOR. En general, cualquier interesado puede constituirse o actuar como promotor, incluyendo agentes contratados por productores, industria, transportadores o la demanda en general. Los siguientes son los requerimientos mínimos y las condiciones señaladas para actuar en calidad de promotor para efectos de la presente resolución:

a) Corresponder a una sociedad comercial legalmente constituida, la cual dentro de su objeto social cuente con actividades relativas a la gestión de proyectos de infraestructura en materia de hidrocarburos;

b) Para el caso en el que el promotor esté compuesto por uno o varios productores, deberán contar con reservas o recursos contingentes que respalden el proyecto a desarrollar mediante el proceso del Open Season, debidamente certificadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH);

c) Para el caso de otros agentes interesados, tales como agentes que representen demanda de gas natural, dichos agentes deberán acreditar y representar el interés de usuarios regulados y/o no regulados, cuya intensión sea el adquirir compromisos mediante la suscripción de contratos de transporte como mínimo de 5 MMPCD;

d) En caso de que el promotor sea agente transportador deberá estar inscrito en el RUPS de la SSPD.

PARÁGRAFO. En el evento en el que un promotor no corresponda a una empresa prestadora de servicios públicos E.S.P. que cuente con la actividad de transporte de gas natural, dicho agente deberá constituirse como tal en los términos de la Ley 142 de 1994 y la regulación expedida por la CREG a efectos de celebrar y suscribir los contratos de transporte que se deriven del proceso de Open Season, así como para llevar a cabo la Puesta en Operación Comercial (POC) de la infraestructura de transporte, para lo cual, deberá atender las disposiciones vigentes sobre separación de actividades e interés económico aplicables previstas en la Resolución CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, así como dar cumplimiento a las obligaciones y responsabilidades derivadas de la prestación del servicio de transporte que para el efecto establece la ley y la regulación.

En este sentido, los contratos de transporte derivados de un Open Season solo podrán ser celebrados y suscritos por un agente que tenga la calidad de transportador de gas natural, sujeto a la ley y la regulación expedida por la CREG.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 6)

ARTÍCULO 3.9.1.6. RESPONSABILIDADES Y OBLIGACIONES DEL PROMOTOR. Aquella persona o agente que actúe en calidad de promotor debe dar cumplimiento a las siguientes responsabilidades y obligaciones a efectos de desarrollar el proceso de Open Season, para lo cual debe adelantar como mínimo los siguientes análisis y gestiones:

1. Estructuración del proyecto: Esto incluye las labores desde la recopilación de la información de la demanda potencial del proyecto hasta la POC.

2. Establecer las bases de participación en el Open Season para interesados en contratar la capacidad.

3. Realizar un análisis de la demanda interesada en la capacidad de transporte a efectos de determinar los requerimientos de capacidad la infraestructura de transporte.

4. Informar a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) sobre las características del proyecto.

5. Solicitar la factibilidad de la conexión al transportador con infraestructura existente cuando la infraestructura se conecte a un gasoducto existente atendiendo las dis disposiciones del RUT incorporadas en la Resolución CREG 169 de 2011 o aquellas que la modifiquen, deroguen o sustituyan.

6. Análisis técnico-económico preliminar de opciones de expansión, el cual incluya como mínimo: i) proyección de demanda; ii) capacidad asignada; iii) trazado del proyecto, y, iv) punto de conexión en el SNT.

7. Divulgación del proyecto a los participantes y posibles interesados en contratar capacidad de transporte a través de mecanismos transparentes y de acceso público.

8. Toda la información de los numerales anteriores deberá ser compilada y publicada en el sitio web del promotor para ser de público conocimiento por parte de los agentes y demás interesados en el mercado de transporte de gas natural.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 7)

ARTÍCULO 3.9.1.7. REMUNERACIÓN DEL PROMOTOR. Los ingresos del promotor serán definidos en las bases de participación los cuales incluirán el monto, duración y demás condiciones del pago y podrán ser ajustados acorde a la libre negociación entre el promotor y los interesados.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 8)

ARTÍCULO 3.9.1.8. AUDITORÍA. Todos los proyectos que se ejecuten bajo procesos de Open Season acorde al alcance de la presente resolución deberán contar con una firma auditora, la cual deberá ser seleccionada a partir de los requisitos definidos por el por el CNOG en el artículo 10.

El auditor seleccionado para el proyecto deberá comunicar a los participantes del Open Season, informes sin ambigüedades con mínimo la siguiente información:

a) Reporte de estado de avance del proyecto: El auditor deberá presentar un informe de acuerdo con los plazos establecidos en las bases del Open Season, donde se presente el resultado de verificación del cumplimiento del cronograma de construcción y puesta en operación del proyecto, de la curva S y de las características técnicas establecidos para el proyecto. El informe deberá explícitamente indicar el tiempo de atraso en números enteros según el cronograma y la curva S, atendiendo el cronograma de construcción y puesta en operación de la infraestructura de transporte derivada del Open Season.

En caso de incumplimiento de requisitos técnicos del proyecto el informe deberá indicar las desviaciones en los requisitos respecto de las normas y estándares aplicables según el proyecto.

Los reportes de estado de avance incluyendo la curva S deberán informase formalmente a los adjudicatarios de la capacidad del Open Season. En todo caso al Auditor deberá aclarar las inquietudes de avance del proyecto que les soliciten los agentes antes mencionados;

b) Un informe final en donde certifique que el proyecto se ajusta a los requerimientos establecidos en el artículo 19, así como que el proyecto se encuentra listo para su entrada en operación;

c) Cuando se configure un incumplimiento insalvable de acuerdo con lo establecido entre los participantes del Open Season y el promotor, deberá presentar un informe de manera inmediata en donde se ponga en conocimiento tal situación. Este informe deberá acompañarse de un inventario de las obras ejecutadas e indicar el avance porcentual de cada una;

d) Los demás informes que sobre temas específicos acuerden los adjudicatarios de la capacidad de transporte del Open Season.

PARÁGRAFO. El promotor deberá entregar al auditor toda la información que este requiera para el cumplimiento de sus obligaciones, incluyendo aquellos eventos en que el promotor sea distinto al agente proveedor de construcción.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 9)

ARTÍCULO 3.9.1.9. REQUISITOS TÉCNICOS DEL AUDITOR. El CNOG en un plazo no mayor a 4 meses contados a partir de la publicación de la presente resolución definirá un listado de los requisitos técnicos que deben tener y dar cumplimiento los agentes auditores para los tipos de proyectos a desarrollar acorde con la presente resolución que se lleven a cabo como resultado de los Open Season. Para ser seleccionado como auditor además de los requerimientos técnicos definidos al interior del CNOG, no podrá tener ningún tipo de vinculación económica con el promotor y en caso de que el promotor sea compuesto por varias firmas, tampoco podrá tener vinculación con ninguna de dichas firmas.

El plazo previsto en el presente artículo no será prorrogable e incluye que el CNOG realice la divulgación y presentación pública del listado de requisitos técnicos que deben cumplir los auditores.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 10)

ARTÍCULO 3.9.1.10. REMUNERACIÓN DEL AUDITOR. El promotor definirá en las bases del Open Season la forma en que se llevará a cabo la remuneración del auditor. La remuneración se podrá ajustar acorde a los requerimientos de los interesados de la capacidad.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 11)

ARTÍCULO 3.9.1.11. DISPONIBILIDAD A PAGAR EN LOS PROCESOS DE OPEN SEASON POR PARTE DE LA DEMANDA REGULADA. Para los casos en que la demanda regulada esté interesada en participar en un proceso de Open Season, la disponibilidad a pagar estará sujeta a los cargos regulados de transporte aplicables vigentes expedidos por parte de la CREG.

Para demanda regulada que no disponga del servicio de gas natural al momento de presentar las ofertas, acorde al cronograma de las bases de participación en el Open Season por parte del promotor, tendrá como máxima disponibilidad a pagar el equivalente a la componente de transporte del costo unitario de prestación del servicio. Para determinar este costo unitario, el interesado deberá utilizar los criterios establecidos en la Resolución CREG 141 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya.

El costo unitario de prestación del servicio debe incluir el suministro, transporte distribución, más la financiación de instalación interna.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 12)

ARTÍCULO 3.9.1.12. SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS EN EL OPEN SEASON. En el proceso de Open Season el promotor incluirá en las bases de participación los mecanismos para la solución de las controversias que se generen entre el promotor y los participantes en el Open Season, por cualquier evento desde la apertura hasta la POC, estableciendo mecanismos específicos y definidos, como mínimo para los siguientes casos:

1. Discrepancias en los resultados de las asignaciones de capacidad.

2. Incumplimientos en la ejecución de la obra de infraestructura derivada del Open Season.

PARÁGRAFO. La actividad de transporte de gas natural de la cual hacen parte en el contexto de la presente resolución, los contratos de transporte resultantes del proceso de Open Season, así como la responsabilidad en la prestación del servicio, AOM de la infraestructura de transporte una vez se haya hecho la POC del proyecto, en el marco de la Ley 142 de 1994 y la regulación expedida por la CREG, son eventos que se encuentran sujetos a la inspección, vigilancia y control de la SSPD.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 13)

ARTÍCULO 3.9.1.13. INTEGRACIÓN VERTICAL. El agente que celebre y suscriba los contratos de transporte resultantes de un Open Season, así como lleve a cabo la puesta en operación comercial POC como responsable de la prestación del servicio, administración, operación y mantenimiento de la infraestructura de transporte, deberá tener la calidad de transportador, para lo cual deberá observar las disposiciones vigentes sobre separación de actividades e interés económico aplicables previstas en la Resolución CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 14)

Inicio del Open Season

ARTÍCULO 3.9.2.1. EVENTOS QUE INICIAN UN PROCESO DE OPEN SEASON. La apertura de un Open Season se dará a través de la publicación de las bases de participación a que hace referencia el artículo 16 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 15)

ARTÍCULO 3.9.2.2. BASES DE PARTICIPACIÓN EN EL OPEN SEASON. El promotor consignará en las bases de participación, como mínimo, la siguiente información con el fin de que los interesados conozcan las condiciones de participación que estos tendrán dentro del proyecto:

1. Información que permita la identificación del promotor (i.e. nombre, representante legal, NIT, domicilio y dirección, información de contacto).

2. Descripción del proyecto, donde incluya como mínimo información aproximada de: i) capacidad a transportar; ii) puntos de entrada y salida; iii) presiones de recibo y entrega; iv) estimación de valor de la capacidad.

3. Cronograma del proceso de asignación de capacidad Open Season.

4. Cronograma de construcción y puesta en operación de la infraestructura.

5. Modalidades o tipos de contratación ofrecidos para la capacidad del servicio transporte resultante del proceso de asignación. Para cada modalidad o tipo de contrato se deberá adjuntar el texto base del contrato a suscribir.

6. Garantías mínimas para participar en el Open Season.

7. Garantías que entregará el promotor a los remitentes.

8. Garantías que entregarán los participantes del Open Season que respalden el contrato de transporte.

9. Información para inscripción en el proceso y ser participante del Open Season, incluida la descripción detallada de la información para presentar las solicitudes de capacidad tales como formatos y soportes requeridos.

10. Proceso de asignación de capacidad.

11. Definición del transportador que llevará a cabo la celebración y suscripción de los contratos de transporte, quien será el responsable de la prestación del servicio, AOM de la infraestructura de transporte una vez se presente la POC. Para el caso en el que el promotor no se constituya como un transportador en los términos del artículo 6o dichos contratos deberán ser celebrados y suscritos con una Empresa Prestadora de Servicios Públicos E.S.P. que cuente con la actividad de transporte de gas natural.

12. Método de remuneración del promotor.

13. Procedimiento de reporte del estado de avance de la construcción y puesta en operación del proyecto y presentación de informes por parte del Auditor a los participantes del Open Season.

14. Método de remuneración del auditor.

15. Mecanismos de solución de controversias.

PARÁGRAFO 1o. El promotor deberá mantener una lista actualizada de los participantes en el Open Season, que se encuentren activos dentro del proceso de asignación y firma de los contratos de capacidad.

PARÁGRAFO 2o. El promotor podrá ajustar las bases mencionadas en el presente artículo, informando a los participantes.

PARÁGRAFO 3o. El promotor y los interesados en la asignación de capacidad podrán ajustar los términos de las bases libremente, divulgando los cambios a los interesados.

PARÁGRAFO 4o. En los formatos y soportes requeridos se debe incluir en el caso de interesados de la demanda regulada la información necesaria para evaluar lo requerido en el artículo 12.

PARÁGRAFO 5o. El promotor deberá informar a la UPME la apertura del Open Season adjuntando una copia de las bases de participación.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 16)

ARTÍCULO 3.9.2.3. DIVULGACIÓN DEL PROYECTO. Desde la apertura del Open Season hasta su POC, el promotor será el encargado de hacer la divulgación del proyecto, considerando como mínimo:

1. Las características generales del proyecto, lo cual incluya un trazado aproximado del proyecto, los diámetros de los gasoductos y capacidades de transporte.

2. La publicación de esta información debe realizarse en la página web que para el efecto defina el promotor de acuerdo con el plazo definido en el cronograma del proceso de asignación de capacidad, el cual no deberá ser inferior a 10 días calendario.

3. El promotor podrá organizar reuniones de divulgación del proyecto en las cuales presentará las características del proyecto y aclarará las inquietudes de los interesados en contratar capacidad.

4. Toda la información dentro del proceso de Open Season deberá ser objeto de consulta pública por parte de cualquier participante activo en el proceso en cualquier momento desde la apertura del Open Season hasta la POC, para lo cual esta deberá permanecer en la página web definida por el promotor.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 17)

Adjudicación de capacidad de transporte

ARTÍCULO 3.9.3.1. PROCESO DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD. El proceso de asignación de capacidad deberá ser diseñado por el promotor con base en los principios de eficiencia económica, eficiencia en la asignación, transparencia y publicidad, así como de libre participación, no discriminación y neutralidad a que hacen referencia el artículo 2o de la presente resolución.

El proceso determinará las capacidades de transporte a contratar por los participantes y los precios resultantes.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 18)

ARTÍCULO 3.9.3.2. SUSCRIPCIÓN DE CONTRATOS DE TRANSPORTE. Una vez se lleve a cabo el proceso de asignación de capacidad descrito en las bases de Open Season se suscribirán los contratos de transporte y se registrarán en el gestor del mercado atendiendo las reglas previstas en la regulación para tal efecto.

PARÁGRAFO 1o. Una vez el promotor asigne la capacidad informará a la UPME los resultados de la asignación de la capacidad en un plazo máximo de 15 días hábiles.

PARÁGRAFO 2o. Una vez adjudicada la capacidad de transporte, el promotor deberá comunicar a los adjudicatarios de dicha capacidad la información referente a:

a) Cronograma de construcción y puesta en operación del proyecto;

b) Dimensionamiento del proyecto donde se incluirá la capacidad de transporte Capacidad Máxima de Mediano Plazo (CMMP) definida acorde a la Resolución CREG 126 de 2010 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, trazado y demás información que acuerden el promotor y los adjudicatarios de la capacidad.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 19)

ARTÍCULO 3.9.3.3. INCUMPLIMIENTO INSALVABLE. Una vez informado lo dispuesto en el parágrafo 2º del artículo 19 de la presente resolución, los adjudicatarios de la capacidad de transporte y el promotor definirán las situaciones que constituyen un incumplimiento insalvable y que obligan al auditor a informar respecto de la ocurrencia de esta situación de acuerdo con el literal c) del artículo 9o, así como los efectos y consecuencias que se generan por estas situaciones.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 20)

ARTÍCULO 3.9.3.4. ALTERNATIVAS EN CASO DE QUE NO SE LLEVE A CABO EL CIERRE DE UN OPEN SEASON. Ante los posibles eventos en los cuales en el proceso de Open Season no se lleve a cabo la suscripción de los contratos de transporte que imposibiliten la ejecución y puesta en operación del proyecto, con el fin de atender los requerimientos de capacidad de transporte con contratos suscritos, se podrá redimensionar el proyecto o adelantar un nuevo Open Season con la información con la que se cuente en este punto.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 21)

Construcción y poc obra de infraestructura a partir de Open Season

ARTÍCULO 3.9.4.1. CONTRATOS PARA CONSTRUCCIÓN DE LAS OBRAS DE INFRAESTRUCTURA. El promotor en caso de no llevar acabo de forma directa la construcción y puesta en operación de la infraestructura de transporte, deberá suscribir los contratos que se requieran con sus respectivas garantías para honrar los compromisos de dichas obras con un agente proveedor de construcción, el promotor deberá informar a los participantes la información del proceso de selección y requisitos mínimos.

La información contractual y de garantías para la construcción de la obra de infraestructura, así como demás información acordada con el promotor podrá ser exigible por parte de los agentes participantes en la adquisición de la capacidad de transporte de gas en cualquier etapa de desarrollo del Open Season y del proyecto.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 22)

ARTÍCULO 3.9.4.2. PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL (POC) DE LAS OBRAS DE INFRAESTRUCTURA DE OPEN SEASON. La información técnica del proceso constructivo y las pruebas que se hacen previamente a la puesta en operación comercial, deberá ser entregada formalmente por el promotor al transportador responsable de la prestación del servicio, AOM de la infraestructura de transporte.

El transportador existente y el transportador que opere la infraestructura producto del Open Season, acordarán un protocolo operativo para la operación del sistema que se conecte al SNT acorde a las directrices que define el Reglamento Único de Transporte.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 23)

ARTÍCULO 3.9.4.3. CUMPLIMIENTO DEL REGLAMENTO ÚNICO DE TRANSPORTE (RUT). La infraestructura de transporte que entre en operación como resultado de la aplicación de los procedimientos previstos en esta operación deberá dar cumplimiento a las condiciones operativas previstas en el - RUT.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 24)

Actividades posteriores a la puesta en operación comercial (POC)

ARTÍCULO 3.9.5.1. INVERSIÓN Y AOM DE LA INFRAESTRUCTURA PRODUCTO DEL OPEN SEASON. La remuneración de la infraestructura de transporte a nivel de inversión, como de gastos en AOM, se realizará a través del pago definido en los contratos de transporte.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 25)

ARTÍCULO 3.9.5.2. FACTURACIÓN Y PAGO DE LA CAPACIDAD ASIGNADA EN EL OPEN SEASON. La facturación de la capacidad asignada en el Open Season la realizará el transportador responsable de la prestación del servicio.

PARÁGRAFO. La remuneración de las obras de infraestructura producto de Open Season no deberá considerar ningún tipo de estampilla al SNT.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 26)

ARTÍCULO 3.9.5.3. INFORMACIÓN TÉCNICA DEL PROYECTO. El transportador que firme los contratos de transporte derivados del proceso de Open Season será el responsable de proveer la información técnica y comercial que requiera la CREG, la UPME y la SSPD así como los demás órganos de control.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 27)

ARTÍCULO 3.9.5.4. CAPACIDADES DISPONIBLES CON POSTERIORIDAD AL PERIODO CONTRATADO MEDIANTE OPEN SEASON. Una vez atendidos la totalidad de los compromisos contractuales derivados del Open Season, el transportador responsable de la prestación del servicio podrá llevar a cabo un proceso de asignación de capacidad atendiendo lo dispuesto en el artículo 18 de la presente resolución.

De lo contrario, el transportador podrá llevar a cabo una solicitud de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural, evento en el cual la asignación de capacidad y la prestación del servicio, incluida su remuneración y comercialización atenderá lo dispuesto en la regulación vigente expedida por la CREG.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 28)

ARTÍCULO 3.9.5.5. SOLICITUD TARIFARIA. Transcurridos 20 años desde la POC el transportador responsable de la prestación del servicio y AOM deberá solicitar tarifa a la CREG para la infraestructura derivada del proceso de Open Season, acorde a la metodología vigente.

(Fuente: R CREG 155/17, art. 29)

PARTE 10

Disposiciones transitorias relacionadas con la comercialización de capacidad de transporte en lo que tiene que ver con la fecha de inicio de los contratos de transporte y su registro

ARTÍCULO 3.10.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se establecen disposiciones transitorias de los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural, relacionados con la comercialización de capacidad de transporte de gas natural, en lo que tiene que ver con la fecha máxima de inicio de los contratos que se suscriban y registren.

(Fuente: R CREG 146/19, art. 1)

ARTÍCULO 3.10.2. DISPOSICIONES TRANSITORIAS PARA EL INICIO DE LOS CONTRATOS DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL. El inicio de la prestación del servicio de los contratos de capacidad de transporte de gas natural resultantes de negociaciones directas en el mercado primario o secundario, que se suscriban y se registren ante el Gestor del Mercado hasta el 31 de mayo de 2020, deberán iniciar, como máximo, el 30 de mayo de 2021.

El presente artículo será aplicable a los contratos de capacidad de transporte de gas natural que se suscriban para la capacidad disponible primaria o capacidad disponible secundaria de la infraestructura de transporte de gas natural que se encuentre en operación a la fecha de expedición de esta resolución y de los proyectos derivados de los planes de abastecimiento del Ministerio de Minas y Energía.

PARÁGRAFO 1o. Hasta cinco (5) días hábiles después de la entrada en vigencia de la presente resolución todos los agentes podrán llevar a cabo el registro ante el Gestor de Mercado de los contratos de capacidad de transporte de gas natural que hayan sido suscritos antes de la entrada en vigencia de esta resolución y que tengan una fecha de inicio futura superior a doce (12) meses.

El registro de dichos contratos se llevará a cabo dentro de lo dispuesto en la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2o. Las disposiciones a que hace referencia la presente resolución no le serán aplicables a los contratos de capacidad de transporte de gas natural que se suscriban con objeto de respaldar las Obligaciones de Energía Firme (OEF), en el marco de la subasta de reconfiguración para los periodos 2020-2021 y 2021-2022, de que trata la Resolución CREG 117 de 2019, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 3o. Las disposiciones regulatorias a que hace referencia el parágrafo 2 del artículo 6o de la Resolución CREG 021 de 2019, continuarán aplicándose una vez pierda vigencia la presente resolución o esta sea reemplazada por una nueva.

(Fuente: R CREG 146/19, art. 2)

PARTE 11

Mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas cuando hay congestión contractual

Disposiciones generales

ARTÍCULO 3.11.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se regula el mecanismo de asignación de la capacidad de transporte de gas natural cuando en el mercado primario se presente en un trimestre estándar congestión contractual, conforme a lo previsto en la Resolución CREG 185 de 2020 o aquella que la modifique, sustituya o derogue.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 1)

ARTÍCULO 3.11.1.2. CASOS DE CONGESTIÓN CONTRACTUAL Y MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL. En el desarrollo de las disposiciones de asignación de capacidad de transporte previstas en los Artículos 15 y 19 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquella que la modifique, sustituya o derogue, cuando se presente en un trimestre estándar congestión contractual en uno o varios tramos, se activarán los siguientes mecanismos de asignación:

i. Primer caso: si la congestión se presenta en un tramo regulatorio que no tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 4 de la presente resolución.

ii. Segundo caso: si la congestión se presenta en un tramo regulatorio en donde hay proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 5 de la presente resolución.

iii. Tercer caso: si la congestión se presenta en tramos regulatorios que tienen proyectos del plan de abastecimiento de gas natural (PAG), que no hacen parte de los IPAT, se seguirá el procedimiento establecido en el Artículo 6 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 2)

ARTÍCULO 3.11.1.3. DECLARACIÓN DE LOS COMERCIALIZADORES. Cuando se presente congestión contractual en alguno de los trimestres estándar, los comercializadores deberán declarar al gestor del mercado de gas natural el tipo de usuario, regulado o no regulado, a ser atendido, y la cantidad de capacidad asociada, utilizando el medio y el formato que el gestor determine.

El gestor del mercado hará visible en el BEC esta información, previo a la utilización de los mecanismos de asignación establecidos en esta resolución.

PARÁGRAFO. Los comercializadores que acudan a los mecanismos de que trata esta resolución evitarán conductas que tengan por objeto o efecto la compra de capacidad para la demanda regulada con destino final la demanda no regulada.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 3)

ARTÍCULO 3.11.1.4. MECANISMO DE ASIGNACIÓN EN TRAMOS REGULATORIOS QUE NO TIENEN PROYECTOS PRIORITARIOS DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL, IPAT. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que no tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador seguirá el siguiente procedimiento:

i. Primer paso: verificación de la congestión

Entonces, se asigna de la la demanda regulada, .

Donde:

	Capacidad disponible primaria en el tramo .
	Demanda regulada de capacidad en el tramo .
	Demanda no regulada de capacidad en el tramo .

ii. Segundo paso: Asignación a la demanda regulada

Entonces, se asigna la según lo solicitado por la .

Entonces, se asigna la a prorrata de lo solicitado por la demanda regulada, .

iii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada

Si todavía hay disponible se asignará a la demanda no regulada:

Entonces, se asigna lo solicitado por la .

Entonces, el gestor del mercado realiza subasta entre los .

En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 4)

ARTÍCULO 3.11.1.5. MECANISMO DE ASIGNACIÓN EN TRAMOS REGULATORIOS QUE TIENEN PROYECTOS PRIORITARIOS DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL, IPAT. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que tienen proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador seguirá el siguiente procedimiento:

i. Primer paso: verificación de la congestión

Entonces, se asigna de la la demanda regulada,

Donde:

	Capacidad disponible primaria en el tramo .
	Demanda regulada de capacidad en el tramo .
	Demanda no regulada en el tramo .

ii. Segundo paso: Asignación de la a la demanda regulada

Entonces, se asigna lo solicitado por .

Entonces, se asigna la a prorrata de la demanda regulada,

iii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada

Si todavía hay disponible para el usuario no regulado beneficiario de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT:

Entonces, se asigna según lo solicitado por la .

Donde:

Demanda no regulada beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT.

Entonces, el Gestor del Mercado de gas natural realiza subasta entre los .

En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar.

Finalizado este proceso, si todavía hay disponible para atender toda la demanda distinta a la beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el gestor del mercado la asignará a esa demanda. En caso de que la CDP_t sea insuficiente, el gestor del mercado hará una subasta en los términos definidos en el Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 5)

ARTÍCULO 3.11.1.6. MECANISMO DE ASIGNACIÓN EN TRAMOS REGULATORIOS QUE TIENEN PROYECTOS DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS (PAG) QUE NO HACEN PARTE DE LOS IPAT, Y QUE SE ADJUDICAN A TRAVÉS DE LOS PROCESOS DE CONVOCATORIA DE LA UPME. Cuando en un trimestre estándar se presente congestión contractual en tramos regulatorios que tienen proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT, y que se adjudican a través de los procesos de convocatoria de la UPME, el gestor del mercado seguirá el siguiente procedimiento:

i. Primer paso: verificación de la congestión

Entonces, se asigna la a la demanda regulada, .

Donde:

	Capacidad disponible primaria en el tramo .
	Demanda regulada de capacidad en el tramo .
	Demanda no regulada en el tramo .

ii. Segundo paso: Asignación de la a la demanda regulada

Entonces, se asigna lo solicitado por .

Entonces, se asigna la a prorrata de la demanda regulada,

iii. Tercer paso: Asignación a la demanda no regulada

Si todavía hay disponible para el usuario no regulado beneficiario de proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT:

Entonces, se asigna según lo solicitado por la .

Donde:

Demanda no regulada beneficiaria de proyectos del plan de abastecimiento de gas (PAG) que no hacen parte de los IPAT.

Entonces, el Gestor del Mercado realiza la subasta entre los

En el Anexo 1 se exponen las disposiciones que regirán la subasta cuando a ello hubiere lugar.

Finalizado este proceso, si todavía hay disponible para atender toda la demanda distinta a la beneficiaria de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, PAG, el gestor del mercado la asignará a esa demanda. En caso de que la sea insuficiente, el gestor del mercado hará una subasta en los términos definidos en el Anexo 1 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 6)

ARTÍCULO 3.11.1.7. CRITERIOS DE LA SUBASTA PARA ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN CASOS DE CONGESTIÓN CONTRACTUAL A CARGO DEL GESTOR DEL MERCADO. Cuando el gestor del mercado tenga a su cargo la realización de una subasta para asignación de capacidad de transporte en casos de congestión contractual conforme a las disposiciones de los artículos 4, 5 y 6 de la presente resolución, este deberá tener en cuenta los siguientes criterios de asignación con base en la declaración hecha por los agentes:

a. La subasta se hará por rutas y luego por tramos con congestión contractual, tomando en cuenta los puntos de entrada y de salida declarados por los agentes.

b. Para la definición de la subasta por ruta, el gestor deberá tener en cuenta si existe congestión contractual en los tramos regulatorios que conforman la ruta.

c. De las posibles rutas relacionadas con un mismo punto de entrada, conforme los literales anteriores, el gestor definirá (i) el tramo o los tramos que son comunes a las diferentes rutas, y (ii) el número de compradores interesados en adquirir capacidad en cada uno de los tramos.

d. Cuando haya posibilidad de rutas, la asignación de capacidad se hará dando prioridad a los tramos comunes que tengan el mayor número de interesados. Si en los tramos comunes se presenta el mismo número de interesados, pero con capacidades disponibles diferentes, se tomará para la subasta la menor capacidad. En este caso, las capacidades no asignadas, serán objeto de la segunda subasta por tramos.

e. Una vez terminado el proceso indicado en los literales anteriores el gestor, según se necesite, hará una segunda ronda por tramos con todas las capacidades disponibles que aún queden.

PARÁGRAFO. A través del medio y formato que defina el gestor del mercado, los participantes en la subasta, esto es, los vendedores y los compradores, declararán la información que se requiera para la realización de la subasta.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 7)

ARTÍCULO 3.11.1.8. APLICACIÓN DE CARGOS POR LOS SERVICIOS DE TRANSPORTE ASIGNADOS. Los transportadores harán la liquidación del servicio de transporte conforme a las disposiciones vigentes en las resoluciones CREG 126 de 2010 y CREG 123 de 2013, o aquellas que las modifiquen, sustituyan o deroguen, a los remitentes que resulten con asignaciones de capacidad de transporte de gas natural en los mecanismos descritos en los artículos 4, 5 y 6 de la presente resolución. En el caso de subastas, la liquidación mensual se hará con base en el precio de cierre de la subasta.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 8)

ARTÍCULO 3.11.1.9. DISTRIBUCIÓN DE LOS RECURSOS EXCEDENTARIOS DE LA SUBASTA. Los recursos excedentarios que resulten de la diferencia entre el precio de cierre de la subasta y el precio de reserva, cargo 100% fijo y 0% variable más el correspondiente cargo de AOM, por la correspondiente capacidad asignada en la subasta, se asignarán de la siguiente manera:

i. Si en la ruta o tramo con congestión no hay proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, el transportador, en el correspondiente mes de facturación, destinará los recursos excedentarios a disminuir el costo de la prestación del servicio de la capacidad de transporte a prorrata de la capacidad contratada por cada remitente en la ruta o tramo en donde hubo congestión y se realizó la subasta.

ii. Si en la ruta o tramo con congestión hay proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, IPAT, los recursos excedentarios se distribuirán a prorrata de las cantidades contractuales que tengan los beneficiarios que defina la UPME, en el correspondiente mes de facturación, teniendo en cuenta lo establecido en la regulación vigente.

PARÁGRAFO. Los comercializadores que reciban los recursos excedentarios de que trata el presente artículo, reflejarán esa situación en la facturación de los usuarios que representa.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 9)

ARTÍCULO 3.11.1.10. CRONOGRAMA PARA LA ASIGNACIÓN DE LA CAPACIDAD CUANDO HAY CONGESTIÓN CONTRACTUAL. La Dirección Ejecutiva de la CREG publicará mediante Circular las actividades y los plazos que se deberán tener en cuenta para la asignación de la capacidad en los casos de congestión contractual.

(Fuente: R CREG 001/21, art. 10)

Disposiciones que rigen la subasta

Objeto

ARTÍCULO 3.11.2.1.1. Objeto. El presente anexo tiene por objeto establecer las disposiciones que regirán las subastas para la demanda no regulada.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Principios generales de las subastas

Principios generales de las subastas

ARTÍCULO 3.11.2.2.1.1. Principios generales de las subastas. a) Establecer, operar y mantener el sistema de subastas, el cual deberá estar disponible oportunamente.

c) Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida para el acceso al sistema de subastas, así como los canales formales para la comunicación con el administrador y con el subastador. Estos reglamentos deberán ser informados a la CREG previo a la aplicación de la primera subasta.

d) Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria en el manejo y operación del sistema de subastas a los vendedores y compradores. En caso de que alguno de los vendedores y compradores requiera capacitación adicional, el administrador de las subastas podrá impartírsela, caso en el cual podrá cobrar la cifra que las partes acuerden.

e) Contratar al auditor de las subastas, proceso que debe estar finalizado por lo menos diez (10) días calendario antes de la fecha programada para la realización de las mismas.

f) Si el administrador de las subastas no desempeña el papel de subastador, deberá contratarlo, proceso que deberá estar finalizado por lo menos diez (10) días calendario antes de la realización de las mismas.

g) Emitir los certificados en los que se informe a los vendedores y a los compradores los resultados de las subastas en las que participaron.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas.

ARTÍCULO 3.11.2.2.2.1. Responsabilidades y deberes del administrador de las subastas.. a) Verificar la correcta aplicación de la regulación prevista para las subastas.

c) Verificar que durante las subastas se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este Anexo.

e) Informar a los órganos responsables de la inspección, vigilancia y control las situaciones en las que considere que alguno de los responsables o participantes en la subasta no esté dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Responsabilidades y deberes del subastador

ARTÍCULO 3.11.2.2.3.1. Responsabilidades y deberes del subastador. a) Recibir las declaraciones de los vendedores sobre la información de la capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.

b) Recibir las declaraciones de cantidades y precios por parte de los compradores de capacidad de transporte, según las condiciones que se establecen en este Anexo.

c) Elaborar la curva de demanda agregada con base en las cantidades y precios declarados por los compradores.

d) Elaborar la curva de oferta agregada con las cantidades disponibles a subastar.

e) Obtener los precios de adjudicación de la capacidad de transporte a través de la superposición de las curvas de oferta y de demanda agregadas.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Obligaciones de los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas

ARTÍCULO 3.11.2.2.4.1. Obligaciones de los vendedores y los compradores en relación con el uso del sistema de subastas. a) Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de las subastas.

b) Utilizar y operar el sistema de subastas única y exclusivamente a través del personal debidamente capacitado para el efecto.

d) Informar de manera inmediata al administrador de las subastas cualquier error o falla del sistema de subastas.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Sistema de subastas

ARTÍCULO 3.11.2.2.5.1. Sistema de subastas. La plataforma tecnológica deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos

a) Estar basada en protocolos de Internet.

b) Permitir el acceso a cada uno de los participantes en la subasta.

c) Mantener las bases de datos y servidores del sistema de subastas en el sitio que para tal fin establezca el administrador de la subasta.

d) Garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.

e) Cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

f) Tener un sistema que permita el manejo de información confidencial o sujeta a reserva legal.

g) Incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subastas.

h) Estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

i) Contar con los sistemas de respaldo que el administrador de las subastas considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. El administrador de las subastas no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios por cualquier hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Mecanismos de contingencia

ARTÍCULO 3.11.2.2.6.1. Mecanismos de contingencia. Cuando el sistema de subastas se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se establece para cada una de ellas:

a) Suspensión por fallas técnicas durante el día en que se realicen las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar a los compradores y a los vendedores los mecanismos necesarios para hacer las asignaciones en los tiempos que se establecen en este Anexo.

b) Suspensión parcial de la operación del sistema de subastas.

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subastas la falla asociada a las estaciones de trabajo de los compradores o de sus sistemas de comunicación.

Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subastas, los compradores cuyas estaciones de trabajo o sistema de comunicación fallaron deberán remitir, de acuerdo con la vía alterna establecida por el administrador de las subastas, las declaraciones de solicitudes de compra, cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas declaraciones serán ingresadas al sistema de subastas conforme a los procedimientos establecidos por el administrador de las subastas.

El administrador de las subastas deberá informar estos mecanismos de contingencia a más tardar tres (3) días calendario antes de la realización de las primeras subastas, o a más tardar tres (3) días calendario antes de la realización de las subastas siguientes, cuando se haga una modificación de dichos mecanismos.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Mecanismo de cubrimiento para participar en la subasta

ARTÍCULO 3.11.2.3.1. Mecanismo de cubrimiento para participar en la subasta. El administrador de la subasta solo habilitará a los vendedores y a los compradores que hayan puesto el mecanismo de cubrimiento, conforme a las siguientes expresiones:

Donde:

	Valor en pesos colombianos que los vendedores deben cubrir para participar en la subasta.
	Valor en pesos colombianos que los compradores deben cubrir para participar en la subasta.
	Capacidad disponible primaria de transporte para la subasta. Este valor está en kpcd.
	% de que el comprador está interesado en comprar en la subasta.
	Precio de reserva en la moneda vigente por kpcd para a subastar. En caso de requerirse un valor de TRM se utilizará la del último día disponible del mes anterior.
	30 días

En el Anexo 2 de la presente resolución están los criterios generales a los cuales se deberán sujetar los agentes para poner los mecanismos de cubrimiento.

4. Procedimiento de las subastas de capacidad de transporte

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Organización de la subasta

Tipo de subasta

ARTÍCULO 3.11.2.4.1.1. Tipo de subasta. Subasta de sobre cerrado.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Producto

ARTÍCULO 3.11.2.4.2.1. Producto. Capacidad disponible, , que se negociará mediante cada una de las subastas y que tendrá los siguientes atributos:

a) Modalidad contractual: contrato de transporte firme de capacidad trimestral, 100% Fijo del cargo de inversión más el correspondiente cargo de AOM.

b) Tramo regulatorio, : se deberán especificar los tramos del SNT en los que hay capacidad de transporte disponible. Según la identificación de congestión contractual se definirá (i) una ruta de tramos regulatorios, o (ii) un tramo regulatorio, conforme a los criterios señalados en el Artículo 7.

c) Duración: un trimestre estándar.

La capacidad disponible, , sólo podrá corresponder a la que tenga el mecanismo de cubrimiento de que trata el numeral 4.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Tamaño del producto

ARTÍCULO 3.11.2.4.3.1. Tamaño del producto. La capacidad del producto que se ofrece en las subastas y la requerida por cada comprador corresponderá a un múltiplo entero de un (1) kpcd y deberá ser igual o superior a cincuenta (50) kpcd.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Capacidad de transporte disponible y precios de reserva

ARTÍCULO 3.11.2.4.4.1. Capacidad de transporte disponible y precios de reserva. En el día y hora que determine el administrador de la subasta el transportador de gas natural deberá declarar la capacidad disponible para la subasta, tal como se muestra en la la Tabla 1.

Tabla 1. Declaración de capacidad disponible

Tramo regulatorio	Capacidad disponible

Donde:

: Tramo regulatorio en el que estará disponible la capacidad de transporte.

: Capacidad disponible de transporte en el tramo regulatorio .

El administrador de la subasta, conforme la resolución de cargo particular que corresponda, calculará y publicará antes de la fecha de realización de la subasta, el precio de reserva, , para a subastar, en kpcd, como el valor de la pareja de cargos 100% Fijo - 0% Variable más el correspondiente AOM y los correspondientes cargos estampilla, cuando a ello hubiere lugar, de acuerdo con la información que el transportador informe al Gestor del Mercado.

En la estimación de , para a subastar, el año se tomará como de 365 días y en caso de requerirse un valor de TRM, el gestor del mercado utilizará la del último día disponible del mes anterior.

El no podrá tener más de dos (2) cifras decimales y se expresará en la moneda vigente por kpcd.

Cuando en la congestión contractual se identifique más de un (1) tramo con esta situación, como el producto corresponderá a los tramos con congestión contractual, el precio de reserva por tramo corresponderá al valor de la pareja 100% Fijo - 0% Variable más el correspondiente cargo de AOM de los tramos que conforman el producto.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Publicación de la capacidad disponible

ARTÍCULO 3.11.2.4.5.1. Publicación de la capacidad disponible. En la fecha y hora que el administrador de la subasta establezca publicará la capacidad disponible en el tramo .

Tabla 2. Capacidad total disponible

Tramo	Capacidad total,

Donde:

: Tramo regulatorio con capacidad disponible primaria.

: Capacidad disponible primaria total kpcd en el tramo

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Minutas de los contratos de transporte

ARTÍCULO 3.11.2.4.6.1. Minutas de los contratos de transporte. Con antelación a la realización de la subasta, en el medio y forma que solicite el Gestor del Mercado, los transportadores deberán enviarle las minutas de los contratos que suscribirían los compradores que resulten con asignaciones.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Recibo de las solicitudes de compra

ARTÍCULO 3.11.2.4.7.1. Recibo de las solicitudes de compra. En la fecha y hora que el administrador de la subasta establezca, los compradores enviarán sus solicitudes de compra al administrador de las subastas. Para estos efectos, cada comprador le presentará al administrador su demanda al precio . Estas demandas deberán ser menores o iguales a las demandas que cada comprador cubrió con el mecanismo de participación en la subasta de que trata el numeral 4 de este anexo.

Tabla 3. Solicitudes de compra

Capacidad demandada	Precio

Donde:

	Cantidad del producto que el comprador esta dispuesto a comprar al precio . Este valor se expresará en kpcd.
	Precio que el comprador está dispuesto a pagar por la capacidad . Este valor se expresará en la moneda vigente por kpcd.

La capacidad deberá ser un múltiplo entero de un (1) kpcd, y deberá ser igual o inferior a la capacidad total disponible, . Por su parte, el precio deberá ser superior o igual al precio de reserva, , y no podrá tener más de dos (2) cifras decimales. Las ofertas que no cumplan con las condiciones indicadas se entenderán como no presentadas.

Por otra parte, los compradores deberán declarar al gestor del mercado los valores mínimos de demanda que estarían dispuestos a comprar. Este valor deberá ser menor o igual a . En la asignación de la subasta, a los únicos compradores que se les permitirá no aceptar la asignación será a aquellos con cantidades de asignación inferiores a .

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Desarrollo de las subastas

ARTÍCULO 3.11.2.4.8.1. Desarrollo de las subastas. En la fecha y hora que el administrador de la subasta establezca desarrollará la subasta como a continuación se indica.

a) Con base en las capacidades y en los precios el subastador determinará la curva de demanda agregada para la cual se formará conforme a lo establecido en la Tabla 4 de este Anexo.

Tabla 4. Demanda agregada del producto

Capacidad agregada,	Precio,



…	…

Donde:

	Capacidad del producto que el comprador está dispuesto a comprar al precio . Esta capacidad de transporte se determinará con base en las demandas de los compradores según la Tabla 3 Este valor se expresará en kpcd.
	Cada uno de los precios que los compradores están dispuestos a pagar por el producto . Esta variable tomará los valores ordenados en forma descendente desde hasta .
	Es el mayor de los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 3. Este valor se expresará en la moneda vigente por kpcd.
	Es el menor de los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 3. Este valor se expresará en la moneda vigente por kpcd.
	Son los precios declarados por todos los compradores , según la Tabla 3, organizados de mayor a menor entre y . Estos valores se expresarán en la moneda vigente por kpcd.

b) El subastador superpondrá la curva de demanda agregada, de la Tabla 4, y la curva de oferta agregada, de la Tabla 2, para establecer el resultado de la subasta, conforme a las siguientes reglas:

A cada comprador que haya declarado una disposición a pagar mayor o igual a se le asignará, al precio de adjudicación p*, la capacidad de transporte que solicitó, con el siguiente orden de asignación:

Primero al comprador con , luego al comprador con y así hasta llegar al comprador al que sólo se le pueden asignar las cantidades de transporte que coinciden con el punto (, p*).

Si hay un único punto en común (, p*) éste determinará la capacidad total de transporte adjudicada, , y el precio de adjudicación, p*.

Si al superponer las dos (2) curvas se encuentra que a un mismo nivel de precio se presenta más de una cantidad demandada la asignación de la cantidad será a prorrata de las cantidades demandadas.

Si al superponer las dos (2) curvas se encuentra que para un mismo nivel de cantidad hay más de un precio, el precio de adjudicación, p*, será el menor.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Regla de suscripción de los contratos

ARTÍCULO 3.11.2.4.9.1. Regla de suscripción de los contratos. Los contratos que se suscriban deberán reflejar los resultados de la subasta.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Subasta por tramos

ARTÍCULO 3.11.2.4.10.1. Subasta por tramos. Luego del desarrollo de la subasta por rutas, el administrador de la subasta, en caso de ser necesario, realizará una subasta por los tramos con congestión contractual que no se asignaron.

El desarrollo de esta subasta seguirá el procedimiento descrito en el numeral 5.8 del presente anexo.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Mecanismo de cubrimiento para el cumplimiento de las obligaciones

ARTÍCULO 3.11.2.5.1. Mecanismo de cubrimiento para el cumplimiento de las obligaciones. Entre los vendedores y los compradores acordarán los mecanismos de cubrimiento para el período de ejecución del contrato.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 1)

Criterios generales del mecanismo de cubrimiento para participar en la subasta

Criterios generales que deben cumplir las garantías

ARTÍCULO 3.11.3.1.1. Criterios generales que deben cumplir las garantías. 1.1. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión por parte de una agencia calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

1.2. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario los correspondientes recursos en la cuenta bancaria de la entidad financiera en Colombia que para tales efectos se haya constituido.

1.3. Las garantías deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del fideicomiso o patrimonio autónomo que el gestor del mercado constituya. En caso de que el gestor del mercado pueda ofrecer otro instrumento para la administración de las garantías, con las mismas calidades que ofrece el fideicomiso o patrimonio autónomo, lo podrá hacer con el concepto favorable de la CREG.

1.4. El fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforme debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución, en la cuenta bancaria en Colombia que para tales efectos establezca el fideicomiso o patrimonio autónomo.

1.5. Las garantías deben ser líquidas y fácilmente ejecutables en el momento en que deban hacerse efectivas.

1.6. La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los ocho (8) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera en el exterior.

1.7. El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme a lo indicado en el presente anexo. Por tanto, el valor pagado deberá ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.

1.8. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior.

1.9. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América y ser exigible de acuerdo con la Ley Colombiana.

1.10. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculada en dólares de los Estados Unidos de América a la tasa representativa del mercado del último día hábil del mes anterior a su presentación, y ser exigible de acuerdo con las Normas RUU 600 de la Cámara de Comercio Internacional -CCI- (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600) o aquellas Normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan, y con las normas del estado Nueva York de los Estados Unidos de América. Estas garantías deberán prever mecanismos expeditos y eficaces para resolver definitivamente cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante aplicando las normas que rigen su exigibilidad, tales como la decisión definitiva bajo las reglas de conciliación y arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional, CCI, por uno o más árbitros designados según lo establecen las mencionadas reglas, o a través de los jueces del Estado de Nueva York.

PARÁGRAFO 1. Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 1.1 y 1.2 del presente numeral, los interesados deberán acreditar a la fiduciaria, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios.

PARÁGRAFO 2. Los agentes que utilicen garantías deben informar a la fiduciaria cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 1.1 y 1.2 del presente numeral, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información debe ser comunicada a más tardar cinco (5) días hábiles después de ocurrido el hecho.

PARÁGRAFO 3. Para la aceptación de una garantía otorgada por una entidad financiera del exterior, el agente o persona jurídica interesada deberá adjuntar los formularios debidamente diligenciados y registrados ante el Banco de la República y que, de acuerdo con las normas del mismo, sean necesarios para el cobro de la garantía por parte de la fiducia.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Tipos de garantías

ARTÍCULO 3.11.3.2.1. Tipos de garantías. Los tipos de garantías que serán aceptadas para los efectos de la presente resolución son los siguientes:

2. Carta de crédito stand by de una entidad financiera en Colombia: crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by. La forma y perfeccionamiento de ésta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

4. Prepago. Recursos en moneda Colombiana que cubren el 100% del valor de la garantía.

PARÁGRAFO 1. Los compradores que requieran acudir a la constitución de garantías para poder participar en subastas, podrán combinar los tipos de garantías mencionados anteriormente.

PARÁGRAFO 2. Todas las garantías, en caso de ejecución, deberán liquidarse en pesos colombianos en las cuentas bancarias que para tales efectos disponga la fiducia mercantil que el gestor del mercado constituya.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Mecanismo de cobertura para participar en la subasta

Sujetos objeto de la constitución de la garantía de participación

ARTÍCULO 3.11.3.3.1.1. Sujetos objeto de la constitución de la garantía de participación. Es obligatoria para los vendedores y compradores que quieran participar en la subasta.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Beneficiario de la garantía

ARTÍCULO 3.11.3.3.2.1. Beneficiario de la garantía. El beneficiario de la garantía es la fiducia mercantil que para tales efectos constituya el gestor del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de participación de un vendedor.

ARTÍCULO 3.11.3.3.3.1. Beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de participación de un vendedor.. cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de participación de un vendedor, los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos a los compradores afectados.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de participación de un comprador

ARTÍCULO 3.11.3.3.4.1. Beneficiario de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía de participación de un comprador. cuando haya lugar a la ejecución de la garantía de participación de un comprador, los recursos que resulten de la ejecución de la misma serán transferidos al transportador que representa los tramos regulatorios con congestión contractual.

La fiducia mercantil hará las transferencias a los beneficiarios de los recursos que resulten de la ejecución de la garantía, descontando los gastos de transferencias bancarias y GMF.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Fecha de entrega de la garantía

ARTÍCULO 3.11.3.3.5.1. Fecha de entrega de la garantía. el gestor del mercado determinará la fecha y hora máxima para la entrega de las garantías.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Vigencia de la garantía

ARTÍCULO 3.11.3.3.6.1. Vigencia de la garantía. El plazo que cubre la garantía corresponderá al número de días calendario desde la entrega de la garantía más 3 días calendario después del período previsto para el registro de los contratos en el gestor. Si el contrato se registra antes, la garantía se regresará al vendedor o al comprador, según corresponda.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Valor de la garantía para los compradores

ARTÍCULO 3.11.3.3.7.1. Valor de la garantía para los compradores. La garantía de participación tiene debe cubrir el valor señalado en el numeral 4 del Anexo 1 de la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Evento que da lugar a la ejecución de la garantía de participación para el vendedor

ARTÍCULO 3.11.3.3.8.1. Evento que da lugar a la ejecución de la garantía de participación para el vendedor. El evento que da lugar a la ejecución de la garantía del vendedor es cuando en el proceso de registro en el gestor del mercado él identifique que el no registro del contrato recae en el vendedor, dentro de los siguientes diez (10) días hábiles siguientes a la realización de la subasta, sin que nunca se supere el trimestre estándar de negociación en donde se realizó la subasta.

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

Evento que da lugar a la ejecución de la garantía de participación para el comprador

ARTÍCULO 3.11.3.3.9.1. Evento que da lugar a la ejecución de la garantía de participación para el comprador. El evento que da lugar a la ejecución de la garantía del comprador es cuando en el proceso de registro en el gestor del mercado él identifique que el no registro del contrato recae en el comprador, dentro de los siguientes diez (10) días hábiles siguientes a la realización de la subasta, sin que nunca se supere el trimestre estándar de negociación en donde se realizó la subasta.

PARÁGRAFO 1. El gestor del mercado de gas natural, a través de la fiducia mercantil que para tales efectos constituya, adoptará los mecanismos para que a los participantes que no resulten con asignaciones se les regresen las garantías de participación.

Esta y otras disposiciones que se consideren necesarias deberán ser explícitas en el reglamento que rija la operación de la fiducia mercantil.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

(Fuente: R CREG 001/21, ANEXO 2)

PARTE 12

Parámetros para la estimación de las tasas de descuento y se determinan las tasas de descuento actividad de transporte de gas natural

ARTÍCULO 3.12.1. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. Definir (i) la referencia del código GICS que se utilizará para el cálculo de la tasa de descuento, (ii) la fecha de cálculo que se utilizará para la estimación de cada una de las variables que se requieren en el cálculo de la tasa de descuento, y (iii) las tasas de descuento, siguiendo el procedimiento definido en la Resolución CREG 004 de 2021, modificada por la Resolución CREG 073 de 2021. Esta resolución aplica para la actividad de transporte de gas natural.

(Fuente: R CREG 103/21, art. 1)

ARTÍCULO 3.12.2. CÓDIGO DE REFERENCIA GICS PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL. El código de referencia que se utilizará para el cálculo de las tasas de descuento será el código GICS 551020.

(Fuente: R CREG 103/21, art. 2)

ARTÍCULO 3.12.3. FECHA DE CÁLCULO PARA LA ESTIMACIÓN DE CADA UNA DE LAS VARIABLES PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO. En el cálculo de la tasa de descuento se utilizará toda la información prevista que esté disponible hasta el 31 de julio de 2021.

(Fuente: R CREG 103/21, art. 3)

ARTÍCULO 3.12.4. TASAS DE DESCUENTO PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL. La tasa de descuento que regirá para la actividad de transporte de gas en la remuneración de los servicios de capacidad a través de cargos fijos, , servicios de volumen a través de cargos variables, y por servicios de transporte a través de ingreso regulado, será 10,94% en pesos colombianos constantes antes de impuestos, para cada una de ellas.

PARÁGRAFO. La vigencia de la tasa de descuento definida en este artículo estará supeditada a las disposiciones del parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021 o aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, cuando a ello hubiere lugar.

(Fuente: R CREG 103/21, art. 4)

LIBRO 4

Distribución-Comercialización

Actividad de distribución de gas natural

Acceso al sistema de distribución

ARTÍCULO 4.1.1.1. Acceso al sistema de distribución. 7.7. El distribuidor estará obligado a permitir interconexiones con sus instalaciones y acceso a sus servicios de ventas, transporte y almacenaje sobre una base no discriminatoria; no obstante lo anterior el distribuidor tendrá derecho a rehusar interconexiones o acceso a los servicios que a su juicio: (a) no cumplan con las disposiciones del Código, o (b) sean antieconómicas al evaluarlas conforme a los stándares comerciales normales, incluyendo recursos provenientes de los fondos de solidaridad. El ejercicio del derecho del distribuidor a rehusar la interconexión o el acceso a los servicios, estará sujeto a revisión por parte de la autoridad reguladora.

7.8. El acceso a la capacidad firme disponible se determinará con base en que el primero en solicitar el servicio será el primero en ser provisto, después de dar aviso público de tal disponibilidad con 30 días de anticipación. El acceso a la capacidad interrumpible se asignará mensualmente entre las partes que los soliciten, mediante notificación dada con 15 días de anticipación al mes correspondiente, pero el distribuidor o el comercializador podrán rechazar o reducir solicitudes de servicio interrumpible que no estén respaldadas por contratos de servicios, por uso anterior, o por capacidad de consumo instalada.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. VII.1.4)

Código de distribución de gas combustible por redes

Adopción

ARTÍCULO 4.1.2.1.1. Adoptar el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes contenido en el Anexo General de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 067/95, art. 1-1)

Código de distribución de gas combustible por redes (Anexo general)

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.2.1.1. Introducción. Este Código acoge el Decreto 1842 de 1991 (Estatuto Nacional de Usuarios) y demás normas que consagren derechos a favor de los usuarios, siempre que no contradigan la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. I)

ARTÍCULO 4.1.2.2.1.2. Introducción. 1.1. El propósito de este código de distribución es:

- Definir los derechos y responsabilidades entre distribuidores, comercializadores y usuarios.

- Fijar los principios y procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes usuarios de los sistemas de distribución, los comercializadores y los distribuidores.

- Establecer los criterios de planeación de los sistemas de distribución de gas combustible por redes, en condiciones de eficiencia y seguridad, para la determinación de las fórmulas tarifarias.

- Garantizar la prestación continua e ininterrumpida del servicio, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito, o de orden técnico o económico que así lo exijan.

- Garantizar que todos los usuarios conectados, en proceso de conexión o que proyecten conectarse a los sistemas de distribución, tengan los mismos derechos y deberes y las mismas condiciones de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad en el servicio, manteniendo el principio de neutralidad. Dicho principio exige, dentro de las mismas condiciones, un tratamiento igual para los usuarios, sin discriminaciones diferentes a las condiciones y características técnicas de la prestación del servicio.

- Fijar unos lineamientos mínimos que sirvan de marco de referencia a las empresas para la elaboración de los contratos de condiciones uniformes exigidos por la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. I.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.1.3. Introducción. 1.2. El Código de Distribución de gas combustible se aplica a pequeños y grandes consumidores, distribuidores y comercializadores de gas combustible por redes. Entendiéndose como gas combustible aquel de las primera, segunda y tercera familias (Normas Técnicas Colombianas).

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. I.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.1.4. Introducción. 1.3. El Código de Distribución comprende los siguientes aspectos:

Planeación de las inversiones.

Tiene por objeto inducir la expansión eficiente, económica y confiable de un sistema de distribución, a través del establecimiento de:

- Las obligaciones y responsabilidades de los distribuidores.

- La obligación de elaborar y mantener actualizado un programa de inversiones dirigido al desarrollo del sistema de distribución.

- Los criterios para el planeamiento y la expansión del sistema de distribución.

- Los horizontes de planeación de las inversiones.

Condiciones de conexión.

Tanto las conexiones nuevas como las existentes deben cumplir con:

- Las directrices para determinar las fronteras, en el sistema de distribución, entre el distribuidor y el usuario y la relación entre el distribuidor y el comercializador, cuando esto fuera necesario.

- Las obligaciones del distribuidor de realizar los estudios necesarios con relación a las modificaciones y refuerzos requeridos para una nueva conexión al sistema de distribución, o para modificar una conexión existente.

Operación del sistema de distribución.

Proporciona las reglas que cubren los aspectos más importantes para la operación de un sistema de distribución, mediante la especificación de:

- La obligación de elaborar un plan de operación y mantenimiento.

- Las obligaciones y los criterios básicos para el plan de atención de contingencias, coordinación de seguridad y pruebas de equipos y redes.

- La obligación del distribuidor o del comercializador de mantener un sistema de información que le permita con certeza presentar variadas opciones de servicio a sus usuarios, dependiendo de sus necesidades.

Sistema de medición.

Establece los procedimientos y requisitos de equipos e información necesarios tanto para la facturación del usuario del sistema de distribución, como para los demás fines pertinentes. Se incluyen reglas relativas a fallas en el suministro del servicio.

Normas técnicas y de seguridad.

Se hace referencia a aquellas normas necesarias para la operación de las redes, tomando en consideración la compilación del Código de Normas Técnicas y de Seguridad por parte del Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. I.3)

Lineamientos generales de distribución de gas combustible por redes

Normas técnicas aplicables

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.1.1. Normas técnicas aplicables. 2.1. Para los efectos pertinentes a este Código, todo distribuidor o usuario del sistema de distribución, deberá cumplir como mínimo con las Normas Técnicas Colombianas expedidas para el efecto. En caso de no existir normas colombianas, se emplearán normas de reconocido prestigio internacional y aceptadas por el Ministerio de Minas y Energía, el cual las compilará en un Código de Normas Técnicas y de Seguridad.

2.2. En materia de seguridad, deberá acogerse al Código Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible compilado por el Ministerio de Minas y Energía y atoda la reglamentación que en la materia expida el Ministerio de Minas y Energía y la CREG.

2.3. Las instalaciones de gas afectadas por el presente reglamento deberán cumplir:

- Los preceptos que le sean de aplicación contenidos en las disposiciones dictadas o que se dicten por el Ministerio de Minas y Energía, bien sean de carácter general o bien se trate de reglamentos especiales.

- Las especificaciones sobre normalización, relativas a materiales y aparatos destinados a instalaciones de gas de cualquier clase que obtengan la homologación o aprobación de las autoridades competentes.

- Las normas técnicas sobre los requisitos que deben cumplir las instalaciones en edificios habitados y la forma de utilización para lograr una buena prestación del servicio.

2.4. Las condiciones técnicas de los aparatos, accesorios, materiales, montaje, calidad, protección y seguridad que han de reunir las conexiones de gas a que se refiere este reglamento serán objeto de instrucciones o Normas Técnicas Colombianas y sus revisiones, o en su defecto las normas internacionales que regulan la materia y aceptadas por el Ministerio de Minas y Energía.

2.5. Las normas ambientales a las que deberán acogerse las empresas distribuidoras, y en general todos aquellos a los cuales aplique este Código, serán aquellas expedidas por el Ministerio del Medio Ambiente, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 4o, numerales 10 y 25 de la Ley 99 de 1994<sic, 1993>.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.1)

Consideraciones técnicas

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.1. Consideraciones técnicas. 2.6. Los gases combustibles se clasifican en familias de acuerdo con lo establecido en las Norma Técnica Colombiana respectiva (ver Código de Normas Técnicas y de Seguridad).

2.7. Las características de los gases serán aquellas que los identifiquen para su utilización como combustibles y, entre otras, las de composición química, poder calorífico superior, poder calorífico inferior, índice de Wobbe y de combustión, densidad, olor, toxicidad, corrosión y humedad.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.2. Consideraciones técnicas. 2.8. Según la presión máxima de servicios que admitan, deben clasificarse con lo establecido en la Norma Técnica Colombiana respectiva (Código de Normas Técnicas y de Seguridad).

2.9. Para la expansión de la red, el distribuidor deberá tener en cuenta los requerimientos de presiones en la Norma Técnica Colombiana respectiva.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.3. Consideraciones técnicas. 2.10. En resolución aparte, la CREG definirá las calidades mínimas del gas combustible. El distribuidor deberá rechazar el gas que no cumpla con las especificaciones de calidad mínimas.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.4. Consideraciones técnicas. 2.11. Las tuberías, equipos, materiales y accesorios utilizados en todos los sistemas de distribución, deberán cumplir como mínimo con las Normas Técnicas Colombianas y sus revisiones, o en su defecto las normas internacionales que regulan la materia y aceptadas por el Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.4)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.5. Consideraciones técnicas. 2.12. Las redes de distribución se proyectarán, ejecutarán y operarán en función del plan de expansión presentado para la definición de la fórmula tarifaria, o en la licitación de concesiones o áreas de distribución exclusivas, y deberán considerar las necesidades del momento, las previsiones deducidas del crecimiento vegetativo, y el desarrollo económico y social dentro del área cubierta por la concesión.

2.13. El distribuidor o el comercializador solo podrán negar las solicitudes de servicio por razones de carácter técnico.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.5)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.6. Consideraciones técnicas. 2.14. El cálculo de las tuberías y de los elementos accesorios se hará teniendo en cuenta las características físico-químicas del gas, la presión del servicio, las pérdidas de carga admisibles y cuantas garantías de seguridad y diseño se requieran, tal como se establece en la Norma Técnica Colombiana respectiva (Código de Normas Técnicas y de Seguridad).

2.15. No estará permitida la práctica de adosar redes aéreas a puentes vehiculares o peatonales. Estos cruces aéreos se deben realizar mediante la construcción de estructuras separadas.

2.16. El transporte, colocación y montaje de las tuberías y elementos auxiliares o complementarios, constitutivos de un gasoducto y arterias o de una red de distribución urbana deberá realizarse de forma que no resulten afectadas las condiciones de seguridad previstas en el Código de Normas Técnicas y de Seguridad.

2.17. La CREG trasladará las quejas o incumplimientos relacionados con las anteriores especificaciones y reglas a la Superintendencia de Servicios Públicos.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.6)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.7. Consideraciones técnicas. 2.18. La Superintendencia de Industria y Comercio emitirá normas de homologación de todos los tipos de aparatos para el empleo de los gases combustibles, realizándose las pruebas o ensayos oportunos en los laboratorios autorizados por ella para tal efecto, no pudiendo emplearse en ninguna instalación de aquellos que no hayan obtenido resultados satisfactorios en su homologación.

2.19. Toda instalación deberá cumplir con las normas técnicas y de seguridad correspondientes. El distribuidor no podrá distribuir gas natural o GLP en ninguna instalación interna o tanque estacionario de almacenamiento que no cumpla con estas normas. De hacerlo así, se hará acreedor a las sanciones correspondientes que determine la Superintendencia de Servicios Públicos, sin perjuicio de las sanciones civiles o penales a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.7)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.8. Consideraciones técnicas. 2.20. Para prever situaciones de riesgo se exigirá el montaje de válvulas de seccionamiento de gasoductos, preferiblemente con actuadores automáticos que respondan a roturas de la línea.

2.21. Se deben implementar sistemas de supervisión continua en las líneas de alta presión, tomando en cuenta los siguientes factores:

- Alta densidad de población.

- Dificultad de operación (largas distancias, tráfico).

- Riesgo sísmico.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.8)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.9. Consideraciones técnicas. 2.22. Con el fin de minimizar las interferencias o los riesgos que se puedan generar en una ciudad por falta de información de las redes construidas, las empresas deberán llevar un registro claro y preciso del trazado de los gasoductos urbanos construidos, utilizando la tecnología a su alcance. Se recomienda el empleo de los llamados "mapas digitales" por parte de la empresa. Esta información deberá mantenerse disponible y actualizada en permanencia. El cumplimiento de esta norma será vigilado por la Superintendencia de Servicios Públicos.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.9)

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.2.10. Consideraciones técnicas. 2.23. Las instalaciones, antes de ser puestas en servicio, deberán contar con un Certificado de Conformidad emitido según lo señalado en los reglamentos técnicos aplicables, para lo cual se someterán a las pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento y en general a todas aquellas que establezcan los reglamentos, normas o instrucciones vigentes. La realización de estas pruebas será responsabilidad del usuario y este la deberá realizar con los organismos que se encuentran debidamente acreditados para la realización de la Revisión Periódica de las Instalaciones Internas de Gas. El usuario asumirá el costo de dicha revisión.

PARÁGRAFO. Hasta que termine la vigencia de los contratos de concesión especial para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natural por red de tubería en forma exclusiva en las áreas que a la fecha de publicación de la presente resolución se encuentran concesionadas, se aplicará lo siguiente:

"2.23 Las instalaciones, antes de ser puestas en servicio, deberán someterse a las pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento, y en general a todas aquellas que establezcan los reglamentos, normas o instrucciones vigentes. Pruebas que deberá realizar el distribuidor. El costo de la prueba estará incluido en el cargo de conexión (Resolución 039 del 23 de octubre de 1995)".

2.24. El distribuidor será responsable por el estricto cumplimiento de las normas de seguridad, protección al medio ambiente y urbanísticas en sus redes. Adicionalmente, será el responsable de prestar el servicio sólo a las instalaciones receptoras de los usuarios que cumplan con los requisitos mínimos de seguridad. Para tal efecto constatará que dichas instalaciones cuenten con el respectivo Certificado de Conformidad y llevará un registro de las mismas con sus respectivos Certificados de Conformidad. En caso que el distribuidor haga las revisiones previas y periódicas de que tratan los numerales 2.23 y 5.23 de este Código, podrá cobrar un cargo".

"El distribuidor será responsable por el estricto cumplimiento de las normas de seguridad, protección al medio ambiente y urbanísticas en sus redes. Adicionalmente, será el responsable de que las instalaciones receptoras de los usuarios cumplan con los requisitos mínimos de seguridad, haciendo para tal efecto las pruebas correspondientes, llevando un registro de las mismas. Para pruebas posteriores a la de conexión, el distribuidor podrá cobrar un cargo".

2.25. Cuando el usuario prevea realizar modificaciones a sus instalaciones que afecten el tamaño, capacidad total, o método de operación del equipamiento, deberá dar aplicación a lo establecido en el numeral 4.18 de este código.

En todo caso, ante cualquier modificación de la Instalación Interna, el usuario deberá contratar personal calificado conforme a las normas o reglamentos técnicos vigentes y procederá a hacer revisar la instalación de manera inmediata con el fin de obtener el Certificado de Conformidad requerido y asegurarse de que este llegue al Distribuidor".

"Cuando el usuario realice modificaciones en sus instalaciones, deberá notificar al distribuidor, el cual de considerarlo necesario realizará las pruebas del caso a cargo del usuario".

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.2.10) (Fuente: R CREG 059/12, art. 3) (Fuente: R CREG 059/12, art. 4) (Fuente: R CREG 059/12, art. 5)

Normas ambientales

ARTÍCULO 4.1.2.2.2.3.1. Normas ambientales. 2.26.Las expedidas por el Ministerio del Medio Ambiente, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 4o, numerales 10 y 25 de la Ley 99 de 1994<sic, 1993>. Adicionalmente aplica el Plan de Manejo Ambiental para compañías distribuidoras de gas combustible, especificado en el Decreto 1753 de 1994.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. II.3)

Sistema de información y planeamiento de la expansión de la red de distribución

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.1.1. Introducción. 3.1. El propósito de este capítulo es fijar unos lineamientos para el planeamiento de la expansión de una red de distribución y enunciar los requisitos para la recolección e intercambio de la información requerida en este Código.

3.2. Estos lineamientos garantizan que todos los usuarios tengan las mismas normas básicas para la conexión al sistema de distribución, y además fija las obligaciones para que los distribuidores y comercializadores cumplan con lo dispuesto en este Código y demás normas complementarias.

3.3. Por otro lado, se fijan las obligaciones del distribuidor, para ejecutar los estudios necesarios con relación a las modificaciones y refuerzos requeridos para una nueva conexión, para modificar una conexión, para hacer ofertas con relación a la distribución, o acuerdos de conexión y uso del sistema.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.1)

Principios básicos

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.2.1. Principios básicos. 3.4. Los distribuidores deben planear, desarrollar, operar y mantener sus sistemas de distribución de acuerdo con este Código, y con las reglas generales que establezca la CREG.

3.5. La expansión de los sistemas de distribución será responsabilidad de las empresas que desarrollen esta actividad y se deben realizar en condiciones competitivas, de acuerdo con lo previsto en el artículo 14 de la Ley 142 de 1994.

3.6. Las empresas distribuidoras de gas combustible deberán garantizar que tanto la construcción como la expansión del sistema de distribución sean realizados cumpliendo las normas en cuanto a seguridad, medio ambiente, diseño, materiales y equipos utilizados con dicho propósito.

3.7. Cuando se desarrolle un sistema para distribución de propano por redes, la empresa distribuidora de gas combustible deberá realizar sus diseños de manera tal que pueda transportar en forma indiferente gas natural y propano(GLP).

3.8. Toda instalación de gas propano (GLP), deberá diseñarse para que una vez entre en operación el gasoducto urbano, pueda formar parte integral de este y permita la conducción de gas natural.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.2)

Planeamiento de la expansión

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.3.1. Planeamiento de la expansión. 3.9. Con el fin de definir las fórmulas de tarifas de la empresa respectiva, para la expansión, reforma o modificaciones de los sistemas de distribución, la CREG utilizará la información de los planes quinquenales con la inversión prevista, que las empresas deben enviar a la UPME para su revisión y concepto, de forma tal que la inversión se recupere por medio de tarifas, de acuerdo con las resoluciones que para el efecto expida la CREG.

3.10. Sin perjuicio de lo establecido en el inciso anterior, los distribuidores que tengan contratos con el MME deberán mantener las obligaciones, de realizar las obras de expansión pactadas, con sujeción al cronograma convenido.

3.11. El distribuidor construirá, operará y mantendrá sus redes de distribución situadas en el espacio público (calles, carreteras o servidumbres utilizadas o utilizables como parte de su sistema de distribución), con sujeción a la reglamentación y disposiciones municipales.

3.12. Para el estudio de la factibilidad técnica y económica de nuevas conexiones, los comercializadores y/o usuarios suministrarán al distribuidor la información requerida para que éste pueda ofrecerles alternativas técnicas y de costos. La información básica debe incluir, como mínimo, las condiciones técnicas de la carga que ha de ser conectada al sistema (volumen pico y fuera de pico demandado por el usuario), y los niveles de confiabilidad requeridos.

3.13. Para la seguridad del sistema, el distribuidor escogerá los equipos de medición y regulación, los cuales deberán estar homologados por la Superintendencia de Industria y Comercio. El distribuidor los instalará, operará, y será responsable de su mantenimiento.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.3)

SUBSECCIÓN 4

Procedimientos para el planeamiento de la expansión

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.4.1. Procedimientos para el planeamiento de la expansión. 3.14. El distribuidor deberá elaborar proyecciones de demanda para cada horizonte de planeación, incluyendo los consumos picos estimados, con el fin de definir la capacidad máxima a ser demandada anualmente en su sistema.

3.15. En general, los horizontes de planeación se definen de la siguiente forma:

- Corto Plazo: Período de hasta dos años, de carácter operativo, durante el cual el distribuidor estima los volúmenes de gas distribuidos por su sistema y realiza el análisis de alternativas de expansión.

- Mediano Plazo: Período entre dos y cinco años, de carácter decisorio, donde el distribuidor toma una determinación sobre la alternativa de expansión a desarrollar.

- Largo Plazo: Período de carácter estratégico, de cinco a diez o más años, donde el distribuidor, de acuerdo con la evolución de la demanda, establece su Plan de Expansión global.

3.16. Exclusivamente para efectos de determinar la tarifa de distribución, la metodología para las proyecciones de demanda será determinada por el distribuidor, pero deberá ser revisada y aprobada por la UPME, antes de su aplicación. La CREG considerará los análisis y comentarios UPME sobre dicha metodología.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.4.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.4.2. Procedimientos para el planeamiento de la expansión. 3.17. El requerimiento de un plan de expansión al distribuidor obedece a la necesidad de atender en forma rentable, segura y eficiente la demanda, esto es, atendiendo las necesidades de los usuarios con un plan de mínimo costo, manejo óptimo de las pérdidas, respetando las normas técnicas y bajo estrictas normas de seguridad.

3.18. Los planes de expansión deberán contener la información básica que se detalla en el capítulo III, Sistema de Información y Planeamiento de la Expansión de la Red de Distribución, junto con el cronograma de inversión. Este plan de expansión servirá como base para el estudio tarifario de la empresa.

3.19. La UPME remitirá a la CREG, su evaluación del Plan de Expansión de cada empresa, con sus comentarios sobre la metodología utilizada, y el impacto de dicho Plan sobre las proyecciones del sector.

3.20. El distribuidor deberá presentar la alternativa de expansión escogida, junto con las otras alternativas consideradas y las justificaciones.

3.21. Todas las alternativas deberán cumplir con:

- Las proyecciones de demanda acordadas con la CREG y la UPME.

- Los requisitos técnicos mínimos

- Los requisitos de seguridad establecidos

3.22. Además de estos requisitos, la opción escogida por el distribuidor para el plan de expansión deberá cumplir con los siguientes objetivos:

- Deberá ser la opción de mínimo costo, incluyendo inversiones y costos de operación y mantenimiento.

- Deberá ser la opción que minimice pérdidas para el sistema.

- Deberá proveer flexibilidad para expansiones futuras.

3.23. El distribuidor deberá proporcionar una metodología para demostrar que la opción escogida es óptima en términos de estos objetivos, justificando la relevancia relativa asignada a cada uno de estos. Esta metodología deberá incluir, la tasa de descuento con que se valoran costos e inversiones futuras.

3.24. La UPME y la CREG podrán rechazar el plan si en su concepto no se presenta alguna de las siguientes condiciones:

- Falta información.

- Está en desacuerdo con la metodología utilizada.

- No se estudiaron alternativas suficientes.

3.25. La Comisión podrá escoger entre las propuestas presentadas la que a su juicio sea la mas conveniente. Si el plan es rechazado en su totalidad, el distribuidor deberá reiniciar el proceso y presentar otras propuestas.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.4.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.4.3. Procedimientos para el planeamiento de la expansión. 3.26. El distribuidor debe mantener actualizada la estructura de costos en que incurre para la prestación de su servicio. Deberá tener, igualmente, relacionada esta información con la estructura y nivel de cargos que hayan sido aprobados por la CREG.

3.27. Toda esta información deberá estar disponible para ser suministrada a la CREG, cuando ésta lo requiera. De igual forma, los cargos de distribución aprobados por la CREG, serán difundidos por el distribuidor para conocimiento de los usuarios del sistema.

3.28. La metodología para el cálculo de los cargos por uso de la red será la que establezca la CREG.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.4.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.4.4. Procedimientos para el planeamiento de la expansión. 3.29. Los usuarios tienen derecho a conocer los planes de expansión de los sistemas de distribución, por lo que éstos serán de carácter público y deberán ser publicados de acuerdo con los procedimientos que establezca la CREG.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.4.4)

SUBSECCIÓN 5

Listado de datos requeridos para la planeación de la expansión

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.5.1. Listado de datos requeridos para la planeación de la expansión. - Localización del campo,

- Tipo de gas,

- Distribuidor,

- Presión de salida,

- Producción potencial en pico.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.5.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.5.2. Listado de datos requeridos para la planeación de la expansión. - Presión de entrega,

- Longitud del subsistema,

- Diámetro (s),

- Estaciones reguladoras que interconectan,

- Número de ramales,

- Volumen manejado (en pico y fuera de él),

- Estaciones compresoras.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.5.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.5.3. Listado de datos requeridos para la planeación de la expansión. Estaciones reguladoras y reguladores

- Localización,

- Capacidad total,

- Niveles de presión,

- Año puesta en operación,

- Válvulas de control,

- Aparatos de control y medida y sus características,

- Equipo de comunicación.

Tubería

- Presiones,

- Materiales,

- Tipo ( aérea o enterrada ),

- Características de la tubería subterránea,

- Diámetros,

- Identificación de Nodos,

- Topología,

- Estación de regulación a la que pertenece,

- Localización de válvulas e interruptores.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.5.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.5.4. Listado de datos requeridos para la planeación de la expansión. 3.30. Se busca tener un conocimiento general del mercado atendido por la distribuidora o la comercializadora. Se incluye:

Características de los usuarios

- Consumos de gas,

- Estructura tarifaria.

Evolución histórica del mercado

- Número de usuarios,

- Demanda máxima,

- Curva de demanda diaria,

- Pérdidas.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.5.4)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.5.5. Listado de datos requeridos para la planeación de la expansión. 3.31. El nuevo usuario debe suministrar la siguiente información:

- Localización,

- Tipo de consumo ( comercial, industrial, etc.),

- Presión requerida,

- Capacidad de transporte requerida,

- Perfil de consumo,

- Confiabilidad requerida,

- Fecha de entrada en servicio.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.5.5)

ARTÍCULO 4.1.2.2.3.5.6. Listado de datos requeridos para la planeación de la expansión. - Confiabilidad del sistema ( Indicadores),

- Estado de la red,

- Restricciones operativas,

- Regulación de las presiones,

- Pérdidas,

- Descripción de los usuarios,

- Proyecciones de demanda.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. III.5.6)

Condiciones de conexión

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.1.1. Introducción. 4.1. Este Capítulo incluye el conjunto normas básicas para la conexión al sistema de distribución, las cuales serán las mismas para todos los usuarios.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.1)

Principios básicos

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.2.1. Principios básicos. 4.2. Garantizar que todos los usuarios del sistema de distribución estén sujetos a los mismos requisitos para la conexión y asegurar que tanto las conexiones existentes como las nuevas cumplen con las normas técnicas y de seguridad para el diseño y para la operación.

4.3. Para los usuarios que al momento de la expedición de este Código estén conectados a un sistema de distribución, las condiciones existentes no podrán variar excepto en los casos en que el usuario requiera mayor confiabilidad a la establecida de manera general para los otros usuarios conectados al la red, o en el caso que la conexión esté afectando o interfiriendo con la operación y/o la seguridad del sistema.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.2)

Obtención del servicio

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.3.1. Obtención del servicio. 4.4. El usuario indicará las condiciones bajo las cuales requiere el servicio y el distribuidor o el comercializador le establecerán las condiciones bajo las cuales lo suministrarán, sin perjuicio de las normas técnicas y de seguridad, y de lo establecido en este Código.

4.5. Las empresas no realizarán trabajos para suministrar el servicio de gas en las viviendas de los barrios o municipios que no tengan una correcta nomenclatura.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.3.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.3.2. Obtención del servicio. 4.6. El distribuidor o el comercializador ofrecerán al usuario una selección de servicios y condiciones especiales, los cuales éste podrá aceptar o no. De igual manera el usuario podrá solicitar un servicio o condición especial acorde a sus necesidades.

4.7. El distribuidor o el comercializador determinarán los servicios o condiciones especiales a disposición del usuario y le asesorarán en la selección de las condiciones más favorables a sus necesidades.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.3.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.3.3. Obtención del servicio. 4.8. El distribuidor o el comercializador no suministrarán el servicio a ex-usuarios, hasta tanto se haya pagado o asegurado el pago de las deudas por algún servicio anterior.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.3.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.3.4. Obtención del servicio. 4.9. El usuario deberá pagar el costo de la conexión del servicio. Por aquellos trabajos o servicios prestados al usuario y que no estén expresamente reglamentados, el distribuidor cobrará el valor de los materiales, el costo de utilización de los equipos empleados y de la mano de obra utilizada, más una suma por concepto de administración e ingeniería.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.3.4)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.3.5. Obtención del servicio. 4.10. El distribuidor solicitará los permisos necesarios para construir sus redes e instalar conexiones de servicio y no estará obligado a prestar el servicio hasta tanto se le concedan dichos permisos. En todos los casos deberán observarse las normas urbanísticas y disposiciones municipales sobre redes del servicio.

4.11. Cuando el distribuidor o el comercializador requieran, para la conexión del servicio la utilización de predios privados para el tendido de las redes, deberán contar con la correspondiente servidumbre o derechos de paso en los términos del artículo 57 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.3.5)

SUBSECCIÓN 4

Procedimientos

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.4.1. Procedimientos. 4.12. El distribuidor estará obligado a aceptar toda solicitud de conexión a la red de distribución existente, siempre que la misma se realizare bajo los términos de este Código y de acuerdo con el régimen tarifario vigente. Si el distribuidor deniega una solicitud deberá notificar a la autoridad reguladora y tal decisión estará sujeta a la revisión de dicha autoridad.

4.13. Los elementos necesarios para la acometida, según lo definido en el artículo 14.17 de la Ley 142 de 1994, deberán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo. Los elementos y su instalación, por personal habilitado de la empresa (Resolución 039 del 23 octubre de 1995), estarán a cargo del usuario. Estos equipos, incluyendo el medidor, serán de propiedad del usuario. El usuario deberá pagar el costo de todo el equipo de conexión requerido para su servicio y el costo de su instalación.

4.14. Los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. No será negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario (Resolución 039 del 23 octubre de 1995).

4.15. El usuario consultará al distribuidor respecto al punto exacto en el cual la tubería del servicio ingresará al predio, antes de instalar la tubería interior de gas o de comenzar cualquier trabajo que dependa de la ubicación de la tubería del servicio o de las restricciones físicas en la calle y otras consideraciones prácticas.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.4.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.4.2. Procedimientos. 4.16. La modificación en la ubicación de la tubería de servicio existente y/o instalaciones de medición solicitada por el usuario debe ser sometida a consideración de la empresa distribuidora. En caso de ser aprobada se realizará con cargo al usuario. En caso de no ser aprobada, la empresa deberá notificar al Usuario exponiendo las razones del caso.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.4.2) (Fuente: R CREG 059/12, art. 6)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.4.3. Procedimientos. 4.17. El usuario será responsable de proteger las redes del distribuidor en sus predios.

4.18. Ninguna modificación en el tamaño, capacidad total, o método de operación del equipamiento del usuario, se efectuará sin aviso previo y aprobación por escrito de la empresa distribuidora.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.4.3)

SUBSECCIÓN 5

Criterios técnicos de diseño

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.5.1. Criterios técnicos de diseño. 4.19. El diseño de las obras de infraestructura de tuberías, equipos, medidores, reguladores, y demás elementos que se utilicen en conexiones de usuarios a los sistemas de distribución y los equipos que utilicen gas combustible deberán cumplir, con las Normas Técnicas Colombianas (Código de Normas Técnicas y de Seguridad), o en su ausencia con las normas internacionales aceptadas por el Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.5.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.5.2. Criterios técnicos de diseño. 4.20. La distribuidora deberá rehusar la prestación del servicio, o descontinuar el mismo cuando una instalación o parte de la misma sea insegura, inadecuada, o inapropiada para recibir el servicio y/o cuando no cuente con el Certificado de Conformidad exigido por la normativa técnica o reglamento técnico aplicable; o cuando por causas debidamente comprobables, tales como manipulación indebida, alteraciones o modificaciones a la misma, la instalación interfiera con, o menoscabe la continuidad o calidad del servicio al usuario o a otros usuarios".

"La distribuidora deberá rehusar la prestación del servicio, o descontinuar el mismo toda vez que considere que una instalación o parte de la misma es insegura, inadecuada, o inapropiada para recibir el servicio, o que interfiere con, o menoscaba, la continuidad o calidad del servicio al usuario o a otros usuarios".

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.5.2) (Fuente: R CREG 059/12, art. 14)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.5.3. Criterios técnicos de diseño. 4.21. Cuando la naturaleza del equipo de gas del usuario es tal que puede ocasionar contrapresión o succión en el sistema de tuberías, medidores u otro equipo conexo del distribuidor, el distribuidor deberá suministrar, instalar y mantener dispositivos y protectores apropiados con cargo al usuario.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.5.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.5.4. Criterios técnicos de diseño. 4.22. Toda instalación del usuario será mantenida por éste en las condiciones requeridas por las autoridades competentes y por el distribuidor.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.5.4)

ARTÍCULO 4.1.2.2.4.5.5. Criterios técnicos de diseño. 4.23. El distribuidor o el comercializador deberán instalar y mantener un medidor o dispositivo de medición para el servicio. El medidor estará ubicado en un lugar accesible para su lectura, salvo que se instalen dispositivos que permitan su lectura remota.

4.24. De ser requerido por un usuario, podrá instalarse, si es factible, un equipo de lectura de medidor a distancia que transmita la lectura de un medidor a un registro de repetición ubicado en un lugar accesible para su lectura. No obstante, deberá permitirse al distribuidor o el comercializador acceso al medidor interior en todo momento razonable. El costo de instalación, mantenimiento y reposición del medidor correrá por cuenta del usuario.

4.25. El distribuidor podrá periódicamente cambiar o modificar el Sistema de Medición o parte del mismo. El nuevo equipo estará a cargo del distribuidor, a menos de que se trate de fraudes del Usuario, terminación de la vida útil, por mal funcionamiento, cuando el desarrollo tecnológico ponga en el mercado instrumentos de medida más precisos y variación en los consumos por fuera del máximo error permisible conforme a la clase de los equipos, en cuyos casos será a cargo del Usuario, siempre y cuando se trate de un equipo que cumpla con las características requeridas para los equipos de medición y sea acorde con el consumo, de acuerdo con el numeral 4.27 del Anexo General de la Resolución CREG 067 de 1995.

Cuando el distribuidor encuentre defectos en los Equipos de Telemetría de los Usuarios No Regulados que estén obligados a tenerla según el numeral 4.28 de este Código, que afecten la confiabilidad, la precisión o la oportunidad de la transmisión de datos del Sistema de Medición, deberá notificarlo al propietario.

Es obligación del Usuario No Regulado o Comercializador, hacer reparar o reemplazar los Sistemas de Medición de su propiedad y los Equipos de Telemetría a satisfacción del Distribuidor, dentro de los estándares técnicos, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos. Esta reparación o reemplazo se debe efectuar en un período no superior a un periodo de facturación contados a partir del recibo de la notificación por parte del Distribuidor, cuando pasado este período el Usuario No Regulado no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los equipos de su propiedad, el Distribuidor podrá hacerlo por cuenta del Usuario No Regulado o Comercializador trasladando los costos a estos y en caso de que no se cancele este costo en el plazo establecido por el distribuidor, se procederá al retiro del sistema de medición y cortar el servicio.

4.26. El equipo de medición podrá ser retirado por el distribuidor o el comercializador en cualquier momento después de la terminación o suspensión del servicio, sin cargo al usuario. Si el medidor es de propiedad del usuario, una vez desmontado éste, le será entregado por el distribuidor o el comercializador. Si el usuario intenta una reconexión no autorizada por el distribuidor o el comercializador, tendrá las mismas implicaciones de una acometida fraudulenta.

4.27. Sistemas de Medición.

Los sistemas de medición deberán estar homologados de conformidad con la normativa que se encuentre vigente en el País o, en su defecto, se emplearán las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas - "American Gas Association" (AGA), del "American National Standars Institute" (ANSI), última edición y de la International Organization of the Legal Metrology (OIML), y constarán de:

a) Elemento primario: Es el dispositivo esencial usado para la medición del gas; incluye, pero no está limitado a, medidores de orificios, turbinas, ultrasónicos, rotatorios, másicos o de diafragma. Salvo acuerdo entre las partes, para elementos primarios del tipo turbina se evitará el uso de las configuraciones de instalación a que hace referencia el numeral 3.2.2 del reporte número 7 de AGA, en su edición de 1996, o la que lo modifique, adicione o sustituya.

b) Elementos secundarios: Corresponden a los elementos registradores, transductores, o transmisores que proporcionan datos, tales como: presión estática, temperatura del gas, presión diferencial, densidad relativa y son de carácter obligatorio para todos los sistemas.

c) Elementos terciarios: Corresponden a la Terminal Remota, el equipo de Telemetría y un Computador de Flujo o unidad correctora de datos, programado para calcular correctamente el flujo, dentro de límites especificados de exactitud e incertidumbre, que recibe información del elemento primario y de los elementos secundarios.

Los elementos terciarios son de carácter obligatorio para puntos de transferencia de custodia, para Usuarios No Regulados y estaciones de gas natural vehicular, así como para cualquier Usuario con consumos iguales o mayores a la clase B referenciada en la tabla que se encuentra en este numeral.

El distribuidor seleccionará los tipos y características del Sistema de medición correspondiente a las clases referenciadas en la tabla anexa. El Usuario No Regulado o Comercializador deberá proporcionar Sistemas de Medición que brinden registros precisos, conforme a lo establecido en la tabla que a continuación se presenta y que además deberán estar adecuados a los efectos de la facturación y efectuar la revisión y calibración de dichos equipos, conforme lo establezca el fabricante en certificado de conformidad de producto.

DESCRIPCIÓN	CLASE A	CLASE B	CLASE C	CLASE D
Flujo Máximo Diseño Sistemas de Medición	>353 KPCH >9995,7 m₃/h	< 353 > 35,3 KPCH < 9995,7 > 999,5 m₃/h	< 35,3 > 10 KPCH < 999,5 > 283,16 m₃/h	< 10 KPCH < 283,16 m₃/h
Error máximo permisible de volumen	+/- 0,9 %	+/- 1,5 %	+/- 2%	+/- 3,0 %
Error máximo permisible de Energía	+/- 1,0 %	+/- 2,0 %	+/- 3,0 %	+/- 5 %

Los errores de la tabla anterior deberán ser cumplidos por el Sistema de Medición en su conjunto y adicionalmente, deberá cumplir en la materia con las disposiciones de la Superintendencia de Industria y Comercio.

La instalación de los Sistemas de Medición corresponde al Distribuidor, el cual trasladará al Usuario los costos que por ese hecho se generen.

El Usuario podrá elegir las marcas de los equipos que componen el Sistema de Medición, las cuales solo podrán ser rechazadas por razones técnicas o por falta de homologación.

Cuando el Usuario, por su parte esté obligado a instalar equipos de telemetría según lo establecido en el numeral 4.28 de esta resolución, este será responsable de cubrir los costos de los equipos de telemetría, así como los involucrados en su instalación, operación y mantenimiento, los cuales deberán cumplir con las características técnicas y los protocolos operativos que establezca el distribuidor, así como las recomendaciones de los fabricantes del equipo.

En caso de que el Usuario No Regulado o Comercializador no haya instalado el equipo de telemetría en el plazo señalado en el numeral 5.12 del Capítulo V.3.4, el distribuidor lo instalará y le trasladará los costos correspondientes y en caso de que no se cancele estos costos en el plazo establecido por el distribuidor, se procederá al retiro del Sistema de Medición y cortar el servicio.

Entre las características que se deben garantizar en los equipos de telemetría están las siguientes:

a) Los sistemas de comunicación utilizados en equipos de telemetría deberán garantizar un índice de continuidad del servicio; este índice será acordado entre el distribuidor y el Usuario No Regulado o el Comercializador.

b) El computador de flujo o unidad correctora debe tener al menos un puerto serial de uso exclusivo para Telemetría, de velocidad configurable, donde se conectará un modem externo. El protocolo de comunicaciones del computador de flujo debe ser tipo maestro- esclavo apropiado para redes de área amplia de baja velocidad (< 1 Mbps). Los elementos necesarios para la comunicación (antena, cableado, modem) incluyendo la alimentación del modem y el mantenimiento periódico de éstos hacen parte integral del Equipo de Telemetría.

c) El Computador de Flujo o Unidad Correctora debe tener al menos un puerto de comunicaciones de uso exclusivo del distribuidor, donde se conectará un dispositivo externo de transmisión de datos. La solución de comunicaciones, el tipo de puertos y el protocolo a usar deben ser los requeridos por el Distribuidor a fin que se integren a su Centro de Control.

d) El Computador de Flujo o Unidad Correctora debe satisfacer los requerimientos de la norma técnica internacional API 21.1, o su reporte equivalente en AGA o la que la modifique o sustituya y facilitar el acceso, al Usuario No regulado o Comercializador al cual preste el servicio, a la información del Sistema de Medición.

e) En caso de Sistemas de Medición con Equipos de Telemetría deberá permitir el acceso a los datos de medición al Usuario No Regulado o Comercializador de acuerdo con la periodicidad de comunicación con que cuente el Distribuidor en su página web.

PARÁGRAFO. Para los Usuarios Regulados que según sus consumos la clase del medidor sea C o D deberán cumplir con las Normas Técnicas Colombianas (NTC) 2728 y 4136, así:

Errores máximos permisibles

Tasa de flujo	Verificación inicial	En servicio
	Medidores tipo diafragma
Q_mín = Q = 0.1 Q_máx	± 3%	+6%, -3%
0.1Q_max = Q = Q_máx	± 1,5%	± 3%
Tasa de flujo	Medidores tipo rotatorio
Q_mín = Q = 0.1 Q_máx	± 2%	± 3%
0.1Q_máx = Q = Q_máx	± 1%	± 1,5 %

4.28 Conforme a la definición de Equipo de Telemetría, este equipo será obligatorio en las Estaciones Reguladoras de Puerta de Ciudad o un Tanque de Almacenamiento, o estaciones de Transferencia de Custodia de Distribución y los Puntos de Salida donde están ubicados los Usuarios no Regulados y estaciones de GNV, para después transmitirlos al Centro de Control de un Distribuidor donde pueden procesarse y almacenarse. Esta obligación no aplica para las Estaciones Reguladoras de Puerta de Ciudad en las cuales no se encuentren los Equipos de Telemetría en los costos asociados a las unidades constructivas.

El distribuidor podrá instalar una Unidad Correctora o un Computador de Flujo según considere necesario debido a la operación del Usuario.

Para la implementación y aplicación de la Telemetría se tendrán en cuenta además de las establecidas en los numerales 4.25 y 4.27 de este Código, las siguientes disposiciones:

4.28.1. Es responsabilidad del distribuidor realizar las cuentas de balance diarias del Usuario cuando esto aplique, conforme lo establezca la CREG en resolución aparte.

4.28.2. Es responsabilidad del distribuidor los servicios de comunicaciones necesarios para la transmisión de señales desde los puntos de medida con Telemetría hasta los Centros de Control correspondientes.

PARÁGRAFO. Los numerales del artículo 4o, aplican únicamente a sistemas de distribución de gas natural.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. IV.5.5) (Fuente: R CREG 127/13, art. 2) (Fuente: R CREG 127/13, art. 3) (Fuente: R CREG 127/13, art. 4)

Condiciones de operación del sistema de distribución de gas por redes

Introducción

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.1.1. Introducción. 5.1. Este capítulo proporciona las regulaciones que cubren los aspectos más relevantes para la operación de un sistema de distribución, las cuales incluyen la coordinación de los programas de mantenimiento, los procedimientos para la operación, márgenes de operación, control de la demanda, plan de atención de contingencias, y coordinación de seguridad y realización de pruebas, de manera que se asegure el funcionamiento eficiente y seguro del sistema.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.1)

Provisiones generales para el planeamiento operativo

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.2.1. Provisiones generales para el planeamiento operativo. 5.2. Las personas que operen parte alguna de un sistema de distribución, deben ser autorizadas por el propietario del sistema y acreditadas por la empresa para el efecto, y hacerlo de acuerdo con las normas específicas correspondientes.

5.3. Cada distribuidor debe establecer un plan escrito de operación y mantenimiento, con el cumplimiento de los requisitos mínimos incluidos en esta parte, y deben mantener un archivo para la administración del plan establecido. Dicho plan debe contener:

- Desarrollar un manual de instrucciones para los empleados que realicen los procedimientos de operación y mantenimiento, durante la operación normal y reparaciones del sistema, que permita realizar las labores en forma segura y eficiente.

- Programas específicos para partes del sistema que presenten peligros potenciales a la seguridad pública, ya sea para atender emergencias o para cumplir requisitos especiales durante construcción o mantenimiento.

- Un programa de procedimientos de conversión, si se contempla la conversión de un sistema de distribución de baja presión, a uno de mayor presión.

- Un plan para inspecciones periódicas para asegurar que las presiones de operación son las adecuadas a cada sección del sistema de distribución.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.2)

Características del servicio

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.3.1. Características del servicio. 5.4. El distribuidor tomará las medidas necesarias para brindar un suministro del servicio regular y continuo. En el evento que el distribuidor suspendiera, restringiera o descontinuará el suministro en razón de una situación de emergencia o un caso de fuerza mayor o por cualquier otra causa ajena a él, no será responsable por cualquier pérdida o daño, directo o consecuente, resultante de tal suspensión, discontinuidad, defecto, interrupción, restricción, deficiencia o falla.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.3.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.3.2. Características del servicio. 5.5. El distribuidor podrá restringir o interrumpir el servicio a cualquier usuario o usuarios, independientemente de las condiciones especiales de dicho servicio, en caso de una emergencia que amenace la integridad de su sistema si, a su juicio, tal acción conjura o mejora la situación de emergencia. El ejercicio de tal derecho estará sujeto a revisión de la CREG.

5.6. El distribuidor estará obligado a responder a las llamadas de emergencia en forma inmediata, independientemente del tiempo requerido para la acción correctiva, una vez se determine el tipo de problema a resolver.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.3.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.3.3. Características del servicio. 5.7. Toda empresa de distribución deberá contar con un servicio de atención de emergencias, que funcione las 24 horas del día. El tiempo máximo permitido entre el reporte de la emergencia y la presencia del equipo de emergencias en el lugar, no deberá ser superior a una hora.

5.8. El servicio de atención de emergencias deberá redactar un manual de procedimiento para emergencias y un folleto de emergencias para ser repartido entre los usuarios de la empresa, que además indique pautas para el manejo seguro del gas. Igualmente deberán llevar un registro de todas las emergencias presentadas, indicando claramente la causa, y el correctivo correspondiente.

5.9. El servicio de atención de emergencias deberá mantener contacto permanente con los bomberos locales para actuar en forma coordinada. Asimismo deberán realizar, por lo menos una vez por año, un ejercicio conjunto de atención de emergencias. Estará a su cargo la coordinación de la acción de las autoridades con la empresa ante cualquier escape de gas o emergencia

5.10. Será función de la Superintendencia de Servicios Públicos verificar que los puntos anteriores se cumplan.

5.11. El distribuidor deberá informar a cualquier miembro de la comunidad que requiera ejecutar obras, acerca del trazado y las precauciones que se deben tomar para evitar accidentes.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.3.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.3.4. Características del servicio. 5.12. El distribuidor o el comercializador se reservarán el derecho, sujeto a revisión por la autoridad reguladora, de:

a) Establecer limitaciones sobre el monto y el carácter del servicio de gas que suministrará.

b) Rehusar el servicio a nuevos Usuarios o Usuarios ya existentes para carga adicional, si el comercializador no puede obtener suministro suficiente para dicho servicio.

c) Rechazar solicitudes de servicio o servicio adicional, cuando no se encuentra gas adicional disponible, sin detrimento de la calidad del servicio a otros Usuarios.

d) En casos de racionamiento programado o de grave emergencia de que trata el Decreto número 880 de 2007, modificado por el Decreto número 4500 de 2009 o aquellos que en el futuro lo modifiquen, adicionen o sustituyan, los distribuidores enviarán para el pronóstico del día de gas las nominaciones diarias de gas por tipo de Usuario Regulado y No Regulado y para los consumos del día de gas la asignación efectiva al CNOG, a la Superintendencia de servicios Públicos y al Ministerio de Minas y Energía para el ejercicio de sus competencias en los tiempos que establezca la CREG en resolución aparte.

e) Cuando por causa de insalvables restricciones o grave emergencia que generen situaciones de racionamiento programado según lo establecido en el Decreto número 880 de 2007, modificado por el Decreto número 4500 de 2009 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, se presenten variaciones de salida generadas por los Remitentes o no se atiendan ordenes operacionales emitidas por el distribuidor, que llegasen incluso a la notificación al Usuario para cesar el consumo de gas y este haga caso omiso, situación que será comprobada por el consumo que se registre el día de la restricción en el Sistema de Medición, el Usuario deberá entregar una compensación al distribuidor, equivalente al costo de racionamiento por el consumo asignado más el volumen desviado en el día de la restricción.

El costo de racionamiento, para el cálculo de la compensación, será el equivalente al precio del sustituto, esto es: para los industriales el sustituto sin autogeneración o cogeneración es el GLP, para industriales con autogeneración o cogeneración el sustituto es el Diésel y en el caso de las estaciones de GNV el sustituto es gasolina. Los precios de los sustitutos serán los corrientes a la fecha de la compensación. Para el cálculo del costo se empleará la equivalencia del precio entre el Gas Natural y el sustituto a pesos por metro cúbico.

La compensación antes citada, será entregada al (los) comercializador(es) a prorrata, que atiendan mercado regulado, en donde se generó la variación por parte del Usuario. El comercializador la tomará como una venta de excedente, el cual se verá reflejado en una reducción del componente correspondiente al costo promedio de las compras de Gas -G a trasladar a los Usuarios Regulados que son atendidos por el respectivo Comercializador.

En caso de que el agente deba entregar una compensación, por la ocurrencia de los eventos a los que se refiere el primer inciso del presente literal o por racionamiento programado, solamente se aplicará la contemplada en el presente numeral y no aplicará ninguna otra.

Además, luego de desatender la orden operativa del Distribuidor, este último podrá exigir al usuario la instalación de una válvula de operación remota en el punto de conexión con el usuario, compatible con el sistema de comunicaciones del respectivo Sistema de Distribución, para que se pueda realizar la apertura y cierre de dicha válvula de forma remota desde el Centro de Control del Distribuidor.

El Distribuidor podrá operar la válvula de control remoto para cierre en el punto de conexión, por desviación de consumo en situaciones de Racionamiento Programado y queda exonerado por cualquier daño que puedan sufrir los equipos industriales asociados con la interrupción del servicio.

Si después de seis meses el usuario no cumple con las condiciones descritas anteriormente, el distribuidor deberá cortarle el servicio.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.3.4) (Fuente: R CREG 127/13, art. 5)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.3.5. Características del servicio. 5.13. El distribuidor se reserva el derecho de restringir o descontinuar el suministro del servicio de gas al usuario por fuerza mayor o caso fortuito.

5.14. Si cualquiera de las partes estuviera incapacitada para cumplir sus obligaciones por razones de fuerza mayor o caso fortuito (excepto la obligación exigible de pagar cualquier suma de dinero) éstas serán suspendidas mientras se mantenga la situación. Deberá existir notificación escrita con los detalles completos dentro de un plazo razonable después de ocurrido el hecho.

5.15. La fuerza mayor o el caso fortuito no eximirán a la parte de su responsabilidad por su negligencia concurrente o en el caso de omisión en emplear la debida diligencia para remediar tal situación y remover la causal con la diligencia adecuada y con toda la razonable prontitud.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.3.5)

SUBSECCIÓN 4

Causas de suspensión o terminación

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.4.1. Causas de suspensión o terminación. 5.16. El distribuidor tendrá derecho a suspender o descontinuar el servicio por cualquiera de las siguientes razones, previa notificación al usuario en forma escrita o mediante aviso de prensa:

i) Para efectuar reparaciones, modificaciones o mejoras en cualquier parte de su sistema;

ii) Para cumplir de buena fe con cualquier orden o directiva gubernamental, ya sea Nacional o Municipal o de la Autoridad Reguladora, sin perjuicio de que dicha orden o directiva pueda posteriormente considerarse inválida; y,

iii) En los casos establecidos en el numeral 4.20 de este código.

En caso de fugas detectadas por el distribuidor, por el usuario, por la comunidad, por el Organismo de Inspección Acreditado, el distribuidor podrá, por razones de seguridad, suspender el servicio sin notificación o aviso previo".

"5.16 El distribuidor tendrá derecho a suspender o descontinuar el servicio por cualquiera de las siguientes razones, previa notificación al Usuario en forma escrita o mediante aviso de prensa:

iv) Para efectuar reparaciones, modificaciones o mejoras en cualquier parte de su sistema;

v) Para cumplir de buena fe con cualquier orden o directiva gubernamental, ya sea Nacional o Municipal o de la Autoridad Reguladora, sin perjuicio de que dicha orden o directiva pueda posteriormente considerarse inválida; y,

vi) Si a juicio del distribuidor, la instalación del usuario se hubiera tornado peligrosa o defectuosa".

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.4.1) (Fuente: R CREG 059/12, art. 7)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.4.2. Causas de suspensión o terminación. 5.17. El distribuidor o el comercializador tendrán derecho a suspender o descontinuar el servicio por cualquiera de las siguientes razones, previa notificación escrita al usuario:

i) Falta de pago por el término que fije la entidad prestadora, sin exceder en todo caso de tres períodos de facturación;

ii) Manipulación indebida de cualquier tubería, medidor, u otra instalación del distribuidor;

iii) Cuando la instalación interna del usuario no cuente con el Certificado de Conformidad vigente exigido en las normas aplicables;

iv) Declaración fraudulenta en relación a la utilización del servicio del gas;

v) Reventa de gas a terceros sin la aprobación del distribuidor o el comercializador, cuando constituya una desviación en relación a la utilización previamente declarada;

vi) Negativa del usuario a celebrar contrato por los servicios;

vii) Incrementos no autorizados en el tamaño o capacidad total del equipamiento del usuario;

viii) En caso de que se impidiera injustificadamente al distribuidor o el comercializador el acceso al medidor u otras instalaciones del servicio, o se obstruyera el acceso a las mismas, o dicho acceso fuera peligroso;

ix) Negativa de un usuario que recibe servicio interrumpible a descontinuar el uso de gas después de recibir la notificación debida; y,

x) Negativa por parte del usuario a permitir la instalación de un dispositivo de lectura a distancia a solicitud del distribuidor o el comercializador, cuando el distribuidor o el comercializador no puedan obtener el acceso o se les niegue dicho acceso a las instalaciones del usuario durante el programa regular de lectura de medidor por cuatro meses consecutivos".

"5.17. El distribuidor o el comercializador tendrán derecho a suspender o descontinuar el servicio por cualquiera de las siguientes razones, previa notificación al usuario:

i) Falta de pago por el término que fije la entidad prestadora, sin exceder en todo caso de tres períodos de facturación;

ii) Manipulación indebida de cualquier tubería, medidor, u otra instalación del distribuidor;

iii) Cuando la instalación interna del usuario no pase las pruebas técnicas del distribuidor;

iv) Declaración fraudulenta en relación a la utilización del servicio del gas;

v) Reventa de gas a terceros sin la aprobación del distribuidor o el comercializador, cuando constituya una desviación en relación a la utilización previamente declarada;

vi) Negativa del usuario a celebrar contrato por los servicios;

vii) Incrementos no autorizados en el tamaño o capacidad total del equipamiento del usuario;

ix) Negativa de un usuario que recibe servicio interrumpible a descontinuar el uso de gas después de recibir la notificación debida; y,

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.4.2) (Fuente: R CREG 059/12, art. 8)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.4.3. Causas de suspensión o terminación. 5.18. Si se diera por terminado el servicio de gas por cualquiera de las razones precedentes, tal terminación no será considerada una renuncia a cualquier otro derecho del distribuidor, el comercializador o del usuario. La omisión del distribuidor, el comercializador o del usuario en ejercer sus derechos a la terminación del servicio o cualquier otro derecho no se considerará una renuncia a ejercerlo en lo sucesivo.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.4.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.4.4. Causas de suspensión o terminación. 5.19. El distribuidor o el comercializador no reanudarán el servicio en las instalaciones del usuario, cuando dicho servicio se hubiera suspendido o descontinuado en razón de cualquier acto o incumplimiento del usuario, hasta tanto el usuario haya corregido la situación o situaciones que ocasionaron la discontinuidad o suspensión del servicio. Al reanudarse el servicio, el usuario estará sujeto a los cargos pertinentes de conformidad con las condiciones del presente Código.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.4.4)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.4.5. Causas de suspensión o terminación. 5.20. Toda vez que el distribuidor determine a su juicio que resulta necesaria una restricción o interrupción de los servicios, emitirá a la mayor brevedad posible el aviso, e implementará tal restricción o interrupción de conformidad con los principios y procedimientos enumerados al final de este punto y de acuerdo con las "Pautas para la Administración de Despacho" elaboradas por la empresa. El distribuidor, junto con el/ o los transportadores, someterá a la aprobación de la autoridad reguladora las "Pautas para la Administración de Despacho" acordadas por los mismos.

5.21. En caso de restricción o interrupción del servicio, los contratos firmes serán los últimos en ser restringidos o interrumpidos, y los usuarios residenciales serán los últimos en ser interrumpidos.

5.22. De ser necesario restringir parcialmente el servicio dentro de una clase de usuarios, se aplicará un programa que al efecto establezcan el distribuidor o el comercializador para todos los usuarios de la clase, con base en sus respectivas cantidades contratadas, y que deberá dar a conocer al usuario al momento de contratar el servicio, manteniéndolo informado de las modificaciones que se produzcan.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.4.5)

SUBSECCIÓN 5

Sistemas de medición

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.1. Sistemas de medición. 5.23. El usuario deberá realizar una Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas entre el Plazo Mínimo entre Revisión y el Plazo Máximo de Revisión Periódica con Organismos de Inspección Acreditados en Colombia para esta actividad o con las empresas distribuidoras, las cuales podrán realizar la actividad directamente como Organismo Acreditado o a través de sus contratistas que se encuentren acreditados, cumpliendo las condiciones y procedimientos establecidos por las normas técnicas o reglamentos técnicos aplicables. El costo de esta revisión estará a cargo del usuario. El distribuidor será responsable de verificar el cumplimiento de esta obligación del usuario, para lo cual se establecen los siguientes pasos:

i) El distribuidor deberá notificar al usuario, a partir del Plazo Mínimo entre Revisión, su obligación de hacer la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas.

La notificación deberá ser enviada por el distribuidor al usuario en forma escrita y anexa a la factura del servicio. Así mismo, las siguientes facturas de los meses anteriores al Plazo Máximo de Revisión, deberán incluir un campo adicional en donde el distribuidor esté informando al usuario el vencimiento de este plazo;

ii) El usuario tendrá la obligación de realizar la Revisión Periódica de su Instalación Interna de Gas, obtener el Certificado de Conformidad de su instalación conforme a las normas técnicas vigentes expedidas por las Autoridades Competentes y dentro del Plazo Máximo de Revisión;

iii) El distribuidor deberá tener un listado actualizado de los Organismos de Inspección Acreditados que podrán realizar la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas. Lo aquí dispuesto no confiere a los distribuidores la atribución de limitar el número de Organismos incluidos en la base de datos, o de negar su inclusión a las personas que reúnan las condiciones establecidas por las autoridades competentes. En todo caso, las empresas no están facultadas para favorecer monopolios, o impedir que las personas calificadas, según las normas, puedan ejercer su profesión u oficio.

Las empresas tendrán la obligación de divulgar dicho listado en su página web y deberán suministrarlo al usuario con la notificación de que trata el numeral i) anterior y en cualquier momento y por cualquier medio a petición del usuario;

iv) En todo caso es obligación del usuario informarse sobre los organismos que se encuentran acreditados para la realización de la Revisión Periódica de las Instalaciones Internas de Gas, a través de la Superintendencia de Industria y Comercio, el Organismo Nacional de Acreditación (ONAC), a través de las facturas del servicio o de un anexo de estas, expedidas dentro de los Plazos Mínimo y Máximo de Revisión, o en las oficinas y página web del distribuidor;

v) Si faltando un mes para el cumplimiento del Plazo Máximo de Revisión Periódica la empresa distribuidora no ha recibido copia del Certificado de Conformidad por parte de algún Organismo de Inspección Acreditado o del usuario, procederá a avisarle a este en la factura de dicho mes, acerca de la fecha en la que suspenderá el servicio en caso de no realizarse la inspección a la instalación interna y lo invitará a hacer la revisión en mención;

vi) El distribuidor sólo recibirá los Certificados de Conformidad emitidos y enviados por los Organismos de Inspección Acreditados, a través de medios electrónicos seguros e implementados por el distribuidor, en concordancia con la reglamentación técnica correspondiente.

El usuario podrá hacer llegar al distribuidor la copia del Certificado de Conformidad que el Organismo de Inspección Acreditado le haya suministrado con el fin de acreditar el cumplimiento de su obligación y evitar la suspensión del servicio. En este caso, el distribuidor verificará su autenticidad;

vii) El distribuidor deberá asegurarse que tanto el Certificado de Conformidad como la identificación del Organismo Acreditado que realizó la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas, así como la información correspondiente a la instalación interna de gas de sus usuarios y que se consigna en el Certificado de Conformidad, esté en una base de datos que él administre. Adicionalmente, el distribuidor deberá contar con los sistemas de información que permitan hacer la trazabilidad necesaria a la información del usuario respecto a la revisión.

viii) Si diez (10) días calendario antes de cumplirse el Plazo Máximo de la Revisión Periódica el distribuidor no ha recibido el Certificado de Conformidad, deberá informar al usuario de su ausencia y le concederá cinco (5) días calendario para allegarlo, so pena de suspenderle el servicio; en el evento en que el Certificado de Conformidad sea remitido por el usuario directamente a la empresa, a través de los medios que esta haya dispuesto para tal efecto incluidos el fax, el correo electrónico, el distribuidor deberá verificar su autenticidad, esto es, que el Certificado haya sido emitido por un Organismo debidamente Acreditado para efectuar la revisión. Surtido lo anterior sin que la instalación cuente con el Certificado de Conformidad, o en el evento que este no sea auténtico, el distribuidor procederá a la suspensión del servicio.

ix) El distribuidor deberá suspender el servicio de un usuario cuando el Organismo de Inspección Acreditado reporte que la instalación del usuario a la que le está haciendo la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas no cumple con los requerimientos para ser certificada y la instalación cuenta con defectos críticos o aquellos definidos en el Reglamento Técnico como causantes de la suspensión del servicio;

x) Cuando un usuario tenga suspendido el servicio como consecuencia del proceso de Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas de su instalación interna, el distribuidor deberá establecer un procedimiento de reactivación temporal del servicio a fin de que el Organismo de Inspección Acreditado pueda revisar y certificar la instalación interna. Para estos efectos, el distribuidor acordará con el Organismo de Inspección Acreditado, entre otros aspectos, la fecha y la hora en la que el usuario contará con el servicio. El costo que el distribuidor cobrará al usuario por este concepto, estará bajo el régimen de libertad vigilada;

xi) En caso de que al usuario se le haya suspendido injustamente el servicio por causas atribuibles al Organismo de Inspección Acreditado, se dará aplicación a lo establecido en las normas técnicas, de tal forma que el Organismo de Inspección Acreditado asuma los costos en los que el usuario haya podido incurrir.

PARÁGRAFO 1o. Será potestativo del usuario hacer revisar su instalación en períodos más cortos del establecido en el presente numeral. No obstante, siempre que se efectúen modificaciones a las instalaciones existentes, se dará aplicación a lo establecido en el numeral 2.25 de este Código. En caso de haberse obtenido el Certificado de Conformidad en un plazo inferior al Plazo Máximo de Revisión Periódica, se tomará esta fecha como la última para la realización de la siguiente Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas.

PARÁGRAFO 2o. En caso de situaciones tales como inundaciones, terremotos, deslizamientos de tierra u otras originadas en circunstancias de fuerza mayor, el Plazo Máximo de Revisión Periódica se suspenderá desde el día de su ocurrencia y hasta tanto se normalice la situación. Se entenderá que la situación se ha normalizado cuando la empresa haya reanudado la prestación del servicio, y a partir de dicha fecha volverán a contarse los tiempos correspondientes.

PARÁGRAFO 3o. Por razones de seguridad, se mantiene en cabeza de la empresa distribuidora la revisión, la calibración y el mantenimiento de los equipos de medición".

PARÁGRAFO 4o. Hasta que termine la vigencia de los contratos de concesión especial para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas natural por red de tubería en forma exclusiva en las áreas que a la fecha de publicación de la presente resolución se encuentran concesionadas, se aplicará lo siguiente:

"5.23. El distribuidor que presta el servicio en áreas de servicio exclusivo estará obligado a inspeccionar las instalaciones del usuario dentro del Plazo Mínimo entre Revisión y Máximo de Revisión, o a solicitud del usuario, consultando las normas técnicas y de seguridad. Realizará pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento, a fin de garantizar el cumplimiento de las condiciones de este Código y de los contratos que se suscriban con el usuario. El costo de las pruebas que se requieran, estarán a cargo del usuario".

5.24. Cuando así lo exija la normativa técnica o el reglamento técnico aplicable a la actividad de Revisión Periódica de las Instalaciones Internas de Gas, el usuario deberá asegurarse que el Organismo de Inspección Acreditado que le realizó la revisión, coloque una etiqueta visible en la instalación interna en donde conste la fecha de revisión. Así mismo, para los controles que le correspondan, el usuario deberá asegurarse que el Organismo de Inspección Acreditado le entregue el Certificado de Conformidad de la instalación interna".

"5.24. La empresa distribuidora que presta el servicio en áreas de servicio exclusivo deberá colocar una etiqueta visible donde conste la fecha de revisión y deberá emitir una constancia al usuario".

5.25. Cuando el distribuidor requiera revisar las instalaciones del usuario o realizar visitas técnicas de revisión e instalación o retiro de medidores, el usuario deberá acceder a esta solicitud previa notificación por escrito.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.1) (Fuente: R CREG 059/12, art. 9) (Fuente: R CREG 059/12, art. 10)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.2. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto modificar algunas disposiciones del Anexo General de la Resolución CREG 067 de 1995 mediante la que se adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes, así como el parágrafo del artículo 108 de la Resolución CREG 057 de 1996 y el artículo 108.2 de la Resolución CREG 057 de 1996.

Las disposiciones establecidas en esta resolución, con excepción del Plazo Mínimo entre Revisión y el Plazo Máximo de Revisión definidos en el artículo 2o de este acto administrativo, no aplicarán para las áreas de servicio exclusivo concesionadas hasta 2014. En caso de que se decida su prórroga o que se establezcan nuevas áreas de servicio exclusivo, las autoridades competentes efectuarán los ajustes que corresponda para incluir dentro de la remuneración del Distribuidor las obligaciones que se derivan para este de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 059/12, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.3. TRANSICIÓN. Disposiciones para la aplicación de la presente resolución:

14.1. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas se realizará estrictamente dentro del Plazo Mínimo entre Revisión y el Plazo Máximo de Revisión Periódica definidos en el artículo 2o de este acto administrativo, incluidas las áreas de servicio exclusivo.

14.2. Para la aplicación de las demás disposiciones contenidas en esta Resolución, se deberá tener en cuenta lo siguiente:

a) Las modificaciones que mediante esta Resolución se introducen, salvo en lo que tiene que ver con el Plazo Mínimo entre Revisión y el Plazo Máximo de Revisión Periódica según lo dispuesto en el numeral 14.1., de este artículo, se aplicarán a partir del primer día calendario del mes siguiente a la entrada en vigencia del Reglamento Técnico aplicable a la actividad de Revisión Periódica de las Instalaciones Internas de Gas expedido por el Ministerio de Minas y Energía.;

b) A partir de la aplicación de las modificaciones que se introdujeron mediante esta Resolución, los distribuidores deberán garantizar el ajuste en sus procedimientos que incorporen los nuevos pasos.

Los distribuidores deberán llevar a cabo campañas publicitarias para la socialización del nuevo esquema durante los seis (6) meses siguientes, contados a partir de la vigencia de la presente resolución;

c) A partir de la publicación de la presente resolución y hasta la entrada en aplicación de todas las disposiciones aquí contenidas, los distribuidores de las áreas no exclusivas podrán cumplir con la obligación de realizar las Revisiones Periódicas de las Instalaciones Internas de los usuarios que vayan a cumplir el Plazo Máximo de Revisión.

PARÁGRAFO. La CREG convocará a reuniones interinstitucionales con el fin de socializar el nuevo esquema, de tal manera que las entidades que puedan tener competencias relacionadas con la actividad de revisiones periódicas o los elementos que integran una instalación interna o receptora, adopten las medidas que eventualmente puedan considerar pertinentes y necesarias a la luz de las modificaciones adoptadas en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 059/12, art. 14) (Fuente: R CREG 014/14, art. 1) (Fuente: R CREG 173/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.4. Sistemas de medición. 5.26. Solamente los empleados o representantes debidamente autorizados del distribuidor podrán conectar el gas en cualquier nuevo sistema, o en cualquier antiguo sistema de tuberías del cual se hubiera interrumpido el uso del servicio de gas. Esto corresponde tanto a las instalaciones del distribuidor, tales como tuberías y servicios, como a la instalación interna del usuario.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.5. Sistemas de medición. 5.27. Los equipos de medición deberán cumplir con las Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la Superintendencia de Industria y Comercio, de tal forma que permitan una determinación de la cantidad de gas entregada y una verificación de la exactitud de medición.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.6. Sistemas de medición. 5.28. Cada parte tendrá derecho a estar presente en el momento de instalación, lectura, limpieza, cambio, reparación, inspección, comprobación, calibración o ajuste efectuados al equipo de medición involucrado en la facturación. Las lecturas del equipo de medición para efectos de facturación serán tomadas por el comercializador; el usuario podrá llevar los registros que considere necesarios.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.4)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.7. Sistemas de medición. 5.29. La exactitud de los equipos de medición será verificada por el Distribuidor a intervalos razonables y como máximo conforme lo establezca el fabricante en certificado de conformidad de producto y de ser solicitado en presencia de representantes del Usuario. En caso de que el Usuario solicite una comprobación especial de cualquier equipo, las partes cooperarán para garantizar una inmediata verificación de exactitud de tal equipo, el gasto de tales comprobaciones especiales correrá por cuenta del usuario.

La calibración de los medidores la realizará el distribuidor en sus propios laboratorios o de terceros debidamente certificados por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC). La calibración de los sistemas de medición que no pueda ser realizada en estos laboratorios, deberá llevarse a cabo con laboratorios ubicados en el exterior del país, acreditados de acuerdo con la norma ISO/IEC 17025.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.5) (Fuente: R CREG 127/13, art. 7)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.8. Sistemas de medición. 5.30. Los sistemas de medición deberán cumplir con lo previsto en el artículo 4.27 de la presente Resolución. El Distribuidor y el Usuario podrán acordar que el medidor será calibrado cuando esté fuera de rango y en caso de que el sistema de medición no se pueda calibrar, este deberá ser reemplazado por uno nuevo.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.6) (Fuente: R CREG 127/13, art. 8)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.9. Sistemas de medición. 5.31. La cantidad de gas registrada por el sistema de medición de volumen sujeta a las correcciones aplicables por presión, temperatura y compresibilidad, será utilizada para los efectos de facturación.

5.32. Los Comercializadores deberán corregir los volúmenes registrados en los sistemas de medición a los valores de presión y temperatura estándar establecidos en el numeral 5.39, salvo que el Sistema de Medición utilizado tenga incorporados los mecanismos para realizar en forma automática tales correcciones en sitio.

5.33. Para el caso del GLP, los volúmenes deben registrarse a las condiciones de temperatura y presión estipuladas en la Resolución 4404 de 1988 del Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.7) (Fuente: R CREG 127/13, art. 9) (Fuente: R CREG 127/13, art. 10)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.10. Sistemas de medición. 5.34. El volumen de gas entregado en el período de facturación es el consumo registrado en los equipos de medición debidamente corregidos.

5.35. En los casos en que se requiera tener equipos de registro continuo de presión, temperatura y/o densidad, se considerará el promedio aritmético del registro de veinticuatro (24) horas, o de aquella porción de esas veinticuatro (24) horas en la que el gas pasó, en caso de no haber pasado durante el período completo, como la temperatura/presión y/o densidad del gas para ese día y se utilizará para contabilizar el volumen de gas. El distribuidor determinará los casos en que el usuario requiera tener dichos equipos.

5.36. En caso de ser necesario, se determinará la densidad relativa del gas mediante el uso de un gravitómetro. En caso de que se requiera el uso de gravitómetro de uso continuo, el promedio aritmético de la densidad relativa registrada cada día será utilizado para contabilizar los volúmenes de gas entregados.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.8)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.11. Sistemas de medición. 5.39 En caso de facturar el consumo de gas en volumen, este debe expresarse en metros cúbicos a temperatura de 15,56°C (60°F) y a una presión atmosférica de 1,01008 bar (14,65 psia).

La corrección de volumen a estas condiciones estándar se determinará con la siguiente expresión:

Donde:

V_c	Volumen corregido.
V_m	Volumen medido al Usuario.
K _p	Factor de corrección por presión.
K_T	Factor de corrección por temperatura.

Factor de corrección por compresibilidad.

Para proceder al cálculo de los diferentes factores aplicables a la fórmula de Volumen Corregido Vc, se procederá de la siguiente manera:

a) Factor de corrección por presión K_p:

Donde:

P_m	Presión manométrica en el medidor del Usuario.
P_a	Presión atmosférica.
P_e	Presión estándar, 1,01008 Bar (14,65 psia).

b) Presión manométrica en el medidor del Usuario P_m:

La presión manométrica estará conforme lo dispuesto en la Resolución 9-0902 de 2013 expedida por el Ministerio de Minas y Energía "Reglamento de Instalaciones Internas de Gas combustible", la cual adoptó las Normas Técnicas Colombianas NTC 2505 y 3838 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

c) Presión atmosférica P_a:

La presión atmosférica (barométrica) se determinará a partir de la mejor información disponible, con la siguiente prioridad:

* Barómetro electrónico (promedio mensual).

* Información suministrada por las estaciones del Ideam (promedio mensual).

* Se calcula con base en la presión atmosférica y la altura sobre el nivel del mar y la temperatura del lugar mediante la siguiente ecuación:

Donde:

[Pa]	Unidades de pascales.
Po	Presión atmosférica a nivel del mar, 101325 Pa.
g	Gravedad en la Tierra, 9,81 m/s2
R	Constante específica para aire seco, 287,058 J/kg·
x	Altura sobre el nivel del mar en metros [m] a la que se encuentra el domicilio del usuario. Se deben considerar los diferentes pisos térmicos para cada variación de 200 metros sobre el nivel del mar, en donde se tomará el menor valor entre el rango que se encuentre.
K	Temperatura ambiente promedio mensual en kelvin, donde K = 273,15 +T_m del municipio donde se encuentra el domicilio del Usuario y conforme a su ciclo de facturación.

La temperatura promedio del ciclo de facturación T_m se calculará mediante la siguiente expresión:

Donde:

T_m	Temperatura promedio del ciclo de facturación del mes con mayor número de días del ciclo de facturación y corresponde a cada uno de los meses de enero a diciembre. Se expresa en grados centígrados.
ND_n+i	Número de días del ciclo de facturación en el mes n+i.
t_n+i	Temperatura del mes n+i del municipio donde se encuentra el domicilio del usuario. Para esto el Comercializador podrá utilizar el informe "Promedios Climáticos" reportado por el Ideam y utilizará la medición que se asimile más a la localización del domicilio del Usuario, no obstante se deberán utilizar las temperaturas que puedan ser tomadas por equipos de medición de temperatura ambiente pertenecientes al distribuidor o comercializador.
DF	Número total de días del ciclo de facturación.
n	Mes calendario de la toma de la lectura.

Los equipos de medición de temperatura del distribuidor deberán cumplir mínimo con las siguientes especificaciones:

Rango de medición de temperatura ambiental: -10 - 50 oC

Resolución para temperatura del aire: 0,1 oC

Intervalo de medición de temperatura por lo menos cada 5 minutos.

Debe contar con un puerto USB para descargar los datos o cualquier medio apropiado para tal fin.

La calibración de estos equipos deberá hacerse en laboratorio de organismos acreditados ante la ONAC. Para su puesta en funcionamiento, este equipo debe ser llevado a un laboratorio acreditado ante la ONAC para la verificación de que esté debidamente calibrado.

d) Factor de corrección por temperatura K_T:

Donde:

T_e	Temperatura estándar, 15,56°C.
T_m	Temperatura promedio del ciclo de facturación del mes con mayor número de días del ciclo de facturación y corresponde a cada uno de los meses de enero a diciembre. Se expresa en grados centígrados.

e) Factor de corrección por compresibilidad

Donde:

Z_e	Factor de compresibilidad a condiciones estándar.
Z_m	Factor de compresibilidad a condiciones medidas.

Para el cálculo de estos factores se utilizarán las recomendaciones del reporte AGA No 8 de 1994.

El factor se considerará igual a 1 para presiones inferiores a 7 bares en el medidor del Usuario.

PARÁGRAFO 1o. El informe del Ideam "Promedios Climáticos" se encuentra ingresando en la página web de dicha entidad y es responsabilidad del comercializador la descarga de este archivo o de aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2o. En aquellos Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario donde se suministre gas natural y estén conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución, Agregación de Mercados Existentes de Distribución o Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, conforme a lo definido en el numeral 5.2. de la Resolución CREG 202 de 2013 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, se actualizará mensualmente 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 con un Factor de Ajuste de Poder Calorífico que contempla la variación del poder calorífico mensual real con respecto al poder calorífico de la fecha de corte con la que se determinaron los cargos de distribución. Este Factor de Ajuste de Poder Calorífico deberá ser calculado con una precisión de dos cifras decimales y mediante la siguiente ecuación:

Donde:

PC_{pond (m,i,k)}	Promedio ponderado del mes m, del poder calorífico de los diferentes gases que abastecen a través de los puntos de inyección i al Mercado Relevante de distribución k, tal como se establece en la Resolución CREG 202 de 2013 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
PV_{Fecha de corte (k)}	Promedio ponderado del poder calorífico del volumen de gas comprado en el año de la fecha de corte para el(los) mercado(s) existente(s) de distribución que va(n) a conformar el mercado relevante de distribución k, tal como se establece en la Resolución CREG 202 de 2013 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

El promedio ponderado del poder calorífico PC_{pond (m,i,k)} se calcula con la siguiente fórmula:

Donde:

n	Número total de puntos de inyección que abastecen el Mercado Relevante de distribución para el Siguiente Periodo Tarifario .
i	Punto de inyección
k	Mercado relevante de distribución para el Siguiente Periodo Tarifario.
V_i,k,m-1	Volumen de gas combustible medido en el punto de inyección i del mercado relevante k en el mes m-1.
PC_i,k,m-1	Poder calorífico en el punto de inyección i del mercado relevante k en el mes m-1.

Por otra parte, el promedio del poder calorífico del volumen de gas vendido en el año de la fecha de corte se calcula con la siguiente fórmula:

Donde:

n	Número total de puntos de inyección al Mercado Relevante de distribución .
i	Punto de inyección
j	Mes del año de corte. Este corresponde a cada uno de los 11 meses inmediatamente anteriores al mes de fecha de corte mfc, siendo este el mes 0.
mfc	Mes de la fecha de corte.
k	Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario.
V_k,imfc-j	Volumen registrado en el punto de inyección i del mercado relevante k en el mes mfc-j.
PC_k,imfc-j	Poder calorífico en el punto de inyección i del mercado relevante k en el mes mfc-j.

5.40. En caso de facturar en unidades de energía, ésta debe ser en Julios, kJ o en kwh. En cualquier caso deberá respetarse lo establecido en el Decreto Presidencial 1731 de 1967 y la Resolución 1112 de 1967 del Ministerio de Fomento.

5.41. La desviación del gas de la Ley de Boyle, se determinará mediante comprobaciones periódicas. En caso de que se justifique, se deberá aplicar la corrección correspondiente.

5.42. Cuando se cobren distintos bienes y servicios en la misma factura, será obligatorio totalizar por separado cada bien o servicio, los cuales podrán ser cancelados por el suscriptor de manera independiente. Para ello la factura podrá contener un desprendible especial donde conste el valor del bien o servicio y la forma y condiciones de pago. Las sanciones por no pago procederán únicamente respecto del servicio o bien que no sea pagado oportunamente.

5.43. Las empresas de distribución podrán establecer facilidades, para la adquisición de gasodomésticos, por parte de los usuarios, en desarrollo del contrato de servicio público de distribución de gas. Las empresas de distribución podrán establecer tales facilidades directamente con terceros para tal fin. La anterior posibilidad deberá estar previamente prevista en las condiciones uniformes de los contratos y ser autorizada por el usuario.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.10) (Fuente: R CREG 033/15, art. 1) (Fuente: R CREG 127/13, art. 13) (Fuente: R CREG 008/09, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.12. Sistemas de medición. 5.44. Cualquier usuario que inicie el uso de gas violando estas condiciones generales sin efectuar la solicitud del servicio y sin permitir que el distribuidor o el comercializador lean el medidor, será responsable por el servicio suministrado a las instalaciones desde la última lectura del medidor inmediatamente anterior a la toma de posesión del usuario, según lo indicado en los registros del distribuidor.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.11)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.13. Sistemas de medición. 5.45. Un usuario que solicite la suspensión o el corte del servicio deberá notificar en la forma apropiada según lo estipulado en las condiciones especiales aplicables, con el fin de permitir al distribuidor o el comercializador que efectúen una lectura final durante las horas comerciales normales.

5.46. Si el distribuidor o el comercializador no reciben dicha notificación del usuario, éste será responsable por el servicio hasta tanto se efectúe la lectura final del medidor. La notificación de la suspensión o el corte del servicio no relevará al usuario de cualesquier obligaciones contractuales, inclusive cualquier pago mínimo o garantizado en virtud de cualquier contrato o condiciones especiales del servicio.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.12)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.14. Sistemas de medición. 5.47. Los medidores de los usuarios se leerán mensualmente o con mayor o menor frecuencia, a opción del distribuidor o el comercializador.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.13)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.15. Sistemas de medición. 5.48. Los Usuarios podrán instalar un medidor adicional, con el objeto de monitorear o evaluar su propio consumo para efectos contables y para verificar los consumos de gas.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.14) (Fuente: R CREG 127/13, art. 14)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.16. Sistemas de medición. 5.49. El Sistema de medición que se instale para la verificación de la medición del consumo, adicional al Sistema de Medición, podrá ser de propiedad del Distribuidor, del Comercializador o del Usuario, dependiendo de lo que se establezca en el contrato. Adicionalmente, el Usuario actuando conjuntamente con el Distribuidor o el Comercializador podrán instalar, mantener y operar, a su cargo, el componente del Sistema de Medición que desee, previa autorización del Distribuidor o del Comercializador, y siempre y cuando tal equipo no interfiera con la operación del Sistema de Medición del Distribuidor o el Comercializador en el punto de entrega o cerca del mismo.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.15) (Fuente: R CREG 127/13, art. 15)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.17. Sistemas de medición. 5.50. Antes de instalar cualquier Sistema de medición para la verificación de la medición del consumo, el Usuario deberá contactar al Distribuidor de modo que éstos puedan determinar si el componente del Sistema de Medición propuesto puede ocasionar una caída de presión en las instalaciones del Usuario. En caso de considerarlo necesario, el Distribuidor podrá solicitar al Usuario o Comercializador que presente planos detallados y especificaciones relativas a la instalación propuesta. En caso de que el Distribuidor compruebe que podría producirse una caída significativa en la presión, rechazará la instalación propuesta.

5.51. El usuario proporcionará y mantendrá un espacio adecuado para el medidor y equipo conexo. Dicho espacio estará tan cerca como sea posible del punto de entrada del servicio y estará así mismo adecuadamente ventilado, seco y libre de vapores corrosivos, no sujeto a temperaturas extremas y de fácil acceso para los empleados del distribuidor o el comercializador.

5.52. El usuario no adulterará, ni modificará, ni retirará medidores u otros equipos, ni permitirá acceso a los mismos salvo al personal autorizado por el distribuidor o el comercializador. En caso de pérdida o daño a los bienes del distribuidor o el comercializador por acto o negligencia del usuario o sus representantes o empleados, o en caso de no devolver el equipo suministrado por el distribuidor o el comercializador, el usuario deberá pagar el monto de tal pérdida o daño ocasionado a los bienes.

5.53. El usuario será responsable del cuidado de los Sistemas de Medición, bien sean de su propiedad, del Distribuidor o del Comercializador. Esta responsabilidad del Usuario incluirá, a título enunciativo, demandas por daños y perjuicios ocasionados por la presencia, instalación o falta de seguridad en la operación de dicho dispositivo por parte del Usuario, reclamos por facturación inadecuada, honorarios de abogados y costos conexos.

5.54. En caso que se estableciera que los servicios, medidores, reguladores u otro equipo en las instalaciones del usuario, han sido manipulados indebidamente, el usuario deberá hacerse cargo de todos los costos incurridos por el distribuidor o el comercializador inclusive, a título enunciativo y no limitativo, lo siguiente: (i) investigaciones, (ii) inspecciones, (iii) costos de juicios penales o civiles, (iv) honorarios legales, y (v) instalación de cualquier equipo protector considerado necesario por el distribuidor o el comercializador.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.16) (Fuente: R CREG 127/13, art. 16) (Fuente: R CREG 127/13, art. 17)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.18. Sistemas de medición. 5.55. El distribuidor o el comercializador deberán sellar todos los medidores o recintos que contengan medidores y equipos conexos de medición. Ninguna persona, salvo un empleado debidamente autorizado del distribuidor o del comercializador, deberá romper o remover un sello.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.17)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.19. Sistemas de medición. 5.56. Si el gas combustible entregado por el distribuidor, no se ajustara a cualquiera de las especificaciones estipuladas por la CREG, el usuario mediante notificación al distribuidor o el comercializador podrá, a su opción, rehusarse a aceptar la entrega mientras se encuentre pendiente la corrección por parte del distribuidor.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.18)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.20. Sistemas de medición. 5.57. Fíjase, en los términos establecidos por el Código de Comercio, el cargo para reembolsar al distribuidor o el comercializador el gasto de procesar cheques devueltos por el banco del usuario.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.19)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.21. Sistemas de medición. 5.58. Podrá cobrarse un cargo por cada reactivación del servicio, el que será fijado por el distribuidor o el comercializador, previa conformidad de la autoridad reguladora.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. 5.20)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.5.22. Sistemas de medición. 5.59. El distribuidor proporcionará los siguientes servicios en forma gratuita:

-Desconexión del medidor.

-Investigación de fugas de gas y otros pedidos relacionados con la seguridad.

Otros servicios efectuados a los equipos y dispositivos, se prestarán mediante el cobro de un cargo.

Los costos involucrados en la verificación que trata el artículo 5.23. del presente anexo, serán remunerados al distribuidor de conformidad con la metodología que para el efecto expida la CREG".

"5.59. El distribuidor que presta el servicio en áreas de servicio exclusivo proporcionará los siguientes servicios en forma gratuita:

-Desconexión del medidor.

-Investigación de fugas de gas y otros pedidos relacionados con la seguridad.

Otros servicios efectuados a los equipos y dispositivos, se prestarán mediante el cobro de un cargo".

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.5.21) (Fuente: R CREG 059/12, art. 11)

SUBSECCIÓN 6

Especificaciones de calidad mínimas del suministro

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.6.1. Especificaciones de calidad mínimas del suministro. 5.60. La CREG en resolución aparte reglamentará las especificaciones mínimas de calidad y odorización del gas combustible a ser entregado por el distribuidor. La odorización por parte del distribuidor, del productor o del comercializador no se interpretará como que interfiere con la comercialidad del gas entregado.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.6.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.6.2. Especificaciones de calidad mínimas del suministro. 5.61. El distribuidor deberá garantizar la presión estable del suministro, dentro de los rangos establecidos en las Normas Técnicas Colombianas.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.6.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.5.6.3. Especificaciones de calidad mínimas del suministro.

5.62 Para las pérdidas en el sistema de distribución, el distribuidor o el Comercializador determinará el porcentaje de pérdidas real con base en la siguiente ecuación:

Donde:

p_m Es el porcentaje de pérdidas en el sistema de distribución en el mes m de facturación.

V_usuario,m-j Es la sumatoria de los volúmenes de las facturas emitidas a los usuarios en el mes m-j, expresados en metros cúbicos (m₃), corregidos por compresibilidad y a condiciones estándar de presión y temperatura.

V_m-j,k Es el volumen de gas combustible medido en el mes m-j en las estaciones de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de Distribución, expresado en metros cúbicos (m₃), corregido por compresibilidad y a condiciones estándar de presión y temperatura.

n Número total de puntos de inyección.

k Corresponde a los puntos de inyección del sistema de distribución.

El valor a trasladar al Usuario final será el resultado de aplicar la anterior fórmula. En caso de que el resultado sea un valor negativo, se trasladará este valor. En caso de que el resultado sea un valor positivo, se establece el máximo porcentaje de pérdidas a trasladar a los usuarios regulados y no regulados conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

(FP_máx)_m Factor de pérdidas máximo trasladable a los usuarios regulados y no regulados en el mes m de facturación.

e_máxUR Error máximo permisible del sistema de medición del usuario regulado.

E_máxUNR Error máximo permisible del sistema de medición del usuario no regulado.

V_{UNR, m-j} Sumatoria de los volúmenes en metros cúbicos (m₃) facturados a los Usuarios no regulados en el mes m-j, corregidos por compresibilidad y a condiciones estándar de presión y temperatura.

V_{UR, m-j} Sumatoria de los volúmenes en metros cúbicos (m₃) facturados a los Usuarios regulados en el mes m-j, corregidos por compresibilidad y a condiciones estándar de presión y temperatura.

El porcentaje de pérdidas máximo determinado con la anterior ecuación deberá ser calculado con una precisión de dos cifras decimales y redondeado a una cifra decimal.

El error máximo del sistema de medición de los usuarios regulados y no regulados, e_máxUR y e_máxUNR respectivamente, se calcularán de acuerdo a las siguientes expresiones:

Donde:

e_CG Error máximo permisible del sistema de medición en la estación puertas de ciudad, fijado en +/- 0.9% según el artículo 3o de la Resolución CREG 127 de 2013.

e_UR Error máximo permisible del sistema de medición del usuario regulado, fijado en +/- 3.0% según el artículo 3o de la Resolución CREG 127 de 2013.

e_UNR Error máximo permisible del sistema de medición del usuario no regulado, fijado en +/- 2.0% según el artículo 3o de la Resolución CREG 127 de 2013.

PARÁGRAFO. El porcentaje de pérdidas que se utilizará para la aprobación del cargo de distribución de gas combustible por redes de tuberías para el siguiente periodo tarifario será aquel que resulte de calcular las pérdidas del mercado relevante de distribución, conforme a lo establecido en la presente resolución, utilizando la información de inyección y demanda reportada por la empresa en su solicitud tarifaria. Este porcentaje se trasladará hasta un máximo de 3.7%.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. V.6.3) (Fuente: R CREG 240A/16, art. 1) (Fuente: R CREG 033/15, art. 2) (Fuente: R CREG 127/13, art. 18)

Condiciones generales

Procedimientos

ARTÍCULO 4.1.2.2.6.1.1. Procedimientos. 7.1. Las presentes condiciones generales forman parte de todos los contratos de servicio para el suministro de gas, a los cuales se les podrá anexar adicionalmente condiciones especiales aplicables, o términos especiales, que formarán parte del mismo.

7.2. Ningún distribuidor, comercializador o sus representantes, podrán modificar cualquier disposición contenida en este Código.

7.3. La omisión del distribuidor o el comercializador en hacer cumplir cualquier disposición, términos o condiciones estipulados en el presente Código, no se considerará como una renuncia a exigir su cumplimiento en lo sucesivo.

7.4. Ninguna modificación de los términos y condiciones de cualquier contrato de servicio tendrá vigencia, salvo mediante la celebración de un nuevo contrato de servicio.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. VII.1.1)

ARTÍCULO 4.1.2.2.6.1.2. Procedimientos. 7.5. El presente Código está sujeto a las disposiciones que emita la autoridad reguladora, la cual podrá modificarlo cuando así lo considere, previa consulta con la Superintendencia de Servicios Públicos y la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. VII.1.2)

ARTÍCULO 4.1.2.2.6.1.3. Procedimientos. 7.6. La CREG informará a los distribuidores, comercializadores y usuarios afectados sobre las determinaciones y revisiones del Código, sin detrimento de los contratos suscritos con el Ministerio de Minas y Energía que mantendrán las obligaciones allí pactadas.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. VII.1.3)

ARTÍCULO 4.1.2.2.6.1.4. Procedimientos. 7.9. La empresa deberá tener una Oficina de Peticiones, Quejas y Recursos, diferente del servicio de atención de emergencias. Tal como está establecido en las Circulares 001 y 002 de marzo de 1995 de la Superintendencia de Servicios Públicos, y en el Estatuto Nacional de Usuarios de los Servicios Públicos Domiciliarios (Decreto 1842, de julio de 1991, del Ministerio de Desarrollo Económico).

7.10. La Oficina de Peticiones, Quejas y Recursos deberá contar con suficiente número de líneas telefónicas para que sean atendidas todas las llamadas en horas de oficina. Como elemento de medida para la Superintendencia de Servicios Públicos, toda llamada deberá ser atendida en un lapso máximo de 3 minutos.

7.11. El usuario que reclame por errores en la facturación, deberá recibir respuesta como máximo a los quince (15) días hábiles de recibido el reclamo, y en caso de haber un cambio deberá reflejarse en la siguiente factura. Adicionalmente, el comercializador deberá estar en condiciones de informar en sus oficinas más cercanas al domicilio del usuario, cuál ha sido su decisión, luego de transcurridos quince (15) días hábiles.

7.12. El comercializador deberá llevar, en cada una de sus oficinas en las que atienda al público, un registro de quejas, en el que deberán quedar sentadas las quejas que los usuarios formulen por escrito, ya sea personalmente o por correo. Dicho registro deberá mantenerse a disposición de la CREG y de la Superintendencia de Servicios Públicos, quienes podrán requerir periódicamente un informe de tales registros.

7.13. Cuando la empresa vaya a realizar trabajos deberá colocar la señalización adecuada para los mismos para evitar accidentes. Esto será considerado un parámetro para medir la calidad del servicio por parte de La Superintendencia de Servicios Públicos.

7.14. El incumplimiento de los anteriores numerales, será objeto de sanción por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. VII.1.5)

ARTÍCULO 4.1.2.2.6.1.5. Procedimientos. 7.15. La empresa no podrá fijar citas para visitar o cumplir trabajos en las instalaciones de los clientes, en un plazo mayor a 15 días hábiles.

7.16. La empresa no podrá demorarse más de 3 días hábiles para dar una cita o para fijar una visita a un cliente, a partir del recibo de la solicitud.

7.17. La empresa deberá contestar toda la correspondencia que reciba, y en un lapso de tiempo no superior a los 15 días hábiles. En caso de que la respuesta requiera de un análisis más largo, deberá comunicársele al usuario.

7.18. La empresa no podrá incumplir citas o visitas programadas a los clientes, salvo que exista causa justificativa.

7.19. Cuando la empresa vaya a realizar trabajos de mantenimiento preventivo o de otra indole que perturben las actividades de sus clientes y de la ciudadanía en general, deberá avisar por lo menos con 24 horas de anticipación, para dar tiempo a que tomen medidas.

7.20. Para instalaciones nuevas, la empresa dispondrá como máximo treinta días habiles para la conexión del servicio, una vez el usuario haya pagado los derechos correspondientes.

7.21. Cuando se trate de reconexiones a usuarios cortados, una vez que el usuario se haya puesto al día y pagado los derechos correspondientes, la empresa tendrá como máximo 2 días para restituir el servicio.

7.22. El suministro de gas no podrá ser suspendido por fallas en el servicio o por otro motivo por mas de 24 horas, salvo que se trate de fuerza mayor o caso fortuito, debidamente comprobados ante la Superintendencia de Servicios Públicos, si ésta así lo requiere.

7.23. Las empresas de distribución de gas deberán tener instalados medidores en un 100% de los usuarios, salvo que existan causas técnicas ajenas a la empresa que impidan la instalación de los medidores. Adicionalmente, la empresa para efectos de facturación deberá hacer una lectura efectiva del 100% de los consumos de cada usuario, salvo por causas imputables de éste.

7.24. La Superintendencia de Servicios Públicos deberá llevar un control y seguimiento de la calidad del servicio mediante muestreos aleatorios de los servicios de las empresas, así:

- Atención de llamadas: Mediante llamadas a la Oficina de Peticiones, Quejas y Recursos de cada empresa, teniendo en cuenta la calidad del servicio telefónico de cada localidad.

- Para los demás indicadores: Mediante encuestas con los usuarios de la empresa, y revisión de las estadísticas de ésta.

7.25. El incumplimiento de los anteriores numerales, será objeto de sanción por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. VII.1.6)

Grandes consumidores conectados al sistema de distribución

ARTÍCULO 4.1.2.2.6.2.1. Grandes consumidores conectados al sistema de distribución. 7.26. Cuando las condiciones establecidas para el distribuidor lo contemplen, los grandes consumidores que estén conectados a las redes de distribución pueden optar por no comprar el gas directamente al distribuidor según la Resolución 018 de 1995. Cuando este sea el caso, la relación entre el consumidor y la empresa distribuidora o entre el comercializador y la empresa distribuidora es similar a la de un transportador y los usuarios conectados al sistema troncal. Por lo tanto, estos casos serán regulados por las obligaciones y procedimientos establecidos en el Código de Transporte.

(Fuente: R CREG 067/95, Anexo General Num. VII.2)

Distribución de gas combustible por redes de tubería

ARTÍCULO 4.1.3.1. PRESTADORES DEL SERVICIO DE COMERCIALIZACIÓN Y DISTRIBUCIÓN. Conforme al artículo 3 de esta Resolución, solo podrán prestar el servicio público de distribución y comercialización las personas de que trata el Título I de la Ley 142 de 1994.

La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 de esa ley, pedirá a la Superintendencia que sancione a quienes presten el servicio público de gas combustible bajo otra forma de organización.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 78)

ARTÍCULO 4.1.3.2. LIBRE ACCESO A LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. Sin perjuicio de la excepción prevista para áreas de servicio exclusivo, los distribuidores permitirán el acceso a las redes de tubería de su propiedad, a cualquier productor, comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes, siempre y cuando observen las mismas condiciones de confiabilidad, calidad, seguridad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, y cumplan con el código de transporte o sus normas suplementarias, el código de distribución y los demás reglamentos que expida la Comisión.

Mientras entran en vigencia tales compilaciones normativas, dicho servicio se prestará con los estándares técnicos, de calidad y seguridad actualmente utilizados por cada una de las empresas encargadas de su prestación, siempre que hayan sido aprobados por el Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 79)

ARTÍCULO 4.1.3.3. PROHIBICIÓN DE ACTUACIONES CONTRARIAS A LA LIBRE COMPETENCIA EN LA DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. Los distribuidores no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado. Entre otras conductas, se consideran prácticas restrictivas de la competencia cuando el distribuidor incurra en cualquiera de las conductas definidas para el efecto en el capítulo II de esta resolución, al expandir, operar y mantener las redes, las estaciones reguladoras y los sistemas de almacenamiento o al suscribir contratos de distribución o al realizar otras actividades propias de su objeto.

Los distribuidores conservarán registros de la forma como han ejecutado y cumplido sus operaciones con sujeción al Código de Distribución, en tal forma que la Comisión y la Superintendencia puedan establecer claramente si están cumpliendo o no con sus deberes y obligaciones.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 80)

ARTÍCULO 4.1.3.4. CRITERIOS BÁSICOS DE EXPANSIÓN. Sin perjuicio de lo previsto para las áreas de servicio exclusivo, la expansión de los sistemas de distribución será responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad, siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de mínimo costo, de acuerdo con lo previsto en el artículo 14, numerales 3 y 12 de la Ley 142 de 1994. Para el efecto, acordará con la Comisión planes quinquenales con la inversión prevista, para que los tome en cuenta al definir las fórmulas de regulación de la empresa respectiva, en forma que la inversión se recupere por medio de tarifas. Así mismo, darán cuenta de dichos planes a la Unidad de Planeación Minero-Energética del Ministerio de Minas y Energía, para lo de su competencia.

Los distribuidores que tienen contratos con la Nación - Ministerio de Minas y Energía, mantendrán las obligaciones allí pactadas de realizar obras de expansión, con sujeción al cronograma convenido y a las fórmulas de regulación expedidas por la Comisión. La extensión del servicio a grandes consumidores se regirá por lo dispuesto en esta resolución.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 81)

ARTÍCULO 4.1.3.5. CRITERIOS DE EXPANSIÓN, SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN. Los distribuidores deben planear, desarrollar, operar y mantener sus sistemas de distribución de acuerdo con el código de distribución y con las reglas generales que establezca la Comisión.

Sin perjuicio de lo previsto para las áreas de servicio exclusivo, los distribuidores deben entregar a la Comisión, y a la Superintendencia, cuando así lo soliciten, la información que sea necesaria para verificar cómo han cumplido con esta norma, y para que la Comisión pueda revisar la aplicación práctica de los criterios de planeación y seguridad del sistema, y los criterios de calidad del servicio.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 82)

ARTÍCULO 4.1.3.6. MAYOR CONFIABILIDAD, CALIDAD Y CONTINUIDAD EN EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN. Cualquier gran consumidor que utilice los servicios de distribución tiene derecho a exigir su prestación con la confiabilidad, calidad, seguridad y continuidad especificadas en el código de distribución o en el contrato de distribución.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 83)

ARTÍCULO 4.1.3.7. DIFUSIÓN DEL CÓDIGO DE DISTRIBUCIÓN. Los distribuidores entregarán o enviarán una copia del código de distribución a cualquier persona que la solicite y podrán cobrar por ella un precio razonable.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 84)

ARTÍCULO 4.1.3.8. REVISIONES DEL CÓDIGO DE DISTRIBUCIÓN. El Ministerio de Minas y Energía, Dirección de Hidrocarburos, los distribuidores y los grandes consumidores del sistema de distribución revisarán cada tres años la experiencia en la aplicación del código de distribución. Posteriormente, enviarán a la Comisión un informe sobre el resultado de la revisión, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier queja o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de las empresas o usuarios, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma.

La Comisión examinará las propuestas y las demás quejas e iniciativas y, en la medida en que las considere convenientes, o de oficio, reformará el código de distribución, previa consulta a la Superintendencia y a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía. La iniciativa para la reforma del código de distribución, también será de la Comisión si esta estima que lesiona las regulaciones generales sobre el servicio y va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes de la venta y el libre acceso y uso de los servicios de distribución.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 85)

ARTÍCULO 4.1.3.9. REMUNERACIÓN POR EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN A GRANDES CONSUMIDORES. Las empresas distribuidoras serán remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores, de acuerdo con las siguientes modalidades:

a) Entrega de gas en las redes del distribuidor. Cuando así lo convengan, la remuneración tendrán los siguientes componentes: el de la venta del gas combustible, que será libremente pactada entre las partes, sobre la base de que se paguen los costos del combustible; los cargos por transporte a que haya lugar y los cargos por conexión y cargo de la red de distribución;

b) Transporte por las redes del distribuidor. Cuando el gran consumidor utilice el sistema de redes del distribuidor para transportar el gas adquirido a otra empresa, pagará los cargos por conexión y de la red de distribución;

c) Paquetes de servicios. El distribuidor podrá igualmente ofrecer paquetes de servicio al gran consumidor en las mismas condiciones competitivas que puedan ofrecerle como gran consumidor, otros comercializadores;

Los cargos serán de conocimiento público, reflejarán los costos y la remuneración al capital y serán neutrales frente a los usuarios. Los cargos por el uso del sistema de distribución serán separados de los cargos que se cobren por las conexiones.

Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, la Comisión definirá en este capítulo la fórmula de regulación (fórmula tarifaria general) de la actividad de distribución, la cual tendrá una vigencia de cinco años a partir del 2 de noviembre de 1995, de conformidad con lo dispuesto en la resolución 039 de 1995 y permitirá remunerar las inversiones y riesgos de la actividad.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 86)

ARTÍCULO 4.1.3.10. BASES DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para las áreas de servicio exclusivo, los cargos que adopten los distribuidores por el uso de sus sistemas de distribución, deberán ser consistentes con las metodologías y fórmulas que defina la Comisión, ser aprobados por ésta, y publicados conforme a las siguientes instrucciones:

- Una tabla de cargos por uso de la red, discriminando cada uno de sus componentes;

- Otras materias que especifique la Comisión, con similar propósito.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 87)

ARTÍCULO 4.1.3.11. REMUNERACION POR EL ACCESO DE DISTRIBUIDORES A REDES DE DISTRIBUCION DE TERCEROS. En el evento de distribuidores de gas combustible por red que faciliten sus redes para la interconexión de otros distribuidores, se descontará de la inversión utilizada para el cálculo del cargo promedio máximo unitario de la red (Dt) autorizado al distribuidor, el valor estimado de las inversiones requeridas para suministrar el gas al distribuidor que requiera el acceso, así como el volumen de gas suministrado a tal distribuidor.

PARAGRAFO 1o. Las inversiones descontadas el presente artículo serán utilizadas para calcular el peaje máximo a cobrar al distribuidor al cual se le presta el servicio, utilizando la misma metodología empleada por la CREG para el cálculo del cargo de red (Dt).

PARAGRAFO 2o. El cargo referido en el presente artículo está sujeto a la revisión y aprobación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

(Fuente: R CREG 121/96, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.3.12. NUEVAS CONEXIONES A LAS REDES. Sin perjuicio de las excepciones previstas para las áreas de servicio exclusivo, cualquiera de los grandes consumidores, productores o comercializadores puede convenir con un distribuidor la compra de gas a través del sistema de distribución utilizado para los demás consumidores. Pero los primeros pueden optar, sin que el distribuidor pueda impedírselo, por conectarse directamente al sistema nacional de transporte o a las redes del distribuidor, obligándose a cumplir con el código de transporte o sus normas suplementarias y con el código de distribución y demás reglamentos que expida la Comisión y a sufragar los cargos correspondientes a la conexión y uso de la red. El distribuidor tendrá derecho a inspeccionar que la conexión cumpla con estos requisitos.

Los distribuidores deberán permitir que las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexión, tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte y distribución.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 88)

ARTÍCULO 4.1.3.13. BASES DE LOS CARGOS DE CONEXIÓN. Los cargos de conexión que apruebe la Comisión, y la demás información asociada que difundan los distribuidores deberá contener:

- Una tabla que incorpore en forma detallada aquellos elementos que tengan costos significativos, incluyendo los costos de administración, operación y mantenimiento, los cuales pueden ser utilizados al hacer las conexiones al sistema de distribución, por los cuales debe cobrar el propietario; y una tabla de los costos unitarios estimados de tales elementos, o una explicación del método que se utilizará para calcular tales costos;

- Los principios y la metodología con base en los cuales se calcularán los cargos por desconexiones del sistema, y la remoción de instalaciones y equipos, cuando hubiere lugar a ello; e,

- Información adicional que establezca periódicamente la Comisión.

Todas las metodologías deberán estar acordes con las adoptadas por la Comisión.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 89)

ARTÍCULO 4.1.3.14. CONTRATOS DE CONEXIÓN DE ACCESO A UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, a solicitud de un comercializador, un transportador, otro distribuidor o un gran consumidor, los distribuidores deberán ofrecer la posibilidad de celebrar un contrato de conexión de acceso al sistema de distribución, o de modificar una conexión existente, que contendrá, por lo menos, las siguientes previsiones:

a) Construcción de las obras que puedan requerirse para conectarse al sistema de distribución y celebración de los actos o contratos necesarios para ello. Las condiciones técnicas de la conexión deben sujetarse al código de distribución y reglamentos vigentes;

b) Instalación de los medidores apropiados, de los equipos u otros aparatos que puedan necesitarse para permitir al distribuidor medir e interrumpir el suministro o ventas a través de la conexión;

c) La fecha en la cual se completarán los trabajos requeridos para permitir el acceso al sistema del distribuidor; fecha a partir de la cual, si los trabajos no están concluidos, se configura el incumplimiento del contrato, y, consecuentemente, podrá constituirse en mora al distribuidor, sin que medie requerimiento judicial, conforme a lo establecido en la Ley 142 de 1994;

Los cargos de conexión que deberá pagar el solicitante al distribuidor, se sujetarán a las bases de los cargos de conexión que haya elaborado este último.

Cuando el comercializador, el gran consumidor, el transportador, o el distribuidor sea propietario del sistema de conexión no pagará cargos por este concepto.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 90)

ARTÍCULO 4.1.3.15. COTIZACIONES DE CONEXIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, los distribuidores deben suministrar al comercializador, gran consumidor, un transportador u otro distribuidor, la información necesaria para que éstos puedan hacerle una solicitud de cotización de conexión al sistema de distribución.

La solicitud de cotización debe contener toda la información que permita al distribuidor elaborar su oferta en un plazo máximo de tres (3) meses, a partir del recibo de dicha petición.

La oferta para conexión del distribuidor contendrá detalladamente los siguientes aspectos:

a) La capacidad de transporte disponible en el punto de acceso al sistema.

b) Los cargos que serían aplicables si se acepta la propuesta y la fecha en la cual se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas;

Si las obras de ampliación benefician, en principio, únicamente al solicitante, éste podrá suscribir un contrato para asumir el costo o para que se le permita ejecutarlas conforme al diseño aprobado por el distribuidor. Pero si dentro de los cinco años siguientes a la conexión, otros usuarios se benefician de ella, pagarán los costos correspondientes y el usuario que la solicitó tendrá derecho a una devolución proporcional de lo que hubiere pagado.

El distribuidor no estará obligado a presentar una oferta si con ello viola el código de distribución o cualquier otra norma de carácter técnico o ambiental de forzoso cumplimiento, previa justificación de su negativa.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 91)

ARTÍCULO 4.1.3.16. SERVIDUMBRE DE ACCESO DE DISTRIBUCIÓN. Si transcurridos cuatro (4) meses a partir del recibo de la solicitud de cotización, el distribuidor no se ha puesto de acuerdo con quien o quienes las han formulado, a solicitud de cualquier interesado, la Comisión puede imponer, por la vía administrativa, una servidumbre de acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer la servidumbre al distribuidor, la Comisión definirá, además de los aspectos técnicos y operativos pertinentes, los siguientes:

a) El beneficiario, que será aquel quien haya de recibir el gas combustible, cuyo acceso a la distribución se pretende;

b) La empresa sujeta a la servidumbre, que será el distribuidor;

c) Los cargos que puede cobrar el distribuidor, teniendo en cuenta las bases de los cargos que hayan sido publicados. Si no son suficientes, las partes los convendrán de común acuerdo y si no lo hay, a petición de una de ellas, la Comisión tomará la decisión;

d) Que el desempeño del distribuidor, en obediencia al acto que impone la servidumbre, no implique una violación de sus deberes legales, o al código de distribución y demás normas que sean aplicables;

e) Que los términos de los contratos futuros que celebre el distribuidor, con objeto similar al de la servidumbre, sean, en lo posible, parecidos al de la servidumbre impuesta.

En todo caso, al decidir si es necesario imponer la servidumbre, la Comisión examinará si la renuencia del distribuidor implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia, tomará las medidas del caso o solicitará a la Superintendencia la imposición, de las sanciones aplicables. La imposición de la servidumbre no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

El solicitante puede renunciar a la servidumbre impuesta por la Comisión, y ésta dejará de ser obligatoria para el distribuidor. La renuncia debe hacerse de buena fe, sin abusar del derecho, en forma tal que no perjudique indebidamente al distribuidor. Si hay contratos, las partes se atendrán a ellos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 92)

ARTÍCULO 4.1.3.17. RESTRICCIONES E INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO POR CAUSA IMPUTABLE AL DISTRIBUIDOR. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, los distribuidores serán responsables por los sobrecostos ocasionados a los usuarios y originados por falta de disponibilidad de combustible que le sea imputable o por limitaciones en las redes locales que sean resultado de incumplimientos en los planes de expansión y refuerzo, previstos y adoptados en las fórmulas de regulación y en los contratos suscritos con la Nación - Ministerio de Minas y Energía, salvo fuerza mayor o caso fortuito. Su valor será cubierto por el distribuidor causante de la restricción. Los distribuidores serán responsables por cualquier costo en que incurran los usuarios como resultado de su imposibilidad de cumplir con los contratos firmados por los usuarios, salvo fuerza mayor o caso fortuito.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 93)

ARTÍCULO 4.1.3.18. OBLIGACIÓN DE LOS COMERCIALIZADORES EN RELACIÓN CON LOS PEQUEÑOS CONSUMIDORES. Sin perjuicio de las excepciones previstas para las áreas de servicio exclusivo, los comercializadores de gas combustible por redes de tubería a pequeños consumidores, tendrán la obligación de atender todas las solicitudes de suministro a los consumidores residenciales y no residenciales de las áreas en donde operen, siempre y cuando existan condiciones técnicas razonables dentro de un plan de expansión de costo mínimo, de acuerdo con lo previsto en la Ley 142 de 1994, en el Código de Distribución, en los contratos de servicios públicos de condiciones uniformes y en los contratos de áreas de servicio exclusivo, cuando sea el caso. Los concesionarios, al amparo de la legislación vigente antes de la Ley 142 de 1994, están sujetos igualmente a esta regla en las áreas efectivamente atendidas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 94)

ARTÍCULO 4.1.3.19. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES EN LA DISTRIBUCIÓN. Los distribuidores que realicen la actividad de comercialización en su área de servicio, deberán separar contablemente su actividad de distribución de la de comercialización de acuerdo con las regulaciones expedidas por la Comisión. Las empresas deberán presentar ésta contabilidad separada a partir de enero 1o. de 1997, de conformidad con el artículo 6 de la Resolución 039 de 1995.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 95)

ARTÍCULO 4.1.3.20. FÓRMULAS TARIFARIAS ESPECIFICAS EN COMERCIALIZACIÓN A PEQUEÑOS CONSUMIDORES. Los comercializadores de gas natural a pequeños consumidores estarán obligados a cumplir con las fórmulas tarifarias especificas de que trata el artículo 109 de esta resolución. La Comisión establecerá en resolución aparte los parámetros iniciales para cada empresa y su aplicación, los cuales se estipularán de acuerdo con el Título VII de la Ley 142. Mientras estas fórmulas se definen de manera específica para cada comercializador, se continuarán aplicando las tarifas establecidas en las resoluciones vigentes para el suministro de gas natural a pequeños consumidores.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 96)

ARTÍCULO 4.1.3.21. FÓRMULAS TARIFARIAS ESPECIFICAS EN DISTRIBUCIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para las áreas de servicio exclusivo, los distribuidores de gas natural estarán obligados a cumplir con las fórmulas tarifarias especificas de que trata el artículo 109 de esta resolución. La Comisión establecerá en resolución aparte los parámetros iniciales para cada empresa y su aplicación, los cuales se estipularán de acuerdo con el Título VII de la Ley 142. Mientras estas fórmulas se definen de manera específica para cada distribuidor, se continuarán aplicando las tarifas establecidas en las resoluciones vigentes.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 97)

ARTÍCULO 4.1.3.22. OBLIGACIÓN DE RECAUDAR LA CONTRIBUCIÓN DE SOLIDARIDAD. Todos los consumidores de gas combustible, pertenecientes a los estratos 5 y 6 y a la industria y el comercio, pagarán la contribución de solidaridad de que trata la Ley 142 de 1994. Los comercializadores, al cobrar las tarifas que estaban en vigencia cuando se promulgó la ley 142 de 1994, distinguirán entre el valor que corresponde al costo del servicio, y el factor correspondiente a la contribución de solidaridad destinada a dar subsidios según las normas pertinentes

Si el mencionado factor supera el máximo permitido por la Ley, el comercializador reducirá proporcionalmente una quinta parte del mismo en enero de cada año sin exceder de diciembre del 2000, hasta llegar al valor permitido por la Ley. El comercializador informará a la Comisión cada 1o. de febrero acerca de como ha cumplido esta disposición.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 98)

ARTÍCULO 4.1.3.23. PAGO Y TRANSFERENCIA DE LOS SUBSIDIOS PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN. El pago y la transferencia de los subsidios se hará de acuerdo con los reglamentos del Gobierno Nacional sobre "Fondos de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos".

(Fuente: R CREG 057/96, art. 99)

ARTÍCULO 4.1.3.24. PERDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. Las pérdidas que excedan del cuatro por ciento (4%) serán asumidas por el distribuidor.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 101)

ARTÍCULO 4.1.3.25. MEDIDORES ADICIONALES. Si la empresa comercializadora o el usuario, en desarrollo de un contrato de servicios públicos, desea instalar un medidor adicional en la red interna, o cualquier aparato, para el propósito de verificar las medidas o regular la cantidad de combustible que se entrega a un consumidor, o la duración del suministro, podrá hacerlo. Tal medidor o aparato debe cumplir con la Norma Técnica Colombiana o en su defecto la norma internacional, avalada por el Ministerio de Minas y Energía.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 102)

ARTÍCULO 4.1.3.26. CRITERIOS GENERALES SOBRE PROTECCIÓN DE CONSUMIDORES EN LOS CONTRATOS DE SERVICIOS PÚBLICOS. Para proteger los derechos del consumidor, en relación con las facturas y demás actos a los que dé lugar el contrato de servicios públicos, los comercializadores deben enviar a la Comisión, a la Superintendencia y a los Comités de Desarrollo y Control Social, copia de los contratos de servicios públicos de condiciones uniformes que estén ofreciendo al público, dentro de los tres meses siguientes al 2 de noviembre de 1995, de conformidad con lo establecido en el artículo 15 de la resolución 039 de 1995.

Al celebrar el contrato de servicios públicos, el usuario tiene derecho a recibir una copia gratuita. En las facturas que se expidan a partir de la fecha en la que el contrato se haya enviado a la Comisión, la empresa informará a los usuarios, al menos una vez al año, acerca de cómo conseguir copias del contrato, o cómo consultarlo; el mismo informe se dará siempre que se modifique el contrato.

La Comisión pedirá, en forma selectiva y periódica, información sobre el cumplimiento de las condiciones uniformes de tal contrato por parte de las empresas. Al evaluar tales informes, la Comisión tendrá en cuenta los comentarios formulados por los "vocales de control".

La Comisión dará concepto sobre los contratos, o sobre sus modificaciones, cuando cualquiera de las partes lo pida; sin perjuicio de que, con base en las informaciones que tenga, cumpla las demás funciones que le corresponden según la ley.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 103)

ARTÍCULO 4.1.3.27. OBLIGACIÓN DE ATENDER A LOS VOCALES DE CONTROL. Las oficinas de peticiones, quejas y recursos de las empresas de servicios públicos están obligadas a atender y resolver todas las solicitudes que se presenten directamente por los usuarios o por medio de los "vocales de control" de los servicios públicos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 104)

ARTÍCULO 4.1.3.28. OBLIGACIÓN DE PUBLICAR LOS PLANES DE COBERTURA POR PARTE DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA. Sin perjuicio de las excepciones previstas para las áreas de servicio exclusivo, las empresas distribuidoras deberán publicar anualmente en forma resumida y en un medio de amplia difusión, el plan quinquenal de cobertura que presentaron a la Comisión para la aprobación de la fórmula tarifaria, con las correspondientes actualizaciones anuales incluyendo resultados obtenidos en desarrollo del mismo.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 105)

ARTÍCULO 4.1.3.29. IGUALDAD DE OPORTUNIDADES EN EL ACCESO AL GAS COMBUSTIBLE. Sin perjuicio de las excepciones previstas para las áreas de servicio exclusivo, los planes de cobertura deberán asegurar igualdad de oportunidades de suministro y de calidad del servicio a todos los estratos. No podrán haber tratamientos discriminatorios hacia ningún estrato.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 106)

ARTÍCULO 4.1.3.30. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA COMERCIALIZADORES DE PEQUEÑOS CONSUMIDORES DE GAS NATURAL. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, se aplicarán las siguientes fórmulas tarifarias generales para comercializadores de pequeños consumidores de gas natural.

107.1. Fórmula Tarifaria General:

Sujeto a las condiciones adicionales establecidas en el numeral 107.2 de este artículo, el comercializador deberá establecer las tarifas a los pequeños consumidores de gas natural, de tal forma que asegure que en cualquier año la tarifa promedio por unidad de gas natural suministrada a usuarios conectados sea igual al cargo promedio máximo por unidad (Mst), calculado de acuerdo con la siguiente fórmula general.

donde:

Gt =	costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural en troncal en el año t, de acuerdo con lo definido en el aparte 107.1.1 de este artículo.
Tt =	costo promedio máximo unitario en $/m3 de transporte en troncal en el año t, de acuerdo con lo establecido en el aparte 107.1.2 de este artículo.
Dt =	cargo promedio máximo unitario en $/m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el año t, de acuerdo con lo previsto en el artículo 108 de esta resolución. Este cargo no incluye la conexión, la cual será regulada en la fórmula para distribuidores contenida en el artículo 108 de esta resolución.
St =	cargo o margen máximo unitario en $/m3 de comercialización en el año t, de acuerdo con lo definido en el aparte 107.1.4 de este artículo.
Kst =	factor de corrección en $/m3 en el año t (que puede ser positivo o negativo), de acuerdo con lo definido en el numeral 107.1.5. de este artículo. Es igual a cero en el año inicial.

El cargo promedio máximo unitario está sujeto a condiciones adicionales que restringen los cargos por categoría de consumo.

107.1.1 Costo promedio máximo para compras de gas natural en Campo (Gt):

Donde:

r =	0.95 0.90 en dic. 31 de 1997 0.85 en dic. 31 de 1998 0.80 en dic. 31 de 1999 0.75 en dic. 31 de 2000
GYt =	El costo agregado de todo el gas no asociado comprado y recibido y vendido en el año t ($), por el comercializador sin incluir costo de gas por troncal.
QYt =	La cantidad de gas no asociado facturada y vendida en el año t, por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores (m3). El comercializador deberá informar separadamente los volúmenes vendidos en el mercado de grandes consumidores y en el de pequeños consumidores.
GIt =	Costo índice de referencia para compras de gas no asociado calculado por la CREG y determinado para el Interior y la Costa Atlántica, de acuerdo con el precio promedio de compra de gas no asociado de todos los comercializadores de pequeños consumidores (m3), de acuerdo con la siguiente fórmula.

donde,

Gzt =	El costo agregado de todo el gas no asociado comprado y recibido y vendido en el año t por los comercializadores de pequeños consumidores del Interior o de la Costa Atlántica ($), dependiendo del caso.
Qzt =	La cantidad de gas no asociado facturada y vendida en m3 por los comercializadores de pequeños consumidores del interior o de la Costa Atlántica.

PARÁGRAFO. Si el comercializador ha comprado o suministrado gas diferente al no asociado deberá solicitar a la CREG la fórmula de incorporación del costo promedio de este gas en la fórmula tarifaria general.

107.1.2 Costo promedio máximo unitario de transporte (Tt):

donde,

CT_t =

Costos totales de transporte en troncal incurridos durante el año t, causados por el volumen efectivamente transportado incluyendo los cargos por capacidad y los cargos por volumen ($). Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. En el caso en que la empresa reciba ingresos adicionales por la venta de capacidad contratada con anterioridad, el CTt será el neto entre los ingresos por venta de capacidad y los costos totales por concepto de transporte. Si paga cargo de entrada debe incluirlo.

Qt =

Volumen efectivamente transportado en m3 durante el año t.

107.1.3 Cargo promedio máximo unitario de distribución (Dt):

El cargo de distribución permitido será el que el comercializador pague por el uso de la red de distribución de propiedad del distribuidor. Este valor (Dt) estará regulado para el distribuidor según las fórmulas del artículo 108 de esta resolución y será el mismo (Dt) para el comercializador en el mercado de pequeños usuarios.

107.1.4 Margen máximo permitido de comercialización (St):

A partir del 2 de noviembre de 1995, de conformidad con el anexo 2 de la resolución 039 de 1995, el margen máximo de comercialización de gas natural es de $3/m3. A partir de enero 1o de 1997 este valor se derivará de la siguiente fórmula:

donde,

IPC =	Variación del índice de precios al consumidor de los últimos doce (12) meses determinado por el Dane.
Xs =	factor de ajuste que será cero (0), para el primer período de cinco años de vigencia de la fórmula del St.

107.1.5 Factor de Corrección:

En el primer año el valor de Kst será cero. En los años siguientes, el factor de corrección (que puede ser positivo o negativo) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

donde:

Ms_(t-1) =	El cargo promedio permitido por unidad para el año t-1.
INR_(t-1) =	El ingreso total bruto por ventas de gas natural a los pequeños consumidores residenciales en el año t-1.
QR_(t-1) =	La cantidad de gas natural vendida en m3 al mercado residencial en el año t-1. Se excluyen los volúmenes vendidos a usuarios no residenciales.
J _(t-1) =	El promedio de la tasa diaria de DTF en el año t-1, expresada como interés anual.

107.2. Las condiciones adicionales:

107.2.1 Condición adicional 1: Estructura tarifaria de los consumidores residenciales:

a. El comercializador estructurará las tarifas a consumidores residenciales con los siguientes cargos mensuales:

(i) Un cargo fijo ($/mes), que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.

(ii) Un cargo por unidad de consumo ($/m3), que refleje siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos que varíen con el nivel de consumo, como la demanda por el servicio.

b. Los cargos por unidad de consumo serán estructurados de tal forma que señalen claramente que el consumo básico o de subsistencia es de 20m3. El comercializador podrá estructurar los otros rangos de consumo que estime adecuados sin diferenciar por estratos.

c. Si la estructura tarifaria actual del comercializador no identifica en forma separada estos rangos de consumo, este deberá reestructurar las tarifas en la forma indicada en el párrafo anterior.

d. Para los estratos residenciales el comercializador informará a la CREG y publicará las tarifas que aplicará cada año.

e. No se aplicarán restricciones especiales a las estructuras tarifarias de las categorías no - residenciales, excepto las contempladas en la condición adicional 2 de este artículo.

107.2.2 Condición adicional 2: Determinación de Subsidios y Contribuciones:

107.2.2.1 Subsidios y contribuciones por la prestación del servicio:

Para los estratos 1,2, y 3 el subsidio será liquidado de acuerdo con el siguiente procedimiento, sin exceder los límites establecidos en el artículo 99 de la Ley 142 de 1994:

a) Cálculo de la factura sin subsidio: Determinar el número de metros cúbicos consumidos durante el mes por el usuario, multiplicarlo por el cargo por unidad de consumo correspondiente, sin subsidio, y adicionarle el cargo fijo a que haya lugar.

b) Cálculo del Subsidio: Multiplicar los primeros 20 m3 consumidos por el cargo por unidad de consumo definido en el numeral 107.2.1 por el siguiente porcentaje según el estrato:

Estrato 1	0-50%
Estrato 2	0-40%
Estrato 3	0-15%

c) Valor a pagar por el usuario por concepto del servicio: Será el valor resultante de la diferencia entre el punto a y el punto b. La factura del usuario deberá discriminar claramente el costo del servicio y el subsidio otorgado al usuario.

Para los usuarios residenciales de estratos 5 y 6 y para los usuarios comerciales e industriales, la contribución al fondo de solidaridad será liquidada multiplicando por el porcentaje correspondiente de contribución el valor total resultante de multiplicar los m3 consumidos por la tarifa respectiva adicionando el cargo fijo correspondiente. La factura del usuario deberá discriminar claramente el costo del servicio y el monto de la contribución para subsidios.

En los casos donde el monto de la contribución de los estratos 5 y 6 y de los usuarios comerciales e industriales supere el porcentaje correspondiente de contribución establecido en la ley o en los casos donde los subsidios de los estratos 1,2 y 3, calculados con el procedimiento anterior, se encuentren por fuera de los rangos permitidos, establecidos en el literal b, las empresas distribuidoras tendrán plazo hasta diciembre del año 2000 para alcanzar las metas establecidas en la Ley 142 de 1994. Las empresas deberán tener una cuenta especial donde se contabilicen los ingresos provenientes de las contribuciones y de los subsidios, inclusive en los casos que estas superen los límites permitidos.

107.2.2.2 Subsidios y Contribuciones en las Conexiones:

Los usuarios residenciales de estratos 1,2, y 3, podrán recibir subsidios sobre el valor de sus cargos por conexión, incluyendo el costo del medidor. Estos subsidios podrán ser dados por la nación o por las entidades territoriales.

Para las conexiones a los usuarios de los estratos 1,2, y 3 se podrán otorgar subsidios, el cual será liquidado de acuerdo con el siguiente procedimiento:

a) Cálculo de la factura sin subsidio: Determinar la tarifa o cargo de conexión para usuarios residenciales sin subsidios.

b) Cálculo del Subsidio: Multiplicar la parte de los costos de la tarifa o cargo de conexión que permitan recuperar parte de la inversión en la red, Rt, definida en el artículo 108 de esta resolución, por el factor de subsidio, según el estrato. Este, expresado en porcentaje está en los siguientes rangos:

Estrato 1	0-50%
Estrato 2	0-40%
Estrato 3	0-15%

Valor a pagar por el usuario por concepto de la Conexión (Ct*): Será el valor resultante de restar o sumar de la tarifa o cargo de conexión, los subsidios o la contribución, dependiendo del caso, así:

dónde:

Ct=	cargo máximo por conexión a usuarios residenciales, tal como está definido en el artículo 108.2
i =	estrato respectivo.
J =	factor de subsidio o de contribución, dependiendo del caso.
Rt=	son los costos que recuperan parte de la inversión en la red secundaria, en el caso de ser aprobada por la CREG.

Cuando el usuario compre su medidor a un tercero, el valor que pagará por concepto de conexión no incluirá este monto (Mt de acuerdo con lo definido en el Art. 108).

La factura del usuario por concepto de conexión deberá discriminar claramente el costo del servicio y el subsidio otorgado al usuario.

Financiación para los estratos 1,2 y 3 del cargo de conexión: Los distribuidores deberán financiar los cargos por concepto de conexión a los usuarios de los estratos 1,2 y 3, según lo establecido en la Ley 142 de 1994.

Para los usuarios residenciales de estratos 5 y 6 y para los usuarios comerciales e industriales, la contribución al fondo de solidaridad será liquidada multiplicando por el valor correspondiente de contribución, el valor del Rt. La factura del usuario deberá discriminar claramente el valor de la conexión y el monto de la contribución para subsidios.

Las empresas deberán tener una cuenta especial donde se contabilicen los ingresos provenientes de las contribuciones y de los subsidios.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 107)

ARTÍCULO 4.1.3.31. Una vez que la empresa distribuidora celebre los contratos a que se refiere el artículo anterior y se encuentre en firme la resolución que le aprueba el respectivo Dt, la empresa procederá a calcular el Mst con base en el cual podrá establecer la estructura tarifaria que aplicará a los usuarios regulados según lo previsto en la resolución CREG-057 de 1996, en las normas complementarias o sustitutivas de ésta, y en la resolución mediante la cual se le haya aprobado el cargo promedio máximo unitario de distribución (Dt).

El Mst junto con la estructura tarifaria de cada empresa deberá publicarse en un periódico de amplia circulación en la ciudad o ciudades en las cuales el distribuidor de gas natural por red atienda usuarios regulados, explicando el alcance del Mst y el de la estructura tarifaria que aplicará a los usuarios, y luego deberá ser comunicado a la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, todo lo cual deberá efectuarse antes de aplicar el nuevo régimen de tarifas.

(Fuente: R CREG 129/96, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.3.32. El cargo promedio máximo unitario de prestación del servicio (Mst) no autoriza a las empresas a apartarse del principio de neutralidad previsto en el numeral 2o. del artículo 87 de la Ley 142 de 1994. Por consiguiente, cada consumidor tendrá derecho a tener el mismo tratamiento tarifario que cualquier otro si las características de los costos que ocasiona a las empresas son iguales. Los mayores o menores costos en que se fundamente un tratamiento diferencial deberán estar plenamente identificados y ser demostrables objetivamente por la empresa.

(Fuente: R CREG 129/96, art. 4)

ARTÍCULO 4.1.3.33. En desarrollo de lo previsto en el parágrafo del numeral 107.1.1, del artículo 107 de la Resolución CREG-057 de 1996, se establecen las siguientes fórmulas para incorporar en la fórmula tarifaria general, contenida en dicho artículo, el costo promedio de compras de gas diferente al no asociado:

1. Costo promedio para compras de gas natural asociado (Gt): Cuando el comercializador adquiera exclusivamente gas natural asociado, el componente Gt de la fórmula tarifaria general se calculará de la siguiente manera:

Donde:

r	=	0.75 a partir de diciembre de 2000
Gya_t	=	El costo agregado de todo el gas asociado comprado, recibido y vendido en el año t ($) por el comercializador, sin incluir los costos de Transporte.
Qya_t	=	La cantidad de gas asociado, facturada y vendida en el año t por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores (m3). El comercializador deberá informar separadamente los volúmenes vendidos en el mercado de grandes consumidores y en el de pequeños consumidores.
GIa_t	=	Costo Índice de Referencia para compras de gas asociado calculado por la CREG y determinado para el Interior, de acuerdo con el precio promedio de compra de gas asociado de todos los comercializadores de pequeños consumidores (m3)."

2. Costo promedio máximo para compras combinadas de gas natural asociado y no asociado (Gt): Cuando el comercializador adquiera en forma combinada gas natural asociado y no asociado, el componente Gt de la fórmula tarifaria general se calculará de la siguiente manera:

Donde:

r	=	0.75 a partir de diciembre de 2000
GT_t	=	El costo agregado de todo el gas, tanto asociado como no asociado comprado, recibido y vendido en el año t($) por el comercializador, sin incluir los costos de Transporte.
QT_t	=	La cantidad total de gas, tanto asociado como no asociado, facturada y vendida en el año t por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores.
Qya_t	=	La cantidad de gas asociado, facturada y vendida en el año t por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores (m3). El comercializador deberá informar separadamente los volúmenes vendidos en el mercado de grandes consumidores y en el de pequeños consumidores.
Qy_t	=	La cantidad de gas no asociado facturada y vendida en el año t, por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores (m³). El comercializador deberá informar separadamente los volúmenes vendidos en el mercado de grandes consumidores y en el de pequeños consumidores.
GIa_t	=	Costo índice de referencia para compras de gas asociado calculado por la CREG y determinado para el interior, de acuerdo con el precio promedio de compra de gas asociado de todos los comercializadores de pequeños consumidores.
GI_t	=	Costo índice de referencia para compras de gas no asociado calculado por la CREG y determinado para el interior, de acuerdo con el precio promedio de compra de gas no asociado de todos los comercializadores de pequeños consumidores."

(Fuente: R CREG 024/01, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.3.34. En desarrollo de lo previsto en el parágrafo del numeral 107.1.1, del artículo 107 de la Resolución CREG-057 de 1996, se establecen las siguientes fórmulas para incorporar en la fórmula tarifaria general, contenida en dicho artículo, el costo promedio de compras de gas diferente al no asociado:

Donde:

r	=	0.75 a partir de diciembre de 2000
Gya_t	=	El costo agregado de todo el gas asociado comprado, recibido y vendido en el año t ($) por el comercializador, sin incluir los costos de Transporte.
Qya_t	=	La cantidad de gas asociado, facturada y vendida en el año t por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores (m3). El comercializador deberá informar separadamente los volúmenes vendidos en el mercado de grandes consumidores y en el de pequeños consumidores.
GIa_t	=	Costo Índice de Referencia para compras de gas asociado calculado por la CREG y determinado para el Interior, de acuerdo con el precio promedio de compra de gas asociado de todos los comercializadores de pequeños consumidores (m3)."

Donde:

r	=	0.75 a partir de diciembre de 2000
GT_t	=	El costo agregado de todo el gas, tanto asociado como no asociado comprado, recibido y vendido en el año t($) por el comercializador, sin incluir los costos de Transporte.
QT_t	=	La cantidad total de gas, tanto asociado como no asociado, facturada y vendida en el año t por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores.
Qya_t	=	La cantidad de gas asociado, facturada y vendida en el año t por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores (m3). El comercializador deberá informar separadamente los volúmenes vendidos en el mercado de grandes consumidores y en el de pequeños consumidores.
Qy_t	=	La cantidad de gas no asociado facturada y vendida en el año t, por el comercializador, incluyendo pequeños y grandes consumidores (m³). El comercializador deberá informar separadamente los volúmenes vendidos en el mercado de grandes consumidores y en el de pequeños consumidores.
GIa_t	=	Costo índice de referencia para compras de gas asociado calculado por la CREG y determinado para el interior, de acuerdo con el precio promedio de compra de gas asociado de todos los comercializadores de pequeños consumidores.
GI_t	=	Costo índice de referencia para compras de gas no asociado calculado por la CREG y determinado para el interior, de acuerdo con el precio promedio de compra de gas no asociado de todos los comercializadores de pequeños consumidores."

(Fuente: R CREG 024/01, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.3.35. SUBSIDIOS. De conformidad con lo establecido en el numeral 99.6 de la Ley 142 de 1994, se utilizarán los siguientes porcentajes para el cálculo de los subsidios, de acuerdo con la metodología descrita en el numeral 107.2.2.1 de la Resolución CREG-057 de 1996 :

Estrato 1 50%

Estrato 2 40%

Estrato 3 0%

PARAGRAFO 1o. Las empresas que al entrar en vigencia la presente resolución se encuentren por debajo de estos límites, los alcanzarán en dos años, ajustando el cincuenta por ciento (50%) cada año. Las que los sobrepasen tendrán un periodo de transición hasta el 31 de diciembre del año 2000 para las tarifas de usuarios de estratos 1 y 2, y para usuarios de estrato 3 hasta el 31 de diciembre del año 1998. En aquellas empresas en que los usuarios de estrato 3 estén contribuyendo, estos se ajustarán inmediatamente a la meta. De acuerdo con la ley, los usuarios de estrato 4 no son sujetos de subsidio.

PARAGRAFO 2o. En ningún caso se otorgará subsidio a los consumos superiores al consumo básico (20 m3).

El programa de desmonte de los excedentes sobre los subsidios de ley será el siguiente :

1997 1998 1999 2000

ESTRATO 1 15% 25% 35% 25%

ESTRATO 2 15% 25% 35% 25%

ESTRATO 3 95% 5%

En el anexo 1 se detalla la metodología para el desmonte de los subsidios.

(Fuente: R CREG 124/96, art. 3)

ARTÍCULO 4.1.3.36. ELEMENTOS TARIFARIOS PARA LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS. Sin perjuicio de las excepciones previstas para las áreas de servicio exclusivo, el servicio de distribución de gas será regulado mediante dos elementos componentes:

a-. Cargo de la red. En este cargo se incorporan todos los costos y gastos asociados al uso de las redes de distribución de gas domiciliario. Incluye los costos de atención al usuario, costos de inversión, costos de operación y mantenimiento. Debe incluir, adicionalmente, la rentabilidad de la inversión.

b-. Cargo de conexión. Este cargo cubre los costos involucrados en la acometida y el medidor, y podrá incluir, de autorizarlo la CREG, una proporción de los costos que recuperen parte de la inversión nueva en las redes de distribución. No incluye los costos de la red interna, definida en el artículo 14.16 de la ley 142 de 1994. El cargo por conexión será cobrado por una sola vez y será financiado obligatoriamente a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 en plazos no inferiores a 3 años, y se podrá otorgar financiación a los demás usuarios.

PARÁGRAFO. La red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona calificada e idónea podrá prestar el servicio. En todo caso, el distribuidor deberá rechazar la instalación si no cumple con el Reglamento Técnico o normas técnicas aplicables y las del Código de Distribución".

"Parágrafo. La red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona calificada e idónea podrá prestar el servicio. En todo caso, el distribuidor deberá rechazar la instalación si no cumple con las normas de seguridad del Ministerio de Minas y Energía, y las del Código de Distribución. El costo de la prueba estará incluido en el cargo por acometida".

108.1. El cargo de la Red:

Sujeto a las Condiciones adicionales establecidas en la sección 107.2 del artículo 107 de esta resolución, el distribuidor deberá asegurar que en cualquier año el cargo promedio por uso de la red de distribución, no sea superior al cargo promedio máximo unitario permitido (Dt), calculado de acuerdo con la siguiente fórmula general:

donde:

D_t	=	cargo promedio máximo unitario permitido por uso de la red. Para el año t₀ y t₁ este cargo será determinado por la CREG en resoluciones aparte específicas para cada empresa, de acuerdo con los procedimientos establecidos en los artículos 109 a 124 de esta Resolución.
IPC_(t-1)	=	Variación del índice de precios al consumidor de los últimos doce (12) meses, determinado por el DANE.
X_D	=	El factor de eficiencia para el período de vigencia de esta fórmula (a partir del 2 de noviembre de 1995, de conformidad con la resolución 039 de 1995) es del 2%.

El cargo promedio máximo permitido por unidad estará sujeto a condiciones adicionales que restringen los cargos por categoría de consumo.

En el momento de calcular el cargo promedio máximo unitario por uso de la red, se descontarán los montos de recuperación de la inversión en la red obtenidos a través del cargo de conexión.

108.2. El cargo máximo por conexión a usuarios residenciales (Ct):

Sujeto a las condiciones adicionales establecidas en la sección 107.2 del artículo 107 de esta resolución, las empresas distribuidoras deberán asegurar que el cargo promedio por acometida no sea superior a $100.000.00 y el cargo por el medidor no sea superior a $40.000.00, ambos a precios de 1996, actualizados anualmente con la variación del Índice de Precios al Consumidor del año anterior calculado por el DANE. La Comisión revisará este cargo promedio cuando los valores en él incluidos varíen substancialmente. Se permitirá diferencias entre estratos en el valor de la acometida, siempre y cuando las empresas puedan demostrar las diferencias de costos.

El cargo máximo por conexión se calculará así:

donde,

A_t	=	Cargo promedio por acometida actualizado a pesos de la fecha t con la variación del Índice de Precios al Consumidor del año anterior calculado por el DANE.
M_t	=	Cargo por el medidor actualizado a pesos de la fecha t con la variación del Índice de Precios al Consumidor del año anterior calculado por el DANE.
P_t	=	Cargo por Revisión Previa de la Instalación Interna de Gas para el año t. Este valor corresponderá al cargo que el Distribuidor fije para la actividad de revisiones periódicas de instalaciones internas de gas de su mercado para la fecha t.
t	=	Año para el cual se está realizando el cálculo.

La definición de C_t en función de los diferentes estratos, siempre y cuando se pueda demostrar la diferencia de costos entre estratos es:

donde:

C_tN	=	Es el cargo máximo por conexión para el estrato N.
n	=	número de estratos de la empresa.

Los subsidios y contribuciones están sujetas a las condiciones adicionales establecidas para cada caso en el artículo 107".

"108.2. El cargo máximo por conexión a usuarios residenciales (C_t):

Sujeto a las condiciones adicionales establecidas en la sección 107.2 del artículo 107 de esta resolución, las empresas distribuidoras deberán asegurar que el cargo promedio por acometida no sea superior a $100.000.00 y el cargo por el medidor no sea superior a $40.000.00, ambos a precios de 1996, actualizados anualmente con la variación del Índice de Precios al Consumidor del año anterior calculado por el DANE. La Comisión revisará este cargo promedio cuando los valores en él incluidos varíen sustancialmente. Se permitirá diferencias entre estratos en el valor de la acometida, siempre y cuando las empresas puedan demostrar las diferencias de costos.

Para las empresas existentes, previa revisión por parte de la CREG antes del 30 de noviembre de 1996, se les respetará el cargo por conexión que actualmente tienen para cada estrato para que lo desmonten antes del 31 de diciembre del año 2000, despejándose de este el cargo por acometida, el cual incluye el medidor respectivo, así:

donde,

A_t	=	Es el cargo promedio por acometida aprobado por la CREG.
M_t	=	Es el cargo del medidor, en caso de que esté incluido.
R_t	=	Son los costos que recuperan parte de la inversión en la red secundaria, en el caso de ser aprobada por la CREG.

La definición de C_t en función de los diferentes estratos, siempre y cuando se pueda demostrar la diferencia de costos entre estratos es:

donde,

C_tN	=	Es el cargo máximo por conexión para el estrato N.
n	=	número de estratos de la empresa.

La CREG revisará anualmente los cargos por conexión, si no hay objeciones, estos se actualizarán así:

donde,

IPC_(t-1) =

Variación del índice de precios al consumidor del año inmediatamente anterior, determinado por el DANE.

Los subsidios y contribuciones están sujetos a las condiciones adicionales establecidas para cada caso en el artículo 107.

Para las empresas nuevas, al no tener una estructura tarifaria aprobada, podrán presentar una propuesta de cargo de conexión a consideración de la CREG".

(Fuente: R CREG 057/96, art. 108) (Fuente: R CREG 059/12, art. 12) (Fuente: R CREG 059/12, art. 13)

ARTÍCULO 4.1.3.37. La fórmula tarifaria de cada empresa distribuidora de gas natural por red, resultará de la aplicación de la fórmula tarifaria general prevista en la resolución CREG-057 de 1996 y del cargo promedio máximo unitario de distribución (Dt) aprobado por la Comisión a cada empresa distribuidora, sin que se requiera decisión administrativa adicional por parte de la Comisión para que las empresas puedan aplicar las tarifas que resulten del nuevo cargo promedio máximo unitario de prestación del servicio (Mst) determinado por cada empresa, según las normas antes indicadas.

(Fuente: R CREG 129/96, art. 3)

ARTÍCULO 4.1.3.38. AUTORIZACIÓN PARA FIJAR TARIFAS. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la ley 142 de 1994, las empresas distribuidoras de gas natural a las que este capítulo se refiere podrán fijar directamente sus tarifas o precios al usuario, dando aplicación a las metodologías o fórmulas tarifarias específicas que la Comisión determine para cada una de ellas, y dentro de las reglas dispuestas en los artículos siguientes de este capítulo.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 110)

ARTÍCULO 4.1.3.39. INICIO DE LA ACTUACIÓN. Las empresas distribuidoras de gas natural, deben haber informado a la Comisión sobre su existencia anterior al 11 de julio de 1996, de conformidad con el artículo 4 de la Resolución 040 de 1995, o sobre el inicio de su actividad después de tal fecha. Si no lo han hecho, deben cumplir cuanto antes ese requisito, sin perjuicio de las sanciones a que se hayan hecho acreedoras.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 111)

ARTÍCULO 4.1.3.40. ACTUACIÓN PARA LA DEFINICIÓN DE FÓRMULAS DE REGULACIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, para toda la actuación relativa a la fijación de las fórmulas de regulación, se han establecido dos procedimientos, los cuales se describen a continuación. A partir del 2 de noviembre de 1995 y antes de 30 de noviembre de 1995, de conformidad con los establecido en la resolución 040 de 1995, las empresas debieron remitir comunicación a la CREG, informando si se acogían al procedimiento 1 o al procedimiento 2 para la definición de sus fórmulas tarifarias. Una vez la empresa había escogido acogerse a uno de los procedimientos no podía solicitar aplicación del procedimiento que ha desechado. Las fórmulas y sus parámetros iniciales se fijaron antes del 1o. de enero de 1996, de conformidad con la resolución 040 de 1995. Para la definición de las fórmulas la Comisión tomará en cuenta la fórmula regulatoria descrita en el artículo 107 de esta resolución.

Procedimiento 1. Actuación de oficio: A partir de noviembre 2 de 1995, de conformidad con los establecido en la resolución 040 de 1995, la Comisión iniciará de oficio la actuación de acuerdo con el artículo 124 de la Ley 142 de 1994 y siguiendo el siguiente procedimiento:

a) Con base en los estudios y la información de que dispone para el efecto la Comisión, se calcularán los cargos promedios iniciales tomando como base el promedio de los actuales, los cuales serán definidos sobre una base común.

b) Se desagregarán los costos de compra del combustible, el transporte, la distribución y la comercialización de acuerdo con la fórmula descrita en el artículo 108 de esta resolución. El cargo promedio será actualizado de acuerdo con la formula que para tal propósito contiene el mismo artículo.

c) Antes del 1o. de enero de 1996, de conformidad con la resolución 040 de 1995, la CREG realizará estos cálculos y definirá la fórmula específica para cada empresa y los remitirá para estudio y comentarios de cada empresa la que tendrá un (1) mes para su evaluación y la respuesta correspondiente a la Comisión.

d) La Comisión dispondrá de un mes para su evaluación y para recibir clarificaciones adicionales de la empresa. Una vez cumplido este tiempo, se someterá a consideración de la Comisión para aprobación de la resolución definitiva. En caso de que la Comisión no se pronuncie en los plazos estipulados, la empresa podrá proceder en forma inmediata a aplicar la tarifa propuesta hasta tanto la Comisión se pronuncie.

Procedimiento 2. Actuación por petición de la empresa: Si la empresa decide acogerse al procedimiento 2, en primera instancia, solicitará a la CREG definición de fórmulas tarifarias, siguiendo el siguiente trámite:

a) Treinta (30) días después de haber informado a la Comisión que se acoge al procedimiento 2, o por solicitud de la CREG en caso de haberse acogido al procedimiento 1. La empresa remitirá a la misma, la información dispuesta en el artículo 5 del código contencioso administrativo, y las demás informaciones pertinentes que se describen adelante, en esta resolución.

b) La solicitud propuesta desagregará los costos de compra del combustible, el transporte, la distribución y la comercialización de acuerdo con la fórmula descrita en el artículo 108 de esta resolución. La propuesta deberá igualmente tomar en cuenta la fórmula de actualización que para tal propósito contiene el mismo anexo.

c) Treinta (30) días después de recibida la propuesta, la CREG realizará estos cálculos y definirá la fórmula específica para cada empresa y los remitirá a esta para hacer comentarios quien tendrá un (1) mes para su evaluación y la respuesta correspondiente a la Comisión.

d) Una vez cumplido este tiempo, se someterá a consideración de la Comisión para aprobación de la resolución definitiva.

El principio básico que guía la fijación de los parámetros iniciales y la definición de la fórmula regulatoria para distribuidores, contenida en este capítulo, se refiere a que los cargos deben reflejar el costo económico de prestar el servicio, incluyendo una rentabilidad apropiada. El concepto de costo económico y tasa de rentabilidad, será evaluado desde un criterio de flujo de caja descontado, el cual incluirá un proyección de ingresos, costos e inversiones.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 112)

ARTÍCULO 4.1.3.41. PROCEDIMIENTO UNICO. Para la determinación de los costos de distribución de gas combustible por red de ductos, necesarios para fijar las fórmulas tarifarias, existirá un Procedimiento Unico que corresponderá al que, según el artículo 5o. de la Resolución CREG-040 de 1995, en concordancia con el artículo 112 de la Resolución CREG-057 de 1996, se denonimaba "Procedimiento 2. Actuación por petición de la empresa". Por consiguiente, las empresas que se hayan acogido al procedimiento 1, según lo establecido en dicha resolución, deberán adecuar y completar su información a las condiciones previstas para el procedimiento único.

(Fuente: R CREG 067/96, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.3.42. INFORMACIÓN QUE DEBE CONTENER LA SOLICITUD. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, los estudios que se presenten a la Comisión deben contener la siguiente información, que, en lo pertinente, cubrirá un período de cinco años:

Estados Financieros:

Estados financieros auditados de los últimos tres años, y del primer semestre si la actuación administrativa se inicia en el segundo semestre del año.

- Proyecciones para el período del estudio.

Costos:

Estructura de los costos económicos de la prestación del servicio.

- Determinación de los costos asociados con cada etapa de la prestación del servicio, cuando ello sea posible.

- Costos y gastos esperados en la operación, reposición y mantenimiento.

- Costos diferenciados por estratos, en caso que existan marcadas diferencias entre los diferentes usuarios por razones técnicas, físicas, económicas o legales.

- Nivel y estructura de los costos económicos que varían tanto con la cantidad del consumo, como con la demanda por el servicio. Se incluyen aquí los costos de inversión.

- Costos económicos necesarios para garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso. Se incluyen aquí los de administración, facturación, y medición: los de atención de quejas y reclamos, los de mantenimientos y reparaciones, y los demás que sean necesarios para garantizar que el usuario pueda disponer del servicio sin solución de continuidad y con eficiencia.

- Forma como la empresa calculará sus costos operacionales, y sus costos operacionales promedio.

Competencia:

Competencia que la empresa enfrenta en su mercado

- Descripción del mercado de grandes usuarios atendidos por otros comercializadores en el área de influencia de la empresa.

Proveedores:

Principales proveedores de la empresa.

- Indicación de precios y cantidades que, eventualmente, han de negociarse con ellos

- Proveedores alternativos, si los hay.

Propiedad Accionaria:

Composición del patrimonio de los accionistas o propietarios

- Remuneración esperada, y términos de comparación sugeridos para analizar la razonabilidad de la remuneración propuesta, según el numeral 87.4 de la ley 142 de 1994.

- Si la empresa ha recibido bienes o derechos de las entidades públicas, con la condición expresa de que su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios de los estratos que pueden recibir subsidios, se identificarán tales bienes, y se justificará su valor.

- Copia del presupuesto de la entidad que hizo el aporte, en el que se acredite el cumplimiento del requisito que contiene el numeral 87.9 de la ley 142 de 1994.

Proyecciones y Expansiones:

Plan de expansión de la empresa para los siguientes 5 años e inversiones esperadas en infraestructura

- Amortización y depreciaciones relacionadas con la inversión y su justificación

- Efectos de tales inversiones sobre la cobertura, la calidad y el costo del servicio

- Área de cubrimiento, tamaño del mercado potencial, demanda efectiva estimando la que provenga de consumidores no residenciales sujetos a regulación y los de cada estrato residencial.

- Descripción precisa del servicio que va a prestarse y de su calidad, expresando además coberturas por estrato,

Subsidios:

Montos de recaudos por contribuciones, incluyendo las que aportarán los grandes consumidores, así como los subsidios para de estratos 1, 2 y 3, con las limitantes de la Ley 142 de 1994 y el Decreto que reglamente la materia.

- Factores que la empresa está aplicando a los usuarios de los estratos 5 y 6 y a los consumidores industriales y comerciales, con el fin de dar subsidios a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3.

Otros:

Plazos previstos para amortizar los cargos de conexión domiciliaria; fuentes y costos de la financiación con la que la empresa otorgará esos plazos.

- Origen y determinación de los aumentos de productividad esperados en la prestación del servicio.

- Periodicidad con la cual la empresa ajustará sus tarifas al variar los elementos de la fórmula.

La Comisión podrá solicitar adicionalmente otras informaciones que considere relevantes para el desempeño de sus funciones.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 113)

ARTÍCULO 4.1.3.43. IMPULSO DE LA ACTUACIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, el Director Ejecutivo de la Comisión, al recibir una petición de señalamiento de fórmula tarifaria, impulsará la actuación, sin perjuicio de que atribuya el estudio, en particular, a una persona determinada, según los reglamentos de la Comisión. Si la petición no incluye las informaciones a las que esta resolución se refiere, el coordinador lo requerirá, por una sola vez, con toda precisión, para que las complete.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 114)

ARTÍCULO 4.1.3.44. PUBLICACIONES. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, la empresa peticionaria publicará un texto con el extracto resumido de la petición para cumplir con lo dispuesto en el artículo 15 del código contencioso administrativo, en un periódico de amplia circulación nacional o local, según el caso. La empresa peticionaria deberá pagar la publicación en el medio que escoja, dentro de los cinco días siguientes a aquel en cual remitió la solicitud a la Comisión y enviará a la misma copia del aviso.

Las observaciones que se reciban del público se incluirán en el expediente que se haya abierto para atender esta solicitud.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 115)

ARTÍCULO 4.1.3.45. PRUEBAS. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, la actuación se adelantará dando aplicación a la presunción de buena fe que contiene el artículo 83 de la Constitución. Se presumirá, por lo tanto, que las informaciones que aporte el peticionario a la Comisión son veraces, y que los documentos que aporte son auténticos. Sin embargo, dentro del mes siguiente al día en que se haga la única o primera de las publicaciones que se hayan ordenado, y habiendo oído a los interesados intervinientes, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieren conocimientos especializados, el Director Ejecutivo decretará las pruebas a que haya lugar.

Decretadas las pruebas, la empresa interesada manifestará, en los términos del artículo 109 de la ley 142 de 1994, si desea que ellas las practique la autoridad, o si desea acordar con la autoridad una persona que se encargue de practicarlas, o si desea solicitar a la Superintendencia de Servicios Públicos que designe o contrate a otra persona para este efecto. Cuando corresponda a la Comisión nombrar peritos, el nombramiento corresponderá a la Comisión misma, y no al Director Ejecutivo de ella.

Si la persona a la que se encarga la práctica de la prueba no es la autoridad, y si no fue vinculada previo acuerdo de honorarios, la autoridad fijará estos, con base en lo dispuesto por el artículo citado en el inciso anterior. Los honorarios de los peritos estarán a cargo de la ESP correspondiente.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 116)

ARTÍCULO 4.1.3.46. CONSIDERACIONES PARA LA DECISIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, al tomar su decisión, la Comisión evaluará los costos de distribución teniendo en cuenta los estudios que ha venido realizando sobre el tema y en especial:

a) Se tomarán en cuenta las cifras de distribución de las empresas existentes;

b) Costo de inversión en redes de distribución evaluado en $/km, $/m3 y en $/usuario atendido; se tomarán en cuenta aquellas transferencias entre el cargo por conexión y el cargo de la red.

c) Tasa de retorno de oportunidad del capital estimado en términos de riesgo comparativo para este tipo de actividad. La tasa de descuento tomará en cuenta estos criterios.

d) Costos de administración, de operación y mantenimiento;

e) Niveles de pérdidas considerados eficientes para este tipo de actividad.

f) Impuestos y contribuciones relevantes.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 117)

ARTÍCULO 4.1.3.47. CRITERIOS ECONÓMICOS PARA LA DECISIÓN. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, de la misma manera, al decidir, la Comisión utilizará los siguientes criterios:

- Forma de garantizar a los usuarios a lo largo del tiempo los beneficios de la reducción promedia de costos en las empresas. Esta reducción estará relacionada con el grado de expansión de la cobertura a los usuarios tomando en cuenta su estrato socioeconómico y las características de su suministro y la eficiencia que se espera en la contratación del suministro del combustible;

- Forma de incentivar a las empresas a ser más eficientes que el promedio, y para apropiarse los beneficios de la mayor eficiencia. Al respecto, se utilizarán metodologías de evaluación comparativa de costos con otras empresas de distribución y comercialización de gas combustible con características similares.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 118)

ARTÍCULO 4.1.3.48. OPORTUNIDAD PARA DECIDIR. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, la decisión que ponga fin a las actuaciones tendientes al señalamiento de fórmulas tarifarias deberá tomarse en la fecha definida en el Artículo 112 de esta resolución o, en su defecto, dentro de los dos meses siguientes al día en que se haya hecho la única o primera de las publicaciones a las que se refiere el artículo 108 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 119)

ARTÍCULO 4.1.3.49. CONTENIDO DE LAS FÓRMULAS. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, se tendrán en cuenta para fijar las fórmulas que expida la Comisión para cada empresa, lo siguiente:

a) Calidad en la prestación del servicio; y descripción precisa del servicio que se prestará a los usuarios.

b) Grado de cobertura por estrato esperado de la empresa.

c) Cargo promedio esperado por unidad de consumo, que reflejará tanto el nivel y estructura de los costos económicos que varían con la cantidad del consumo, como la demanda por el servicio, desagregando los componentes definidos en esta resolución.

d) Cargo fijo promedio, que reflejará los costos económicos en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente de su nivel de uso.

e) Cargos promedio por aportes de conexión; y plazos para amortizar cargos de la conexión domiciliaria.

f) Forma de establecer, con base en la fórmula, los costos promedios para cada uno de los estratos.

g) Topes máximos y mínimos tarifarios, si la Comisión lo considera del caso. Mientras no se especifique otra cosa, se entenderá que las fórmulas que señale la Comisión producen el precio máximo autorizado a la empresa.

h) Periodicidad con la cual la empresa ajustará sus tarifas al variar los elementos de la fórmula.

i) Vigencia prevista para la fórmula, en el evento de que no haya acuerdo entre la Comisión y la empresa para modificarla o prorrogarla por un período igual.

j) Los demás aspectos que la Comisión considere necesarios para cumplir con la ley.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 120)

ARTÍCULO 4.1.3.50. PUBLICIDAD. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, una vez en firme la resolución que establezca una fórmula tarifaria, la empresa respectiva la hará pública en forma sucinta, simple y comprensible al público, por medios masivos, al menos en cuanto a aquella parte de su estructura que se refiere a costos y cargos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 121)

ARTÍCULO 4.1.3.51. RECURSOS. Sin perjuicio de las excepciones previstas para áreas de servicio exclusivo, contra las resoluciones por medio de las cuales se expidan fórmulas tarifarias, solo procederá el recurso de reposición, que podrá interponerse dentro de los cinco días siguientes a la notificación de la decisión.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 122)

ARTÍCULO 4.1.3.52. MODIFICACIONES O PRORROGAS. Las empresas que, con anterioridad al 2 de noviembre de 1995, de conformidad con los establecido en la resolución 040 de 1995, hayan recibido ya una fórmula tarifaria, en cumplimiento de la ley 142 de 1994, pueden en cualquier momento solicitar su modificación o su prórroga, cumpliendo con los requisitos a los que esta resolución se refiere. La petición se atenderá si la ley, y las razones expuestas por el peticionario, lo permiten.

Cuando se presente incumplimiento de parte de la ESP, que modifique las condiciones acordadas, la Comisión podrá revisar la formula tarifaria antes del período de cinco años.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 123)

ARTÍCULO 4.1.3.53. EXENCIONES DEL PAGO DE LA CONTRIBUCIÓN. Cuando las empresas distribuidoras o comercializadoras de gas combustible que presten el servicio respectivo a los hospitales, clínicas, puestos y centros de salud, y a los centros educativos y asistenciales sin ánimo de lucro, comiencen a expedir las facturas de acuerdo con las fórmulas tarifarias a las que se refieren los artículos anteriores o el capítulo VII en el caso de los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo, no incluirán en las facturas que se destinen a los usuarios arriba aludidos, los factores destinados a los "fondos de solidaridad y redistribución de ingresos". Sin excepción, los usuarios a que se refiere este artículo siempre pagarán el valor del consumo, facturado al costo del servicio.

Las empresas podrán exigir, en los contratos de condiciones uniformes que celebren con los usuarios a los que se refiere este artículo, la adopción de medidas que faciliten razonablemente verificar que las exenciones que se les conceden no se trasladen o extiendan a usuarios que no tengan derecho a ellas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 124)

Estándares de calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en sistemas de distribución por redes de tubería

ARTÍCULO 4.1.4.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Los estándares de calidad de que trata la presente Resolución son aplicables en su totalidad a los usuarios que se conectan a Sistemas de Distribución de gas natural por redes de tuberías y a los usuarios que se conecten a Sistemas de Distribución de GLP por redes de tuberías según lo establecido en la presente Resolución. La lectura, medición y reporte de los estándares aquí establecidos es responsabilidad del Distribuidor y cada agente de la cadena será el responsable por el incumplimiento que cause a los indicadores establecidos en esta resolución según corresponda.

(Fuente: R CREG 100/03, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.4.2. ESTÁNDARES DE CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL POR REDES. Para medir la calidad en la prestación del servicio técnico y del producto en la prestación del servicio público de gas combustible por redes se establecen los siguientes indicadores:

2.1 DES - Duración Equivalente de Interrupción del Servicio: Tiempo total de interrupción del servicio a cada usuario durante un mes. Se excluyen las interrupciones originadas por las causales establecidas en los artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 o normas que las modifiquen e interrupciones por conexión de nuevos usuarios.

Donde:

NTI =	Número total de interrupciones por usuario ocurridas durante el respectivo mes.

i =	Interrupción i-ésima

t(i) =	Tiempo de duración (en horas o fracción de horas) de la interrupción i-ésima.

2.2 IPLI - Indice de Presión en Líneas Individuales: Porcentaje de mediciones de la presión dinámica de suministro que se encuentra en el rango de presiones de referencia definido en la presente resolución para el parámetro de medida.

Donde:

NP =	Número total de puntos de medición de la muestra seleccionados mensualmente.

NFR =	Número de puntos de medición por fuera del rango de presiones de referencia.

PARÁGRAFO 1o. Para aquellos usuarios que acuerden con el Distribuidor o Comercializador niveles de presión por fuera del rango establecido, no les aplica el indicador IPLI.

2.3 IO - Indice de Odorización: Porcentaje de mediciones del nivel de la concentración de odorante en el gas distribuido, que se encuentran dentro del rango de referencia definido en la presente Resolución para el parámetro de medida.

Donde:

N_O =	Número total de puntos de medición mensual de la concentración de odorante.

N_FR =	Número de puntos de medición por fuera del rango de referencia.

2.4 IRST - Indice de Respuesta a Servicio Técnico: Porcentaje de solicitudes, por tipo de evento, cuyo tiempo de atención está dentro del valor definido por la CREG como parámetro de referencia. Las solicitudes se clasificarán acorde con los siguientes tipos de eventos: escape de gas, incendio, calidad de la llama e interrupción del servicio. La calidad de la llama es cualquier manifestación física que puede observar el usuario en la llama, tal como desprendimiento, retroceso y coloración. El tiempo de atención se determina desde el momento de recibir la llamada, o registrar el evento, hasta el momento en el cual la empresa llega al sitio donde ocurrió el evento.

Donde:

N_FR =	Número total de solicitudes mensuales, por tipo de evento, atendidas por fuera del tiempo de referencia establecido.

N_SR =	Número total de solicitudes, por tipo de evento, recibidas durante el período.

PARÁGRAFO 2o. Los usuarios tendrán derecho a exigir el cumplimiento de los parámetros aquí establecidos. Adicionalmente, podrán formular reclamos con base en la evidencia de los indicadores reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el Distribuidor o Comercializador y los usuarios, la carga de la prueba será a cargo del Distribuidor o el Comercializador, según sea el caso. El Comercializador debe incluir, en las facturas del servicio a cada usuario, los valores de referencia que defina la CREG para cada indicador.

PARÁGRAFO 3o. El Comercializador podrá reclamar ante otros Agentes de la cadena por las desviaciones que aquellos causen en los estándares aquí establecidos.

2.5 Condiciones Generales. De conformidad con lo establecido en el numeral 6.3 de la Resolución CREG-071 de 1999, o aquellas que la sustituyan o modifiquen, el Distribuidor podrá rechazar al Transportador el gas que no cumpla con las especificaciones allí establecidas. En caso de que el Distribuidor acepte distribuir gas que no cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en la Resolución CREG-071 de 1999, deberá asegurarse de adoptar los correctivos necesarios para la adecuada prestación del servicio. El Distribuidor deberá asegurarse de mantener el gas, en su Sistema de Distribución, con las especificaciones que le entregue el transportador. Cuando haya causal de rechazo del gas, el Distribuidor deberá informar tal circunstancia a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

(Fuente: R CREG 100/03, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.4.3. REFERENTES Y VALORES ADMISIBLES PARA LOS ESTÁNDARES DE CALIDAD PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL POR REDES. Los valores de referencia y los parámetros técnicos que se deben cumplir para la estimación de cada indicador son:

3.1 DES - Duración Equivalente de Interrupción del Servicio:

Parámetro de medida: Tiempo de interrupción en horas.

Valor de referencia: Cero (0) interrupciones. Toda interrupción genera compensación al usuario, excepto aquellas originadas por las causales establecidas en los artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 e interrupciones causadas por conexión de nuevos usuarios.

Puntos de medición: Area operativa del Distribuidor, centros de recepción de Peticiones, Quejas y Reclamos, PQRS, instalaciones de los usuarios. Se debe registrar: i) tiempo de duración de cada interrupción por usuario; ii) usuarios afectados en cada interrupción, y iii) número de interrupciones al mes.

Periodicidad de la medición: Medición permanente.

Periodicidad del reporte: Mensual. Se debe informar, vía factura a los usuarios afectados, los tiempos acumulados de interrupción durante el mes y la compensación correspondiente.

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

3.2 IPLI, Indice de Presión en Líneas Individuales:

Parámetro de medida (rango). Mínimo 16 mbar (6.4 Pulgadas Columna de Agua-PCA); Máximo 23 mbar (9.2 PCA). Corresponde a una lectura de la presión dinámica para una carga estimada del 50% de la carga nominal.

Valor de referencia. El 100% de las mediciones deben estar dentro del rango esta-blecido.

Puntos de medición. En la conexión de salida de los medidores individuales de las instalaciones de los respectivos usuarios, estableciendo los puntos de medición de conformidad con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5o del presente artículo. La medición debe ser puntual (una sola vez) registrando la hora en la cual se realizó.

Periodicidad de la medición. De acuerdo con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5o del presente artículo.

Periodicidad del reporte. Mensual. Se debe anotar el número de mediciones que estuvieron por encima del valor máximo (9.2 PCA) del rango y el número de mediciones que estuvieron por debajo del valor mínimo (6.4 PCA) del rango.

PARÁGRAFO 2o. Se exceptúa de lo anterior los siguientes casos:

i) Líneas individuales en instalaciones para suministro de gas en edificaciones comerciales;

ii) Líneas individuales en edificaciones residenciales de suministro a artefactos con regulador asociado. Para usuarios industriales y comerciales que requieran una presión por fu era del rango establecido, tendrán la opción de pactarla con el Distribuidor o Comercializador según el caso.

PARÁGRAFO 3o. El Distribuidor no está obligado a garantizar la presión dentro del rango establecido en esta resolución cuando se evidencie la manipulación del regulador o de la carga sin la previa autorización del respectivo Distribuidor. En estos casos, tales observaciones no se contabilizarán como desviaciones del rango de referencia establecido para el índice IPLI.

3.3 IO - Indice de Odorización: Parámetro de medida: Nivel de concentración mínimo de 18 mg/m3 para THT; 8 mg/m3 para Mercaptano; o el nivel de concentración recomendado por fabricantes para otras sustancias odorantes según normas técnicas nacionales o internacionales. Cuando se utilicen métodos fisiológicos, y de acuerdo con normas internacionales, el gas debe contener suficiente olor de tal forma que sea detectado a un quinto del límite inferior de explosividad del gas (ó 1% de gas en aire). El distribuidor debe asegurarse de que los niveles de concentración no excedan estándares aceptables ambientalmente, definidos por la autoridad competente, o aquellos requeridos para no causar deterioro en equipos de usuarios. En todo caso, el distribuidor se hace responsable por los daños que se ocasionen en los equipos de los usuarios como consecuencia de los niveles de concentración de la sustancia odorante.

Valor de referencia: El 100% de las mediciones deben superar el parámetro de medida establecido en la presente resolución.

Puntos de medición: Medición en la instalación del usuario final para los puntos establecidos de conformidad con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5o del presente artículo.

Periodicidad de la medición: De acuerdo con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5o del presente artículo.

Periodicidad del reporte: Mensual.

3.4 IRST - Indice de Respuesta a Servicio Técnico:

Parámetro de Medida

(Tiempos Máximos): Será establecido por el ente regulador, para cada tipo evento a mitad del período tarifario, de conformidad con la Resolución CREG-011 de 2003, y a partir de la información recolectada desde la entrada en vigencia de la presente Resolución y hasta ese momento.

Valor de referencia: El 100% de las solicitudes deben ser atendidas dentro del parámetro de medida que establezca la CREG.

Puntos de medición: Central de emergencias del Distribuidor, área operativa del Distribuidor, lugar donde ocurre el evento. Se debe: i) registrar todos los eventos durante el mes especificando la fecha y hora; ii) clasificar los registros por tipo de evento y cuando hay más de un registro para el mismo evento; iii) contabilizar el tiempo de atención del respectivo evento desde su registro hasta la atención del mismo; iv) calcular el indicador. Se debe realizar grabación de llamadas para registrar los eventos. El Distribuidor puede registrar los eventos utilizando cualquier otro medio en aquellos casos donde pueda demostrar que se dificulta el uso de comunicación telefónica.

Periodicidad de la medición: Medición del tiempo de atención de cada evento que se presente durante el mes.

Periodicidad del reporte: Mensual.

PARÁGRAFO 4o. Los registros y grabaciones de llamadas se deberán conservar por tres (3) años, o el período que establezca la autoridad de vigilancia y control. El Distribuidor deberá organizar los registros de eventos de tal manera que permita a la SSPD, a la CREG y usuarios identificar los tiempos de atención.

PARÁGRAFO 5o. Para calcular los índices IPLI e IO cada Distribuidor debe adoptar el siguiente procedimiento con el fin de determinar los puntos de medición correspondientes:

1. Establecer el tamaño de muestra por Estación Reguladora de Presión (ERP), o Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad (ERPC) donde no haya ERP, según número de usuarios por estación:

Número de Usuarios por ERP	Tamaño de Muestra(Observaciones por ERP)
0 - 5000	357

5001 - 10000	370

10001 - 20000	377

20001 - 50000	380

Más de 50000	383

2. Obtener las observaciones de cada ERP o ERPC durante el nuevo período tarifario (5 años) distribuidas uniformemente en el tiempo.

3. Calcular mensualmente el respectivo indicador a partir de la información obtenida en dicho mes y reportar a las autoridades de control y regulación.

4. Obtener las observaciones de la muestra en puntos considerados críticos de la red en términos de presión y odorización.

5. Realizar las mediciones en días hábiles durante las horas comprendidas entre las 6:00 a. m. y las 6:00 p. m. El distribuidor se debe asegurar que algunas de las mediciones se hagan en las horas de consumo pico del respectivo Sistema de Distribución y, debe dejar constancia al usuario de la lectura realizada.

6. Realizar cada medición de presión y odorización al mismo usuario en una visita.

7. Excepto aquellos casos en los cuales alguna de las condiciones anteriores no lo permita, la medición de presión y odorización debe coincidir con la revisión quinquenal de que trata el numeral 5.23 de la Resolución CREG 067 de 1995, o aquellas que la modifiquen, o con la revisión de la instalación al momento de la conexión de nuevos usuarios. Para la medición de presión y odorización se deben cumplir los procedimientos establecidos en esta resolución".

PARÁGRAFO 6o. A partir de las mediciones del índice IPLI e IO reportadas por el Distribuidor, en el siguiente período tarifario el ente regulador podrá fijar un nuevo tamaño de muestra.

(Fuente: R CREG 100/03, art. 3) (Fuente: R CREG 005/06, art. 1) (Fuente: R CREG 009/05, art. 1) (Fuente: R CREG 009/05, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.4.4. ESTÁNDARES DE CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GLP POR REDES. Para medir la calidad del servicio técnico en la prestación del servicio público de GLP por redes, se establecen los indicadores DES e IRST definidos en el artículo 2o de esta resolución. Para la calidad del producto se establece el indicador IPLI como se define en el artículo 2o de la presente resolución, considerando los siguientes parámetros de medida:

Presión Mínima: 23 mbar (9 PCA)

Presión Máxima: 35 mbar (14 PCA)

PARÁGRAFO 1o. Los demás aspectos de los indicadores DES e IRST, definidos en la presente resolución para el caso de gas natural, son aplicables a la distribución de GLP por redes.

PARÁGRAFO 2o. En resolución aparte la Comisión podrá establecer estándares de calidad adicionales a los aprobados mediante la presente resolución, aplicables a la distribución de GLP por redes, cuando se definan estándares de calidad para las diferentes actividades de la prestación del servicio público domiciliario de GLP.

(Fuente: R CREG 100/03, art. 4)

ARTÍCULO 4.1.4.5. COMPENSACIONES. El incumplimiento del indicador DES genera compensación al respectivo usuario. El valor a compensar a los usuarios afectados se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula:

VCD = [DES] x CI x DP

Donde:

VCD:	Valor mensual a Compensar por el incumplimiento del indicador DES ($Col.)
DES:	Indicador registrado durante el mes (Horas).
CI:	Costo de Interrupción del Servicio de Gas a usuarios ($ por m3) establecido por la CREG. Para lo anterior, la CREG podrá utilizar, entre otros, los estudios de la UPME.
DP:	Demanda Promedio Horaria del Usuario durante los últimos doce meses(m3/hora). La demanda promedio se calcula como el cociente entre el consumo(m3) facturado durante los doce meses anteriores al momento de calcular la compensación y el número total de horas del año.

Para efectos de reconocer esta compensación al usuario afectado, el Comercializador calcula el monto a compensar a cada usuario detallando los valores de las variables de la fórmula descrita anteriormente, e informa al Agente responsable de la falla en el mes siguiente al mes de consumo. El Comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los Usuarios afectados, en la factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos usuarios. El Comercializador descontará los valores compensados en el siguiente pago que tenga que hacerle al Agente responsable de la falla.

Cada Comercializador deberá enviar trimestralmente a la SSPD, o con la periodicidad que la SSPD defina según el Sistema Unico de Información, una relación de los montos compensados, detallando los valores de cada una de las variables de la fórmula indicada anteriormente.

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

PARÁGRAFO. Los usuarios que tengan contratos interrumpibles no serán objeto de las compensaciones de que trata el presente artículo.

(Fuente: R CREG 100/03, art. 5)

ARTÍCULO 4.1.4.6. REPORTES DE INFORMACIÓN. La información relacionada con los indicadores de calidad adoptados mediante la presente resolución deberá ser reportada al Sistema Unico de Información a través de los formatos que para el efecto se establezcan.

(Fuente: R CREG 100/03, art. 6)

ARTÍCULO 4.1.4.7. PUBLICACIÓN DE ESTÁNDARES DE CALIDAD. Los valores de referencia de los estándares de calidad adoptados mediante la presente resolución se deberán incluir en las facturas de los usuarios.

(Fuente: R CREG 100/03, art. 7)

Medidas especiales transitorias sobre la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible durante el período de Aislamiento Obligatorio

ARTÍCULO 4.1.5.1. SUSPENSIÓN DE LA OBLIGACIÓN DE REPORTE DE LOS ÍNDICES DE ODORIZACIÓN, IO Y DE PRESIÓN EN LÍNEAS INDIVIDUALES, IPLI AL SUI. Toda vez que la información necesaria para que el prestador del servicio reporte al Sistema Único de Información, SUI, que administra la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios los Índices de Odorización, IO, y de Presión en Líneas Individuales, IPLI, de que trata el Artículo 6 de la Resolución CREG 100 de 2003, se recauda como resultado de la realización de las Revisiones Periódicas de las Instalaciones Interna de Gas, queda suspendida dicha obligación durante el término de vigencia de las medidas adoptadas en esta Resolución.

(Fuente: R CREG 035/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.5.2. DEBER DE COMUNICACIÓN. Todas las medidas de que trata la presente Resolución deberán ser comunicadas eficazmente por parte del Distribuidor a sus usuarios.

(Fuente: R CREG 035/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.1.5.3. A partir del primero (1) de julio de 2020 queda levantada la suspensión de la realización de la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas Combustible adoptada como medida transitoria mediante la Resolución CREG 035 de 2020, modificada por la Resolución CREG 066 de 2020.

(Fuente: R CREG 129/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.5.4. A partir del primero (1) de julio de 2020 deberán proceder inmediatamente a la programación, revisión y certificación de la Instalación Interna de Gas Combustible los usuarios que, durante el período de vigencia de la Resolución CREG 035 de 2020, modificada por la Resolución CREG 066 de 2020: (i) fueron objeto de reconexión por haber tenido suspendido el servicio por falta del Certificado de Conformidad de la Instalación Interna de gas; ii) se les venció el Plazo Máximo para dar cumplimiento a la obligación de realizar dicha revisión periódica prevista en el Numeral 5.23 del Anexo de la Resolución 067 de 1995, modificado por el artículo 9o de la Resolución CREG 059 de 2012.

PARÁGRAFO 1o. La fecha límite que tienen los usuarios de que trata este artículo para que su Instalación Interna de Gas Combustible cuente con el Certificado de Conformidad será el 31 de diciembre de 2020, so pena de la suspensión del servicio por parte del Distribuidor dentro de los treinta (30) días calendario posteriores a dicho plazo.

PARÁGRAFO 2o. Las empresas distribuidoras deberán comunicar a dichos usuarios lo previsto en el presente artículo, advirtiéndoles que, conforme a lo establecido en el Numeral 5.23 del Anexo de la Resolución 067 de 1995, modificado por el Artículo 9o de la Resolución CREG 059 de 2012, deberán realizar la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas Combustible con el Organismo de Inspección Acreditado para esta actividad que seleccionen para el efecto, cumpliendo las condiciones y procedimientos establecidos en el reglamento técnico aplicable, siguiendo los pasos definidos en dicha disposición, y señalando expresamente que los usuarios que así lo deseen pueden solicitar de manera inmediata la revisión periódica de su instalación interna de gas combustible.

(Fuente: R CREG 129/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.5.5. Los Organismos de Inspección Acreditados para la realización de la actividad de revisiones periódicas de instalaciones internas de gas combustible deberán sujetarse a las instrucciones que imparta el Gobierno Nacional sobre excepciones al aislamiento preventivo obligatorio, y deberán garantizar a los usuarios la observancia estricta de los protocolos de bioseguridad que establezca el Ministerio de Salud y Protección Social para el control de la pandemia del Coronavirus COVID-19, y de las instrucciones que, para evitar su propagación, adopten o expidan las autoridades del orden nacional y municipal.

PARÁGRAFO. El usuario deberá constatar que el Organismo de Inspección Acreditado que escoja para la realización de la Revisión Periódica de su Instalación Interna de Gas Combustible cuente con la aprobación del Protocolo de Bioseguridad establecido por las autoridades competentes.

(Fuente: R CREG 129/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.1.5.6. Es obligación del usuario del servicio público de gas combustible dar aviso al distribuidor en el evento en que detecte alguna anomalía en su Instalación Interna de Gas Combustible, que pueda poner en riesgo, no sólo su salud, vida y bienes, sino la de los ciudadanos en general, y afectar el medio ambiente. A su vez, el Distribuidor está obligado a atender dicha situación tomando todas las precauciones debidas para prevenir el contagio del Coronavirus COVID-19 tanto de los usuarios, como del personal que atienda la emergencia.

PARÁGRAFO. Cuando, como resultado de la atención de una situación de emergencia reportada por un usuario, se encuentre un defecto crítico en la Instalación Interna de Gas Combustible del usuario, el distribuidor deberá suspender el servicio y sólo deberá proceder a su reconexión una vez el usuario haya efectuado las reparaciones a que haya lugar para subsanar el defecto que motivó la suspensión.

(Fuente: R CREG 129/20, art. 4)

ARTÍCULO 4.1.5.7. Los distribuidores deberán presentar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, con la periodicidad y en los términos que ésta determine mediante Circular, un informe sobre el estado de certificación de la Instalación Interna de Gas Combustible de los usuarios de que trata la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 129/20, art. 5)

Medidas respecto de la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas Combustible de algunos usuarios del servicio público domiciliario de gas combustible por red de tubería

ARTÍCULO 4.1.6.1. Los usuarios que trata la Resolución CREG 129 de 2020 y los usuarios a los que el Plazo Máximo de Revisión previsto en la Resolución CREG 059 de 2012 se les vence en diciembre de 2020 o en enero de 2021, deberán programar la revisión periódica de su Instalación Interna de Gas Combustible y obtener el respectivo Certificado de Conformidad antes del vencimiento del plazo establecido en dichas disposiciones.

Vencidos estos plazos, el Distribuidor, por cualquier medio eficaz y que se pueda comprobar, deberá poner en conocimiento de los usuarios incumplidos que cuentan con un término de treinta (30) días calendario siguientes a dicho vencimiento para programar o reprogramar la revisión de su instalación y obtener el Certificado de Conformidad, so pena de la suspensión del servicio por parte del Distribuidor, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes.

(Fuente: R CREG 221/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.6.2. Los Organismos de Inspección Acreditados para la realización de la actividad de revisiones periódicas de instalaciones internas de gas combustible deberán garantizar a los usuarios la observancia estricta de los protocolos de bioseguridad que establezca el Ministerio de Salud y Protección Social para el control de la pandemia del Coronavirus COVID - 19, y de las instrucciones que, para evitar su propagación, adopten o expidan las autoridades del orden nacional y municipal.

(Fuente: R CREG 221/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.6.3. Es obligación del usuario del servicio público de gas combustible dar aviso inmediato al distribuidor en el evento en que detecte alguna anomalía en su Instalación Interna de Gas Combustible, que pueda poner en riesgo, no sólo su salud, vida y bienes, sino la de los ciudadanos en general, y afectar el medio ambiente. A su vez, el Distribuidor está obligado a atender dicha situación tomando todas las precauciones debidas para prevenir el contagio del Coronavirus COVID-19 tanto de los usuarios, como del personal que atienda la emergencia.

PARÁGRAFO. Cuando como resultado de la atención de una situación de emergencia reportada por un usuario o en desarrollo de una visita de inspección para efectos de Revisión Periódica de la instalación, se encuentre un defecto crítico en la Instalación Interna de Gas Combustible del usuario, el distribuidor deberá suspender el servicio y sólo deberá proceder a su reconexión una vez el usuario haya efectuado las reparaciones a que haya lugar para subsanar el defecto que motivó la suspensión.

(Fuente: R CREG 221/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.1.6.4. Los distribuidores deberán presentar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, con la periodicidad y en los términos que ésta determine mediante Circular, un informe sobre el estado de certificación de la Instalación Interna de Gas Combustible de los usuarios de que trata la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 221/20, art. 4)

Plazo máximo para contar con el Certificado de Conformidad de la Instalación Interna de Gas Combustible para algunos usuarios de este servicio público domiciliario

ARTÍCULO 4.1.7.1. Los usuarios del servicio público domiciliario de gas combustible a los que, en los meses de julio y agosto de 2020, se les cumple el Plazo Máximo de Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas prevista en el numeral 5.23 del Anexo de la Resolución 067 de 1995, modificado por el artículo 9o de la Resolución CREG 059 de 2012, deberán proceder inmediatamente a la programación, revisión y certificación de su instalación, y tendrán como fecha límite para contar con el correspondiente Certificado de Conformidad hasta el 30 de septiembre y el 31 de octubre de 2020, respectivamente, so pena de la suspensión del servicio por parte del Distribuidor, dentro de los treinta (30) días calendario posteriores al vencimiento del plazo correspondiente.

PARÁGRAFO. Las empresas distribuidoras deberán comunicar a dichos usuarios lo previsto en el presente artículo, advirtiéndoles que, conforme a lo establecido en el numeral 5.23 del Anexo de la Resolución 067 de 1995, modificado por el artículo 9o de la Resolución CREG 059 de 2012, deberán realizar la Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas Combustible con el Organismo de Inspección Acreditado para esta actividad que seleccionen para el efecto, cumpliendo las condiciones y procedimientos establecidos en el reglamento técnico aplicable, siguiendo los pasos definidos en dicha disposición, y señalando expresamente que, los usuarios que así lo deseen, pueden solicitar de manera inmediata la revisión periódica de su instalación interna de gas combustible.

(Fuente: R CREG 154/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.1.7.2. Los Organismos de Inspección Acreditados para la realización de la actividad de revisiones periódicas de instalaciones internas de gas combustible deberán sujetarse a las instrucciones que imparta el Gobierno Nacional sobre excepciones al aislamiento preventivo obligatorio, y deberán garantizar a los usuarios la observancia estricta de los protocolos de bioseguridad que establezca el Ministerio de Salud y Protección Social para el control de la pandemia del Coronavirus Covid-19, y de las instrucciones que, para evitar su propagación, adopten o expidan las autoridades del orden nacional y municipal.

(Fuente: R CREG 154/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.1.7.3. Es obligación del usuario del servicio público de gas combustible dar aviso al distribuidor en el evento en que detecte alguna anomalía en su Instalación Interna de Gas Combustible, que pueda poner en riesgo, no sólo su salud, vida y bienes, sino la de los ciudadanos en general, y afectar el medio ambiente. A su vez, el Distribuidor está obligado a atender dicha situación tomando todas las precauciones debidas para prevenir el contagio del Coronavirus Covid-19, tanto de los usuarios, como del personal que atienda la emergencia.

PARÁGRAFO. Cuando, como resultado de la atención de una situación de emergencia reportada por un usuario, se encuentre un defecto crítico en la Instalación Interna de Gas Combustible del usuario, el distribuidor deberá suspender el servicio, y sólo deberá proceder a su reconexión una vez el usuario haya efectuado las reparaciones a que haya lugar para subsanar el defecto que motivó la suspensión.

(Fuente: R CREG 154/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.1.7.4. Los distribuidores deberán presentar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, con la periodicidad y en los términos establecidos en la Circular CREG 063 de 2020 o aquella que la modifique, un informe sobre el estado de certificación de la Instalación Interna de Gas Combustible de los usuarios de que trata la presente Resolución.

(Fuente: R CREG 154/20, art. 4)

Actividad de comercialización

Comercialización a grandes consumidores de gas natural

ARTÍCULO 4.2.1.1. PRESTADORES DEL SERVICIO DE COMERCIALIZACIÓN A GRANDES CONSUMIDORES. Conforme al artículo 3 de esta Resolución, sólo podrán prestar el servicio de comercialización las personas de que trata el Título I de la ley 142 de 1994.

La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 de esa ley, pedirá al Superintendente que sancione a quienes presten el servicio de comercialización de gas combustible contraviniendo lo aquí dispuesto.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 68)

ARTÍCULO 4.2.1.2. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES EN LA COMERCIALIZACIÓN A GRANDES CONSUMIDORES. Los comercializadores deberán separar contablemente la actividad de comercialización de cualquier otra actividad que desarrollen y la llevarán a cabo de acuerdo con las regulaciones expedidas por la Comisión.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 70)

ARTÍCULO 4.2.1.3. COMERCIALIZACIÓN CONJUNTA. Hasta el 11 de septiembre del año 2000 los productores de gas natural podrán comercializar su producción de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploración y producción respectivo, y podrán comercializar conjuntamente la producción de dos o más contratos de exploración y producción diferentes. Luego de la fecha antes mencionada, la Comisión podrá en cualquier momento prohibir la comercialización conjunta, examinando si se da una cualquiera de las siguientes condiciones:

a) Si Ecopetrol comercializa conjuntamente con sus asociados más del 25% del total del mercado nacional.

b) Si los productores no cotizan de manera independiente a los distribuidores, grandes usuarios o comercializadores que lo soliciten.

c) Si las cotizaciones de gas en campo a los distribuidores, grandes consumidores o comercializadores independientes, indican que los productores están incurriendo en prácticas de fijación o acuerdo de precios y, en general, las que limiten la libre concurrencia;

d) Si algún comercializador controla en forma independiente o en conjunto la capacidad de transporte en un porcentaje superior al 50 % de las ventas contratadas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 71)

ARTÍCULO 4.2.1.4. SUMINISTRO DE INFORMACIÓN CONTRACTUAL. Todos los contratos de compra y venta de gas natural deben ser enviados a la Comisión y a la Superintendencia, cuando de conformidad con la ley éstas lo soliciten.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 72)

ARTÍCULO 4.2.1.5. OBLIGACIÓN DE RECAUDAR LA CONTRIBUCIÓN DE SOLIDARIDAD. De conformidad con las normas reglamentarias que expida el Gobierno Nacional, los grandes consumidores pagarán la contribución de solidaridad de que trata la Ley 142 de 1994 y la Ley 286 de 1996. Las empresas distribuidoras, por su parte, la recaudarán de sus usuarios.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 74)

ARTÍCULO 4.2.1.6. CONTRIBUCION DE LAS EMPRESAS TERMOELECTRICAS. La tarifa de la contribución que según las Leyes 142 de 1994, 223 de 1995 y 286 de 1996, debe pagarse sobre el valor de las compras de gas natural que utilicen las empresas generadoras de electricidad a base de ese bien, será igual a cero.

(Fuente: R CREG 065/96, art. 1)

ARTÍCULO 4.2.1.7. FACTOR DE CONTRIBUCION USUARIOS RESIDENCIALES DE ESTRATOS 5 Y 6. A partir del 1o. de enero de 2001 el factor de contribución que deberán sufragar los usuarios residenciales de estratos 5 y 6, será del veinte por ciento (20%) sobre el valor del servicio. De acuerdo con la ley, los usuarios de estrato 4 no están sujetos a esta contribución.

PARAGRAFO. Se establece un periodo de transición hasta el 31 de diciembre del año 2000 para que las empresas que se encontraban operando al entrar en vigencia la Ley 142 de 1994 alcancen el límite legal de la contribución a que se refiere el presente artículo. Por consiguiente, las empresas deberán ajustar los factores de contribución de los usuarios de los estratos 5 y 6 el 1o. de enero de los años 1997, 1998, 1999 y al 31 de diciembre del año 2001, así :

1997 1998 1999 2000 2001 y siguientes

ESTRATO 5 40% 35% 30% 25% 20%

ESTRATO 6 60% 50% 40% 30% 20%

(Fuente: R CREG 124/96, art. 1)

ARTÍCULO 4.2.1.8. FACTOR DE CONTRIBUCION APLICABLE A LOS USUARIOS INDUSTRIALES Y COMERCIALES. El excedente sobre el costo económico del gas natural por red que pagaban los usuarios industriales y comerciales de ese bien como parte de las tarifas vigentes a la entrada en vigor de la ley 142 de 1994, era del ocho punto nueve por ciento ( 8.9%). Por tanto, con este factor se determinará en adelante la contribución de solidaridad que están obligados a pagar tales usuarios del gas natural por red, según lo disponen las normas legales citadas en este acto.

PARÁGRAFO. Para la generación de electricidad a base de gas, la industria Petroquímica y de Gas Natural Comprimido (GNC) vehicular, el excedente económico a la entrada en vigencia de la ley 142 de 1994, era del cero por ciento (0%). Por tanto, el factor que se aplicará a estos usuarios del gas natural por red, por concepto de contribución de solidaridad, será igual a cero.

(Fuente: R CREG 124/96, art. 2) (Fuente: R CREG 015/97, art. 1)

ARTÍCULO 4.2.1.9. PAGO Y TRANSFERENCIA DE LOS SUBSIDIOS. El pago y la transferencia de los subsidios se hará de acuerdo con la reglamentación a que se refiere el artículo anterior.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 75)

Reglamentación del Decreto 2668 de 1999, en relación con el cobro de los costos de facturación conjunta de los servicios de aseo y alcantarillado por parte de las empresas prestadoras de los servicios de electricidad y gas combustible

ARTÍCULO 4.2.2.1. AMBITO DE APLICACION. La presente resolución aplica a las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras que prestan los servicios públicos domiciliarios de electricidad y gas combustible, exclusivamente para efectos de la facturación conjunta prevista en el Decreto 2668 de 1999.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 1)

ARTÍCULO 4.2.2.2. COBRO DE COSTOS DIRECTOS DE FACTURACION CONJUNTA. De conformidad con lo establecido en el Decreto 2668 de 1999, los costos para generar la factura, distribuirla a sus usuarios y hacer el recaudo por todo concepto, que podrán cobrar las empresas señaladas en el artículo anterior, a las empresas prestadoras de los servicios de aseo y alcantarillado, cuando facturen conjuntamente estos servicios en cumplimiento del artículo 4o. del Decreto 2668 de 1999, se cobrarán de la siguiente manera:

a) Las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras de electricidad y gas combustible deberán realizar sus estudios de costos de facturación conjunta por los conceptos señalados en el parágrafo 3o. del artículo 2o. del Decreto 2668 de 1999, establecer y publicar los mismos, e informarlos a la CREG, a más tardar al 31 de diciembre de 2000;

b) Los costos adoptados por las empresas señaladas, aplicarán para cualquier empresa de servicio de aseo o alcantarillado que le solicite el servicio de facturación conjunta;

c) El estudio de costos marginales a que se refiere este artículo podrá ser planteado en términos de costos de la empresa concedente o de los costos evitados a la empresa solicitante;

d) La CREG podrá pronunciarse sobre la evaluación que haga de tales estudios, dentro de los tres meses siguientes a la fecha de la presentación del respectivo estudio.

PARAGRAFO 1o. Los costos establecidos en la forma antes indicada solamente podrán ser cobrados a las empresas prestadoras de los servicios de aseo y alcantarillado. La forma de cobro de estos costos a los usuarios finales de estos servicios se sujetará a lo que la Comisión de Agua Potable y Saneamiento Básico disponga en ejercicio de sus facultades.

PARAGRAFO 2o. Las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras de los servicios públicos domiciliarios de electricidad y de gas combustible no podrán transferir a sus usuarios en los costos de facturación de estos servicios, los costos directos de facturación conjunta de los servicios de aseo y alcantarillado.

PARAGRAFO 3o. En los respectivos contratos que se suscribirán para la facturación conjunta, las empresas señaladas en el artículo 1o. de esta resolución podrán pactar con las empresas prestadoras de los servicios de energía eléctrica y gas combustible que hagan uso de la facultad otorgada por el artículo 4o. del Decreto 2668 de 1999, el pago anticipado de los costos directos de facturación conjunta, o podrán exigirles el otorgamiento de garantías que le permitan cubrirse contra su riesgo de cartera.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 2)

ARTÍCULO 4.2.2.3. ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD DE LA FACTURACION CONJUNTA. Para efectos de determinar si, de conformidad con lo establecido en el artículo 4o. del Decreto 2668 de 1999, no existen razones técnicas insalvables para la facturación conjunta, las empresas prestadoras de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible deberán exigir a las empresas solicitantes que con la solicitud de facturación conjunta, se aporte la siguiente información:

- Estudio de rotación de cartera de la empresa solicitante.

- Estudio de compatibilización de predios a facturar.

- Información completa sobre el número de usuarios a facturar y detalle completo de los mecanismos o parámetros de determinación del consumo de conformidad con lo establecido en el artículo 144 de la Ley 142 de 1994.

Si del análisis de la información antes señalada se encuentra que se presenta cualquiera de las siguientes condiciones, se entenderá existen razones técnicas insalvables, las cuales deberán ser acreditadas ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios por la empresa que recibió la solicitud:

a) Que la rotación de cartera de la empresa solicitante sea mayor que la de la empresa distribuidora-comercializadora o comercializadora de electricidad o gas combustible que recibió la solicitud;

b) Que el número de usuarios de la empresa solicitante sea mayor que los atendidos y facturados por la empresa que recibió la solicitud.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 3)

ARTÍCULO 4.2.2.4. CONTENIDO DE LAS FACTURAS. Las empresas distribuidoras-comercializadoras y comercializadoras de los servicios de electricidad y gas no podrán alterar el contenido mínimo de las facturas establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas para tales servicios.

En todo caso, estas empresas deberán dar cumplimiento a las normas contenidas en los artículos 14.9, 130, 144, 146 y Capítulo VI del Título VIII, en relación con todos los servicios que facturen.

La cuenta de cobro correspondiente a los servicios de electricidad o de gas combustible deberá presentarse de manera separada de la cuenta de cobro correspondiente a la de los servicios de aseo y alcantarillado. En caso de ser necesario utilizar varias hojas para una misma factura por el cobro de estos servicios, las empresas podrán hacerlo.

(Fuente: R CREG 006/00, art. 4)

Exportación de gas natural - Normas regulatorias en ejercicio de las facultades otorgadas por los artículos 23 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, aplicables al servicio de gas natural

Principios generales

ARTÍCULO 4.2.3.1.1. AGENTE EXPORTADOR. Será agente exportador cualquier comercializador de gas combustible, o un remitente que adquiera compromisos de exportación de gas combustible por periodos inferiores a seis (6) meses.

PARAGRAFO 1o. Si el remitente va a realizar ventas de gas de exportación por un plazo mayor a seis (6) meses deberá constituirse como comercializador de gas combustible.

PARAGRAFO 2o. Ningún productor-comercializador o comercializador de gas natural podrá establecer en sus contratos de suministro de gas, cláusulas que limiten la exportación de gas natural.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 2)

Condiciones económicas para suministro y transporte de gas natural de exportación

ARTÍCULO 4.2.3.2.1. PRECIO DE VENTA DE GAS NATURAL DE EXPORTACION. El precio del gas natural con destino a la exportación será libre. En todo caso, los agentes exportadores deberán dar cumplimiento al principio de neutralidad, consagrado en la Ley 142 de 1994.

PARAGRAFO. Por neutralidad debe entenderse que cualquier comprador en Colombia tendrá el derecho a solicitar el mismo tratamiento tarifario y comercial que un comprador en el exterior si las características de su demanda son similares y si su precio interno es mayor al precio de exportación.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 3)

ARTÍCULO 4.2.3.2.2. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES. Un sistema de transporte de gas natural, con origen en Colombia y destino en el exterior, estará sujeto a las siguientes condiciones:

a) Con el fin de asegurar el cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 11, numeral 11.6 de la Ley 142 de 1994, y de conformidad con lo previsto por el artículo 28 de la misma ley, se deberá permitir el libre acceso e interconexión en todo el recorrido del gasoducto o grupo de gasoductos utilizados para la exportación, tanto los localizados en territorio nacional como fuera de él;

b) Los gasoductos que se construyan para exportar gas, se remunerarán, en el tramo ubicado en el territorio nacional, mediante cargos que serán establecidos por el transportador bajo el régimen de libertad regulada, con sujeción a la metodología general aplicable al Sistema Nacional de Transporte;

c) Los transportadores deberán publicar, por lo menos una vez por semestre en un diario de amplia circulación nacional, los cargos que establezcan conforme a lo señalado en el literal anterior y mantener disponible dicha información para cualquier persona que se la solicite. Copias de las publicaciones deberán ser enviadas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas;

d) En virtud del principio de neutralidad definido en la Ley 142 de 1994, los transportadores no podrán adoptar prácticas de discriminación indebida en contra de las personas que soliciten el servicio de transporte;

e) Si el agente exportador utiliza para el transporte de gas de exportación capacidad disponible secundaria, los precios y demás condiciones contractuales serán pactadas libremente entre las partes.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 4)

Condiciones para prohibir la exportación de gas natural

ARTÍCULO 4.2.3.3.1. PROHIBICION DE EXPORTACIONES DE GAS NATURAL. De conformidad con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 23 que faculta a la Comisión de Regulación de Energía y Gas para prohibir que se facilite a usuarios en el exterior el gas natural, cuando haya usuarios en Colombia a quienes exista la posibilidad física y financiera de atender, pero cuya demanda no hubiese sido satisfecha a las tarifas que resulten de las fórmulas aprobadas por la CREG; y con el fin de garantizar una oferta energética eficiente en el país, de acuerdo con el Artículo 74 de la misma ley, se prohibirá la exportación de gas natural, si se presenta cualquiera de las siguientes condiciones:

a) Por existir reservas insuficientes de gas natural;

b) Por existir restricciones transitorias de suministro y/o transporte de gas natural;

Cuando existan manifestaciones de solicitudes de suministro de gas natural no atendidas, se aplicará lo dispuesto en el artículo 8o. de la presente resolución.

Para verificar la existencia de cualquiera de las condiciones señaladas en este artículo se aplicarán las reglas establecidas en los siguientes artículos de esta resolución.

PARAGRAFO. La prohibición de suministro de gas a usuarios en el exterior se revocará cuando se supere la condición que originó la prohibición, siempre y cuando no se presente alguna de las condiciones establecidas en los literales a) y b) del presente artículo.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 5)

ARTÍCULO 4.2.3.3.2. RESERVAS INSUFICIENTES DE GAS NATURAL. Se entenderá que existen reservas insuficientes de gas natural producido en Colombia, para comprometer nuevos volúmenes de exportación, cuando el Factor R/P sea inferior a seis (6) años.

Reservas Probadas Remanentes

FACTOR R/P = -----------------------------------------------

Producción Total Nacional

De conformidad con lo establecido en el artículo 67.7 de la Ley 142 de 1994 y demás funciones atribuidas por la Ley, el Factor R/P será calculado anualmente por el Ministerio de Minas y Energía, el 31 de enero de cada año. Para realizar dicho cálculo se utilizará la Producción Total Nacional de gas natural del año calendario inmediatamente anterior y las Reservas Probadas Remanentes a 31 de diciembre de dicho año.

Si el resultado del Factor R/P es menor a seis (6) años, quedan prohibidas exportaciones de volúmenes adicionales relacionados con nuevos contratos de exportación de gas natural y, cualquier incremento en el volumen de los contratos de exportación ya existentes. Esta disposición permanece vigente, mientras el Factor R/P sea inferior a (6) años.

PARÁGRAFO. La anterior disposición aplicará de manera idéntica para el caso en que la exportación corresponda a gas natural licuado o comprimido -GNL o GNC.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 6) (Fuente: R CREG 018/02, art. 3)

ARTÍCULO 4.2.3.3.3. RESTRICCIONES TRANSITORIAS DE SUMINISTRO Y/O TRANSPORTE DE GAS NATURAL. Cuando se presenten restricciones transitorias en el suministro y/o en la capacidad del Sistema Nacional de Transporte, los productores comercializadores y los centros principales de control, respectivamente, procederán de acuerdo con las disposiciones que para el efecto se establezcan en el Reglamento Unico de Transporte y en las demás normas que al respecto expida la CREG. En todo caso, de requerirse racionamiento para exportaciones de gas, dicho racionamiento se regirá por los siguientes principios generales:

7.1 Racionamiento de gas de exportación por restricciones transitorias de suministro

En los casos en que la demanda internacional incida en una restricción de suministro que origine un racionamiento de suministro de gas, dicha demanda recibirá el siguiente tratamiento:

a) Cuando una demanda internacional está siendo cubierta por un contrato de suministro, tipo "Pague lo contratado" o "Pague lo demandado", suscrito con un productor-comercializador o un comercializador por lo menos con seis (6) meses de antelación a la ocurrencia de la restricción de suministro, dicha demanda recibirá el mismo tratamiento aplicable a la demanda doméstica;

b) Cuando una demanda internacional está siendo cubierta en desarrollo de un contrato de suministro que no reúna las condiciones señaladas en el literal anterior, o está siendo cubierta a través del mercado secundario, y el respectivo gas se requiera para cubrir las restricciones transitorias de suministro en el país, no se abastecerá la demanda internacional durante la restricción transitoria.

7.2 Racionamiento de gas de exportación por restricciones de capacidad de transporte

En los casos en que la demanda internacional incida en una restricción de transporte, dicha demanda recibirá el siguiente tratamiento:

a) Cuando el gas de exportación está siendo transportado en desarrollo de un contrato de capacidad firme suscrito con un transportador por lo menos con seis (6) meses de antelación a la ocurrencia de la restricción de transporte, dicho servicio de transporte recibirá el mismo tratamiento aplicable a los servicios de transporte de gas con destino al mercado doméstico;

b) Cuando el gas de exportación está siendo transportado en desarrollo de un contrato de transporte que no reúna las condiciones señaladas en el literal anterior, o a través de servicios de transporte transados en el mercado secundario, y se requiera la capacidad de transporte destinada al transporte de gas de exportación para cubrir las restricciones de transporte en el país, dicho gas no será transportado por el Sistema Nacional de Transporte.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 7)

ARTÍCULO 4.2.3.3.4. MANIFESTACION DE SOLICITUDES DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL NO ATENDIDAS. cualquier usuario o cualquier distribuidor-comercializador que se beneficien del servicio público de gas combustible, o que potencialmente cuenten con posibilidad física y financiera de conectarse a una red de transporte o de distribución, cuya demanda no hubiese sido satisfecha a las tarifas que resultan de las fórmulas aprobadas por la CREG a pesar de existir un factor R/P superior a seis (6) años y que puedan ser atendidos total o parcialmente con los volúmenes de gas destinados a exportación, podrá manifestar esta situación mediante comunicación escrita ante la CREG.

Dicho usuario o distribuidor-comercializador, deberá suministrar la información que permita verificar:

a) Que cuenta con la confirmación del transportador sobre la existencia de capacidad disponible de transporte en los términos establecidos en el Reglamento Unico de Transporte y que cuenta con acceso a redes de distribución, en caso que requiera de estas redes para recibir el servicio;

b) Que ha solicitado suministro, a los precios establecidos por la CREG, a todos los productores-comercializadores con posibilidad física y financiera de atenderlo y ha recibido respuesta negativa de ellos;

c) Que su solicitud de suministro es seria y que en caso de no celebrar el respectivo contrato con el productor-comercializador por hechos atribuibles al usuario o al distribuidor-comercializador, según sea el caso, responderá civilmente de conformidad con las normas contenidas en el Código Civil, Código de Comercio y demás normas aplicables por los perjuicios que llegare a causar.

La CREG evaluará la información suministrada y solicitará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a la Superintendencia de Industria y Comercio y/o demás autoridades competentes, adelantar las investigaciones correspondientes e imponer las medidas a que haya lugar a los productores-comercializadores con posibilidad física de atender la solicitud de suministro, que hayan respondido negativamente a la solicitud formulada por el usuario o por el distribuidor-comercializador, según sea el caso.

En caso que el factor R/P sea inferior a seis años, se aplicará lo dispuesto en el artículo 6o. de la presente Resolución.

En el caso que la CREG considere pertinente solicitar información y/o practicar pruebas, aplicará lo dispuesto en el Capítulo II del Título VII de la Ley 142 de 1994, y en lo no previsto en ella aplicará las disposiciones pertinentes del Código Contencioso Administrativo y del Código de Procedimiento Civil.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 8)

Aspectos operativos y otras disposiciones

ARTÍCULO 4.2.3.4.1. OBLIGACION DE INFORMAR A LA CREG EL INTERES DE EXPORTAR GAS. Los agentes exportadores, mediante comunicación escrita presentada a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, deberán informarle, con anterioridad al inicio de la respectiva exportación, su interés de exportar cantidades determinadas de gas. Se exceptúan de la presente disposición los compromisos contractuales inferiores a seis (6) meses.

Dicha comunicación deberá contener la siguiente información:

a) Duración prevista de la exportación;

b) Cantidad anual de gas estimada y demanda máxima diaria estimada;

c) El punto o los puntos de exportación de gas desde Colombia, indicando su trayectoria de transporte;

d) Origen y destino del gas natural.

La comunicación deberá estar suscrita por el representante legal del agente exportador que adelantará el proyecto de exportación.

PARAGRAFO. El agente exportador en ningún caso podrá fraccionar los acuerdos o contratos de exportación de gas, que se proyecten por periodos iguales o superiores a seis (6) meses.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 9)

ARTÍCULO 4.2.3.4.2. OBLIGACION DE EFECTUAR NOMINACIONES DE TRANSPORTE Y SUMINISTRO. El agente exportador, deberá nominar por el suministro de gas en todos los casos, y nominará capacidad de transporte, en las condiciones establecidas en la regulación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, cuando el despacho de dicho gas afecte la operación del Sistema Nacional de Transporte.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 10)

ARTÍCULO 4.2.3.4.3. MEDICION. Los puntos de entrada a una interconexión internacional deberán contar con sistemas de medición independientes, que permitan diferenciar claramente la cantidad de gas a exportar y la cantidad de gas destinada al consumo interno.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 11)

ARTÍCULO 4.2.3.4.4. OPERACION DE LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES. En cuanto a la operación de las interconexiones internacionales, los agentes exportadores, transportadores y sus centros principales de control, deberán cumplir en primera instancia con lo estipulado en la reglamentación colombiana vigente, y en segunda instancia, los acuerdos operativos entre agentes binacionales, siempre y cuando estos no contravengan las anteriores.

(Fuente: R CREG 017/00, art. 12)

Medidas en relación con los mecanismos y procedimientos de comercialización de la Producción Total Disponible para la Venta en Firme (PTDVF), y de las Cantidades Importadas Disponibles para la Venta en Firme (CIDVF) de gas natural

Comercialización de suministro de gas con entregas hasta el 30 de noviembre de 2020

ARTÍCULO 4.2.4.1.1. Aparte de lo contemplado para las negociaciones directas a las que se hace referencia en los artículos 22 y 25 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y en lo establecido en la Resolución CREG 042 de 2020 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 114 de 2017 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, podrán negociar directamente contratos de suministro de gas natural en firme, desde la entrada en vigencia de la presente resolución y hasta el 31 de octubre de 2020, cuya duración mínima será de un (1) mes, bajo las siguientes condiciones:

(i) podrán iniciar en cualquier día de cada mes,

(ii) su ejecución no podrá exceder el 30 de noviembre de 2020,

(iii) las cantidades de energía deberán ser constantes para contratos cuya duración sean de un mes, y

(iv) las cantidades de energía podrán ser variables entre un mes y otro para contratos cuya duración sea superior a un (1) mes.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.2.4.1.2. Los contratos de suministro resultantes de las negociaciones directas que se celebren conforme a lo dispuesto en el artículo 1o de la presente resolución, sólo se podrán pactar en las modalidades contractuales a las que se hace referencia en los numerales 1, 2, 3, 8, 11 y 12 del artículo 9o de la Resolución CREG 114 de 2017, adicionado por el artículo 2o de la Resolución CREG 021 de 2019 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.2.4.1.3. Todos los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, deberán actualizar, para cada campo de producción, la oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF al Gestor del Mercado, para el período comprendido entre junio de 2020 a noviembre de 2020, con corte a la fecha de publicación de la presente resolución, y previo al inicio de cualquier negociación directa de las modalidades contractuales a las que se hace referencia en el artículo 2o de la presente resolución, con el fin de aplicar lo establecido en el anterior artículo 1o.

Dicha declaración se realizará conforme al cronograma de la comercialización de suministro de gas natural publicado mediante Circular número 054 de junio 18 de 2020 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

La no declaración de esta información al gestor del mercado dentro del plazo señalado será un incumplimiento a la regulación y deberá ser informado inmediatamente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio. Dicho incumplimiento podrá ser considerado por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia.

Adicionalmente, los contratos que resulten de las negociaciones de fuentes de suministro cuyos vendedores no realicen las declaraciones de que trata este artículo, no podrán registrarse ante el gestor del mercado y tendrá los efectos previstos en la Resolución CREG 114 de 2017 y todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. Los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y que no hayan declarado la PTDVF o CIDVF dentro del cronograma de comercialización del año de gas 2019-2020, deberán declarar la PTDVF o CIDVF para el período comprendido entre junio de 2020 a noviembre de 2020, incluidos los casos señalados en el artículo 22 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Estas declaraciones podrán ser actualizadas mes a mes, hasta octubre 31 de 2020.

PARÁGRAFO 2o. La suma de las cantidades de energía en firme que se negocien conforme a lo dispuesto en el artículo 1o de la presente resolución, y que se adicionen a la oferta comprometida en firme de cada fuente de suministro, no podrá ser superior a la PTDVF o CIDVF declarada y/o actualizada al gestor del mercado para el período comprendido entre junio y noviembre de 2020.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.2.4.1.4. El gestor del mercado hará pública la información de PTDVF o CIDVF de lo vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, de acuerdo con el artículo 3o de la presente resolución, y se realizará conforme al cronograma de comercialización de que trata la Circular número 054 de junio 18 de 2020 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Cada vez que un vendedor de gas natural actualice su PTDVF de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 3, el gestor del mercado hará pública dicha actualización en el siguiente día calendario de recibida la actualización de parte del agente.

Para efectos del cumplimiento de la regulación, el gestor del mercado deberá realizar un informe con el respectivo análisis de esta información, el cual deberá ser enviado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio para lo pertinente, diez (10) días hábiles después del plazo máximo para el registro de contratos resultantes de las negociaciones directas establecido mediante cronograma de comercialización contemplado en la Circular número 054 de junio 18 de 2020 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 4)

Comercialización de gas para el período 2020-2021

ARTÍCULO 4.2.4.2.1. En adición a lo señalado en el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, todos los vendedores y los compradores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, podrán adicionalmente pactar el suministro de gas natural para el período 2020-2021, mediante las siguientes modalidades contractuales establecidas en su artículo 9o, adicionado por el artículo 1o de la Resolución CREG 021 de 2019, así:

i. Contratos de suministro con firmeza condicionada y de opción de compra, cuya duración sea de uno (1) o más años;

ii. Contratos de suministro al 95% -CF95, cuya duración será de un (1) año; y,

iii. Contratos de suministro C1 y C2, cuya duración sea de un (1) año. En cualquier caso, el Contrato de Suministro C1 tendrá un componente fijo del treinta por ciento (30%) y el Contrato de Suministro C2 tendrá una firmeza mínima del setenta y cinco por ciento (75%) de la cantidad total y en este último caso, el vendedor es quien calcula el nivel de firmeza del C2 y la reportará al Gestor del Mercado.

En todo caso, dichos contratos deberán cumplir con los requisitos mínimos de los contratos de suministro a los que hace referencia el Capítulo II del Título III de la Resolución CREG 114 de 2017 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 5)

ARTÍCULO 4.2.4.2.2. Los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso. Dicha declaración aplicará a todas las fuentes de suministro, con excepción de los campos que se encuentren en pruebas extensas, que hayan iniciado dichas pruebas con posterioridad al 1 de enero de 2019, o sobre los cuales no se haya declarado su comercialidad para el mismo período, y que no hayan realizado ofertas de suministro antes del 1 de enero de 2019.

Dicha declaración se realizará conforme al Cronograma de Comercialización establecido en la Circular número 054 de junio 18 de 2020 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

La no declaración de esta información al gestor del mercado dentro del plazo señalado será un incumplimiento a la regulación, y deberá ser informado inmediatamente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio. Dicho incumplimiento podrá ser considerado por la autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia.

Adicionalmente, los contratos que resulten de las negociaciones de fuentes de suministro cuyos vendedores no realicen las declaraciones de que trata este artículo, no podrán registrarse ante el gestor del mercado, y tendrá los efectos previstos en la Resolución CREG 114 de 2017 y todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 6)

ARTÍCULO 4.2.4.2.3. El gestor del mercado calculará las cantidades de PTDVF o de CIDVF remanentes de cada vendedor y fuente para el año de gas 2020-2021, a las que se hace mención en el numeral 3 del literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, así:

Donde

	Oferta total remanente para la venta en firme del año de gas 202-2021, expresada en MBTUD, para cada fuente f y vendedor s. Corresponde a la PTDVF remanente, en el caso de los productores-comercializadores, o a la CIDVF remanente, en el caso de los comercializadores de gas natural importado, luego de las negociaciones directas a las que se hace referencia en el Artículo 6o de la presente resolución.
	Oferta total disponible para la venta en firme declarada para el año de gas 2020-2021, expresada en MBTUD, para cada fuente f y vendedor s. Corresponde a la PTDVF en al caso de los productores-comercializadores, o a la CIDVF en el caso de los comercializadores de gas natural importado, declarada conforme a lo dispuesto en el Artículo 5o de la presente resolución.
	La cantidad total negociada en contratos de suministro firme al 95% de uno, tres o mas años, conforme a lo dispuesto en el Artículo 6o de esta resolucion, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2020-2021.
	La cantidad total negociada en contratos de opcion de compra de gas de uno o mas años, conforme a lo dispuesto en el Artículo 6o de esta resolución, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2020-2021
	La cantidad total negociada en contratos de suministros con firmeza condicionada de uno o mas años, conforme a lo dispuesto en el Artículo 6o de esta resolucion, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2020-2021.
	La cantidad total negociada en contratos de suministros C1, conforme a lo dispuesto en el numeral (ii) del Artículo 5o de esta resolución, y que se encuentra comprometida durante del año de gas 2020-2021.
	La cantidad total negociada en contratos de suministros C2, conforme a lo dispuesto en el numeral (ii) del Artículo 5o de esta resolucion, y que se encuentra comprometida durante año de gas 2020-2021
	Segun definicion establecida en el Artículo 26 de la Resolucion CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan
	Segun definicion establecida en el Artículo 26 de la Resolucion CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 7)

ARTÍCULO 4.2.4.2.4. Para el cálculo de la PTDVF o CIDVF disponible de cada vendedor y fuente para el año de gas 2020-2021, para las subastas de contratos de suministro C1, teniendo en cuenta el numeral 1 del literal B del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, el Gestor restará a las cantidades de PTDVF o CIDVF remanentes determinadas conforme al artículo anterior, las cantidades reservadas conforme a lo dispuesto en el literal A del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 8)

ARTÍCULO 4.2.4.2.5. Las condiciones de los productos establecidas en el literal C del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, aplicarán para los contratos de suministro C1 y C2 que se negocien directamente de conformidad con lo dispuesto en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 9)

ARTÍCULO 4.2.4.2.6. Para la comercialización de suministro de gas durante el año de gas 2020-2021 en los términos establecidos en la presente resolución, las cantidades de energía a ofrecer mediante contratos de suministro C2 de cualquier fuente, en los procesos de comercialización de que trata el numeral 4 del literal B del artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, deberán calcularse según la siguiente ecuación:

Donde:

	Cantidad disponible para la venta mediante subasta de contratos de suministro firme C2, para el vendedor s, expresada en MBTUD
	Oferta disponible para la venta en firme del año gas 2020-2021, expresada en MBTUD, para cada vendedor s. Corresponde a la PTDVF disponible, en el caso de los comercializadores de gas o a la CIDVF disponible, en el caso de los comercializadores de gas natural importado, determina conforme al Articulo 8o de la presente resolucion.
	Cantidades del contrato C1 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 2 del literal B del artículo 26 de la resolucion CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, por parte del vendedor s, expresada en MBTUD.
	Segun definicion establecida en el articulo 26 de la resolucion CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
	Segun definicion establecida en el articulo 26 de la resolucion CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adiciones o sustituyan.

PARÁGRAFO. La suma de cantidades negociadas de forma directa, conforme a lo establecido en el artículo 5o de esta resolución y el artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017 y aquellas que la modifiquen, y las cantidades negociadas a través de los mecanismos de que trata el artículo 26 de la precitada resolución y sus ajustes excepcionales hechos en esta resolución, deberá cumplir con las siguientes desigualdades:

Donde corresponden a lo definido en este articulo y,

Cantidades del contrato C2 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 4 del literal B del articulo 26 de la resolucion CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, por parte del vendedor s para el suministro del año de gas 2020-2021, expresada en MBTUD

(Fuente: R CREG 138/20, art. 10)

ARTÍCULO 4.2.4.2.7. En adición a lo dispuesto en el artículo 28 de la Resolución CREG 114 de 2017, o en aquellas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, el precio de los contratos de suministro que resulte de las negociaciones directas a las que se hace referencia en el artículo 5o de la presente resolución, será el que acuerden las partes.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 11)

Comercialización de contratos bimestrales de suministro de gas natural y otras disposiciones

ARTÍCULO 4.2.4.3.1. La Comisión, en la resolución en donde se adopte el reglamento de las subastas para la venta de gas natural mediante contratos C1 y C2 bimestrales de que trata el presente artículo, determinará la fecha y los plazos de los bimestres a partir de los cuales, los vendedores a los que se hace referencia en los artículos 17 y 33 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y los vendedores a los que se hace referencia en los artículos 16 y 29 al momento de entrada en vigencia de la Resolución CREG 186 de 2020, podrán iniciar la comercialización de suministro bimestral de gas natural mediante subastas de contratos C1 y C2.

El gestor del mercado, dentro de los treinta (30) días siguientes a la expedición de la presente resolución, remitirá a la CREG el reglamento de las subastas para la venta de gas natural mediante contratos C1 y C2 bimestrales de los que trata este artículo, el cual deberá ser aprobado por la Comisión en resolución aparte, y como mínimo deberá contener: (i) el mecanismo a implementar, (ii) los criterios objetivos para la verificación de idoneidad de compradores y vendedores que participen en dichas subastas; (iii) las obligaciones de compradores y vendedores; (iv) las características y procedimientos de las subastas; (v) la estructura de los textos de los contratos; (vi) los mecanismos de cubrimiento para la participación de los compradores y de cumplimiento de obligaciones; y (vii) un cronograma detallado de actividades.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 12) (Fuente: R CREG 200/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.2.4.3.2. En la comercialización mediante subastas bimestrales del Artículo 12 anterior, se deberá tener en cuenta lo siguiente:

i. El precio de reserva que determine un vendedor del contrato C1 puede ser diferente al precio de reserva del mismo vendedor para el contrato C2. El precio de reserva de un vendedor para los contratos C1 podrá ser diferente en cada bimestre, para una misma fuente de suministro. La misma regla aplica para el precio de reserva de los contratos C2

ii. La Comisión en la resolución en donde adopte el reglamento de las subastas para la venta de gas natural mediante contratos C1 y C2 bimestrales, determinará la fecha en la que los vendedores a los que hace referencia el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, y los vendedores a los que se hace referencia en los artículos 16 y 29 al momento de entrada en vigencia de la Resolución CREG 186 de 2020, deberán declarar las cantidades que ofrecerán ó el precio de reserva a aplicar, de cada una de las subastas posteriores. De no realizarse dicha declaración por parte del vendedor, su oferta tendrá un precio de reserva, que será igual al precio de reserva máximo ofrecido por los demás vendedores más 1 centavo de dólar por MTBU.

iii. Aquellos vendedores que hayan declarado las cantidades que ofrecerán, dentro del plazo máximo establecido en el numeral ii) anterior, podrán ofrecer en cada subasta bimestral hasta un tres por ciento (3%) adicional de su PTDVF.

iv. La firmeza mínima de los contratos de suministro C2 a subastar será calculada y publicitada por el gestor del mercado, conforme al reglamento de estas subastas.

(Fuente: R CREG 138/20, art. 13) (Fuente: R CREG 200/20, art. 2)

Publicación de tarifas

Normas sobre publicación de tarifas por parte de los comercializadores de energía eléctrica y distribuidores-cOmercializadores de gas combustible, y sobre inclusión en las facturas de elementos que determinan el cobro del servicio de electricidad

ARTÍCULO 4.3.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. La presente Resolución aplica a los comercializadores de energía eléctrica y a los distribuidores-comercializadores de gas combustible que atiendan usuarios finales de estos servicios.

(Fuente: R CREG 058/00, art. 1)

ARTÍCULO 4.3.1.2. Los comercializadores de energía eléctrica y los distribuidores- comercializadores de gas combustible publicarán en forma simple y comprensible, cada vez que se modifiquen, las tarifas que aplicarán a los usuarios, en un periódico de amplia circulación en los municipios donde prestan el servicio, o en uno de circulación nacional. Una vez hecha la publicación deberán comunicar los nuevos valores a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Las publicaciones sobre tarifas deberán hacerse con la desagregación de costos de prestación del servicio en la forma señalada en el Artículo 1o. de la Resolución CREG-015 de 1999, o en las normas que lo adicionen, sustituyan o modifiquen.

PARAGRAFO 1o. Los comercializadores de energía eléctrica y distribuidores- comercializadores de gas combustible, sólo podrán aplicar las nuevas tarifas a los consumos que se causen a partir de la publicación de dichas tarifas.

PARAGRAFO 2o. Los comercializadores de energía eléctrica deberán publicar, en los términos definidos en este Artículo, los Indicadores de Calidad (metas DES y FES) vigentes o Valores Máximos Admisibles, definidos por la regulación vigente para cada mercado atendido.

(Fuente: R CREG 058/00, art. 2)

ARTÍCULO 4.3.1.3. Los comercializadores de energía eléctrica y distribuidores- comercializadores de gas combustible deberán reportar a través del portal en Internet de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, las tarifas que publiquen de conformidad con lo establecido en el Artículo 1o. de la presente Resolución. La Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, a través de Circular, informará los procedimientos y fecha de puesta en funcionamiento del mecanismo señalado en el presente Artículo.

PARAGRAFO. La responsabilidad, veracidad y oportunidad en el suministro de la información de acuerdo con los procedimientos definidos por la Dirección Ejecutiva de la CREG, corresponderá a los agentes comercializadores y/o distribuidores-comercializadores, sin perjuicio de lo establecido en la Ley 142 de 1994, Artículo 73, inciso final y en la Resolución CREG-064 de 1998.

(Fuente: R CREG 058/00, art. 3)

Criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería

Criterios generales para remunerar la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuarios regulados y se establecen las reglas para la solicitud y aprobación de los cargos tarifarios correspondientes

Disposiciones generales

ARTÍCULO 4.4.1.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. La presente Resolución aplica a los comercializadores de energía eléctrica y a los distribuidores-comercializadores de gas combustible que atiendan usuarios finales de estos servicios.

(Fuente: R CREG 02-3/22, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.1.1.2. Los comercializadores de energía eléctrica y los distribuidores- comercializadores de gas combustible publicarán en forma simple y comprensible, cada vez que se modifiquen, las tarifas que aplicarán a los usuarios, en un periódico de amplia circulación en los municipios donde prestan el servicio, o en uno de circulación nacional. Una vez hecha la publicación deberán comunicar los nuevos valores a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

(Fuente: R CREG 02-3/22, art. 2)

ARTÍCULO 4.4.1.1.3. Adiciónase al Artículo 42 de la Resolución CREG-108 de 1997, con el siguiente literal:

"s) Los comercializadores de energía eléctrica deberán incluir en la factura, la información sobre calidad del servicio de acuerdo con la regulación vigente, discriminándola así:

1. Los Indicadores de Calidad DES y FES calculados, o los Indicadores DES y FES por defecto.

2. El Valor Máximo Admisible para los Indicadores de Calidad DES y FES.

3. Valor compensado al usuario por incumplimiento en los Indicadores de Calidad DES y/o FES, en el servicio que presta el distribuidor.

4. Valor compensado al usuario por incumplimiento en los niveles de calidad del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN. Este valor se calculará como la diferencia entre los cargos T y T', multiplicada por el consumo del período de facturación.

La información referente a la calidad señalada en los numerales 1 y 2 de este literal deberá incluirse con independencia de que le apliquen o no compensaciones al usuario."

(Fuente: R CREG 02-3/22, art. 4)

Metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuarios regulados

ARTÍCULO 4.4.1.2.1. La presente Resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Santa Fe de Bogotá, D. C., el día 17 de Agosto de 2000

(Fuente: R CREG 02-3/22, art. 5)

Determinación de cargos de comercialización

Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de la actividad de comercialización de gas combustible (Anexo 1)

Metodología para la clasificación de municipios por grupo (Anexo 2)

Inversiones (Anexo 3)

Resumen de la solicitud tarifaria (Anexo 4)

Criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería

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

ARTÍCULO 4.4.2.1.1. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.2.1.2. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 3)

ARTÍCULO 4.4.2.1.3. 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 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 y la Estación de Transferencia de Custodia de Distribución para conectarse 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 cuando cumplan con lo establecido en el numeral siguiente. Se podrá conectar un nuevo Sistema de Distribución o un Sistema de Distribución existente pero atendido con GNC, a otro Sistema de Distribución, siempre y cuando:

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

2. La conexión de los Sistemas de Distribución corresponda a Mercados Relevantes de Distribución adyacentes, es decir que estén situados próximos uno de otro y cumplan con el procedimiento indicado en el Anexo 1 de esta resolución para sus solicitudes tarifarias;

iii) Para la determinación de Cargos de Distribución de un Sistema de Distribución de un Mercado Relevante de Distribución que se conecta a otro se aplicará el procedimiento establecido en el literal II del 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 4) (Fuente: R CREG 138/14, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.2.1.4. 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 conformado como mínimo por 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 PERIODO 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 número 011 de 2003.

Para que un mercado sea considerado Mercado Existente de Distribución deberá contener todos los municipios que formaron parte del mercado conformado en vigencia de la Resolución CREG número 011 de 2003. Solo se permitirá el retiro de municipios del Mercado Existente de Distribución, si en este habiendo pasado más de un año de la aprobación del cargo no se ha iniciado la prestación del servicio.

También corresponderán a este tipo de Mercados Existentes de Distribución las zonas geográficas que hayan pertenecido a las Áreas de Servicio Exclusivo y donde se hayan culminado los contratos de concesión.

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 número 011 de 2003. Esta agregación de Mercados Existentes sólo se podrá realizar siempre y cuando los mercados objeto de integración sean atendidos por un mismo distribuidor o cuando los distribuidores que prestan servicio en dichos Mercados estén de acuerdo con la integración.

Adicionalmente, los Mercados Existentes de Distribución que se agreguen deberán estar ubicados en un mismo departamento o en departamentos diferentes, pero con alguno(s) de los municipios que los conforman con fronteras comunes.

Podrán incluir mercados existentes de GNC que se conectarán a red física para lo cual se podrá incluir la infraestructura requerida como inversión existente.

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 número 011 de 2003 y municipio(s) nuevo(s). Estos municipio(s) nuevo(s) sólo podrán anexarse al Mercado Existente cuando estén ubicados en el mismo departamento o en departamento diferentes, pero con frontera común a alguno de los municipios que forman parte del Mercado Existente de Distribución.

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) y iii) se permitirá, siempre y cuando el costo unitario de Gas Combustible por redes de tubería a usuario final en cada Mercado Relevante o Municipio Nuevo 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. En el caso en que los Mercados Existentes de los numerales ii) y iii) se está prestando el servicio de GLP por redes de tubería se realizará la comparación del costo de prestación de este servicio con el costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo en cilindros portátiles a usuario final.

PARÁGRAFO 4o. En caso de que un distribuidor decida solicitar la creación de un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario conformado por municipios, centros poblados y/o mercados que cuenten con recursos públicos, se establecerá un cargo de distribución para remunerar la componente de gastos de AOM y, para el cálculo del cargo que remunera la componente de inversión, se mantendrá el beneficio de los recursos públicos en cabeza de sus destinatarios conforme al procedimiento establecido en el Anexo 21 de la presente resolución.

En los mercados de distribución existentes cuyos cargos inicialmente aprobados contaron con recursos públicos, y en los que durante el periodo tarifario se realizaron inversiones que no fueron financiadas con recursos públicos, estas inversiones se reconocerán en el siguiente periodo tarifario, siempre y cuando se haya presentado un incremento de usuarios frente a la proyección aprobada en el anterior periodo, conforme el procedimiento establecido en el Anexo 21 de la presente resolución.

Las disposiciones contenidas en este parágrafo no aplican para Mercados Relevantes de Distribución en los que se encuentren empresas intervenidas por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con el objeto de liquidar los prestadores del servicio de dichos mercados, o para los mercados cuyos aportes públicos no hayan sido destinados para la construcción de infraestructura de distribución de gas por redes.

PARÁGRAFO 5o. Los municipios que pertenecen a un Mercado Existente de Distribución y a los que le fueron asignados recursos públicos posteriormente a la aprobación del cargo de distribución en vigencia de la Resolución CREG número 011 de 2003 y durante el periodo tarifario, para la conformación de Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, deberán aplicar lo dispuesto en el numeral 6.7.1 del artículo 6o de la presente resolución.

5.3. MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN ESPECIAL PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO.

En los casos en los que centros poblados diferentes a la cabecera municipal, entendiéndose por estos los corregimientos, caseríos o inspecciones de policía, que forman parte de municipios que se encuentran conformando Mercados Relevantes Existentes o 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 Período 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 Nuevos Mercados de Distribución. 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. La empresa Distribuidora interesada en presentar solicitud de Cargos de Distribución a la CREG para la creación de un Mercados Relevante de Distribución Especial para el Siguiente Período Tarifario, deberá demostrar que al menos el 80% de los usuarios potenciales del servicio de gas del centro poblado, están interesados en contar con el servicio.

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, la resolución particular de aprobación de cargos para dicho Mercado Relevante de Distribución Especial perderá su vigencia y otro Distribuidor podrá solicitar un nuevo cargo para este, aspecto que deberá ser explícitamente incorporado en la resolución antes referida. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones o demás medidas que pueda imponer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliaros en ejercicio de sus funciones.

PARÁGRAFO 3o. Los centros poblados que pertenecen a un municipio que contaba con Cargo Promedio de Distribución en vigencia de la Resolución CREG número 011 de 2003 y a los cuales se les haya asignado recursos públicos con posterioridad a la aprobación del cargo y durante el periodo tarifario, deberán constituirse como Mercados Especiales en los términos establecidos en el numeral 6.7.1 del artículo 6o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 4o. El municipio que cuente con Cargo Promedio de Distribución aprobado en vigencia de la Resolución CREG número 011 de 2003, pero que al 31 de diciembre de 2013 sólo tenga prestación del servicio en sus centros poblados y no en su cabecera municipal, podrá constituirse como Nuevo Mercado de Distribución. Los centros poblados del municipio que cuentan con servicio deberán conformarse como un Mercado Relevante de Distribución Especial al cual se le aplicará la metodología de costos medios históricos.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 5) (Fuente: R CREG 090/18, art. 1) (Fuente: R CREG 138/14, art. 1) (Fuente: R CREG 093/16, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.2.1.5. 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 9° de la presente resolución y de acuerdo con lo siguiente:

a) La empresa, a través de su representante legal, remitirá a la CREG la solicitud y la información conforme lo establecido 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) La CREG podrá solicitar el reporte de la información entregada en forma física a través del aplicativo en formato web que diseñe para tal fin. Para lo cual la Dirección Ejecutiva en su momento expedirá y publicará en su página web una circular que contenga el procedimiento con instructivo para el cargue de esta información. En caso de hacerlo las empresas estarán obligadas a presentar la información de sus solicitudes por este medio;

c) 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;

d) 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;

e) 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.

PARÁGRAFO. 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.

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 para la financiación de infraestructura de distribución 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.

Solo los Distribuidores que atienden usuarios en Mercados Existentes de Distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y que 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, en el periodo que el Director Ejecutivo de la Comisión establecerá mediante Circular CREG. Si transcurrido el término 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.

PARÁGRAFO 1o. La CREG solo aprobará cargos presentados por el (los) Distribuidor(es) que estén prestando el servicio en el mercado existente.

PARÁGRAFO 2o. Las solicitudes que se presenten en los plazos establecidos en este numeral tendrán como el 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria.

PARÁGRAFO 3o. Solo en los Mercados Existentes de Distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución hayan concluido el período tarifario, las inversiones en activos que se hayan ejecutado con fecha posterior al 31 de diciembre de 2013 hasta la fecha de corte, se homologarán y valorarán conforme a las Unidades Constructivas y costos establecidos en el Anexo 8 de la Resolución CREG 202 de 2013.

PARÁGRAFO 4o. El Director Ejecutivo de la Comisión mediante Circular CREG establecerá un cronograma indicando para cada empresa distribuidora las fechas asignadas durante el periodo señalado en este numeral para la presentación de solicitudes de cargos de distribución de los mercados donde prestan servicio.

6.5. CARGOS PROMEDIOS DE DISTRIBUCIÓN QUE NO HAYAN ESTADO VIGENTES DURANTE CINCO (5) AÑOS.

Los Distribuidores que a la fecha de corte se encuentren prestando el servicio en un Mercado Relevante Existente de Distribución con un Cargo Promedio de Distribución que 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 en el periodo que el Director Ejecutivo de la Comisión establecerá mediante Circular CREG, solo el Distribuidor que a la fecha de Corte establecida en esta resolución estuviera prestando el servicio en los Mercados Existentes de Distribución 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 período tarifario establecidas en el artículo 5o de esta 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.

En los Mercados Relevantes de Distribución que tengan Cargo de Distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, donde su vigencia sea inferior a un (1) año al 31 de diciembre de 2013 y que durante dicho período no se haya iniciado la prestación del servicio, solo los distribuidores que solicitaron el cargo para el respectivo mercado, podrán acogerse a lo establecido en este numeral solicitando a la CREG que sea considerado como Nuevo Mercado de Distribución, solo para efectos de la aplicación de la metodología establecida en esta resolución. Para lo cual debe existir manifestación expresa de la renuncia a la vigencia del Cargo Promedio de Distribución vigente.

(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 1o. En el caso de un Mercado Relevante Existente de Distribución, que cuente o no, con recursos públicos y donde 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, el cargo aprobado conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 perderá su vigencia y una nueva empresa podrá presentar solicitud tarifaria considerándolo como Nuevo Mercado de Distribución solo para efectos de la definición de los cargos de distribución.

PARÁGRAFO 2o. Las solicitudes que se presenten en los plazos establecidos en el numeral i) del 6.5 tendrán como fecha de corte el 31 de diciembre de 2014.

PARÁGRAFO 3o. El Director Ejecutivo de la Comisión mediante circular CREG establecerá un cronograma indicando para cada empresa distribuidora las fechas asignadas durante el periodo señalado en este numeral para la presentación de solicitudes de cargos de distribución de los mercados donde prestan servicio.

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 y en caso de Municipios Nuevos para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, 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 totales de prestación de servicio al usuario y cobertura.

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

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 totales de prestación del servicio al usuario 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 PERIODO TARIFARIO EN NUEVOS MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN QUE CUENTAN CON RECURSOS PÚBLICOS.

Para la aprobación de Cargos de Distribución para el siguiente periodo tarifario en Mercados Relevantes de Distribución que cuentan con recursos públicos, los distribuidores deberán discriminar claramente los activos que se realizarán con estos recursos públicos y los que se harán con dineros propios de la empresa.

La CREG en las resoluciones particulares desagregará los cargos de distribución resultantes del cálculo tarifario en: (i) componente de inversión pagada con recursos públicos; (ii) componente de inversión pagada con recursos de la empresa y (iii) componente que remunera gastos de administración, operación y mantenimiento, (AOM).

El componente de inversión correspondiente a recursos de la empresa solo podrá iniciar su cobro al usuario, al mes siguiente de que la distribuidora haya finalizado la construcción de todos los activos que fueron reconocidos en los Cargos de Distribución aprobados.

Para esto la empresa deberá enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos las correspondientes certificaciones expedidas por los fondos o los entes territoriales que hayan aportado los recursos públicos.

6.7.1. SOLICITUDES DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO EN MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES DONDE POSTERIOR A LA DETERMINACIÓN DEL CARGO EN VIGENCIA DE LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2003 A ALGUNO (S) DE SUS MUNICIPIO (S) O CENTRO (S) POBLADOS LE FUERON ASIGNADOS RECURSOS PÚBLICOS

Si a alguno de los municipios que conforman un Mercado Relevante de Distribución Existente y que con posterioridad a la aprobación del Cargo Promedio de Distribución en vigencia de la Resolución CREG número 011 de 2003 le fueron asignados recursos públicos durante el periodo tarifario, para la definición de sus Cargos de Distribución se les aplicará las siguientes reglas:

(i) Los municipios que sean beneficiarios de los recursos públicos deberán retirarse del Mercado Existente de Distribución al cual pertenecen y constituirse como otro Mercado Existente de Distribución. Para el efecto, el (los) Distribuidor(es) que prestan el servicio deberá(n) solicitar a la Comisión la aprobación de la desagregación del Mercado Existente de Distribución inicial y los cargos correspondientes. Estos se calcularán conforme lo dispuesto en la presente resolución para mercados existentes.

(ii) Los centros poblados beneficiarios de los recursos públicos deberán retirarse del Mercado Existente de Distribución y conformar un Mercado Relevante Especial. El cálculo de sus Cargos de Distribución se hará conforme lo dispuesto en la presente resolución para mercados existentes.

(iii) Los casos señalados en este numeral, así como otros que no estén contemplados en la presente resolución, serán analizados por la Comisión individualmente considerando los siguientes aspectos:

1. Los Cargos de Distribución se calcularán buscando mantener el beneficio de los recursos públicos en cabeza de sus destinatarios.

2. Cuando en el mismo municipio o centro poblado atendido por un sólo distribuidor 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 de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) eficientes para todo el mercado.

En las resoluciones particulares se desagregarán los cargos de distribución resultantes del cálculo tarifario en: (i) componente de inversión pagada con recursos públicos; (ii) componente de inversión pagada con recursos de la(s) empresa(s) y (iii) componente que remunera gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM).

3. Cuando en un municipio o centro poblado las redes de distribución con recursos públicos hayan entrado a competir con las redes construidas con anterioridad con recursos privados, se tomará para el cálculo la Inversión Base, el valor de la demanda del mercado y los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) eficientes correspondiente a la red constituida inicialmente en el municipio o centro poblado objeto de análisis. Para esto, si se considera necesario se podrán utilizar auditorías o peritajes designados por la Comisión.

Cuando en este mercado con recursos públicos coincidan más de un distribuidor y alguno de ellos recaude dineros por encima del cargo teórico que remunera su Inversión Base reconocida por el cobro de los cargos de distribución definidos para el mercado, estará obligado a pagarle los valores correspondientes al otro(s) Distribuidor(es) dentro de los 45 días calendario siguientes al día ultimo de cada mes m. El retraso en los pagos generará intereses de mora los cuales serán determinados con la tasa de usura definida por la Superintendencia Financiera.

Lo aquí dispuesto bajo ninguna circunstancia indicará que existe una administración conjunta entre empresas ni un manejo dual de sociedades.

Para aplicar lo anterior se deberá tener en cuenta:

En el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, que cuente con recursos públicos, el(los) distribuidor(es), que cumplen con la siguiente condición:

D_kum> DH_wkum

Deberán aplicar la siguiente fórmula para hacer los pagos mensuales correspondientes al el(los) otro(s) distribuidor(es) que atienden en el mismo mercado.

Pago_umwx = [(D_kum - DH_wkum) * Qumwk)]

Donde:

Pago_umwx	Es el pago en pesos por compensación del cargo por tipo de usuario u del mes m que debe realizar el distribuidor(es) w, que atiende en el mercado relevante de distribución k, al otro distribuidor(es) x que prestan servicio en el mismo mercado en proporción de los ingresos. Este valor está expresado en pesos.
D_kum	Cargo de distribución expresado en $/m₃ para el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario u y aplicable en el mes m.
DH_wkum	Cargo de distribución teórico expresado en $/m₃ para el distribuidor w que atiende en el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario u y que teóricamente se aplicaría en el mes m. Este cargo será calculado de forma teórica aplicando la misma metodología establecida en esta resolución para la aprobación de cargos de distribución de cada mercado. Este cargo solo tendrá efectos para el cálculo de los pagos de que trata este artículo.
Q_umwk	Demanda por tipo de usuario u obtenida con la facturación aplicable al mes m y facturada por el distribuidor w que atiende en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario k expresada en metros cúbicos (m₃).
u	Tipo de usuario Regulado o No Regulado.
w	Distribuidor(es) que atiende en el Mercado Relevante de Distribución k y que recibe excedentes por el cobro de los Cargos de Distribución aprobados para el mercado k a la demanda que atiende.
m	Mes
x	Distribuidor(es) que atiende en el Mercado Relevante de Distribución k y que deben recibir el pago de los excedentes por parte de los Distribuidor(es) w.

6.8. SOLICITUDES DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO EN MERCADOS 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, el cargo perderá su vigencia y podrán ser objeto de solicitud de cargos para el siguiente Período Tarifario por parte de cualquier Distribuidor como Nuevos Mercados de Distribución.

PARÁGRAFO. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 6) (Fuente: R CREG 090/18, art. 13) (Fuente: R CREG 141/15, art. 1) (Fuente: R CREG 125/15, art. 1) (Fuente: R CREG 112/15, art. 1) (Fuente: R CREG 138/14, art. 1) (Fuente: R CREG 052/14, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.2.1.6. 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, 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, perderá la vigencia la resolución mediante la cual se aprobó los Cargos de Distribución, aspecto que deberá ser explícitamente incorporado en el acto administrativo antes referido, 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 (12) meses después de que haya quedado en firme la aprobación de los Cargos de Distribución regulados, si al finalizar este plazo no ha ejecutado al menos un 50% las inversiones propuestas para el primer año de inversión.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 7)

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

ARTÍCULO 4.4.2.2.1. 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 históricos y costos medios de mediano plazo.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 8)

ARTÍCULO 4.4.2.2.2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN A PARTIR DE LOS COSTOS MEDIOS HISTÓRICOS O COSTOS MEDIOS DE MEDIANO PLAZO. Los costos medios históricos 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 de Distribución.

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 históricos, 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 históricos 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.

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 de acuerdo a como se conforme el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario.
D_inv(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.
D_AOM(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:

IBME_RPk	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.
IBME_RSk	Inversión Base de la Red Secundaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.
AOM_RPk	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución para la Red Primaria, 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.
AOM_RSk	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución para la Red Secundaria, 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.
Q_TK	Demanda real total anual del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k obtenida en la Fecha de Corte, ajustada por factor de uso eficiente "FUE" conforme a lo establecido en el numeral 9.8 de la presente resolución y expresada en metros cúbicos (m³).

V_i	Volumen anual medido en metros cúbicos (m³) en la Fecha de Corte en el punto de inyección i al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
n	Número total de puntos de inyección al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
p	Porcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3,7%.
I_inv	Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello se utilizará la información de inyección y demanda a la Fecha de Corte reportada en la solicitud tarifaria. Parámetro que toma valor de uno (1) cuando la demanda real total se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario; y toma valor de cero (0) cuando se utiliza para el cálculo de la componente que remunera los gastos de AOM.
DemandaFUE_solicitud	Volumen de gas expresado en metros cúbicos (m³) que se agrega a la demanda residencial del mercado por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente "FUE" conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

Q_Resk

Demanda real anual correspondiente a usuarios del uso residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m³). Se entiende por demanda real aquella medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Esta demanda se ajustará por el factor de uso eficiente "FUE" únicamente cuando la misma se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. La aplicación del factor de uso eficiente "FUE" se realizará conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

Q_NoResRSk

Demanda real anual 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 Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución. Expresada en metros cúbicos (m³). Se entiende por demanda real la medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

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.

Donde:

IBME_RPme	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 a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.
IBMEN_RPmn	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 a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2. de esta Resolución.
IBME_RSme	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 a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.
IBMEN_RSmn	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 a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2. de esta Resolución.
AOM_RPme	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 conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos 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.
AOM_RSme	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 conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos 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 anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Primaria 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 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.
CAE(VP(AOM(PR)_RSmn)	Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años 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 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.
Qtme	Demanda real total anual de los Mercados Relevantes Existentes de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos obtenida a la Fecha de Corte, ajustada por factor de uso eficiente "FUE" conforme a lo establecido en el numeral 9.8 de la presente resolución, y expresada en metros cúbicos (m³).

V_i	Volumen anual medido en metros cúbicos (m³) en la Fecha de Corte en el punto de inyección i al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
n	Número total de puntos de inyección al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
p	Porcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3,7%.
I_inv	Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello se utilizará la información de inyección y demanda a la Fecha de Corte reportada en la solicitud tarifaria. Parámetro que toma valor de uno (1) cuando la demanda real total se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario; y toma valor de cero (0) cuando se utiliza para el cálculo de la componente que remunera los gastos de AOM.
DemandaFUE_solicitud	Volumen de gas expresado en metros cúbicos (m³) que se agrega a la demanda de uso residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente "FUE" conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

VAE(VP(Q(PR)_Tmn)

Valor anual equivalente del valor presente de la proyección anual de demanda Total para 20 años 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).

(Q_NoResRS + Q_res)_me

Suma de la demanda real anual de Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial que está conectada a la Red Secundaria y de la demanda real anual correspondiente a usuarios del Uso Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Anexar a Mercados Relevantes Existentes de Distribución Municipios Nuevos, obtenida en la Fecha de Corte, expresado en metros cúbicos (m³). Se entiende por demanda real la medida en el medidor del usuario solo afectada por Kp y Kt definidos en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. La demanda real anual correspondiente a usuarios del Uso Residencial se ajusta por el factor de uso eficiente "FUE" únicamente cuando la misma se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. La aplicación del factor de uso eficiente "FUE" se realizará conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

VAE(VP(Q(PR)_NoResRS + Q(PR)_Res))_mn

Valor anual equivalente del valor presente de la suma de la proyección anual de demanda para 20 años correspondiente a Usuarios de Uso Diferente al Residencial, la cual está conectada a la Red Secundaria y de la proyección anual de demanda para 20 años de Usuarios de uso Residencial de 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, expresado en metros cúbicos (m³).

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

IBMN_RPK	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 9.5.3 de esta resolución.
IBMN_RSK	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 9.5.3 de esta resolución.
VP(AOM(PR))_RPK	Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años 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 anual de gastos de AOM para 20 años 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)_NoResRSK+Q(PR)_Resk)	Valor Presente de la sumatoria de la proyección anual de demanda para 20 años 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 anual 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 por Municipios Nuevos, 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.
D_inv(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.
D_AOM(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:

IBME_RPK	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta resolución.
IBME_{RS(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 k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (Q_NoRes) sobre la suma de la demanda que utiliza la red secundaria (Q_NoRes + Q_Res) 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 9.5.1 de esta resolución.
AOM_RPK	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento para la Red Primaria del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, 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 de 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.
AOM_{RS(No Res)K}	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento correspondientes 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 k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (Q_NoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (Q_NoRes + Q_Res) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria.
Q_TK	Demanda real total anual del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, medida en la Fecha de Corte y ajustada por factor de uso eficiente "FUE", conforme a lo establecido en el numeral 9.8 de la presente resolución. Se expresa en metros cúbicos (m³).

V_i	Volumen anual medido en metros cúbicos (m³) en la Fecha de Corte en el punto de inyección i al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
n	Número total de puntos de inyección al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
p	Porcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3,7%.
I_inv	Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello se utilizará la información de inyección y demanda a la Fecha de Corte reportada en la solicitud tarifaria. Parámetro que toma valor de uno (1) cuando la demanda real total se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario; y toma valor de cero (0) cuando se utiliza para el cálculo de la componente que remunera los gastos de AOM.
DemandaFUE_solicitud	Volumen de gas expresado en m³ que se agrega a la demanda de uso residencial del mercado k por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente "FUE" conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

Q_resk

Demanda real anual correspondiente al tipo de usuarios Residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k conformado a partir de Mercados Existentes de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, obtenida en la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m³). Esta demanda se ajusta por el factor de uso eficiente "FUE" únicamente cuando la misma se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. La aplicación del factor de uso eficiente "FUE" se realizará conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

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

Donde:

IBME_RPme	Inversión Base correspondiente a la Red Primaria de lo(s) Mercado(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 a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta resolución.
IBMEN_RPmn	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 a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta Resolución.
IBME_RS(NoRes)me	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial de lo(s) Mercado(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 a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda F_QNoResRS y el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria existente IBME_RSme. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1. de esta Resolución.

El F_QNoResRS es igual a:

Donde:

F_QNoResRS	Factor de demanda, corresponde al porcentaje de demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que van a utilizar la red secundaria del mercado existente y de los municipios nuevos que conforman el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m₃)
Q_NoResRSme	Demanda real anual de usuarios diferente al uso residencial que utiliza la red secundaria de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m₃)
VAE(VP(Q(PR))_NoResR5mn	Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que va a utilizar 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 Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m₃).
(Q_{NoResRS +} Q_Res)_me	Sumatoria de la demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que utilizan la red secundaria y de la demanda real anual correspondiente a usuarios del Uso Residencial de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m³). La demanda real anual correspondiente a usuarios del Uso Residencial se ajusta por el factor de uso eficiente "FUE" únicamente cuando la misma se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el siguiente período Tarifario.

(VAE(VP(Q(PR))_NoResRS+Q(PR)_Res)_mn	Valor anual equivalente del valor presente de la sumatoria de la proyección de demanda de usuarios diferentes al Uso Residencial que utiliza la red secundaria y de la proyección de demanda 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 Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m₃).
IBMEN_RS(_NoRes)_mn	Inversión Base correspondiente a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al Uso Residencial 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 a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda y el Valor de la Inversión Base de la Red Secundaria de municipios nuevos . Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2. de esta resolución.
AOM_RPme	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, de los Mercado(s) Existente(s) de Distribución que van a constituir el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k para el tipo de Red Primaria, conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, 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)_RPPmn	Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años 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 se determinan 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.
AOM_RS(NoRes)me	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento correspondientes 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 k conformado a partir de Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos, expresada en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda y el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria de los mercados existentes.
CAE(VP(AOM_{RS(No Res)mn})	Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la Red Secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de Uso Residencial para 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 Existentes de Distribución, expresado en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda y el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria de los nuevos municipios.
QT_me	Demanda real total anual de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de Anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, y ajustada por factor de uso eficiente "FUE", conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución. Se expresa en metros cúbicos (m³).

V_i	Volumen anual medido en metros cúbicos (m³) en la Fecha de Corte en el punto de inyección i al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
n	Número total de puntos de inyección al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
p	Porcentaje real de pérdidas del sistema de distribución hasta un máximo de 3,7%.
I_inv	Este se calculará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 127 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para ello se utilizará la información de inyección y demanda a la Fecha de Corte reportada en la solicitud tarifaria. Parámetro que toma valor de uno (1) cuando la demanda real total se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario; y toma valor de cero (0) cuando se utiliza para el cálculo de la componente que remunera los gastos de AOM.
DemandaFUE_solicitud	Volumen de gas expresado en metros cúbicos (m³) que se agrega a la demanda residencial del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k por efecto de la aplicación del factor de uso eficiente "FUE" conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

Q_Resme

Demanda real anual correspondiente a usuarios de Uso Residencial de los Mercados Existentes de Distribución que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado a partir de anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución obtenida a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m³). Esta demanda se ajusta por el factor de uso eficiente "FUE" únicamente cuando la misma se utiliza para el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. La aplicación del factor de uso eficiente "FUE" se realizará conforme a lo establecido en el numeral 9.8 y el ANEXO 19 de la presente resolución.

VAE(VP(Q(PR)_Tmn))	Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda Total 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 Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m₃).
VAE(VP(Q(PR)_Resmn))	Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de 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 Municipios Nuevos a Mercados Existentes de Distribución, expresada en metros cúbicos (m₃).

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

IBMN_RPK

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 9.5.3., de esta resolución.

IBMN_RS(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 (Q_NoRes)_mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (Q_NoRes+ Q_Res)_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 9.5.3., de esta Resolución.

VP (AOM_RPK)	Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años 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(AOM_RS(NoRes)K)	Valor Presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años correspondientes 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 k conformado por Municipios Nuevos, expresado en pesos de la Fecha Base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (Q_NoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (Q_NoRes + Q_Res) y el resultado de esta relación por el Valor de los Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de la Red Secundaria.
VP(Q(PR)_TK	Valor Presente de la proyección anual de demanda total para 20 años 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 anual de demanda para 20 años 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. CARGOS DE DISTRIBUCIÓN EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN QUE NO TIENEN CONECTADOS USUARIOS A LA RED PRIMARIA.

Cuando un Sistema de Distribución tenga red primaria y secundaria pero todos los usuarios estén conectados a la red secundaria se podrá determinar en ese Mercado Relevante un solo cargo de distribución que será aplicable a usuarios residenciales y a usuarios diferentes al de uso residencial. La canasta de tarifas de estos mercados deben excluir a los usuarios residenciales.

9.4. 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, cargos de conexión al sistema nacional de transporte y otros activos 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 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.

Las unidades constructivas que forman parte de los activos inherentes a la operación, los otros activos, los activos asociados a control de la calidad del servicio, serán llevados a pesos de la Fecha Base de cálculo con el Índice de Precios al Productor (IPP) publicado por el DANE.

9.5. 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 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 en el Anexo 8. Esta inversión debe estar expresada a pesos de la Fecha Base.

PARÁGRAFO 1o. La inversión requerida para conectar un Mercado Existente de Distribución servido con GNC a otro Sistema de Distribución o al Sistema Nacional de Transporte; o un municipio servido con GNC, dentro de un Mercado Existente de Distribución, que se conecta a la red de otro municipio en el mismo mercado; será considerada como Inversión Ejecutada durante el período tarifario y No Prevista en el Programa de Nuevas Inversiones (INPE).

Esta deberá ser realizada durante el primer año del nuevo periodo tarifario y homologarse a unidad constructiva respectiva.

PARÁGRAFO 2o. La Comisión podrá ordenar la verificación de los inventarios de activos en servicio que los Distribuidores reporten 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.

La información de activos podrá ser solicitada por parte de la CREG a través de circular y con anticipación a la fecha de presentación de solicitudes tarifarias, con el propósito de establecer la muestra para adelantar la verificación de activos. Dicha información será la tenida en cuenta por parte de la CREG para efectos de las actuaciones administrativas que se adelanten para aprobar los cargos de distribución conforme a esta Resolución.

Igualmente, la información que sea suministrada por parte de los distribuidores de acuerdo con lo dispuesto en el inciso parágrafo deberá corresponder a la que se reporte en las solicitudes tarifarias conforme a lo dispuesto en los literales a) y b) del numeral 6.1 del artículo 6o de esta resolución.

9.5.1. Valoración de la inversión base de mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados a partir de mercados existentes de distribución o la agregación de mercados existentes de distribución

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

IBME_kl = CAE_kl (IE) + CAE_kl (IPE, INPE)

Donde:

IBME_kl

Inversión Base para el tipo de red l del Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la fecha Base.

CAE_kl (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 periodo Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, expresada en pesos de la fecha Base. Se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

NR	Número total de QUCIE reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de Distribución, a la fecha de Corte.
UCIE_i	Unidad Constructiva de Inversión Existente (IE) i, conforme al listado del Anexo 4.
QUCIE_ik	Número total de Unidades Constructivas de Inversión Existente UCIE_i reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k conformado a partir de Mercado Existente de Distribución o de la Agregación de Mercados Existentes de distribución.
PUCIE_i	Costo unitario reconocido para UCIE_i 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 periodo Tarifario k en análisis.
l	Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria (RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).

CAE_kl (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 periodo Tarifario k para el tipo de red l, expresada en pesos de la fecha Base. Se calcula conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

NR	Número total de QUCPE y QUCINPE Unidades Constructivas de las IPE existentes reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k, a la fecha Corte.
UCIPE_i	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.
QUCIPE_ik	Número total de las Unidades Constructivas UCIPE_i, reportadas para el mercado k.
PUCIPE_i	Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCIPE_i relacionado en el Anexo 6 y ajustado a la fecha Base.
UCINPE_i	Unidad Constructiva que fue ejecutada en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo 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.
QUCINPE_ik	Número total de las Unidades Constructivas UCINPE_i, reportadas para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k.
PUCINPE_i	Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCINPE_i 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 periodo Tarifario k en análisis.
l	Tipo de Red, correspondiente a la Red Primaria (RP) o Red Secundaria de Distribución (RS).

9.5.2. Valoración de la Inversión Base para los municipios nuevos, que van a formar parte de mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario k conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos.

IBMEN_kl = CAE_kl (IPNI)

IBMEN_kl	Inversión Base de municipios nuevos que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo 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.
CAE_kl (IPNI)	Costo anual equivalente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el siguiente periodo Tarifario para el(los) municipio(s) nuevo(s) que van a formar parte del Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k para el tipo de red l. Se calcula conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

NR	Número total de QUCPNI reportadas, proyectadas a realizarse en el mercado k en el nuevo periodo Tarifario.
UCPNI_i	Unidad Constructiva del Programa de Nuevas Inversiones a ejecutar en el nuevo periodo 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 periodo Tarifario k, que ha sido conformado mediante la adhesión de Mercados existentes de Distribución y la adhesión de municipio(s) nuevo(s).
QUCPNI_ik	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 periodo Tarifario k y que ha sido conformado mediante la agregación de Mercados Existentes de Distribución y municipio(s) nuevo(s).
PUCPNI_i	Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCPNI_i 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).

9.5.3. Valoración de la inversión base de mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario conformado por municipios nuevos

La fórmula para la determinación de la Inversión Base de Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario Conformados por municipios nuevos que se constituyen a partir de esta metodología, será:

IBMN_kl = VP (IPNI)_kl

Donde:

IBMN_kl	Inversión Base a realizarse en Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k para el tipo de red l, expresada en pesos de la fecha Base.
IPNI_kl	Programa de nuevas inversiones que se proyecta realizar durante el siguiente periodo Tarifario en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo 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 periodo Tarifario k, descontado a pesos de la fecha Base.

Donde:

VP(IPNI)_kl	Valor presente del Programa de Nuevas Inversiones a realizarse en el periodo Tarifario descontado a pesos de la fecha Base.
NR	Número de QUCPNI, proyectadas a realizarse en el nuevo periodo Tarifario para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k.
UCPNI_i	Unidad Constructiva i del Programa de Nuevas Inversiones a ejecutar en el nuevo periodo Tarifario y que está relacionada en el Anexo 7 y Anexo 8.
QUCPNI_ik	Cantidad de la Unidad Constructiva UCPNI_i, reportada para el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k.
PUCPNI_i	Costo unitario eficiente definido por la Comisión para la Unidad Constructiva UCPNI_i 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).

9.6. 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:

9.6.1. Unidades constructivas para la valoración de la inversión en activos existente (IE): La Inversión Existente correspondiente a activos realizados antes del periodo 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.

9.6.2. 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 periodo tarifario y no prevista en el programa de nuevas inversiones (INPE): <Aparte tachado revocado por el artículo 6 de la Resolución 93 de 2016> Los activos realizados durante el periodo 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 utilizarán 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.

9.6.3. 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 periodo 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.

9.7. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (AOM)

El monto de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario no podrá ser mayor al valor total de la Inversión Base del respectivo mercado por el porcentaje eficiente para gastos de AOM tal y como se describe en el ANEXO 10 de la presente resolución.

No se remunerarán como gastos de AOM de distribución de gas combustible por redes de tubería, los gastos asociados a dicha actividad que no forman parte de la actividad regulada por cargos por uso, tales como:

a) Corte, suspensión, reconexión y reinstalación del servicio.

b) Calibración de medidores propiedad de los usuarios y demás servicios del laboratorio de metrología.

c) Construcción de acometidas, venta e instalación de medidores.

d) Mantenimiento de acometidas.

Además, tampoco se reconocerán los gastos de AOM asociados a Otros Negocios tales como:

e) Compresión, transporte y almacenamiento de Gas Natural Comprimido - GNC.

f) Servicios de Gas Natural Vehicular -GNV, combustibles líquidos, entre otros, prestados en estaciones de servicio propias o arrendadas.

g) Transporte a granel y por cilindros de Gas Licuado de Petróleo -GLP.

h) Revisiones previas y revisiones de instalaciones internas.

i) Construcción o instalación de redes internas.

j) Atención de usuarios no regulados.

k) Comercialización de gas combustible por redes.

l) Financiación no bancaria de productos o servicios.

m) Mantenimiento de redes internas u otros equipos que son propiedad del usuario o un tercero.

n) Ingeniería, diseño o construcción de redes de distribución, excepto los relativos al traslado de redes.

o) Distribución, comercialización, instalación, subsidios, o almacenamiento de "KITs de conversión vehicular".

p) Producción, comercialización o distribución de condensados.

q) Otros negocios no relacionados que esta Comisión no considere parte de la actividad de distribución por redes que se remuneran vía cargos por uso.

PARÁGRAFO 1. Se reconocerán de forma adicional, los gastos de AOM eficientes involucrados en (i) infraestructura de confiabilidad, (ii) el seguimiento al cumplimiento de la obligación de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas conforme a lo establecido en la Resolución CREG 059 de 2012 y sus respectivas modificaciones, (iii) los requeridos para el cumplimiento de la Resolución CREG 127 de 2013 y sus respectivas modificaciones, y (iv) el pago de servidumbres.

PARÁGRAFO 2. Cuando los porcentajes eficientes de gastos de AOM determinados con lo descrito anteriormente impliquen una disminución en los ingresos del distribuidor con respecto a los ingresos que venía recibiendo conforme a lo establecido en la anterior metodología tarifaria, el distribuidor podrá alcanzar los gastos eficientes en un período de transición de un año, contado a partir de la aprobación del respectivo cargo de distribución. Para esto, el distribuidor deberá primero determinar la diferencia entre los gastos de AOM eficientes y los gastos de AOM vigentes remunerados conforme a lo establecido en la resolución particular de aprobación. Segundo, descontará de los gastos de AOM reconocidos en los Cargos De Distribución vigentes durante el año de transición la mitad de la diferencia mencionada a partir del primer mes de la aprobación de los Cargos De Distribución. Al año de la aprobación de los cargos, el distribuidor deberá aplicar los gastos de AOM eficientes en el cálculo de los mismos.

En caso de tomar esta opción, el distribuidor deberá informar a esta Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios durante el mes siguiente a la aprobación de los Cargos De Distribución.

9.8. DEMANDA DE VOLUMEN

9.8.1. 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 el cálculo de la componente que remunera la Inversión Base en distribución se utilizará la demanda real anual ajustada por el Factor de Usos Eficiente -FUE- que se determina conforme a lo definido en el ANEXO 19 de esta resolución.

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

1. Demanda anual total obtenida en la Fecha de Corte para cada uno de los Mercados Relevantes de Distribución existentes, expresada en metros cúbicos (m³).

2. La información de demanda deberá estar discriminada por tipo de usuario (residencial por estrato, comercial, industrial, GNV y otros), y por conexión a red Primaria o a red Secundaria como se indica en el ANEXO 11 de esta resolución.

3. En la información de demanda se deberá reportar las ventas del comercializador incumbente y las ventas realizadas por terceros en el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Adicionalmente, se deberá reportar las ventas a otros mercados relevantes de distribución conectados al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Los volúmenes vendidos deberán ser reportados en metros cúbicos (m³) y las ventas de cada mercado deberán ser reportadas en pesos de la Fecha Base.

4. La demanda anual reportada por el distribuidor será verificada con la información reportada al Sistema Único de Información -SUI. En caso de presentarse diferencias, el distribuidor deberá presentar a la CREG los soportes técnicos que sustenten las mismas. En caso de que los soportes presentados no justifiquen técnicamente tales diferencias, la CREG tomará el mayor valor entre las dos e informará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios acerca de las inconsistencias en la información reportada.

9.8.2. 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.

La información de demanda deberá estar discriminada por tipo de usuario (residencial por estrato, comercial, industrial, GNV y otros), y por conexión a red Primaria o a red Secundaria como se indica en el ANEXO 11 y el ANEXO 14 de esta Resolución.

2. En la información de demanda se deberá reportar las ventas del comercializador incumbente y las ventas realizadas por terceros en el mercado de distribución para el siguiente período tarifario. Así mismo, se deberán reportar las ventas a otros mercados relevantes de distribución conectados al Mercado de Distribución para el Siguiente Período Tarifario. Los volúmenes vendidos deberán ser reportados en metros cúbicos (m³) y las ventas de cada mercado deberán ser reportadas en pesos de la Fecha Base.

3. La demanda reportada por el distribuidor será verificada con la información que reporta al Sistema Único de Información -SUI. En caso de presentarse diferencias, el distribuidor deberá presentar a la CREG los soportes técnicos que sustenten las mismas. En caso de que los soportes presentados no justifiquen técnicamente tales diferencias, la CREG tomará el mayor valor entre las dos e informará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios acerca de las inconsistencias en la información reportada.

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

4.1. Para un horizonte de proyección de veinte (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. La proyección deberá 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.

4.2. Para la elaboración de estas proyecciones, el distribuidor utilizará la metodología contenida en 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.

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

5. Para el cálculo de los Cargos De Distribución se tendrá en cuenta la proyección de demanda y, por tanto, este volumen no incorporará las pérdidas de gas en el Sistema de Distribución.

9.8.3. 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 o retirar la solicitud tarifaria.

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

9.9. TASA DE RETORNO

La Tasa de Retorno para remunerar la actividad de Distribución de Gas Combustible para el nuevo periodo tarifario, corresponderá al valor que se calcule con la metodología del WACC que esté vigente, establecida en resolución aparte, antes de la aprobación de la primera solicitud tarifaria.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 9) (Fuente: R CREG 090/18, art. 2) (Fuente: R CREG 093/16, art. 2)

ARTÍCULO 4.4.2.2.3. 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 periodo 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. Esta canasta se podrá estructurar por tipo de usuario y el número de rangos de consumo que determine cada distribuidor teniendo en cuenta lo siguiente:

10.1. TIPO DE USUARIO

Corresponde a las categorías de tipo de usuario: comercial, industrial, GNV, cogeneración, autogeneración y otros dentro de las cuales el Distribuidor podrá estructurar sus rangos de consumo.

10.2. 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 tipo de usuario rangos en relación con el consumo;

b) El número 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 10.4.

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.

10.3. APLICACIÓN DE LA CANASTA DE TARIFAS

Con base en el Cargo Promedio de Distribución de Usuarios Diferentes a los de uso Residencial, las empresas podrán aplicar 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 tipo de usuario y rangos de consumo, incluidos estos;

c) Los rangos de consumo definidos deberán aplicarse a partir del 1° 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 solo podrán aplicar el cargo promedio de distribución aplicable a Usuarios Diferentes a los de uso Residencial.

10.4. 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:

Donde:

j	Rango de la Canasta de Tarifas.
m	Mes m.
Q_jkh(m-3)	Consumo total de los usuarios del rango j de consumo, del tipo de usuario h, durante el trimestre anterior al mes m en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k.
D_jkhm	Cargo de Distribución definido por el distribuidor aplicable en el mes m a los usuarios del rango j de consumo, del tipo de usuario h, en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k.
D_AUNRkm	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 periodo Tarifario k aplicable en el mes m.
Q_{AUNR (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 periodo Tarifario k.
H	Usuario de uso diferente al Residencial
S	Número total de Tipo de Usuario de uso diferente al Residencial

(Fuente: R CREG 202/13, art. 10)

ARTÍCULO 4.4.2.2.4. GRADUALIDAD EN LA APLICACIÓN DE LOS NUEVOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN A USUARIOS DE USO RESIDENCIAL. 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 al Cargo de Distribución que se venía cobrando con la anterior metodología tarifaria a este tipo de usuarios, el Distribuidor podrá aplicar la siguiente fórmula:

Donde:

M	Mes para el cual se calcula el cargo de distribución.
PV	Porcentaje de Variación Mensual que aplicará el Distribuidor sobre el Cargo de Distribución aplicable a los Usuarios de uso Residencial. Este será definido por cada distribuidor y podrá cambiar de un mes a otro.
SA_k,m,j	Saldo Acumulado, expresado en $, del Distribuidor j para el mes m del Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k, por las diferencias entre el Cargo de Distribución aplicable a los Usuarios de uso Residencial DR_(AUR),k,m y el Cargo de Distribución aplicado DA_(AUR),k,m a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero.
VR_k,m,j	Ventas de gas a usuarios residenciales, en el mes m efectuadas por el Distribuidor j, en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k, expresado en m³.
DR_(AUR),k,m,j	Cargo real de Distribución calculado mediante la nueva metodología, expresado en $/m³, calculado para el mes m, para el Distribuidor j, en el Mercado de Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k. Para el primer mes será igual al cargo total resultante de la nueva metodología.
DA_(AUR),k,m,j	Cargo aplicado de distribución, expresado en $/m³, calculado para el mes m, para el Distribuidor j, en el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente periodo Tarifario k. Este valor para el primer mes de aplicación será igual al cargo de distribución anterior multiplicado por el valor de PV.
I	Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al Distribuidor por los saldos acumulados en la variable SA_k,m,j. Este valor no podrá ser superior al interés bancario corriente para consumo y ordinario que es certificado por la Superintendencia Financiera de Colombia.

El Distribuidor deberá entregar un informe mensual a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG sobre el PV y la tasa de interés aplicada, el estado de las cuentas relacionadas con la senda tarifaria diseñada, en donde se indiquen valores cobrados y los saldos pendientes durante el tiempo restante.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 11)

ARTÍCULO 4.4.2.2.5. 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:

D_ktum	Cargo de Distribución expresado en $/m₃ para el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario y aplicable en el mes m.
D_k,tu,inv	Cargo de Distribución expresado en $/m₃ a pesos de la Fecha Base y para el Mercado Relevante de Distribución k, por tipo de usuario y correspondiente a la componente de inversión.
IPP_m-1	Índice de Precios de la oferta interna reportado por el DANE o la entidad competente para el mes (m-1).
IPP₀	Índice de Precios de la oferta interna reportado por el DANE o la entidad competente para la Fecha Base en la cual se aprobaron los Cargos de Distribución.
D_k,tuAOM	Cargo de Distribución expresado en $/m₃ a pesos de la Fecha Base y para el Mercado Relevante de Distribución por tipo de correspondiente a la componente de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM.
IPC_m-1	Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para el mes (m-1).
IPC₀	Índice de Precios al Consumidor Total Nacional reportado por el DANE para la Fecha Base de los Cargos de Distribución.
tu	Tipo de usuario, este puede corresponder a usuarios de Uso Residencial (AUR) o a Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial (AUNR).

PARÁGRAFO. Los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, conformados a partir de Mercados Existentes de Distribución, Agregación de Mercados Existentes de Distribución o Anexar a Mercados Existentes de Distribución Municipios Nuevos acorde a lo definido en el numeral 5.2 de esta Resolución y donde se suministre gas natural, deberán actualizar mensualmente el cargo de distribución aplicable a usuarios de uso residencial y del cargo promedio de distribución aplicable a usuarios diferentes a los de uso residencial con el Factor de Ajuste de Poder Calorífico definido en la Resolución CREG 127 de 2013 modificada por la Resolución CREG 033 de 2015, u otra que la modifique, adicione o sustituya.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 12) (Fuente: R CREG 125/15, art. 3)

ARTÍCULO 4.4.2.2.6. 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 periodo 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 17 de esta Resolución. Este programa solo 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 remplazado, 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.

También se podrán incluir dentro del programa de reposición de activos para el siguiente Período Tarifario de que trata este artículo, las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural cuando se den las siguientes condiciones: i) que la Estación de Regulación de Puerta de Ciudad se esté remunerando a través de los cargos establecidos para un gasoducto de transporte de gas natural; ii) que el gasoducto de transporte cumpla el período de Vida Útil Normativa (VUN), antes del vencimiento del período tarifario de los cargos de distribución aprobados con la presente metodología; iii) que la empresa transportadora haya hecho la solicitud a la CREG de que trata el literal a) del artículo 14 de la Resolución CREG número 126 de 2010 para el reconocimiento de la inversión a la terminación de VUN y, iv) en la resolución particular de ajuste de los cargos de transporte no se haya incluido la Estación de Regulación de Puerta de Ciudad que estaba en el respectivo gasoducto.

El distribuidor solo podrá aplicar el delta de reposición de acuerdo a su programa de reposición aprobado previamente por la Comisión en la resolución que le aprueba cargos, siempre y cuando entre en operación el activo de reposición correspondiente. Para el caso de las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad de que trata el inciso anterior se diferenciarán los deltas de reposición correspondiente a estas estaciones y el Distribuidor solo podrá aplicarlos sí y solo sí estos activos ya no se remuneran dentro de los cargos establecidos para un gasoducto dentro de la actividad de transporte de gas natural, es decir, una vez quede en firme la resolución mediante la cual se ajusten los cargos de transporte que resulten de la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG número 126 de 2010 en donde se excluye el activo de transporte.

Lo anterior se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

_Rept	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.
IRNA_k	Costo anual equivalente de la Inversión Base a reconocer por los activos nuevos que remplazan los activos existentes que serán objeto de reposición, expresado a pesos de la Fecha Base.

Donde:

NR	Número de total de QUCN reportadas para remplazar para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
UCN_i	Unidad constructiva i
QUCN_ik	Cantidad de la unidad constructiva de inversión a reponer UCN_i para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k
PUCN_i	Costo unitario reconocido para la UCN_i 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.

IBAE_K

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.

NR	Número total de QUCIE reportadas para el Mercado Relevante k, existentes a la Fecha de Corte.
UCIE_i	Unidad Constructiva de Inversión Existente i a ser remplazada.
QUCIE_ik	Cantidad de la unidad constructiva de Inversión Existente a remplazar UCIE_i para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
PUCIE_i	Costo unitario reconocido para la UCIE_i 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.

Q_CT	Demanda que se consideró para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

PARÁGRAFO 1o. Cuando se trate de reposición de activos para el siguiente Período Tarifario de Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural el valor a reconocer por el activo se determinará así:

a) Si el activo continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como.

VAO_t = VRAN x 0,6

b) Si el activo se repone completamente por nuevo

VAO_t = VRAN

Donde:

VAO_t Valor del activo a reconocer, expresado en pesos de la Fecha Base.

VRAN Valor de reposición a nuevo que corresponde al costo de la unidad constructiva de la Estación de Puerta de Ciudad que se está reponiendo de acuerdo con el Anexo 8 de la presente resolución. Expresado en pesos de Fecha Base.

Estos valores se reconocerán al distribuidor por un período de (20) años

En los casos que las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte no puedan homologarse a las definidas en el Anexo 8 de la presente resolución, la Comisión designará un perito para estimar el costo de reposición.

PARÁGRAFO 2o. El delta de reposición de Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural, también incluirá un costo de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) anual, el cual se determinará como el valor correspondiente a dichas estaciones sobre la demanda que se consideró para la aprobación de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k. El valor de AOM anual para las Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad corresponderá al 4% de la inversión realizada en estas.

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 18 con corte a diciembre 31 del año anterior. Esta deberá actualizarse anualmente con los activos que vayan entrando en operación durante el siguiente periodo Tarifario.

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

13.4. Informe plan de obras. Los agentes deberán reportar a la CREG el primer día hábil del mes de junio y diciembre del año n, la información correspondiente al programa de ejecución de obras que realizará en el siguiente semestre del año n y n+1, respectivamente. Indicando: Unidad constructiva que va a construir o sacar de operación, su ubicación, cantidad y cronograma de construcción de las obras, entre otros. Las empresas podrán modificar dicho programa semestral, durante la vigencia del mismo, pero deberán informarlo a la CREG.

La Comisión con esta información podrá llevar a cabo una verificación de los activos que se van construyendo en relación únicamente con las características de tipo y diámetro de tubería y con base a esta podrá objetar el reporte de información de activos que se indica en el artículo 13.3 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 13) (Fuente: R CREG 138/14, art. 5)

ARTÍCULO 4.4.2.2.7. 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:

Conk	Delta de los cargos de distribución por efecto de Confiabilidad y/o Seguridad. Expresado en pesos de la Fecha Base por metro cúbico.
IC_K	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.
AOMC_k	Gastos anuales eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, para la confiabilidad y/o Seguridad en Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 14)

ARTÍCULO 4.4.2.2.8. 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 y AOM de acuerdo con el porcentaje de participación en la Inversión Base de cada propietario.

PARÁGRAFO 1o. 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 oportunamente, el Distribuidor que está utilizando dicho activo podrá realizarla.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 15) (Fuente: R CREG 138/14, art. 6)

ARTÍCULO 4.4.2.2.9. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 16)

ARTÍCULO 4.4.2.2.10. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 17)

ARTÍCULO 4.4.2.2.11. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 18)

ARTÍCULO 4.4.2.2.12. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 19)

ARTÍCULO 4.4.2.2.13. 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 16 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 20)

ARTÍCULO 4.4.2.2.14. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 21)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 4.4.2.3.1. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 25)

ARTÍCULO 4.4.2.3.2. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 26)

ARTÍCULO 4.4.2.3.3. PARÁMETROS TRANSITORIOS DE TASA DE RETORNO Y GASTOS EFICIENTES DE AOM PARA NUEVOS MERCADOS DE DISTRIBUCIÓN. Para los Nuevos Mercados de Distribución que presenten solicitudes tarifarias con anterioridad a la fecha de la firmeza de la Resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de Distribución de Gas, se les aprobará Cargos de Distribución conforme a las siguientes condiciones.

1. Tasa de Retorno: El valor de Tasa de Retorno o WACC a utilizar para el Cálculo de los Cargos de Distribución corresponderá a la definida en la Resolución CREG 069 de 2006.

2. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM): La metodología a utilizar para la definición de los gastos de AOM eficientes corresponderá a la establecida en el numeral 7.4 de la Resolución CREG número 011 de 2003.

PARÁGRAFO. Los distribuidores que solicitaron y se les aprobaron cargos de Distribución para los Nuevos Mercados de Distribución utilizando los parámetros transitorios, dentro de los (30) treinta días siguientes contados a partir de la firmeza de la Resolución que apruebe la Tasa de Retorno (WACC) para la actividad de Distribución de Gas por redes de tubería, podrán hacer nuevamente solicitud de aprobación de cargos a la Comisión, como Nuevo Mercado de Distribución o anexándose a Mercados Existentes de distribución, calculados con la tasa de retorno para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y los gastos eficientes AOM determinados conforme al anexo 10 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 27) (Fuente: R CREG 138/14, art. 11)

Consideraciones para la conexión de un sistema de distribución a otros sistemas de distribución

ARTÍCULO 4.4.2.4.1. 1. CONSIDERACIONES PARA LA CONEXIÓN DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN A OTROS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. I. Procedimiento para la expedición de cargos de distribución de mercados relevantes de distribución que se conectan a los sistemas de distribución de otros mercados relevantes

Para que un Sistema de Distribución pueda conectarse a otro de acuerdo con lo establecido en el numeral ii) del artículo 4° de esta resolución, deberá realizar el siguiente procedimiento:

1. Cuando un Distribuidor esté interesado en conectar un Nuevo Mercado Relevante de Distribución o un mercado que está siendo atendido con GNC a otro Mercado Existente, deberá hacerlo explícito en su solicitud tarifaria indicando todos los aspectos técnicos e incluyendo longitud, unidades constructivas y trazado, entre otros aspectos.

2. Conforme a esta solicitud, la CREG divulgará mediante circular el proyecto presentado por el Distribuidor, para que empresas transportadoras u otros agentes puedan dentro de los treinta (30) días siguientes a la publicación, manifestar si tienen el interés de desarrollar un proyecto de transporte que cubra el mercado a conectarse incluidos otros mercados o municipios adicionales, para lo cual el agente interesado deberá presentar solicitud tarifaria a la CREG en los términos establecidos en la Resolución CREG 126 de 2010 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan.

3. Si una vez culminado el plazo de treinta (30) días, en las instalaciones de la CREG no se ha recibido intención y solicitud por parte de otro agente para la ejecución de proyectos de transporte que cubra la conexión de los Sistemas de Distribución en análisis, la Comisión continuará con el análisis de la solicitud tarifaria inicial presentada por el Distribuidor y tomará la decisión sobre la remuneración de los activos de conexión a otro sistema de distribución dentro de los cargos de distribución que se aprueben para el Nuevo Mercado de Distribución en análisis.

4. En el caso que se radique en la CREG el interés y solicitud por parte de un agente transportador u otro agente en desarrollar un proyecto de transporte que incluya el suministro de gas al Nuevo Mercado de Distribución en análisis u otros y su cargo de transporte sea menor al cargo a pagar al otro distribuidor más el cargo asociado a la inversión de conexión se procederá a informar al Distribuidor para que este modifique su solicitud excluyendo la base de activos correspondiente al tramo de conexión al Mercado Existente de Distribución. En caso contrario no se aprueba el cargo para la red de transporte y se continúa con el procedimiento del numeral II.

II. DEFINICIÓN DE LOS CARGOS QUE DEBE PAGAR UN MERCADO DE DISTRIBUCIÓN QUE SE CONECTA AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE OTRO MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN

Conforme a lo establecido en el numeral ii) del artículo 4o de la presente resolución, el Sistema de Distribución que se conecte a otro Sistema de Distribución, debe pagar por su uso.

La CREG en las resoluciones particulares de cargos de distribución establecerá los cargos que como máximo deberán pagar los usuarios del mercado relevante de distribución que se conecta a otro mercado relevante, de acuerdo con el tipo de red al que se conecta.

Para ello dentro de la solicitud tarifaria se deberá indicar a qué red se conectará ya sea primaria o secundaria del otro sistema de distribución, la demanda del Sistema de Distribución que se conecta y demás información necesaria como la inversión en la Estación de Transferencia de Custodia y gasoducto de conexión que se adicionará a la inversión base del Mercado Existente de Distribución o del Nuevo Mercado de Distribución, con el fin de establecer el cargo equivalente de la conexión.

El cálculo del Cargo de Distribución corresponderá al Cargo de Distribución aprobado en el mercado al que se conecta ajustado con la demanda asociada al Sistema de Distribución que se conectan y de acuerdo a lo citado en el numeral iv) del artículo 4o de esta resolución.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 1) (Fuente: R CREG 138/14, art. 1)

Resumen de la solicitud tarifaria

ARTÍCULO 4.4.2.5.1. 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:

1. Identificar cada uno de los municipios que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Periodo Tarifario propuesto y para el cual la empresa está interesada en obtener un Cargo de Distribución.

SOLICITUD DE MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERIODO TARIFARIO

Código DANE del municipio	Municipios existentes del mercado de distribución existente	Municipios que conformaban el otro mercado existente de distribución que se va a agregar	Municipios nuevos que se anexan a mercados existentes de distribución
-	-	-	-
-	-	-	-
-	-	-	-

2. 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 Periodo Tarifario.

3. Programa de inversiones para los municipios nuevos que van a conformar el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Periodo Tarifario.

4. 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 Periodo Tarifario.

5. 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 Periodo Tarifario.

6. Gastos de AOM en pesos de la Fecha Base, conforme a lo dispuesto en el Anexo 10, reportados para los años solicitados.

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

8. En caso de que el Sistema de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el siguiente Periodo 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.

9. 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.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 2)

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

ARTÍCULO 4.4.2.6.1. 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 para una inspección normal que garantice una confiabilidad global mayor del 96% y un nivel aceptable de calidad o porcentaje de ítems no conformes menores al 4%.

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 suma de las distancias de los tramos verificados de una red de tuberías sean inferiores en un 10% con relación a la suma de las distancias reportadas.

A partir de la información obtenida de la muestra que garantice una confiabilidad global mayor del 96%, la Comisión estimará los cargos para la empresa.

Se entiende que la información es inconsistente o no conforme con lo reportado cuando:

a) El activo reportado no existe o su georreferenciación no permita establecer la existencia del activo;

b) Lleve a clasificarlo en una Unidad Constructiva, UC, que no corresponde con la reportada por la empresa;

c) La suma de las distancias de los tramos verificados de una red de tuberías sean superiores en un 10% con relación a la suma de las distancias reportadas.

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, sin perjuicio de que la CREG en ejercicio de la facultad de decretar pruebas allegue a la actuación otros elementos de convicción que le permitan reconsiderar o ratificar tal conclusión.

En caso de que se encuentre información no conforme con lo reportado en la misma para un tramo de red o UC, la empresa distribuidora debe explicar adecuadamente las razones por las cuales la misma no coincide exactamente con la levantada en campo. Las aclaraciones deberán ser presentadas por la empresa dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de la notificación por parte de la CREG.

Cuando las inconsistencias en la información no sean debidamente justificadas ante la CREG y/o dentro del término establecido, se considerará que la muestra no garantiza una confiabilidad global mayor del 96%. Cuando a una empresa le sea rechazada la información reportada, 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 para una inspección estricta que garantice una confiabilidad global mayor del 96% y un nivel aceptable de calidad o porcentaje de ítems no conformes menores al 4%. Los criterios para 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.

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.

Cuando a una empresa distribuidora le sea rechazada la información en segunda verificación, la Comisión fijará los Cargos Máximos de distribución con un valor equivalente al 90% del cargo más bajo aprobado a las empresas según la presente metodología, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 3) (Fuente: R CREG 138/14, art. 8)

Costos unidades constructivas para valorar inversión existente (Ie)

ARTÍCULO 4.4.2.7.1. 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 2012
TA4AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	Km	161,5	433,2
TA6AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	Km	161,5	433,2
TA8AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE ACERO DE 8" EN ASFALTO	Km	317,9	852,6
TA10AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE ACERO DE 10" EN ASFALTO	Km	317,9	852,6
TA14AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE ACERO DE 14" EN ASFALTO	Km	317,9	852,6
TPE1/2CO	CANALIZACIÓN TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	Km	8,6	23.0
TPE3/4CO	CANALIZACIÓN TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	Km	8,6	23.0
TPE1AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	Km	8,6	23.0
TPE2AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	Km	8,6	23.0
TPE3AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	Km	8,6	23.0
TPE4AS	CANALIZACIÓN TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	Km	8,6	23.0
-	-	-	-	-
ERP 3T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	74,9	200,8
ERP 3T4	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCMH TREN PARALELO SIN MEDIDOR	Unidad	74,9	200,8
ERP 5T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 5000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	74,9	200,8
ERP 8T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	74,9	200,8
ERP 10T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 10000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	74,9	200,8
ERP 10T4	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 10000 SCMH TREN PARALELO SIN MEDIDOR	Unidad	74,9	200,8
-	-	-	-	-
-	Sistemas de Control	Unidad	3.457.5	9,276,3
-	Hot Tap y Equipo de Obturación	Unidad	201.9	541,6
-	Actuadores	Unidad	26.2	70,2

4.2. EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P

Unidades Cosntructivas de Distribución de Gas existentes en 2002.

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Jun 1998	Costo Reconocido mill $ Dic 2012
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	351.0	713.8
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	351.0	713.8
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	351.0	713.8
TA8AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 8" EN ASFALTO	km	351.0	713.8
TA16AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 16" EN ASFALTO	km	351.0	713.8
TA20AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 20" EN ASFALTO	km	351.0	713.8
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	27.8	56.6
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	27.8	56.6
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	27.8	56.6
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	27.8	56.6
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	27.8	56.6
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	27.8	56.6
TPE6AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ASFALTO	km	27.8	56.6
ERP 3T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCMH TREN PARALELO CON MEDIDOR	Unidad	139.8	284.3
ERP 8T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 SCMH TREN PARALELO CON MEDIDOR	Unidad	139.8	284.3
-	-	-	-	-
-	Cruces subfluviales	km	1144.9	2,328.2
-	Cruces ferrocarril y de metro	km	98.0	199.2
-	Cobro por uso del derecho de via	Unidad	158.9	323.0
-	Cruces de poliducto	km	19.5	39.6
-	Equipos de protección catódica	global	171.7	349.1
-	Trampas de raspadores	global	32.5	66.0
-	Protección del Río con Bolsacretos	global	315.5	641.6
-	Placas de protección Río	global	103.7	210.9
-	By pass	Unidad	72.7	147.9

4.3. EMPRESA SURTIDORA DE GASES DEL CARIBE - SURTIGAS 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 2012
TA2AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 2" EN ASFALTO	km	41.8	112.2
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	57.6	154.6
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	86.2	231.1
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	103.6	277.8
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	6.3	16.9
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	6.7	18.1
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	8.4	22.6
TPE1-1/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1- 1/4" EN ASFALTO	km	12.6	33.7
TPE1-1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1- 1/2" EN ASFALTO	km	13.0	34.7
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	9.8	26.3
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	15.4	41.2
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	21.2	56.8
TPE6AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ASFALTO	km	40.0	107.4
ERPC 01T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 0 A 1 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	km	64.8	173.9
ERPC 13T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 1 A 3 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	km	80.6	216.1
ERPC 35T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 3 A 5 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	km	110.6	296.7
ERP 3T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCMH TREN SENCILLO CON MEDIDOR	Unidad	50.2	134.6
ERP 3T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCMH TREN PARALELO CON MEDIDOR	Unidad	61.2	164.2
ERP 5T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 5000 SCMH TREN PARALELO CON MEDIDOR	Unidad	61.2	164.2
ERP 8T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 SCMH TREN SENCILLO CON MEDIDOR	Unidad	56.3	151.1
ERP 8T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 SCMH TREN PARALELO CON MEDIDOR	Unidad	71.0	190.3
ERP 35T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 35000 SCMH TREN PARALELO CON MEDIDOR	Unidad	174.4	467.7
-	Sistemas de Control	global	17.7	47.4
-	Equipos de Odorización	Unidad	9.9	26.5
-	Conexión a Red de Transporte	global	40.9	109.7
-	Cruces de vías	km	1.7	4.7
-	Cruces subfluvial en Acero km	km	135.9	364.6
-	Cruces subfluvial en PE	km	129.8	348.2
-	Equipos de protección catódica	Unidad	6.7	18.0
-	Trampa de raspatubos	Unidad	14.9	40.0
-	Actuadores	Unidad	12.9	34.5
-	Lastrado en Acero	km	28.0	75.1

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 2012
TA2AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 2" EN ASFALTO	km	98,2	263,4
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	98,2	263,4
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	98,2	263,4
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	98,2	263,4
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	8,4	22,4
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	8,4	22,4
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	19,1	51,3
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	19,1	51,3
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	19,1	51,3
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	19,1	51,3
TPE6AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ASFALTO	km	19,1	51,3
ERP 5T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 5000 SCMH TREN SENCILLO CON MEDIDOR	Unidad	119,9	164,9
ERP 8T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 SCMH TREN SENCILLO CON MEDIDOR	Unidad	119,9	164,9
-	UC a $ de dic 2002	-	-	-
-	Sistemas de Control	Unidad	2.883,40	3.965,20
-	Equipo de Odorización	Unidad	1.205,30	1.657,50
-	Cruces Subfluviales	Unidad	656,6	902,9
-	Cruces Subterráneos	Unidad	1.431,50	1.968,60
-	Equipos de Protección Catódica	Unidad	204,6	281,4

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 2012
TA2AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 2" EN ASFALTO	km	56.9	152.6
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	56.9	152.6
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	56.9	152.6
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	56.9	152.6
TA8AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 8" EN ASFALTO	km	56.9	152.6
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	7.0	18.9
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	7.0	18.9
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	7.5	20.1
TPE1-1/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1-1/4" EN ASFALTO	km	8.1	21.7
TPE1-1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1-1/2" EN ASFALTO	km	8.4	22.5
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	12.8	34.3
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	18.2	48.9
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	22.8	61.0
TPE6AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ASFALTO	km	35.4	95.0
ERPC 13T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 1 A 3 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	38.1	102.1
ERPC 35T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 3 A 5 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	38.1	102.1
ERPC 35T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 3 A 5 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	38.1	102.1
ERPC 515T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 3 A 5 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	38.1	102.1
ERP 3T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	38.1	102.1
ERP 5T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 5000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	38.1	102.1
-	-	-	-	-
-	Sistemas de Control	Unidad	22.7	60.9
-	Equipos de Odorización	Unidad	11.2	30.1
-	Conexión a Red de Transporte	Unidad	10.0	26.9
-	Cruces subfluviales	global	17.1	45.7
-	Equipos de protección catódica	km	26.3	70.4
-	Cruce aéreo	Unidad	5.1	13.6
-	Estructura colgante rios	km	97.5	261.6

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 2012
TA2AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 2" EN ASFALTO	km	48.3	129.5
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	58.2	156.2
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	72.9	195.5
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	109.9	294.9
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	6.8	18.2
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	7.0	18.7
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	10.7	28.8
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	15.7	42.0
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	22.0	59.1
TPE6AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ASFALTO	km	35.6	95.5
ERPC 35T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 3 A 5 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	-	-
ERPC 515T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 5 A 15 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	177.6	476.4
-	ERP 3T1 (Cantagallo, Brisas de Bolívar, San Pablo, Simónica y Provincia en Sabana, Km 8 en Puerto Wilches)	Unidad	26.3	70.6
-	ERP 5T1 (Castellana en Piedecuesta, Sabana y Pto Wilches)	Unidad	36.7	98.5
-	ERP 5T2 (Refugio en Piedecuesta, Galán en Girón y Lebrija)	Unidad	45.0	120.6
-	ERP 10T1 (Ciudadela)	Unidad	26.1	70.1
-	ERP 10T2 (Transejes, Zona Industrial, Palenque, Poblado y Parque Industrial en Giron, Los Colorados, Colseguros Norte, Regadero Norte, San Francisco, La Salle, Diamante, Fontana y Terminal)	Unidad	29.0	77.8
-	Sistemas de Control	Unidad	214.9	576.3
-	Acometidas construidas hasta 1991	km	987.8	2,649.3

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 2012
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	6.13	16.45
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	6.69	17.94
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	6.26	16.79
TPE3CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN CONCRETO	km	6.79	18.22
TPE4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN CONCRETO	km	7.74	20.76
TPE6CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN CONCRETO	km	8.04	21.56
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	6.71	18.00
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ANDEN TABLETA	km	6.90	18.51
TPE2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ANDEN TABLETA	km	6.54	17.55
TPE3AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ANDEN TABLETA	km	7.45	19.97
TPE4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ANDEN TABLETA	km	7.73	20.74
TPE6AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ANDEN TABLETA	km	8.04	21.56
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	6.27	16.81
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	6.84	18.34
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	6.36	17.06
TPE3ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ZONA VERDE	km	6.81	18.26
TPE4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ZONA VERDE	km	7.81	20.95
TPE6ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ZONA VERDE	km	8.04	21.56
-	Cruces aéreos	km	18.15	48.67

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 2012
TA2AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 2" EN ASFALTO	km	64.85	173.93
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	73.60	197.40
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	97.35	261.10
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	144.41	387.32
TA4CO	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN CONCRETO	km	97.35	261.10
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	10.61	28.46
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	10.61	28.46
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	16.82	45.12
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	16.82	45.12
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	16.82	45.12
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	16.82	45.12
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	10.61	28.46
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	10.61	28.46
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	16.82	45.12
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	16.82	45.12
TPE3CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN CONCRETO	km	16.82	45.12
TPE4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN CONCRETO	km	16.82	45.12
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	10.61	28.46
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ANDEN TABLETA	km	10.61	28.46
TPE1AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ANDEN TABLETA	km	16.82	45.12
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	10.61	28.46
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	10.61	28.46
TPE1ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ZONA VERDE	km	16.82	45.12
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	16.82	45.12
TPE3ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ZONA VERDE	km	16.82	45.12
TPE4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ZONA VERDE	km	16.82	45.12
ERPC 01T1	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 0 A 1 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	km	39.89	106.98
-	UC especiales ($ de 2002)	-	-	-
-	Cruce aéreo menor de PE de 1/2" - 2"	km	256.40	352.59
-	Cruce aéreo menor de PE de 3" - 4"	km	365.40	502.48
-	Cruce aéreo mayor de PE	km	637.50	876.67
-	Cruce subfluvial de acero de 2"	km	769.66	1,058.41
-	Cruce aéreo de acero hasta 6"	km	1,275.00	1,753.33
-	Cruce en autopista o vía nacional	km	261.60	359.74
-	Hardware y software central de odorización	global	107.25	147.49
-	Protección catódica	km	98.50	135.46
-	Obra en suelo licuable hasta 6"	km	120.44	165.62

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002 - ACACIAS

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 2002	Costo Reconocido mill $ Dic 2012
TPE1/2AS	Canalización tubería 1/2" en asfalto	km	20,69	28,46
TPE3/4AS	Canalización tubería 3/4" en asfalto	km	20,69	28,46
TPE1AS	Canalización tubería 1" en asfalto	km	32,81	45,12
TPE2AS	Canalización tubería 2" en asfalto	km	32,81	45,12
TPE3AS	Canalización tubería 3" en asfalto	km	32,81	45,12
TPE4AS	Canalización tubería 4" en asfalto	km	32,81	45,12
TPE1/2CO	Canalización tubería 1/2" en concreto	km	20,69	28,46
TPE3/4CO	Canalización tubería 3/4" en concreto	km	20,69	28,46
TPE1CO	Canalización tubería 1" en concreto	km	32,81	45,12
TPE2CO	Canalización tubería 2" en concreto	km	32,81	45,12
TPE3CO	Canalización tubería 3" en concreto	km	32,81	45,12
TPE4CO	Canalización tubería 4" en concreto	km	32,81	45,12
TPE1/2AT	Canalización tubería 1/2" en anden tableta	km	20,69	28,46
TPE3/4AT	Canalización tubería 3/4" en anden tableta	km	20,69	28,46
TPE1AT	Canalización tubería 1" en anden tableta	km	32,81	45,12
TPE1/2ZV	Canalización tubería 1/2" en zona verde	km	20,69	28,46
TPE3/4ZV	Canalización tubería 3/4" en zona verde	km	20,69	28,46
TPE1ZV	Canalización tubería 1" en zona verde	km	32,81	45,12
TPE2ZV	Canalización tubería 2" en zona verde	km	32,81	45,12
TPE3ZV	Canalización tubería 3" en zona verde	km	32,81	45,12
TPE4ZV	Canalización tubería 4" en zona verde	km	32,81	45,12
-	Cruce aéreo menor de PE de 3" - 4 "	km	365,4	502,48
-	Cruce aéreo mayor de PE	km	637,5	876,67
-	Cruce en autopiesta o vía nacional	km	261,6	359,74

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 2012
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	5.97	16.00
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	5.97	16.00
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	13.57	36.39
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	13.57	36.39
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	13.57	36.39
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	13.57	36.39
ERP 3T3	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 3000 SCMH TREN PARALELO CON MEDIDOR	Unidad	30.25	81.12
-	Equipo de Odorización $ dic 2002	Unidad	24.93	34.29
-	Conexión a Transporte $ dic 2002	global	388.51	534.27

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 2012
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	63.00	168.96
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	85.08	228.19
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	130.66	350.45
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	6.80	18.24
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	6.65	17.85
TPE1-1/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1- 1/4" EN CONCRETO	km	12.29	32.97
TPE1-1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1- 1/2" EN CONCRETO	km	12.29	32.97
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	12.29	32.97
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3"	km	22.77	61.07
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	32.67	87.62
TPE6AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ASFALTO	km	51.71	138.69
ERPC 515T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 5 A 15 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	30.65	82.21
ERP 8T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	28.37	76.08
ERP 10T2	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 10000 SCMH TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	Unidad	30.49	81.77
-	Cruces aéreos	km	2.81	7.53
-	Acometidas construidas hasta 1991	km	285.58	765.94
-	Equipos de protección catódica	Unidad	15.67	42.03

ERPC 515T2 (Ruitoque y Rio Frio), ERP8t2 (Provenza y la Cumbre), ERP 10T2 (Lagos I, Bucarica y Florida)

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 2012
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	10.85	29.09
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	11.96	32.07
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	14.78	39.65
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	20.57	55.16
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	28.61	76.73
Almacenamiento y descompresion 10000 gl	global	60.74	162.91
Almacenamiento y descompresion 5000 gl	global	38.05	102.06

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 2012
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	83.91	225.05
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	8.55	22.93
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	9.09	24.37
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	11.19	30.01
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	17.67	47.38
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	22.04	59.12
ERPC 515T2	ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD DE 5 A 15 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	Unidad	107.90	289.39
-	Cruces subfluviales	km	5.41	14.52
-	Protección catódica	km	14.83	39.78
-	Unidad de Almacenamiento de gas	Unidad	324.25	869.67

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 2012
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	55.79	149.62
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	69.82	187.26
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	105.30	282.43
TA8AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 8" EN ASFALTO	km	164.12	440.17
TA10AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 10" EN ASFALTO	km	180.48	484.06
TA14AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 14" EN ASFALTO	km	275.32	738.43
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	10.56	28.33
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	10.56	28.33
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	10.56	28.33
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	10.56	28.33
TPE6AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 6" EN ASFALTO	km	10.56	28.33
ERP 8T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 8000 CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 14" EN ASFALTO	Unidad	66.00	177.02
ERP 10T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 10000 SCMH TREN SENCILLO CON MEDIDOR	Unidad	84.82	227.49
-	UC a $ de dic 2002	-	-	-
-	Sistemas de Control	Unidad	677.54	931.72
-	Cruces Subfluviales	km	829.39	1,140.55
-	Cruces Subterráneos	km	5,527.82	7,601.66
-	Cruces Aéreos	km	539.27	741.59
-	Equipos de Protección Catódica	Unidad	200.38	275.55

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 2012
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	62.50	167.63
TA4CO	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN CONCRETO	km	62.50	167.63
TA4DE	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN DESTAPADO	km	62.50	167.63
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	5.35	14.35
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	6.25	16.76
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	12.30	32.99
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	22.54	60.44
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	5.35	14.35
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	6.25	16.76
TPE3CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN CONCRETO	km	12.30	32.99
TPE4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN CONCRETO	km	22.54	60.44
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ANDEN TABLETA	km	5.35	14.35
TPE2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ANDEN TABLETA	km	6.25	16.76
TPE3AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ANDEN TABLETA	km	12.30	32.99
TPE4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ANDEN TABLETA	km	22.54	60.44
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	5.35	14.35
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	6.25	16.76
TPE3ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ZONA VERDE	km	12.30	32.99
TPE4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ZONA VERDE	km	22.54	60.44
ERP 5T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 5000 SCMH TREN SENCILLO CON MEDIDOR	Unidad	60.00	160.92
ERP 10T1	ESTACIÓN DE REGULACIÓN DE PRESIÓN DE 10000 SCMH TREN SENCILLO CON MEDIDOR	Unidad	74.00	198.47

4.15. EMPRESA MADIGAS INGENIEROS S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva ASFALTO	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2012
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	15.53	24.95
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	15.53	24.95
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	15.53	24.95
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	15.53	24.95
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	15.53	24.95
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	15.53	24.95
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	15.53	24.95
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	15.53	24.95
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ANDEN TABLETA	km	15.53	24.95
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	15.53	24.95
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	15.53	24.95
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	15.53	24.95

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002 -ACACÍAS

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 1996	Costo Reconocido mill $ Dic 2012
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	11.31	15.6
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	11.31	15.6
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	11.31	15.6
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	11.31	15.6
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	11.31	15.6
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	11.31	15.6
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	11.31	15.6
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	11.31	15.6
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	11.31	15.6
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	11.31	15.6
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	11.31	15.6
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ANDEN TABLETA	km	11.31	15.6
TPE1AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ANDEN TABLETA	km	11.31	15.6
TPE2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ANDEN TABLETA	km	11.31	15.6
TPE3AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ANDEN TABLETA	km	11.31	15.6
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	11.31	15.6
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	11.31	15.6
TPE1ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ZONA VERDE	km	11.31	15.6
TPE4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ZONA VERDE	km	11.31	15.6
-	UC Especiales	global	54.01	74.3

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 2012
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	34.88	47.97
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	40.72	56.00
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	24.63	33.86
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	32.62	44.86
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ANDEN TABLETA	km	27.74	38.15
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	9.35	12.85
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	17.39	23.91

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 2012
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	9.20	24.67
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	9.20	24.67
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	9.20	24.67
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	9.20	24.67
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	9.20	24.67
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	9.20	24.67
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	9.20	24.67
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	9.20	24.67
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	9.20	24.67
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4"	km	9.20	24.67
TPE1AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ANDEN TABLETA	km	9.20	24.67
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	9.20	24.67
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	9.20	24.67
TPE1ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ZONA VERDE	km	9.20	24.67
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	9.20	24.67
-	Estaciones de Regulación de Presión y Otros	Unidad	120.00	321.85

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 2000	Costo Reconocido mill $ Dic 2012
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	4.16	6.68
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	4.75	7.63
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	6.52	10.47
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	20.02	32.17
-	Poliválvula 1/2"	Unidad	0.15	0.25
-	Poliválvula 3/4"	Unidad	0.15	0.25
-	Poliválvula 1"	Unidad	0.16	0.26
-	Poliválvula 2"	Unidad	0.36	0.57
-	Estaciones de Regulación de Presión y Otros	Unidad	127.46	204.81

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 2000	Costo Reconocido mill $ Dic 2012
Aguazul	-	-	-	-
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	14.4	23.1
TPE3/4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ASFALTO	km	14.4	23.1
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	14.4	23.1
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	14.4	23.1
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	14.4	23.1
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	14.4	23.1
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	14.4	23.1
TPE3/4CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN CONCRETO	km	14.4	23.1
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	14.4	23.1
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	14.4	23.1
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	14.4	23.1
TPE3/4AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ANDEN TABLETA	km	14.4	23.1
TPE1AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ANDEN TABLETA	km	14.4	23.1
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	14.4	23.1
TPE3/4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3/4" EN ZONA VERDE	km	14.4	23.1
TPE1ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ZONA VERDE	km	14.4	23.1
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	14.4	23.1
TPE3ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ZONA VERDE	km	14.4	23.1
TPE4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ZONA VERDE	km	14.4	23.1
Monterrey	-	-	-	-
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	30.5	49.0
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	30.5	49.0
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	30.5	49.0
TPE3AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ASFALTO	km	30.5	49.0
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	30.5	49.0
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	30.5	49.0
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	30.5	49.0
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	30.5	49.0
TPE1AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ANDEN TABLETA	km	30.5	49.0
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	30.5	49.0
TPE1ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ZONA VERDE	km	30.5	49.0
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	30.5	49.0
TPE3ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 3" EN ZONA VERDE	km	30.5	49.0
Villanueva	-	-	-	-
TPE1/2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ASFALTO	km	14.8	23.8
TPE1AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ASFALTO	km	14.8	23.8
TPE2AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ASFALTO	km	14.8	23.8
TPE4AS	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ASFALTO	km	14.8	23.8
TPE1/2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN CONCRETO	km	14.8	23.8
TPE1CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN CONCRETO	km	14.8	23.8
TPE2CO	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN CONCRETO	km	14.8	23.8
TPE1/2AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ANDEN TABLETA	km	14.8	23.8
TPE1AT	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ANDEN TABLETA	km	14.8	23.8
TPE1/2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1/2" EN ZONA VERDE	km	14.8	23.8
TPE1ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 1" EN ZONA VERDE	km	14.8	23.8
TPE2ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 2" EN ZONA VERDE	km	14.8	23.8
TPE4ZV	CANALIZACION TUBERIA DE POLIETILENO DE 4" EN ZONA VERDE	km	14.8	23.8

4.20. EMPRESA PROMIGAS S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Código	Descripción de Unidad Constructiva	Unidad	Costo Reconocido mill $ Dic 2000	Costo Reconocido mill $ Dic 2012
TA3AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 3" EN ASFALTO	km	91.44	146.93
TA4AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 4" EN ASFALTO	km	106.32	170.84
TA6AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 6" EN ASFALTO	km	163.11	262.10
TA8AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 8" EN ASFALTO	km	164.06	263.62
TA10AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 10" EN ASFALTO	km	192.34	309.07
TA12AS	CANALIZACION TUBERIA DE ACERO DE 12" EN ASFALTO	km	207.57	333.55
-	Costo Reconocido mill $ Dic 2002	-	-	-
-	Cruces Subfluviales 12"	km	1611.88	2216.60
-	Cruces Subfluviales 12"	km	1447.96	1991.18
-	Cruces Subfluviales 10"	km	1311.36	1803.33
-	Cruces Subfluviales 8"	km	1229.40	1690.63
-	Cruces Subfluviales 4"	km	1622.81	2231.63
-	Costo Reconocido	km	1458.89	2006.21
-	Cruces Subfluviales 10"	km	1447.96	1991.18
-	Cruces Subfluviales 8"	km	1311.36	1803.33
-	Cruces Subfluviales 4"	km	1229.40	1690.63
-	Cruces Subterráneos 12"	km	1622.81	2231.63
-	Cruces Subterráneos 10"	km	1458.89	2006.21
-	Cruces Subterráneos 4"	km	1240.33	1705.65
-	Cruces Aéreos 12"	km	1447.96	1991.18
-	Cruces Aéreos 10"	km	1311.36	1803.33
-	Cruces Aéreos 8"	km	1180.22	1623.00
-	Cruces Aéreos 4"	km	1065.48	1465.21
-	Cruces Aéreos 3"	km	874.24	1202.22
-	Protección Catódica	Unidad	81.71	112.37
-	Sistemas de Control	Unidad	278.03	382.34
-	Actuador de acero de 12"	gl	54,3	74,67
-	Actuador de acero de 10"	gl	307,4	422,73
-	Trampas	gl	37,6	51,71

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 4) (Fuente: R CREG 125/15, art. 5)

Cantidades de unidades constructivas reconocidas como inversión existente (Ie)

ARTÍCULO 4.4.2.8.1. 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 Constructiva	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	2	-	-
ERP 3T4	1	1	-	-
ERP 5T2	1	-	1	-
ERP 8T1	19	19	-	-
ERP 10T2	45	40	5	-
ERP 10T4	15	15	-	-
Sistemas de Control	1	1	-	-
Hot Tap y Equipo de Obturación	1	1	-	-
Actuadores	18	18	-	-

5.2. EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Bello	Caldas	Copacabana	Envigado	Girardota	Itagüí	La Estrella	Medellín	Sabaneta	Barbosa
EPM E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA3AS	1.82	1.82	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA4AS	12.02	12.02	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA6AS	4.07	4.07	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA8AS	6.44	6.44	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA16AS	12.30	12.30	-	-	-	-	-	-	-	-	-
EPM E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA20AS	29.89	29.89	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2CO	0.61	0.01	0.03	-	0.06	0.00	0.08	0.00	0.41	0.00	0.00
TPE3/4CO	725.26	8.13	12.25	-	104.81	1.89	45.44	1.93	550.80	0.00	0.00
TPE1AS	184.90	2.19	0.38	0.02	27.67	0.87	7.49	0.65	142.54	3.09	0.00
TPE2AS	31.19	0.09	0.02	-	3.04	0.01	5.56	0.50	21.00	0.98	0.00
TPE3AS	141.30	0.70	2.02	-	24.84	8.56	6.06	0.00	97.64	1.40	0.09
TPE4AS	77.27	2.10	0.38	-	6.44	4.62	13.54	1.21	46.31	0.00	1.87
TPE6AS	70.14	5.05	0.02	-	4.85	2.02	7.10	1.67	45.41	0.00	0.00
ERP 3T3	7	1	2.02	-	-	-	-	-	3	1	-
ERP 8T3	7	-	1.19	-	-	-	-	-	5	-	-
Cruces subfluviales	1	1	1.59	2.47	-	-	-	-	-	-	-
Cruces ferrocarril y de metro	1	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-
Cobro por uso del derecho de via	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces de poliducto	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de protección catódica	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Trampas de raspadores	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Protección del Río con Bolsacretos	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Placas de protección Río	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
By pass	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-

5.3. EMPRESA SURTIGAS S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Argona	Buena vista	Carmen de Bolivar	Carteagena	Cicuco	Clemencia	Magangue	Maria la Baja	Mompos	Ovejas	Pta Cartagena Limón
SURTIGAS S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	1.9	0.0	0.0	0.0	0.1	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TA3AS	2.8	0.0	0.0	0.0	0.1	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TA4AS	7.9	0.0	0.0	0.0	7.9	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TA6AS	30.6	0.0	0.0	0.0	30.6	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TPE1/2CO	889.4	0.0	7.8	20.2	229.7	2.9	1.7	42.5	10.5	11.8	0.8	-
TPE3/4CO	4,218.2	0.0	26.9	117.5	1,200.6	18.2	22.0	178.7	45.8	48.2	33.9	-
TPE1AS	63.5	0.0	1.3	0.0	45.4	1.4	0.0	0.8	0.0	0.0	0.0	-
TPE1-1/4AS	2.4	0.0	0.0	0.0	2.4	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TPE1-1/2AS	1.7	0.0	0.0	0.0	1.7	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TPE2AS	475.6	9.8	2.6	13.1	106.2	0.8	3.1	13.0	8.3	3.5	3.6	-
TPE3AS	110.5	0.5	0.0	0.6	21.3	0.0	1.8	9.3	1.4	1.9	0.5	-
TPE4AS	83.1	0.0	0.0	0.6	40.5	0.0	0.0	7.1	0.1	0.0	0.0	-
TPE6AS	21.4	2.1	0.0	0.0	17.8	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
ERPC 01T2	3	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 13T2	4	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 35T2	1	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T1	5	-	-	-	5	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T3	1	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
ERP 5T3	1	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T1	1	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T3	1	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
ERP 35T3	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	34.0	1.0	1.0	-	13.0	-	-	1.0	-	-	1.0	-
Equipos de Odorización	44.0	1.0	1.0	1.0	0.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Conexión a Red de Transporte	19.0	-	-	-	14.0	-	-	-	-	-	-	-
Cruces de vías	15.0	-	-	-	19.0	-	-	-	-	-	-	-
Cruces subfluvial en Acero km	4.3	-	-	-	4.3	-	-	-	-	-	-	-
Cruces subfluvial en PE	14.0	1.0	1.0	1.0	14.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Equipos de protección catódica	43.5	-	-	-	39.0	-	-	-	-	-	-	-
Trampa de raspatubos	4.0	-	-	-	4.0	-	-	-	-	-	-	-
Actuadores	40.0	1.0	1.0	1.0	0.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Lastrado en Acero	4.3	-	-	-	4.3	-	-	-	-	-	-	-

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	San Jaciento	San Juan Nepomuceno	San Pedro	Santa Ana	Santa Catalina	Santa Rosa	Talaigua Nuevo	Talaigua Viejo	Turbaco	Turbana	Cerete	Chima	Cienaga de Oro
SURTIGAS S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	1.8	0.0	0.0
TA3AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TA4AS	0.0	0.0	0.0	7	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TA6AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE1/2CO	1.2	11.6	10.6	0.0	1.0	4.8	-	5.9	20.0	2.8	27.4	0.0	13.4
TPE3/4CO	52.3	4.4	30.7	37.7	14.9	23.8	-	16.0	115.0	18.1	126.3	13.2	45.6
TPE1AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-	1.0	2.4	0.0	0.2	0.0	0.0
TPE1-1/4AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE1-1/2AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE2AS	5.0	4.2	3.2	6.1	1.8	2.4	-	1.2	19.6	3.1	22.3	1.3	3.6
TPE3AS	1.7	0.8	0.4	1.3	0.1	0.5	-	0.0	2.0	0.4	15.1	0.0	0.6
TPE4AS	0.0	0.2	0.0	0.0	0.0	0.0	-	0.5	0.0	0.0	2.7	0.0	0.0
TPE6AS	0.0	0.0	0.0	0.6	0.0	0.0	-	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
ERPC 01T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 13T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 35T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 5T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 35T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	-	-	1.0	-	-	-	-	-	1.0	-	1.0	-	1.0
Equipos de Odorización	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Conexión a Red de Transporte	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces de vías	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Cruces subfluvial en Acero km	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces subfluvial en PE	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de protección catódica	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Trampa de raspatubos	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Actuadores	1.0	1.0	1.0	-	1.0	1.0	1.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Lastrado en Acero	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Loríca	Momil	Montelibano	Monteria	Planeta Rica	Pueblo Nuevo	Purisima	San Andrés de Sotavento	San Antero	Betulia	Coveñas
SURTIGAS S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TA3AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TA4AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TA6AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TPE1/2CO	23.6	8.8	31.7	160.1	27.3	7.5	7.0	3.9	0.0	5.2	-
TPE3/4CO	96.6	31.4	61.9	532.7	68.8	21.6	22.8	21.0	23.6	19.1	-
TPE1AS	0.0	0.0	0.0	0.1	0.0	0.2	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TPE1-1/4AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TPE1-1/2AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
TPE2AS	10.7	4.0	8.4	50.1	3.2	3.2	2.4	3.2	1.8	2.6	-
TPE3AS	3.3	0.4	1.0	24.4	4.4	1.1	0.2	0.0	0.7	0.6	-
TPE4AS	2.5	0.0	0.7	8.9	2.0	0.0	0.0	0.0	2.3	0.0	-
TPE6AS	0.0	0.0	0.0	0.9	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	-
ERPC 01T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 13T2	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 35T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 5T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 35T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	-	-	1.0	1.0	1.0	-	-	-	-	-	-
Equipos de Odorización	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	-	1.0	-
Conexión a Red de Transporte	-	-	-	1.0	-	-	-	-	-	-	-
Cruces de vías	1.0	1.0	1.0	2.0	1.0	1.0	1.0	1.0	-	1.0	-
Cruces subfluvial en Acero km	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces subfluvial en PE	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de protección catódica	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Trampa de raspatubos	-	-	-	-	-	-		-	-	-	-
Actuadores	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	-	1.0	-
Lastrado en Acero	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Chinu	Chocho	Corozal	Galeras	Los Palmitos	Morroa	Sahagun	Sampues	San Marcos	San Onofre	Since	Sincelejo	Tolu	Toluviejo
SURTIGAS S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TA3AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	2.7	0.0	0.0
TA4AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TA6AS	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE1/2CO	18.4	-	24.7	0.0	0.0	0.0	20.8	3.4	15.2	11.6	13.7	59.8	17.1	2.7
TPE3/4CO	46.2	-	100.7	41.8	30.7	15.7	111.0	46.1	66.6	35.2	67.6	512.7	40.4	14.1
TPE1AS	2.0	-	0.4	0.0	0.0	0.0	2.0	5.7	0.0	0.0	0.0	0.5	0.0	0.0
TPE1-1/4AS	0.0	-	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE1-1/2AS	0.0	-	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE2AS	3.2	-	11.4	52.5	3.5	1.2	11.0	2.0	4.9	3.5	7.5	41.0	4.3	2.2
TPE3AS	0.6	-	2.2	0.5	2.1	0.4	1.5	0.0	1.1	0.4	0.7	2.9	1.8	0.2
TPE4AS	0.0	-	0.0	1.0	0.0	0.0	0.0	0.0	1.4	0.0	2.6	10.0	0.0	0.0
TPE6AS	0.0	-	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
ERPC 01T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-
ERPC 13T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2	-	-
ERPC 35T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 5T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 35T3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-
Sistemas de Control	1.0	-	1.0	-	-	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Equipos de Odorización	1.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	2.0	1.0	1.0
Conexión a Red de Transporte	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4.0	-	-
Cruces de vías	1.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	2.0	1.0	1.0
Cruces subfluvial en Acero km	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces subfluvial en PE	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de protección catódica	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4.5	-	-
Trampa de raspatubos	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Actuadores	1.0	-	1.0	-	1.0	-	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Lastrado en Acero	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

5.4. EMPRESA GASES DEL CARIBE S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Aracataca	Baranoa	Barranquilla	Campo de la Cruz	Candelaria	Ciénega	Fundación	Galapa	Juan de Acosta	La Paz	Luruaco	Malambo	Manatí	Palmar ade Varela
Gases del Caribe	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	1.7	-	-	-	-	-	1.7	-	-	-	-	-	-	-	-
TA3AS	0.5	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA4AS	9.6	-	-	3.3	-	-	0.9	-	-	-	-	0.0	1.7	-	-
TA6AS	5.2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2CO	3,635.8	40.4	79.6	1,460.1	-	-	56.3	58.2	23.1	-	10.2	16.0	100.9	-	52.8
TPE3/4CO	2,621.0	62.7	46.9	670.4	55.4	41.8	122.3	97.9	16.7	30.5	48.7	44.8	62.6	56.8	13.4
TPE1CO	91.4	4.5	-	-	-	-	26.5	7.9	-	-	-	-	-	-	-
TPE2AS	270.8	-	-	199.8	-	-	-	-	4.7	-	-	3.1	19.2	-	5.4
TPE3AS	255.1	8.3	10.6	55.1	-	-	14.9	8.4	-	-	0.9	-	-	-	-
TPE4AS	292.5	-	-	39.5	10.0	6.0	-	-	2.1	3.8	5.8	10.2	14.6	7.7	0.6
TPE6AS	27.5	-	13.7	-	-	-	-	-	-	-	1.4	-	-	-	-
ERP 5T1	10.0	-	-	4.0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 8T1	30.0	-	-	12.0	-	-	2.0	-	-	-	-	1.0	3.0	-	-
UC a $ de dic 2002	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipo de Odorización	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces Subfluviales	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces Subterráneos	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de Protección Catódica	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Polonuevo	Ponedera	Puerto Colombia	Repelón	Sabana grande	Sabana Larga	Santa Lucía	Santa Martha	Santo Tomás	Soledad	Suan	Usiacurí	Valledupar	Zona Bananera
Gases del Caribe	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA3AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0.5
TA4AS	-	0.0	0.0	-	0.8	-	-	1.1	0.0	0.4	-	-	1.4	0.0
TA6AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	5.2	-
TPE1/2CO	28.1	29.0	88.5	-	46.5	86.6	-	435.3	46.7	344.6	-	-	632.9	-
TPE3/4CO	14.4	68.8	26.1	45.8	9.7	84.8	31.4	349.6	7.9	381.8	24.1	24.8	106.0	74.7
TPE1CO	-	-	-	-	-	-	-	23.4	-	-	-	-	0.4	28.7
TPE2AS	3.7	4.6	19.8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE3AS	-	-	8.2	-	7.8	13.7	-	78.7	6.3	43.3	-	-	9.3	-
TPE4AS	5.6	8.4	9.8	4.3	5.5	10.7	6.6	-	1.4	39.8	3.0	3.2	80.4	-
TPE6AS	-	-	-	-	-	-	-	26.1	-	-	-	-	-	-
ERP 5T1	-	-	-	-	-	-	-	2.0	-	2.0	-	-	-	-
ERP 8T1	-	1.0	1.0	-	1.0	-	-	3.0	1.0	1.0	-	-	3.0	1.0
UC a $ de dic 2002	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipo de Odorización	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces Subfluviales	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces Subterráneos	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de Protección Catódica	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

5.5. ALCANOS DE COLOMBIA S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Neiva	Aipe	Yaguará	Rivera	Tello	Palermo	Baraya	Teruel	Paicol	Tesalia	Villa vieja	Gigante	Natagaima	La plata
Alcanos de Colombia	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	2.3	1.0	1.3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA3AS	2.2	1.6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA4AS	1.4	1.3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA6AS	4.5	4.5	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA8AS	0.6	0.6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2CO	882.2	497.9	20.0	13.9	32.7	11.7	18.3	10.0	5.4	5.3	12.0	10.2	13.7	23.2	23.8
TPE3/4CO	544.9	181.8	14.3	12.6	29.1	11.7	14.8	10.1	5.1	5.1	8.3	2.9	12.3	13.3	21.8
TPE1CO	150.1	34.0	1.8	3.2	45.8	4.4	4.4	3.3	2.0	1.7	3.0	2.5	2.6	0.7	3.8
TPE1-1/4AS	7.8	7.8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1-1/2AS	2.0	2.0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE2AS	107.9	34.7	4.8	1.7	15.8	0.4	0.5	0.6	0.9	0.2	0.9	0.3	3.3	4.1	4.0
TPE3AS	24.8	11.4	3.5	-	4.6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1.3
TPE4AS	14.0	8.5	-	-		-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE6AS	3.0	3.0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 13T2	2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 35T1	14	-	-	1	-	1	1	1	1	1	1	-	1	-	1
ERPC 35T2	4	-	1	-	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 515T2	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T2	11	11	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 5T2	7	7	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	2	2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de Odorización	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Conexión a Red de Transporte	16	4	-	-	4	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces subfluviales	2	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de protección catódica	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruce aéreo	2	-	-	1	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
Estructura colgante rios	2	2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Algeciras	Garzón	Guamo	Purificación	Tarqui	Saldaña	Hobo	Campoalegre	Betania	Fortalecillas	Juncal	Guacirco	San Francisco	Gualanday
Alcanos de Colombia	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0.0	-	-	-	-
TA3AS	-	-	-	-	-	-	0.6	-	-	-	-	-	-	-
TA4AS	-	-	-	-	-	-	-	0.0	-	-	-	-	-	-
TA6AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA8AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2CO	18.3	35.1	24.3	14.5	6.7	16.6	9.9	44.9	2.2	2.1	4.9	2.2	0.0	2.4
TPE3/4CO	15.1	30.4	33.5	29.6	6.4	23.2	8.7	34.9	3.9	7.3	2.6	1.4	0.5	4.3
TPE1CO	3.1	5.5	1.6	0.3	1.7	2.8	2.3	8.2	2.4	1.7	1.6	0.9	3.9	0.8
TPE1-1/4AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1-1/2AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE2AS	2.0	5.5	6.0	6.8	0.9	3.4	1.1	2.8	0.1	5.0	0.1	1.4	-	0.6
TPE3AS	-	0.7	1.2	-	-	0.8	-	1.3	-	-	-	-	-	-
TPE4AS	-	3.0	0.3	-	-	2.0	-	0.2	-	-	-	-	-	-
TPE6AS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERPC 13T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-	1	-	-
ERPC 35T1	1	1	-	-	1	-	-	-	1	-	1	-	-	-
ERPC 35T2	-	-	-	-	-	-	1	1	-	-	-	-	-	-
ERPC 515T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 3T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ERP 5T2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de Odorización	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-
Conexión a Red de Transporte	-	-	-	-	-	-	2	4	-	1	-	1	-	-
Cruces subfluviales	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Equipos de protección catódica	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruce aéreo	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Estructura colgante rios	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

5.6. EMPRESA GAS NATURAL DEL ORIENTE

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Bucaramanga	Le brija	Canta gallo	San Pablo	Sabana	Pto Wilches
Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	3.6	3.2	0.4	0.0	0.0	0.0	0.0
TA3AS	2.8	2.5	0.3	0.0	0.0	0.0	0.0
TA4AS	12.6	12.6	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TA6AS	35.2	35.2	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE1/2CO	4.6	4.6	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE3/4CO	1,350.3	1,128.4	29.5	8.1	41.3	107.0	36.0
TPE2AS	201.1	177.9	5.3	0.0	2.1	10.4	5.5
TPE3AS	27.7	26.4	0.0	0.0	1.2	0.0	0.0
TPE4AS	8.7	8.7	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
TPE6AS	1.0	1.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
ERPC 35T2	1		1	-	-	-	-
ERPC 515T1	1	1	-	-	-	-	-
ERP 3T1 (Cantagallo, Brisas de Bolívar, San Pablo, Simónica y Provincia en Sabana, Km 8 en Puerto Wilches)	6	-	-	2	1	2	1
ERP 5T1 (Castellana en Piedecuesta, Sabana y Pto Wi lches)	3	1	-	-	-	1	1
ERP 5T2 (Refugio en Piedecuesta, Galán en Girón y Lebri ja)	3	2	1	-	-	-	-
ERP 10T1 (Ciudadela)	1	1	-	-	-	-	-
ERP 10T2 (Transejes, Zona Industrial, Palenque, Poblado y Parque Industrial en Giron, Los Colorados, Colseguros Norte, Regadero Norte, San Francisco, La Salle, Diamante, Fontana y Terminal)	13	13	-	-	-	-	-
Sistemas de Control	1	1	-	-	-	-	-
Acometidas construidas hasta 1991	1	-	-	-	-	-	-

5.7. EMPRESA GAS NATURAL DEL CESAR

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Aguachica	Agustín Codazzi	Chiriguaná	Curumaní	Gamarra	La Gloria	La Jagua	Pelaya	San Alberto	San Diego	El Banco
Gas Natural del Cesar S.A. E.S.P.	-
TPE1/2CO	2 .16	0.45	0.02	0.36	-	-	0.61	0.11	0 .13	0.02	0.47	-
TPE3/4CO	6 .80	1.48	1.97	0.01	0.24	0.63	0.07	0.00	-	0.86	0.69	0.85
TPE2CO	0 .79	0.09	0.14	0.07	0.02	0.10	0.05	0.02	0 .03	0.09	0.12	0.07
TPE3CO	0 .11	0.02	0.05	-	0 .01	-	-	-	-	0.03	-	0.00
TPE4CO	0 .17	0.13	0.02	-	-	-	-	-	-	-	-	0.02
TPE6CO	0 .10	0.10	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2AT	1 8.35	8.25	0.13	1.81	-	-	5.09	0.88	0 .43	0.36	1.40	-
TPE3/4AT	8 5.04	2 7.38	11.79	0.05	1.91	3.39	0.58	0.03	-	10.67	2.07	27.15
TPE2AT	7 .85	1.73	0.59	0.33	0.16	0.55	0.40	0.15	0 .09	1.28	0.37	2.19
TPE3AT	0 .85	0.45	0.29	-	0 .08	-	-	-	-	-	-	0.03
TPE4AT	3 .00	2.36	0.14	-	-	-	-	-	-	-	-	0.50
TPE6AT	1 .77	1.77	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2ZV	5 2.09	13.60	0.55	9.90	-	-	6.42	10.04	3 .71	0.41	7.46	-
TPE3/4ZV	1 71.31	45.15	51.76	0.30	21.78	8.53	0.73	0.38	-	17.23	11.03	14.42
TPE2ZV	1 9.34	2.85	3.56	1.79	1.81	1.40	0.50	1.75	0 .81	1.73	1.97	1.16
TPE3ZV	3 .51	0.75	1.26	-	0 .88	-	-	-	-	0.60	-	0.02
TPE4ZV	4 .76	3.90	0.59	-	-	-	-	-	-	-	-	0.27
TPE6ZV	2 .91	2.91	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruces aéreos	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

5.8. EMPRESA LLANOGAS S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Villavicencio	Cumaral	Restrepo	Guayabetal	Quetame	Puente Quetame	Cáqueza	Chipaque	Fosca	Une	Acacias
Llanogas S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA2AS	1.35	1.35	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA3AS	4.25	4.25	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA4AS	4.85	4.85	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA6AS	3.02	3.02	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TA4CO	0.08	0.08	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2AS	10,44	6.81	0.60	0.51	0.15	0.19	0.05	0.33	0.17	0.15	0.25	1,24
TPE3/4AS	6,86	2.76	0.65	0.47	0.05	0.00	0.03	0.19	0.18	0.07	0.13	2,32
TPE1AS	6,02	2.78	0.48	0.37	0.34	0.15	0.12	0.19	0.17	0.06	0.13	1,23
TPE2AS	13,3	7.79	0.55	0.67	0.21	0.16	0.03	0.80	0.11	0.09	0.24	2,64
TPE3AS	7,01	4.11	1.46	0.95	-	-	-	-	-	-	-	0,49
TPE4AS	1,06	0.25	0.00	0.00	-	-	-	-	-	-	-	0,81
TPE1/2CO	814,93	775.83	6.43	5.46	1.60	2.00	0.50	3.57	1.85	1.65	2.71	13,35
TPE3/4CO	73,75	29.69	7.02	5.09	0.58		0.31	2.00	1.94	0.74	1.39	24,97
TPE1CO	124,28	116.74	1.12	0.86	0.80	0.35	0.27	0.43	0.40	0.14	0.30	2,86
TPE2CO	22,16	12.99	0.92	1.12	0.35	0.27	0.05	1.33	0.19	0.15	0.40	4.40
TPE3CO	6,23	3.66	1.30	0.84	-	-	-	-	-	-	-	0,43
TPE4CO	0,94	0.22	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0,72
TPE1/2AT	112,76	73.66	6.43	5.46	1.60	2.00	0.50	3.57	1.85	1.65	2.71	13,35
TPE3/4AT	73,75	29.69	7.02	5.09	0.58	-	0.31	2.00	1.94	0.74	1.39	24,97
TPE1AT	14,04	6.50	1.12	0.86	0.80	0.35	0.27	0.43	0.40	0.14	0.30	2,86
TPE1/2ZV	26,22	17.13	1.49	1.27	0.37	0.46	0.12	0.83	0.43	0.38	0.63	3,1
TPE3/4ZV	17,15	6.91	1.63	1.18	0.14	0.00	0.07	0.47	0.45	0.17	0.32	5,81
TPE1ZV	6,02	2.78	0.48	0.37	0.34	0.15	0.12	0.19	0.17	0.06	0.13	1,23
TPE2ZV	8,87	5.20	0.37	0.45	0.14	0.11	0.02	0.53	0.07	0.06	0.16	1,76
TPE3ZV	2,34	1.37	0.49	0.32	-	-	-	-	-	-	-	0,16
TPE4ZV	0,35	0.08	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0,27
ERPC 01T1	8.00	8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
UC especiales ($ de 2002)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruce aéreo menor de PE de 1/2"-2"	0.38	0.26	0.08	0.04	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruce aéreo menor de PE de 3" - 4"	0,06	-	0.01	0.02	-	-	-	-	-	-	-	0,03
Cruce aéreo mayor de PE	0,08	-	-	0.01	0.04	-	-	-	-	-	-	0,04
Cruce subfluvial de acero de 2"	0,06	0.06	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruce aéreo de acero hasta 6"	0,03	0.03	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Cruce en autopista o vía nacional	0,25	-	0.05	-	0.05	-	0.03	-	-	-	-	0,13
Hardware y software central de odorización	0.00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Protección catódica	0.00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Obra en suelo licuable hasta 6"	0.00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

<Consultar tablas directamente en el el artículo 6 de la Resolución 125 de 2015>

5.9. EMPRESA GASES DE LA GUAJIRA S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Albania	Barranca	Buenavista	Camarones	Dibulla	Distracción	El Cerejón	El Molino
Gases de la Guajira S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2CO	689.8	1.7	33.0	4.9	7.0	7.0	15.4	0.0	18.6
TPE3/4CO	142.9	-	0.8	0.0	0.1	0.1	0.0	0.0	0.0
TPE1CO	26.7	0.3	0.6	0.2	0.4	0.4	1.4	0.2	2.4
TPE2AS	41.0	-	4.8	-	-	-	0.1	0.2	0.2
TPE3AS	10.4	0.0	0.9	-	-	-	-	0.2	-
TPE4AS	11.9	-	0.3	0.0	-	-	0.0	-	-
ERP 3T3	2	-	-	-	-	-	-	1	-
Equipo de Odorización $ dic 2002	2	-	-	-	-	-	-	-	-
Conexión a Transporte $ dic 2002	1	-	-	-	-	-	-	-	-

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Fonseca	Hatonuevo	Maicao	Manaure	Mingueo	Palomino	Papayal	Rioacha	San Juan	Uribia	Urumita	Villanueva
Gases de la Guajira S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TPE1/2CO	689.8	57.8	19.8	119.5	11.3	7.6	5.6	7.6	210.4	50.0	14.5	32.9	62.1
TPE3/4CO	142.9	0.9	4.9	76.9	0.7		0.3	0.0	55.0	2.0	0.0	0.0	0.6
TPE1CO	26.7	3.4	1.3	0.3	0.4	1.8	0.5	2.0	0.2	2.2	1.8	3.0	3.1
TPE2AS	41.0	4.0	1.2	7.2	2.2	0.0	-	0.5	13.0	3.7	0.8	0.9	2.4
TPE3AS	10.4	0.6	0.5	2.7	-	-	-	0.0	3.0	1.0	-	-	1.7
TPE4AS	11.9	0.8	-	4.8	-	-	-	-	5.7	0.0	-	0.0	0.3
ERP 3T3	2	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-	-
Equipo de Odorización $ dic 2002	2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Conexión a Transporte $ dic 2002	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

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
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 (GLP)	-	-
TPE3/4CO	47.6	47.6
TPE1CO	0.2	0.2
TPE2AS	3.7	3.7
TPE3AS	0.2	0.2
TPE4AS	0.6	0.6
Almacenamiento y descompresión 10000 gl	1.0	1.0
Almacenamiento y descompresión 5000 gl	1.0	1.0

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	-	-
TA4AS	6.0	6.0
TPE3/4CO	134.8	134.8
TPE1CO	0.1	0.1
TPE2AS	8.6	8.6
TPE3AS	7.9	7.9
TPE4AS	7.3	7.3
ERPC 515T2	1	1
Cruces subfluviales	1.0	1.0
Protección catódica	1.0	1.0
Unidad de Almacenamiento de gas	1.0	1.0

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	-	-
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
ERP 8T1	6	6
ERP 10T1	11	11
UC a $ de dic 2002	-	-
Sistemas de Control	1	1
Cruces Subfluviales	1	1
Cruces Subterráneos	1	1
Cruces Aéreos	1	1
Equipos de Protección Catódica	1	1

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
TPE3/4AT	16.0	16.0
TPE2AT	1.1	1.1
TPE3AT	0.2	0.2
TPE4AT	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	Parate Bueno	Fuente de Oro	Guamal	Puerto Lopez	Acacías
Madigas Ingenieros S.A. E.S.P.	-	-	-	-	-	-
TPE1/2AS	3.5	0.3	0.1	0.1	0.4	2.7
TPE3/4AS	3.1	0.4	0.1	0.1	0.2	2.3
TPE1AS	0.2	0.0	-	-	-	0.2
TPE2AS	0.2	-	-	-	-	0.2
TPE3AS	0.0	-	-	-	-	0.0
TPE4AS	0.2	-	-	-	-	0.2
TPE1/2CO	12.8	3.4	0.6	1.6	2.0	5.1
TPE3/4CO	11.2	5.7	0.8	1.6	0.8	2.3
TPE1CO	0.4	0.3	-	-	-	0.2
TPE2CO	0.6	0.2	-	-	-	0.3
TPE1/2AT	51.5	1.1	0.3	2.3	2.5	45.4
TPE3/4AT	45.2	1.8	0.3	2.3	1.0	39.8
TPE1AT	2.6	-	-	-	-	2.6
TPE2AT	7.7	-	-	-	-	7.7
TPE3AT	1.2	-	-	-	-	1.2
TPE1/2ZV	3.3	0.5	-	-	0.1	2.7
TPE3/4ZV	3.3	0.9	-	-	0.0	2.3
TPE1ZV	0.2	-	-	-	-	0.2
TPE2ZV	2.0	2.0	-	-	-	-
TPE4ZV	3.5	-	-	-	-	3.5

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	0.1
TPE2AS	0.2	0.2
TPE3/4CO	2.8	2.8
TPE2CO	0.2	0.2
TPE3/4AT	0.1	0.1
TPE3/4ZV	2.3	2.3
TPE2ZV	1.2	1.2

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
TPE1/2AT	13.4	13.4
TPE3/4AT	17.5	17.5
TPE1AT	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
Poliválvula 1/2"	5.0	5.0
Poliválvula 3/4"	12.0	12.0
Poliválvula 1"	3.0	3.0
Poliválvula 2"	1.0	1.0
ERP y Otros	1.0	1.0

5.19. EMPRESA GASES DEL CUSIANA S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002	Aguazul	Monterrey	Villanueva
Gases del Cusiana (Aguazul, Monterrey y Villanueva)	-	-	-
TPE1/2AS	7.80	3.67	1.19	2.94
TPE3/4AS	0.02	0.02	-	-
TPE1AS	1.62	0.85	0.57	0.20
TPE2AS	1.27	0.88	0.23	0.15
TPE3AS	0.24	0.17	0.07	-
TPE4AS	0.90	0.13	-	0.76
TPE1/2CO	83.81	39.44	12.79	31.58
TPE3/4CO	0.18	0.18		-
TPE1CO	3.77	1.98	1.32	0.47
TPE2CO	5.06	3.53	0.91	0.61
TPE1/2AT	83.81	39.44	12.79	31.58
TPE3/4AT	0.18	0.18	-	-
TPE1AT	3.77	1.98	1.32	0.47
TPE1/2ZV	19.49	9.17	2.98	7.34
TPE3/4ZV	0.04	0.04	-	-
TPE1ZV	1.62	0.85	0.57	0.20
TPE2ZV	2.11	1.47	0.38	0.26
TPE3ZV	2.14	1.54	0.60	-
TPE4ZV	8.08	1.21	-	6.87

5.20. EMPRESA PROMIGAS S. A. E.S.P.

Unidades Constructivas de Distribución de Gas existentes en 2002

Descripción de Unidad Constructiva	Cantidad a Dic 2002
Promigas	-
TA3AS	0.87
TA4AS	7.46
TA6AS	0.71
TA8AS	1.60
TA10AS	45.66
TA12AS	15.16
Cruces Subfluviales 12"	0.43
Cruces Subfluviales 10"	1.52
Cruces Subfluviales 8"	0.08
Cruces Subfluviales 4"	0.26
Cruces Subterráneos 12"	0.06
Cruces Subterráneos 10"	0.18
Cruces Subterráneos 4"	0.06
Cruces Aéreos 12"	0.07
Cruces Aéreos 10"	0.08
Cruces Aéreos 8"	0.01
Cruces Aéreos 4"	0.04
Cruces Aéreos 3"	0.02
Protección Catódica	1.00
Sistemas de Control	1.00

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 5) (Fuente: R CREG 125/15, art. 6)

Costos unidades constructivas para la valoración de la inversión ejecutada durante la vigencia de la resolución CREG 011 de 2003 (Ipe, inpe)

ARTÍCULO 4.4.2.9.1. 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/2012	Res 33/2004 Col $ de Dic/2012	Res 22/2004 Col $ de Dic/2012
TA2AS	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Asfalto	163,750,107	-	-
TA3AS	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Asfalto	196,713,764	-	196,668,520
TA4AS	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Asfalto	219,600,352	319,369,431	219,617,846
TA6AS	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Asfalto	312,415,380	432,368,021	-
TA8AS	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Asfalto	430,885,005	-	-
TA10AS	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Asfalto	488,589,585	605,750,057	-
TA14AS	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Asfalto	746,480,605	866,427,494	-
TA16AS	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Asfalto	828,635,326	-	-
TA20AS	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Asfalto	981,213,872	-	-
TA2CO	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Concreto	163,203,364	-	-
TA3CO	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Concreto	196,067,833	-	196,000,201
TA4CO	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Concreto	218,954,420	561,350,141	218,949,527
TA6CO	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Concreto	311,694,456	637,613,979	-
TA8CO	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Concreto	429,555,646	-	-
TA10CO	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Concreto	487,260,225	790,669,717	-
TA14CO	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Concreto	745,151,245	1,051,699,197	-
TA16CO	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Concreto	827,305,966	-	-
TA20CO	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Concreto	979,884,513	-	-
TA2DE	Tubería de Acero de 2 pulg. en Destapado	101,352,942	-	-
TA3DE	Tubería de Acero de 3 pulg. en Destapado	134,163,848	-	141,850,158
TA4DE	Tubería de Acero de 4 pulg. en Destapado	157,014,727	156,962,579	164,799,484
TA6DE	Tubería de Acero de 6 pulg. en Destapado	218,651,011	218,579,546	-
TA8DE	Tubería de Acero de 8 pulg. en Destapado	289,789,621	-	-
TA10DE	Tubería de Acero de 10 pulg. en Destapado	347,293,342	347,354,016	-
TA14DE	Tubería de Acero de 14 pulg. en Destapado	604,742,475	604,949,711	-
TA16DE	Tubería de Acero de 16 pulg. en Destapado	686,696,338	-	-
TA20DE	Tubería de Acero de 20 pulg. en Destapado	838,873,169	-	-

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-/2012	Res 33/2004 Col $ de Dic/2012 Bogotá	Res 22/2004 Col $ de Di./2012
TPE1/2AS	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Asfalto	47,059,357	-	47,083,558
TPE3/4AS	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Asfalto	47,983,349	130,027,244	47,971,396
TPE1AS	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Asfalto	50,105,275	132,345,770	50,057,106
TPE1-1/4AS	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Asfalto	52,827,865	-	-
TPE1-1/2AS	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Asfalto	54,252,912	-	-
TPE2AS	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Asfalto	55,997,318	138,630,269	56,002,249
TPE3AS	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Asfalto	79,028,669	162,247,334	78,986,873
TPE4AS	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Asfalto	95,987,964	179,596,401	95,998,677
TPE6AS	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Asfalto	142,748,266	-	142,764,401
TPE1/2CO	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Concreto	32,962,042	-	32,984,286
TPE3/4CO	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Concreto	33,873,481	100,232,944	33,864,497
TPE1CO	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Concreto	35,982,855	102,514,341	35,942,577
TPE1-1/4CO	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Concreto	38,705,446	-	-
TPE1-1/2CO	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Concreto	40,117,941	-	-
TPE2CO	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Concreto	44,855,526	111,727,939	-
TPE3CO	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Concreto	84,890,511	135,895,068	84,825,023
TPE4CO	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Concreto	101,824,702	153,167,127	-
TPE6CO	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Concreto	151,227,402	203,388,111	-
TPE1/2TA	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Andén Tableta	37,277,850	-	37,290,710
TPE3/4TA	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Andén Tableta	38,157,910	42,987,622	38,150,654
TPE1AT	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Andén Tableta	40,235,904	45,172,758	40,208,469
TPE1-1/4TA	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Andén Tableta	42,958,495	-	-
TPE1-1/2TA	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Andén Tableta	44,339,610	-	-
TPE2TA	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Andén Tableta	49,045,815	54,193,833	49,047,601
TPE3TA	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Andén Tableta	69,747,941	79,593,109	69,711,409
TPE4TA	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Andén Tableta	86,682,131	96,865,168	86,691,333
TPE6TA	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Andén Tableta	136,084,831	-	136,098,309
TPE1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Zona Verde	11,930,223	-	11,958,553
TPE3/4ZV	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Zona Verde	12,862,583	12,857,782	12,851,705
TPE1ZV	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Zona Verde	14,992,876	15.443.822	14,942,729
TPE1-1/4ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Zona Verde	17,715,467	-	-
TPE1-1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Zona Verde	19,148,882	-	-
TPE2ZV	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Zona Verde	23,907,386	23,898,973	23,914,695
TPE3ZV	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Zona Verde	40,952,380	40,938,628	40,909,432
TPE4ZV	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Zona Verde	57,928,410	57,909,526	57,942,490
TPE6ZV	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Zona Verde	102,927,114	-	102,947,378

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/2012	Res 33/2004 Col $ de Dic/2012	Res 22/2004 Col $ de Dic/2012
ERP 3T1	ERP 3000 m³/h - tren sencillo - con medidor	156.297.994	-	-
ERP 3T2	ERP 3000 m³/h - tren sencillo - sin medidor	120.229.226	-	-
ERP 3T3	ERP 3000 m³/h - tren paralelo - con medidor	219.418.338	-	-
ERP 3T4	ERP 3000 m³/h - tren paralelo - sin medidor	168.320.917	-	-
ERP 5T1	ERP 5000 m³/h - tren sencillo - con medidor	159.303.725	-	-
ERP 5T2	ERP 5000 m³/h - tren sencillo - sin medidor	123.234.957	-	-
ERP 5T3	ERP 5000 m³/h - tren paralelo - con medidor	222.424.069	-	-
ERP 5T4	ERP 5000 m³/h - tren paralelo - sin medidor	172.829.513	-	-
ERP 8T1	ERP 8000 m³/h - tren sencillo - con medidor	193.869.628	-	-
ERP 8T2	ERP 8000 m³/h - tren sencillo - sin medidor	147.280.802	-	-
ERP 8T3	ERP 8000 m³/h - tren paralelo - con medidor	272.018.625	272.003.012	272.004.136
ERP 8T4	ERP 8000 m³/h - tren paralelo - sin medidor	205.892.550	205.880.733	-
ERP 10T1	ERP 10000 m³/h - tren sencillo - con medidor	207.395.415	-	-
ERP 10T2	ERP 10000 m³/h - tren sencillo - sin medidor	162.309.456	162.300.140	-
ERP 10T3	ERP 10000 m³/h - tren paralelo - con medidor	291.555.874	-	-
ERP 10T4	ERP 10000 m³/h - tren paralelo - sin medidor	226.932.665	-	-
ERP 35T1	ERP 35000 m³/h - tren sencillo - con medidor	339.647.564	-	-
ERP 35T2	ERP 35000 m³/h - tren sencillo - sin medidor	293.058.739	-	-
ERP 35T3	ERP 35000 m³/h - tren paralelo - con medidor	476.408.309	-	-
ERP 35T4	ERP 35000 m³/h - tren paralelo - sin medidor	410.282.235	-	-

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)

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 6)

Unidades constructivas para la valoración de nuevas inversiones (Ipni) - Elementos técnicos y volumetrías

ARTÍCULO 4.4.2.10.1. 7. UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA LA VALORACIÓN DE NUEVAS INVERSIONES (IPNI) - ELEMENTOS TÉCNICOS Y VOLUMETRÍAS. Descripción Unidades Constructivas

CÓDIGO	DESCRIPCIÓN
TA2AS	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Asfalto
TA3AS	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Asfalto
TA4AS	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Asfalto
TA6AS	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Asfalto
TA8AS	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Asfalto
TA10AS	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Asfalto
TA14AS	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Asfalto
TA16AS	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Asfalto
TA20AS	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Asfalto
TA2CO	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Concreto
TA3CO	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Concreto
TA4CO	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Concreto
TA6CO	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Concreto
TA8CO	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Concreto
TA10CO	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Concreto
TA14CO	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Concreto
TA16CO	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Concreto
TA20CO	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Concreto
TA2DE	Tubería de Acero de 2 pulg. en Destapado
TA3DE	Tubería de Acero de 3 pulg. en Destapado
TA4DE	Tubería de Acero de 4 pulg. en Destapado
TA6DE	Tubería de Acero de 6 pulg. en Destapado
TA8DE	Tubería de Acero de 8 pulg. en Destapado
TA10DE	Tubería de Acero de 10 pulg. en Destapado
TA14DE	Tubería de Acero de 14 pulg. en Destapado
TA16DE	Tubería de Acero de 16 pulg. en Destapado
TA20DE	Tubería de Acero de 20 pulg. en Destapado
TPE1/2AS	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Asfalto
TPE3/4AS	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Asfalto
TPE1AS	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Asfalto
TPE1-1/4AS	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Asfalto
TPE1-1/2AS	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Asfalto
TPE2AS	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Asfalto
TPE3AS	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Asfalto
TPE4AS	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Asfalto
TPE6AS	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Asfalto
TPE8AS	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Calzada Asfalto
TPE10AS	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Calzada Asfalto
TPE12AS	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Calzada Asfalto
TPE1/2CO	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Concreto
TPE3/4CO	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Concreto
TPE1CO	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Concreto
TPE1-1/4CO	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Concreto
TPE1-1/2CO	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Concreto
TPE2CO	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Concreto
TPE3CO	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Concreto
TPE4CO	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Concreto
TPE6CO	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Concreto
TPE8CO	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Calzada Concreto
TPE10CO	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Calzada Concreto
TPE12CO	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Calzada Concreto
TPE1/2ACO	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Anden Concreto
TPE3/4ACO	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Anden Concreto
TPE1ACO	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Anden Concreto
TPE1-1/4ACO	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Anden Concreto
TPE1-1/2ACO	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Anden Concreto
TPE2ACO	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Anden Concreto
TPE3ACO	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Anden Concreto
TPE4ACO	Tubería de Polietileno de 4 pulg. En Anden Concreto
TPE6ACO	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Anden Concreto
TPE1/2TA	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE3/4TA	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE1TA	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE1-1/4TA	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE1-1/2TA	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE2TA	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE3TA	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE4TA	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE6TA	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Zona Verde
TPE3/4ZV	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Zona Verde
TPE1ZV	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Zona Verde
TPE1-1/4ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Zona Verde
TPE1-1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Zona Verde
TPE2ZV	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Zona Verde
TPE3ZV	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Zona Verde
TPE4ZV	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Zona Verde
TPE6ZV	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Zona Verde
TPE8ZV	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Zona Verde
TPE10ZV	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Zona Verde
TPE12ZV	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Zona Verde
TPE100-63AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Calzada Asfalto
TPE100-90AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Calzada Asfalto
TPE100-110AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Calzada Asfalto
TPE100-160AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Calzada Asfalto
TPE100-200AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 200 mm en Calzada Asfalto
TPE100-250AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 250 mm en Calzada Asfalto
TPE100-315AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 315mm en Calzada Asfalto
TPE100-63CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Calzada Concreto
TPE100-90CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Calzada Concreto
TPE100-110CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Calzada Concreto
TPE100-160CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Calzada Concreto
TPE100-200CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 200mm en Calzada Concreto
TPE100-250CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 250mm en Calzada Concreto
TPE100-315CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 315mm en Calzada Concreto
TPE100-63ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Anden Concreto
TPE100-90ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Anden Concreto
TPE100-110ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Anden Concreto
TPE100-160ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Anden Concreto
TPE100-63TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Anden Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE100-90TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE100-110TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE100-160TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla
TPE100-63ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Zona Verde
TPE100-90ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Zona Verde
TPE100-110ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Zona Verde
TPE100-160ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Zona Verde
TPE100-200ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 200mm en Zona Verde
TPE100-250ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 250mm en Zona Verde
TPE100-315ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 315mm 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.

-	CANALIZACIONES EN ASFALTO TUBERIA DE ACERO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2AS	TA3AS	TA4AS	TA6AS	TA8AS	TA10AS	TA14AS	TA16AS	TA20AS
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A2.a	Rotura de vías en asfalto ( e = 0.15 m)	M3	90	90	90	90	135	135	135	135	135
A4.a	Excavación manual	M3	108.09	111.24	113.40	118.80	186.30	194.40	212.22	220.32	236.52
A5.a	Excavación a maquina	M3	372.30	383.16	390.60	409.20	641.70	669.60	730.98	758.88	814.68
A6.a	Excavación roca	M3	120.1	123.6	126.0	132.0	207.0	216.0	235.8	244.8	262.8
A7.a	Excavación adicional	M3	24.02	24.72	25.20	26.40	41.40	43.20	47.16	48.96	52.56
A8.a	Acarreos internos de material	ML	1.000	1	1	1	1	1	1	1	1
A9.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
A10.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1.000	1.000	1	1	1	1	1	1	1
A11.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
A12.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1.000	1.000	1	1	1	1	1	1	1
A13.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
A14.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A15.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de tubería	ML	1.000	1	1	1	1	1	1	1	1
A16.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	465.99	482.51	497.71	524.16	839.09	874.81	930.44	950.36	974.37
A17.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,40 m)	M3	312	312	312	312	468	468	468	468	468
A18.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A19.a	Señalización con mojón	UN	20	20	20	20	20	20	20	20	20
A20.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A21.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A22.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
A23.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
A24.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A25.a	Reposición de pavimento flexible (e = 0.15 m)	M3	112.50	112.50	112.50	112.50	168.75	168.75	168.75	168.75	168.75
A27.a	Retiro de escombros	M3	428.65	435.61	436.49	450.24	682.81	707.39	784.42	824.80	921.39
A28.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acer o carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1 .a	Br ida acer o carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

-	CANALIZACIONES EN CONCRETO TUBERIA DE ACERO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C2.a	Rotura de vía en concreto ( e = 0.20 m)	M3	120	120	120	120	180	180	180	180	180
C5.a	Excavación manual	M3	102.69	105.84	108.00	113.40	178.20	186.30	204.12	212.22	228.42
C6.a	Excavación a maquina	M3	353.70	364.56	372.00	390.60	613.80	641.70	703.08	730.98	786.78
C7.a	Excavación roca	M3	114.10	117.60	120.00	126.00	198.00	207.00	226.80	235.80	253.80
C8.a	Excavación adicional	M3	22.82	23.52	24.00	25.20	3 9.60	4 1.40	45.36	47.16	50.76
C9.a	Acarreos internos de material	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
C10.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
C11.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
C12.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C13.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
C14.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
C15.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C16.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de tubería	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
C17.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	426.99	443.51	458.71	485.16	780.59	816.31	871.94	891.86	915.87
C18.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,40 m)	M3	312.00	312.00	312.00	312.00	468.00	468.00	468.00	468.00	468.00
C19.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C20.a	Señalización con mojón	UN	20	20	20	20	20	20	20	20	20
C21.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C22.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C23.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2
C24.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
C25.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C26.a	Reposición de concreto (e = 0.20 m)	M3	120	120	120	120	180	180	180	180	180
C29.a	Retiro de escombros	M3	457.45	464.41	465.29	479.04	726.01	750.59	827.62	868.00	964.59
C30.a	Limpieza final	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

-	CANALIZACIONES EN DESTAPADO TUBERIA DE ACERO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
TI2.a	Excavación manual	M3	124.29	127.44	129.60	135.00	210.60	218.70	236.52	244.62	260.82
TI3.a	Excavación a maquina	M3	428.10	438.96	446.40	465.00	725.40	753.30	814.68	842.58	898.38
TI4.a	Excavación roca	M3	138.10	141.60	144.00	150.00	234.00	243.00	262.80	271.80	289.80
TI5.a	Excavación adicional	M3	27.62	28.32	28.80	30.00	46.80	48.60	52.56	54.36	57.96
TI6.a	Acarreos internos de material	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
TI7.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI8.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
TI9.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
TI10.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
TI11.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
TI12.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI13.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de tubería	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
TI14.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	894.99	911.51	926.71	953.16	1,482.59	1,518.31	1,573.94	1,593.86	1,617.87
TI15.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,20 m)	M3	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TI16.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI17.a	Señalización con mojón	UN	20	20	20	20	20	20	20	20	20
TI18.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI19.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI20.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
TI21.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
TI22.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI23.a	Retiro de escombros	M3	30.25	37.21	38.09	51.84	8 5.21	109.79	186.82	227.20	323.79
TI24.a	Limpieza final	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
A5.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

-	CANALIZACIONES EN ASFALTO TUBERIA DE POLIETILENO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2AS	TPE3/4AS	TPE1AS	TPE1-1/4AS	TPE1-1/2AS	TPE2AS	TPE3AS	TPE4AS	TPE6AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1.030	1.030	1.030	1.030	1.030	1.030	1.030	1.030	1.030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	41.40	41.40	41.40	41.40	41.40	41.40	41.40	41.40	41.40
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	9 9.94	101.31	102.69	104.06	105.43	108.17	113.66	119.15	130.12
-	Suministro de recebo	M3	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	27.76	28.14	28.52	28.91	29.29	30.05	31.57	33.10	36.14
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	80	80	80	80	80	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	80	80	80	80
A9.p	Retiro de escombros	M3	231.34	231.72	232.10	232.48	232.86	233.63	235.15	236.67	239.72
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	3 0	30	30	30	30	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN ASFALTO TUBERIA DE POLIETILENO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	DIAMETRO TUBERIA POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8AS	TPE10AS	TPE12AS	TPE10063AS	TPE1-1/2AS	TPE100110AS	TPE100160AS	TPE100200AS	TPE100250AS	TPE100315AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1.000	1.000	1.000	1.030	1.030	1.030	1.030	1.000	1.000	1.000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010	1.010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	55.20	62.10	71.76	41.40	4 1.40	41.40	41.40	55.20	62.10	71.76
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	1 88.12	228.10	282.60	110.81	116.64	120.96	131.76	187.20	226.80	286.42
-	Suministro de recebo	M3	191.36	215.28	248.77	143.52	143.52	143.52	143.52	191.36	215.28	248.77
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	52.26	63.36	78.50	30.78	32.40	33.60	36.60	52.00	63.00	79.56
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	80	80	80	80	80	80	80	80	80	80
A9.p	Retiro de escombros	M3	3 23.69	368.73	431.37	234.36	235.98	237.18	240.18	323.44	368.37	432.43
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000	1.000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	3 0	30	3 0	30	30	30	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2	TPE3/4	TPE1CO	TPE1-	TPE1-	TPE2CO	TPE3CO	TPE4CO	TPE6CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	1	1	1	1
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	2	-	-	-
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	2	2	2
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	Cinta de señalización	ML	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	48	48	48	48	48	48	48	48	48
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	74.29	75.43	76.57	77.72	78.86	81.14	85.72	90.29	99.43
C4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	24.76	25.14	25.52	25.91	26.29	27.05	28.57	30.10	33.14
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C10.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
C11.p	Retiro de escombros	M3	143.27	143.66	144.04	144.42	144.80	145.56	147.08	148.61	151.66
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	-	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO
-	-		DIAMETRO DE TUBERIA	DIAMETRO TUBERIA POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8CO	TPE10C	TPE12C	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1.000	1.000	1.000	1.030	1.030	1.030	1.030	1.000	1000	1.000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
	Silleta X" x X" PE IPS	UN				2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	2	2	2	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	2	3	4	4	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	64	72	83.2	48	48	48	48	64	72	83.2
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	144.77	176.58	219.90	83.34	88.20	91.80	100.80	144.00	175.50	223.08
C4.p	Suministro de recebo	M3	83.2	93.6	108.16	62.4	62.4	62.4	62.4	83.2	93.6	108.16
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	48.26	58.86	73.30	27.78	29.40	30.60	33.60	48.00	58.50	74.36
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	-	-	-	200	-	-	-	-	-	-
C10.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	200	200	200	-	200	200	200	200	200	200
C11.p	Retiro de escombros	M3	206.27	236.63	278.72	146.29	147.91	149.11	152.11	206.02	236.27	279.78
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2	TPE3/4	TPE1CO	TPE1-	TPE1-	TPE2CO	TPE3CO	TPE4CO	TPE6CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	24	24	24	24	24	24	24	24	24
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	92.29	93.43	94.57	95.72	96.86	99.14	103.72	108.29	117.43
C4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	30.76	31.14	31.52	31.91	32.29	33.05	34.57	36.10	39.14
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C10.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
C11.p	Retiro de escombros	M3	125.27	125.66	126.04	126.42	126.80	127.56	129.08	130.61	133.66
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO
ITEM	ACTIVIDAD	UN	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
-	-	-	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	24	24	24	24
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	101.34	106.20	109.80	118.80
C4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	62.4	62.4
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	33.78	35.40	36.60	39.60
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	-	-	-
C10.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
C11.p	Retiro de escombros	M3	128.29	129.91	131.11	134.11
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2	TPE3/4	TPE1TA	TPE1-	TPE1-	TPE2TA	TPE3TA	TPE4TA	TPE6TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	150	150	150	150	150	150	240	240	240
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	55.14	55.71	56.29	56.86	57.43	58.57	60.86	63.14	67.72
TB4.p	Suministro de recebo	M3	39	39	39	39	39	39	39	39	39
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	42.10	45.14
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	500	500	500	500	500	-	-	-
TB10.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
TB11.p	Retiro de escombros	M3	83.83	84.21	84.59	84.98	85.36	86.12	89.44	90.97	94.01
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	UN	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
-	-	-	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	240	240	240	240
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	59.67	62.10	63.90	68.40
TB4.p	Suministro de recebo	M3	39	39	39	39
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	39.78	41.40	42.60	45.60
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	-	-	-
TB10.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
TB11.p	Retiro de escombros	M3	88.65	90.27	9 1.47	94.47
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2	TPE3/4	TPE1TA	TPE1-	TPE1-	TPE2TA	TPE3TA	TPE4TA	TPE6TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	300	300	300	300	300	300	300	300	300
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	147.05	148.57	150.10	151.62	153.14	156.19	162.29	168.38	180.58
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	42.10	45.14
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV7.p	Retiro de escombros	M3	1 6.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

-	CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO
-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	DIAMETRO TUBERIA POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8CO	TPE10C	TPE12C	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100	TPE100
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1.000	1.000	1.000	1.030	1.030	1.030	1.030	1.000	1000	1.000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	400	450	520	300	300	300	300	400	450	520
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	257.02	307.44	376.40	159.12	165.60	170.40	182.40	256.00	306.00	380.64
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1.000	1.000	1.000	1000	1000	1000	1000	1.000	1000	1.000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	64.256	76.86	94.10	39.78	41.40	42.60	45.60	64.00	76.50	95.16
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV7.p	Retiro de escombros	M3	2 2.60	25.43	29.38	16.95	16.95	16.95	16.95	22.60	25.43	29.38
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

Grupo B.

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

Especificaciones para tuberías de acero

Diametro de Tubería en pulgadas	2	3	4	6	8	10	14	16	20
Sobreancho superficie	0.2	0.2	0.2	0.3	0.45	0.45	0.45	0.45	0.45
Ancho zanja (m)	0.6	0.6	0.6	0.6	0.9	0.9	0.9	0.9	0.9
Profundidad (m)	1.15	1.18	1.2	1.25	1.3	1.35	1.46	1.51	1.61
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto (m)	0.2	0.2	0.2	0.2	0.2	0.2	0.2	0.2	0.2
Espesor material de préstamo en concreto y asfalto (m)	0.4	0.4	0.4	0.4	0.4	0.4	0.4	0.4	0.4

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2AS	TA3AS	TA4AS	TA6AS	TA8AS	TA10AS	TA14AS	TA16AS	TA20AS
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A2.a	Rotura de vías en asfalto ( e = 0.15 m)	M3	120	120	120	135	202.5	202.5	202.5	202.5	202.5
A4.a	Excavación manual	M3	108	111.24	113.4	118.8	186.3	194.4	212.22	220.32	236.52
A5.a	Excavación a maquina	M3	372	383.16	390.6	409.2	641.7	669.6	730.98	758.88	814.68
A6.a	Excavación roca	M3	120	123.6	126	132	207	216	235.8	244.8	262.8
A7.a	Excavación adicional	M3	24	24.72	25.2	26.4	41.4	43.2	47.16	48.96	52.56
A8.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A9.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
A10.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A11.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
A12.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A13.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
A14.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A15.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A16.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	466.0	482.5	497.7	524.2	839.1	874.8	930.4	950.4	974.4
A17.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,40 m)	M3	312	312	312	312	468	468	468	468	468
A18.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A19.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A20.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A21.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A22.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
A23.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
A24.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A25.a	Reposición de pavimento flexible (e = 0.15 m)	M3	150	150	150	168.75	253.125	253.125	253.125	253.125	253.125
A27.a	Retiro de escombros	M3	458	466	466	495	750	775	852	892	989
A28.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN CONCRETO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
C2.a	Rotura de vía en concreto ( e = 0.20 m)	M3	160	160	160	180	270	270	270	270	270
C5.a	Excavación manual	M3	102.6	105.84	108	113.4	178.2	186.3	204.12	212.22	228.42
C6.a	Excavación a maquina	M3	353.4	364.56	372	390.6	613.8	641.7	703.08	730.98	786.78
C7.a	Excavación roca	M3	114	117.6	120	126	198	207	226.8	235.8	253.8
C8.a	Excavación adicional	M3	22.8	23.52	24	25.2	39.6	41.4	45.36	47.16	50.76
C9.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C10.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
C11.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C12.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C13.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C14.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
C15.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C16.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C17.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	427.0	443.5	458.7	485.2	780.6	816.3	871.9	891.9	915.9
C18.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,40 m)	M3	312	312	312	312	468	468	468	468	468
C19.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C20.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C21.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C22.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C23.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
C24.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
C25.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C26.a	Reposición de concreto (e = 0.20 m)	M3	160	160	160	180	270	270	270	270	270
C29.a	Retiro de escombros	M3	497	504	505	539	816	841	918	958	1055
C30.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN DESTAPADO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROUFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
TI2.a	Excavación manual	M3	124.2	127.44	129.6	135	210.6	218.7	236.52	244.62	260.82
TI3.a	Excavación a maquina	M3	427.8	438.96	446.4	465	725.4	753.3	814.68	842.58	898.38
TI4.a	Excavación roca	M3	138	141.6	144	150	234	243	262.8	271.8	289.8
TI5.a	Excavación adicional	M3	27.6	28.32	28.8	30	46.8	48.6	52.56	54.36	57.96
TI6.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI7.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI8.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI9.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
TI10.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI11.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
TI12.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI13.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI14.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	894.99	911.5	926.7	953.2	1482.6	1518.3	1573.9	1593.9	1617.9
TI15.a	Rellenos en material de préstamo	M3	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Empredizado	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI16.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI17.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI18.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI19.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI20.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
TI21.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
TI22.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI23.a	Retiro de escombros	M3	29.61	37	38	52	85	110	187	227	324
TI24.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

Especificaciones Tuberías de Polietileno

Diámetro tubería (pulgadas)	0.5	0.75	1	1.25	1.5	2	3	4	6	8	10	12
Sobreancho (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.20	0.20	0.20	0.23	0.25
Profundidad (m)	0.61	0.62	0.63	0.63	0.64	0.65	0.68	0.70	0.75	0.80	0.85	0.90
Ancho de zanja (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.40	0.40	0.40	0.45	0.50
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20

Especificaciones Tuberías de Polietileno de alta densidad

Diámetro tubería (mm)	63	90	110	160	200	250	315
Sobreancho (m)	0.15	0.15	0.20	0.20	0.20	0.23	0.25
Profundidad (m)	0.66	0.69	0.71	0.76	0.80	0.85	0.91
Ancho de zanja (m)	0.30	0.30	0.40	0.40	0.40	0.45	0.50
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2AS	TPE3/4AS	TPE1AS	TPE1-1/4AS	TPE1-1/2AS	TPE2AS	TPE3AS	TPE4AS	TPE6AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	62.1	62.1	62.1	62.1	62.1	62.1	62.1	82.8	82.8
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	99.9	101.3	102.7	104.1	105.4	108.2	113.7	158.9	173.5
A3.p	Suministro de recebo	M3	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	191.36	191.36
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	27.76	28.14	28.52	28.91	29.29	30.05	31.57	44.13	48.19
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	80	80	80	80	80	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	M3	252.04	252.42	252.80	253.18	253.56	254.33	255.85	343.16	347.23
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8AS	TPE10AS	TPE12AS	TPE100-63AS	TPE100-90AS	TPE100-110AS	TPE100-160AS	TPE100-200AS	TPE100-250AS	TPE100-310AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN				2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	82.8	89.7	103.5	62.1	62.1	82.8	82.8	82.8	89.7	103.5
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	188.1	228.1	271.7	110.8	116.6	161.3	175.7	187.2	226.8	275.4
A3.p	Suministro de recebo	M3	191.36	215.28	239.20	143.52	143.52	191.36	191.36	191.36	215.28	239.20
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	52.26	63.36	75.48	30.78	32.40	44.80	48.80	52.00	63.00	76.50
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	80	80	80	80	80	80	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	M3	351.29	396.33	449.28	255.06	256.68	343.84	347.84	351.04	395.97	450.30
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2CO	TPE3/4CO	TPE1CO	TPE1-1/4CO	TPE1-1/2CO	TPE2CO	TPE3CO	TPE4CO	TPE6CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	72	72	72	72	72	72	72	96	96
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	74.3	75.4	76.6	77.7	78.9	81.1	85.7	120.4	132.6
C4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	83.2	83.2
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	24.76	25.14	25.52	25.91	26.29	27.05	28.57	40.13	44.19
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	167.27	167.66	168.04	168.42	168.80	169.56	171.08	230.14	234.21
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8CO	TPE10CO	TPE12CO	TPE100-63CO	TPE100-90CO	TPE100-110CO	TPE100-160CO	TPE100-200CO	TPE100-250CO	TPE100-315CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	-	-	-	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	96	104	120	72	72	96	96	96	104	120
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	144.8	176.6	211.4	83.3	88.2	122.4	134.4	144.0	175.5	214.5
C4.p	Suministro de recebo	M3	83.2	93.6	104	62.4	62.4	83.2	83.2	83.2	93.6	104
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	48.26	58.86	70.48	27.78	29.40	40.80	44.80	48.00	58.50	71.50
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	-	-	-	200	-	-	-	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	200	200	200	-	200	200	200	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	238.27	268.63	308.00	170.29	171.91	230.82	234.82	238.02	268.27	309.02
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE3/4ACO	TPE1ACO	1/4ACO	1/2ACO	TPE2ACO	TPE3ACO	TPE4ACO	TPE6ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	36	36	36	36	36	36	36	48	48
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	92.3	93.4	94.6	95.7	96.9	99.1	103.7	144.4	156.6
C4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	62.4	83.2	83.2
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	30.76	31.14	31.52	31.91	32.29	33.05	34.57	48.13	52.19
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	137.27	137.66	138.04	138.42	138.80	139.56	141.08	190.14	194.21
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para polival	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE100-90ACO	TPE100-110ACO	TPE100-160ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	36	36	48	48
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	101.3	106.2	146.4	158.4
C4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	83.2	83.2
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	33.78	35.40	48.80	52.80
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	140.29	141.91	190.82	194.82
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para polival	UN	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE3/4TA	TPE1TA	TPE1-1/4TA	TPE1-1/2TA	TPE2TA	TPE3TA	TPE4TA	TPE6TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	-	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	2	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	2	3	4	4	4
-	Cinta de señalización	ML	-	-	-	-	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	150	150	150	150	150	150	240	320	320
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	55.1	55.7	56.3	56.9	57.4	58.6	121.7	168.4	180.6
TB4.p	Suministro de recebo	M3	39	39	39	39	39	39	62.4	83.2	83.2
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	56.13	60.19
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	500	500	500	500	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	-	-	-	-	-	-	115.88	156.54	160.61
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE3/ 4TA	TPE1TA	TPE1-1/4TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	240	240	320	320
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	119.3	124.2	170.4	182.4
TB4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	83.2	83.2
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	39.78	41.40	56.80	60.80
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	115.09	116.71	157.22	161.22
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ZV	TPE3/4ZV	TPE1ZV	TPE1-1/4ZV	TPE1-1/2ZV	TPE2ZV	TPE3ZV	TPE4ZV	TPE6ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	300	300	300	300	300	300	300	400	400
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	147.0	148.6	150.1	151.6	153.1	156.2	162.3	224.5	240.8
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	56.13	60.19
-	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Retiro de escombros	M3	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	22.60	22.60
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8ZV	TPE10ZV	TPE12ZV	TPE100-63ZV	TPE100-90ZV	TPE100-110ZV	TPE100-160AS	TPE100-200ZV	TPE100-250AS	TPE100-310ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	400	450	500	300	300	400	400	400	450	500
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	257.0	307.4	361.9	159.1	165.6	227.2	243.2	256.0	306.0	366.0
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	64.26	76.86	90.48	39.78	41.40	56.80	60.80	64.00	76.50	91.50
-	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-	Retiro de escombros	M3	22.60	25.43	28.25	16.95	16.95	22.60	22.60	22.60	25.43	28.25
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

Grupo C.

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

Especificaciones para tuberías de acero

Diámetro de Tubería en pulgadas	2	3	4	6	8	10	14	16	20
Sobreancho superficie	0.65	0.65	0.65	0.65	0.35	0.35	0.35	0.35	0.35
Ancho zanja (m)	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
Profundidad (m)	1.15	1.18	1.2	1.25	1.3	1.35	1.46	1.51	1.61
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor material de préstamo en concreto y asfalto (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2AS	TA3AS	TA4AS	TA6AS	TA8AS	TA10AS	TA14AS	TA16AS	TA20AS
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A2.a	Rotura de vías en asfalto ( e = 0.15 m)	M3	187.5	187.5	187.5	187.5	187.5	187.5	187.5	187.5	187.5
A4.a	Excavación manual	M3	108	111.2	113.4	118.8	186.3	194.4	212.22	220.3	236.52
A5.a	Excavación a maquina	M3	372	383.2	390.6	409.2	641.7	669.6	730.98	758.9	814.68
A6.a	Excavación roca	M3	120	123.6	126	132	207	216	235.8	244.8	262.8
A7.a	Excavación adicional	M3	24	24.72	25.2	26.4	41.4	43.2	47.16	48.96	52.56
A8.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A9.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
A10.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A11.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
A12.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A13.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
A14.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A15.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A16.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	466.0	482.5	497.7	524.2	839.1	874.8	930.4	950.4	974.4
A17.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,40 m)	M3	312	312	312	312	468	468	468	468	468
A18.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A19.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A20.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A21.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A22.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
A23.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
A24.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A25.a	Reposición de pavimento flexible (e = 0.15 m)	M3	234.4	234.4	234.4	234.4	234.4	234.38	234.38	234.4	234.38
A27.a	Retiro de escombros	M3	526	533	534	548	735	760	837	877	974
A28.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN CONCRETO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
C2.a	Rotura de vía en concreto ( e = 0.20 m)	M3	250	250	250	250	250	250	250	250	250
C5.a	Excavación manual	M3	102.6	105.8	108	113.4	178.2	186.3	204.12	212.2	228.42
C6.a	Excavación a maquina	M3	353.4	364.6	372	390.6	613.8	641.7	703.08	731	786.78
C7.a	Excavación roca	M3	114	117.6	120	126	198	207	226.8	235.8	253.8
C8.a	Excavación adicional	M3	22.8	23.52	24	25.2	39.6	41.4	45.36	47.16	50.76
C9.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C10.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
C11.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C12.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C13.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C14.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
C15.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C16.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C17.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	427.0	443.5	458.7	485.2	780.6	816.3	871.9	891.9	915.9
C18.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,40 m)	M3	312	312	312	312	468	468	468	468	468
C19.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C20.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C21.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C22.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C23.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
C24.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
C25.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C26.a	Reposición de concreto (e = 0.20 m)	M3	250	250	250	250	250	250	250	250	250
C29.a	Retiro de escombros	M3	587	594	595	609	796	821	898	938	1035
C30.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN DESTAPADO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2DE	TA3DE	TA4DE	TA6DE	TA8DE	TA10DE	TA14DE	TA16DE	TA20DE
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROUFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
TI2.a	Excavación manual	M3	124.2	127.4	129.6	135	210.6	218.7	236.52	244.6	260.82
TI3.a	Excavación a maquina	M3	427.8	439	446.4	465	725.4	753.3	814.68	842.6	898.38
TI4.a	Excavación roca	M3	138	141.6	144	150	234	243	262.8	271.8	289.8
TI5.a	Excavación adicional	M3	27.6	28.32	28.8	30	46.8	48.6	52.56	54.36	57.96
TI6.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI7.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI8.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI9.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
TI10.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI11.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
TI12.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI13.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI14.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	895.0	911.5	926.7	953.2	####	1518.3	1573.9	1593.9	1617.9
TI15.a	Rellenos en material de préstamo	M3	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Empredizado	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI16.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI17.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI18.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI19.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI20.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
TI21.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
TI22.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI23.a	Retiro de escombros	M3	30	37	38	52	85	110	187	227	324
TI24.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

Especificaciones Tuberías de Polietileno

Diámetro de Tubería en pulgadas	0.5	0.75	1	1.25	1.5	2	3	4	6	8	10	12
Sobreancho superficie	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75
Profundidad (m)	0.61	0.62	0.63	0.63	0.64	0.65	0.68	0.70	0.75	0.80	0.85	0.90
Ancho zanja (m)	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20

Especificaciones Tuberías de Polietileno de alta densidad

Diámetro de Tubería en mm	63	90	110	160	200	250	315
Sobreancho superficie	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75	0.75
Profundidad (m)	0.66	0.69	0.71	0.76	0.80	0.85	0.92
Ancho zanja (m)	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2AS	TPE3/4AS	TPE1AS	TPE1-1/4AS	TPE1-1/2AS	TPE2AS	TPE3AS	TPE4AS	TPE6AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	U	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.2 m)	M3	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	166.6	168.9	171.1	173.4	175.7	180.3	189.4	198.6	216.9
A3.p	Suministro de recebo	M3	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	46.27	46.91	47.54	48.18	48.81	50.08	52.62	55.16	60.24
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	80	80	80	80	80	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	-	489	490	490	491	492	493	495	498	503
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8AS	TPE10AS	TPE12AS	TPE100-63AS	TPE100-90AS	TPE100-110AS	TPE100-160AS	TPE100-200AS	TPE100-250AS	TPE100-310AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Ta pón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	T e e X " PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	-	1
-	Unión X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X " PE IPS	U	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.2 m)	M3	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5	172.5
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	235.2	253.4	271.7	184.7	194.4	201.6	219.6	234.0	252.0	275.4
A3.p	Suministro de recebo	M3	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20	239.20
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	65.32	70.40	75.48	51.30	54.00	56.00	61.00	65.00	70.00	76.50
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	80	80	80	80	80	80	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	-	508	513	518	494	497	499	504	508	513	519
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2CO	TPE3/4CO	TPE1CO	TPE1-1/4CO	TPE1-1/2CO	TPE2CO	TPE3CO	TPE4CO	TPE6CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	U	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	123.8	125.7	127.6	129.5	131.4	135.2	142.9	150.5	165.7
C4.p	Suministro de recebo	M3	104	104	104	104	104	104	104	104	104
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	41.27	41.91	42.54	43.18	43.81	45.08	47.62	50.16	55.24
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros		359	359	360	361	361	363	365	368	373
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8CO	TPE10CO	TPE12CO	TPE100-63CO	TPE100-90CO	TPE100-110CO	TPE100-160CO	TPE100-200CO	TPE100-250CO	TPE100-310CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Ta pón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	T e e X " PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X " PE IPS	U	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	200	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	181.0	196.2	211.4	138.9	147.0	153.0	168.0	180.0	195.0	214.5
C4.p	Suministro de recebo	M3	104	104	104	104	104	104	104	104	104	104
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	60.32	65.40	70.48	46.30	49.00	51.00	56.00	60.00	65.00	71.50
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	-	-	-	200	-	-	-	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	200	200	200	-	200	200	200	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	378	383	388	364	367	369	374	378	383	389
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE3/4ACO	TPE1ACO	1/4ACO	1/2ACO	TPE2ACO	TPE3ACO	TPE4ACO	TPE6ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	U	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL
C1.p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	40	40	40	40	40	40	40	40	40
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limp	M3	153.8	155.7	157.6	159.5	161.4	165.2	172.9	180.5	195.7
C4.p	Suministro de recebo	M3	104	104	104	104	104	104	104	104	104
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	51.27	51.91	52.54	53.18	53.81	55.08	57.62	60.16	65.24
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros		209	209	210	211	211	213	215	218	223
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para poli	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100- 63ACO	TPE100-90ACO	TPE100-110ACO	TPE100- 160ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	U	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	U	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
C1.p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	40	40	40	40
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limp	M3	168.9	177.0	183.0	198.0
C4.p	Suministro de recebo	M3	104	104	104	104
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	56.30	59.00	61.00	66.00
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	214	217	219	224
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para poli	UN	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2TA	TPE3/4TA	TPE1TA	TPE1-1/4TA	TPE1-1/2TA	TPE2TA	TPE3TA	TPE4TA	TPE6TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	U	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	4	4	4	4	2
-	Codo X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	250	250	250	250	250	250	400	400	400
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	91.9	92.9	93.8	94.8	95.7	97.6	202.9	210.5	225.7
TB4.p	Suministro de recebo	M3	65	65	65	65	65	65	104	104	104
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	61.27	61.91	62.54	63.18	63.81	65.08	67.62	70.16	75.24
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	500	500	500	500	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros		140	140	141	142	142	144	193	196	201
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100- 63TA	TPE100-90TA	TPE100-110TA	TPE100- 160TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	U	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	U	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	400	400	400	400
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	198.9	207.0	213.0	228.0
TB4.p	Suministro de recebo	M3	104	104	104	104
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	66.30	69.00	71.00	76.00
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	192	195	197	202
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ZV	TPE3/4ZV	TPE1ZV	TPE1-1/4ZV	TPE1-1/2ZV	TPE2ZV	TPE3ZV	TPE4ZV	TPE6ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	U	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	-	-	-	-	-	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	500	500	500	500	500	500	500	500	500
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	245.1	247.6	250.2	252.7	255.2	260.3	270.5	280.6	301.0
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	61.27	61.91	62.54	63.18	63.81	65.08	67.62	70.16	75.24
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Retiro de escombros		28	28	28	28	28	28	28	28	28
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8ZV	TPE10ZV	TPE12ZV	TPE100-63ZV	TPE100-90ZV	TPE100-110ZV	TPE100-160ZV	TPE100-200ZV	TPE100-250ZV	TPE100-310ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Ta pón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	T e e X " PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X " PE IPS	U	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	500	500	500	500	500	500	500	500	500	500
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limpieza	M3	321.3	341.6	361.9	265.2	276.0	284.0	304.0	320.0	340.0	366.0
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	80.32	85.40	90.48	66.30	69.00	71.00	76.00	80.00	85.00	91.50
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumáti ca e n 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-	Retiro de escombros	-	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

Grupo D.

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

Especificaciones para tuberías de acero

Diámetro de Tubería en pulgadas	2	3	4	6	8	10	14	16	20
Sobreancho superficie	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60
Ancho zanja (m)	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
Profundidad (m)	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto (m)	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25
Espesor material de préstamo en concreto y asfalto (m)	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2AS	TA3AS	TA4AS	TA6AS	TA8AS	TA10AS	TA14AS	TA16AS	TA20AS
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A2.a	Rotura de vías en asfalto ( e = 0.15 m)	M3	180	180	180	180	225	225	225	225	225
A4.a	Excavación manual	M3	108	111.2	113.4	118.8	186.3	194.4	212.22	220.32	236.52
A5.a	Excavación a maquina	M3	372	383.2	390.6	409.2	641.7	669.6	730.98	758.88	814.68
A6.a	Excavación roca	M3	120	123.6	126	132	207	216	235.8	244.8	262.8
A7.a	Excavación adicional	M3	24	24.72	25.2	26.4	41.4	43.2	47.16	48.96	52.56
A8.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A9.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
A10.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A11.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
A12.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A13.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
A14.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A15.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A16.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	388.0	404.5	419.7	446.2	722.1	757.8	813.4	833.4	857.4
A17.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,50 m)	M3	390	390	390	390	585	585	585	585	585
A18.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A19.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A20.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A21.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A22.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
A23.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
A24.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A25.a	Reposición de pavimento flexible (e = 0.15 m)	M3	225	225	225	225	281.25	281.25	281.25	281.25	281.25
A27.a	Retiro de escombros	M3	596	604	604	618	890	914	991	1032	1128
A28.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN CONCRETO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
C2.a	Rotura de vía en concreto ( e = 0.25 m)	M3	300	300	300	300	375	375	375	375	375
C5.a	Excavación manual	M3	97.2	100.4	102.6	108	170.1	178.2	196.02	204.12	220.32
C6.a	Excavación a maquina	M3	334.8	346	353.4	372	585.9	613.8	675.18	703.08	758.88
C7.a	Excavación roca	M3	108	111.6	114	120	189	198	217.8	226.8	244.8
C8.a	Excavación adicional	M3	21.6	22.32	22.8	24	37.8	39.6	43.56	45.36	48.96
C9.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C10.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
C11.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C12.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C13.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C14.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
C15.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C16.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C17.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	232.0	248.5	263.7	290.2	488.1	523.8	579.4	599.4	623.4
C18.a	Rellenos en material de préstamo (e = 0,60 m)	M3	468	468	468	468	702	702	702	702	702
C19.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C20.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C21.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C22.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C23.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
C24.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
C25.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C26.a	Reposición de concreto (e = 0.25 m)	M3	300	300	300	300	375	375	375	375	375
C29.a	Retiro de escombros	M3	792	799	800	814	1153	1178	1255	1295	1392
C30.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN DESTAPADO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2DE	TA3DE	TA4DE	TA6DE	TA8DE	TA10DE	TA14DE	TA16DE	TA20DE
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROUFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
TI2.a	Excavación manual	M3	124.2	127.4	129.6	135	210.6	218.7	236.52	244.62	260.82
TI3.a	Excavación a maquina	M3	427.8	439	446.4	465	725.4	753.3	814.68	842.58	898.38
TI4.a	Excavación roca	M3	138	141.6	144	150	234	243	262.8	271.8	289.8
TI5.a	Excavación adicional	M3	27.6	28.32	28.8	30	46.8	48.6	52.56	54.36	57.96
TI6.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI7.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI8.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI9.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
TI10.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI11.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
TI12.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI13.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI14.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	895.0	911.5	926.7	953.2	1482.6	1518.3	1573.9	1593.9	1617.9
TI15.a	Rellenos en material de préstamo	M3	0	0	0	0	0	0	0	0	0
TI25.a	Empredizado	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI16.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI17.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI18.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI19.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI20.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
TI21.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
TI22.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI23.a	Retiro de escombros	M3	30	37	38	52	85	110	187	227	324
TI24.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

Especificaciones Tuberías de Polietileno

Diámetro de Tubería en pulgadas	0.5	0.75	1	1.25	1.5	2	3	4	6	8	10	12
Sobreancho superficie	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60
Profundidad (m)	0.61	0.62	0.63	0.63	0.64	0.65	0.68	0.70	0.75	0.80	0.85	0.90
Ancho zanja (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.40	0.40	0.40	0.45	0.52
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60

Especificaciones Tuberías de Polietileno de alta densidad

Diámetro de Tubería en pulgadas	63	90	110	160	200	250	315
Sobreancho superficie	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60
Profundidad (m)	0.66	0.69	0.71	0.76	0.80	0.85	0.92
Ancho zanja (m)	0.30	0.30	0.40	0.40	0.40	0.45	0.52
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60	0.60

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2AS	TPE3/4AS	TPE1AS	TPE1-1/4AS	TPE1-1/2AS	TPE2AS	TPE3AS	TPE4AS	TPE6AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.2 m)	M3	124.2	124.2	124.2	124.2	124.2	124.2	124.2	138.0	138.0
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	99.9	101.3	102.7	104.1	105.4	108.2	113.7	158.9	173.5
A3.p	Suministro de recebo (0,5 m)	M3	179.40	179.40	179.40	179.40	179.40	179.40	179.40	239.20	239.20
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	27.76	28.14	28.52	28.91	29.29	30.05	31.57	44.13	48.19
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta	ML	80	80	80	80	80	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	80	80	80	80
-	Retiro de escombros		355	355	355	356	356	357	358	452	456
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8AS	TPE10AS	TPE12AS	TPE100-63AS	TPE100-90AS	TPE100-110AS	TPE100-160AS	TPE100-200AS	TPE100-250AS	TPE100-315AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.2 m)	M3	138.0	144.9	154.6	124.2	124.2	138.0	138.0	138.0	144.9	154.6
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	188.1	228.1	282.6	110.8	116.6	161.3	175.7	187.2	226.8	286.4
A3.p	Suministro de recebo (0,5 m)	M3	239.20	269.10	310.96	179.40	179.40	239.20	239.20	239.20	269.10	310.96
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	52.26	63.36	78.50	30.78	32.40	44.80	48.80	52.00	63.00	79.56
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta	ML	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	80	80	80	80	80	80	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	-	461	512	584	358	359	453	457	460	512	586
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2CO	TPE3/4CO	TPE1CO	TPE1-1/4CO	TPE1-1/2CO	TPE2CO	TPE3CO	TPE4CO	TPE6CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	144	144	144	144	144	144	144	160	160
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	74.3	75.4	76.6	77.7	78.9	81.1	85.7	120.4	132.6
C4.p	Suministro de recebo	M3	187.2	187.2	187.2	187.2	187.2	187.2	187.2	249.6	249.6
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	24.76	25.14	25.52	25.91	26.29	27.05	28.57	40.13	44.19
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
	Retiro de escombros		380	381	381	381	382	383	384	482	486
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8CO	TPE10CO	TPE12CO	TPE100-63CO	TPE100-90CO	TPE100-110CO	TPE100-160CO	TPE100-200CO	TPE100-250CO	TPE100-315CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	160	168	179.2	144	144	160	160	160	168	179.2
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	144.8	176.6	219.9	83.3	88.2	122.4	134.4	144.0	175.5	223.1
C4.p	Suministro de recebo	M3	249.6	280.8	324.48	187.2	187.2	249.6	249.6	249.6	280.8	324.48
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	48.26	58.86	73.30	27.78	29.40	40.80	44.80	48.00	58.50	74.36
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	-	-	-	200	-	-	-	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	200	200	200	-	200	200	200	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	490	544	619	383	385	483	487	490	544	620
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE3/4ACO	TPE1ACO	TPE1-1/4ACO	TPE1-1/2ACO	TPE2ACO	TPE3ACO	TPE4ACO	TPE6ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	24	24	24	24	24	24	24	32	32
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	92.3	93.4	94.6	95.7	96.9	99.1	103.7	144.4	156.6
C4.p	Suministro de recebo	M3	187.2	187.2	187.2	187.2	187.2	187.2	187.2	249.6	249.6
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	30.76	31.14	31.52	31.91	32.29	33.05	34.57	48.13	52.19
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	266	267	267	267	268	269	270	362	366
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100- 63ACO	TPE100- 90ACO	TPE100- 110ACO	TPE100- 160ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	24	24	32	32
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	101.3	106.2	146.4	158.4
C4.p	Suministro de recebo	M3	187.2	187.2	249.6	249.6
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	33.78	35.40	48.80	52.80
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	269	271	363	367
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2TA	TPE3/4TA	TPE1TA	TPE1-1/4TA	TPE1-1/2TA	TPE2TA	TPE3TA	TPE4TA	TPE6TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	150	150	150	150	150	150	240	320	320
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	55.1	55.7	56.3	56.9	57.4	58.6	121.7	168.4	180.6
TB4.p	Suministro de recebo	M3	39	39	39	39	39	39	62.4	83.2	83.2
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	56.13	60.19
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	500	500	500	500	500	-	-	-
TB8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	84	84	85	85	85	86	116	157	161
TB11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
TB12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
TB13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100- 63TA	TPE100- 90TA	TPE100- 110TA	TPE100- 160TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	240	240	320	320
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	119.3	124.2	170.4	182.4
TB4.p	Suministro de recebo	M3	62.4	62.4	83.2	83.2
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	39.78	41.40	56.80	60.80
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	-	-	-
TB8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	115	117	157	161
TB11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	1	1	1
TB12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
TB13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000
TB14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ZV	TPE3/4ZV	TPE1ZV	TPE1-1/4ZV	TPE1-1/2ZV	TPE2ZV	TPE3ZV	TPE4ZV	TPE6ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	-	-	-	-	-	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	300	300	300	300	300	300	300	400	400
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	147.0	148.6	150.1	151.6	153.1	156.2	162.3	224.5	240.8
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	56.13	60.19
-	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-	Retiro de escombros	-	17	17	17	17	17	17	17	23	23
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8ZV	TPE10ZV	TPE12ZV	TPE100-63ZV	TPE100-90ZV	TPE100-110ZV	TPE100-160ZV	TPE100-200ZV	TPE100-250ZV	TPE100-315ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	400	450	520	300	300	400	400	400	450	520
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	257.0	307.4	376.4	159.1	165.6	227.2	243.2	256.0	306.0	380.6
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	64.26	76.86	94.10	39.78	41.40	56.80	60.80	64.00	76.50	95.16
-	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-	Retiro de escombros		23	25	29	17	17	23	23	23	25	29
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1		1	1	1	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

Grupo E.

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

Especificaciones para tuberías de acero

Diámetro de Tubería en pulgadas	2	3	4	6	8	10	14	16	20
Sobreancho superficie	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Ancho zanja (m)	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
Profundidad (m)	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor material de préstamo en concreto y asfalto (m)	0.45	0.45	0.45	0.45	0.45	0.45	0.45	0.45	0.45

CANALIZACIONES EN ASFALTO TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2AS	TA3AS	TA4AS	TA6AS	TA8AS	TA10AS	TA14AS	TA16AS	TA20AS
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A2.a	Rotura de vías en asfalto ( e = 0.15 m)	M3	120	120	120	120	165	165	165	165	165
A4.a	Excavación manual	M3	108	111.2	113.4	118.8	186.3	194.4	212.22	220.32	236.52
A5.a	Excavación a maquina	M3	372	383.2	390.6	409.2	641.7	669.6	730.98	758.88	814.68
A6.a	Excavación roca	M3	120	123.6	126	132	207	216	235.8	244.8	262.8
A7.a	Excavación adicional	M3	24	24.72	25.2	26.4	41.4	43.2	47.16	48.96	52.56
A8.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A9.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
A10.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A11.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
A12.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A13.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
A14.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A15.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A16.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	427.0	443.5	458.7	485.2	780.6	816.3	871.9	891.9	915.9
A17.a	Rellenos en material de préstamo	M3	351	351	351	351	526.5	526.5	526.5	526.5	526.5
A18.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A19.a	Señalización con mojón	UN	20	20	20	20	20	20	20	20	20
A20.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A21.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A22.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
A23.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
A24.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A25.a	Reposición de pavimento flexible (e = 0.15 m)	M3	150	150	150	150	206.3	206.25	206.25	206.25	206.25
A27.a	Retiro de escombros	M3	497	505	505	519	771	796	873	913	1010
A28.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN CONCRETO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROUFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
C2.a	Rotura de vía en concreto ( e = 0.20 m)	M3	120	120	120	120	180	180	180	180	180
C5.a	Excavación manual	M3	102.6	105.8	108	113.4	178.2	186.3	204.12	212.22	228.42
C6.a	Excavación a maquina	M3	353.4	364.6	372	390.6	613.8	641.7	703.08	730.98	786.78
C7.a	Excavación roca	M3	114	117.6	120	126	198	207	226.8	235.8	253.8
C8.a	Excavación adicional	M3	22.8	23.52	24	25.2	39.6	41.4	45.36	47.16	50.76
C9.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C10.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
C11.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C12.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C13.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C14.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
C15.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C16.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C17.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	310.0	326.5	341.7	368.2	605.1	640.8	696.4	716.4	740.4
C18.a	Rellenos en material de préstamo	M3	429	429	429	429	643.5	643.5	643.5	643.5	643.5
C19.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C20.a	Señalización con mojón	UN	20	20	20	20	20	20	20	20	20
C21.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C22.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C23.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
C24.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
C25.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C26.a	Reposición de concreto (e = 0.20 m)	M3	120	120	120	120	180	180	180	180	180
C29.a	Retiro de escombros	M3	574	581	582	596	902	926	1003	1044	1140
C30.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN DESTAPADO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2DE	TA3DE	TA4DE	TA6DE	TA8DE	TA10DE	TA14DE	TA16DE	TA20DE
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.60	0.60	0.60	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROUFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
TI2.a	Excavación manual	M3	124.2	127.4	129.6	135	210.6	218.7	236.52	244.62	260.82
TI3.a	Excavación a maquina	M3	427.8	439	446.4	465	725.4	753.3	814.68	842.58	898.38
TI4.a	Excavación roca	M3	138	141.6	144	150	234	243	262.8	271.8	289.8
TI5.a	Excavación adicional	M3	27.6	28.32	28.8	30	46.8	48.6	52.56	54.36	57.96
TI6.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI7.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI8.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI9.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
TI10.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI11.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
TI12.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI13.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI14.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	661.0	677.5	692.7	719.2	1131.6	1167.3	1222.9	1242.9	1266.9
TI15.a	Rellenos en material de préstamo	M3	234	234	234	234	351	351	351	351	351
	Empredizado	M2	600	600	600	600	900	900	900	900	900
TI16.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI17.a	Señalización con mojón	UN	20	20	20	20	20	20	20	20	20
TI18.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI19.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI20.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
TI21.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
TI22.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI23.a	Retiro de escombros	M3	264	271	272	286	436	461	538	578	675
TI24.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

Especificaciones Tuberías de Polietileno

Diámetro de Tubería en pulgadas	0.5	0.75	1	1.25	1.5	2	3	4	6	8	10	12
Sobreancho superficie	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Profundidad (m)	0.61	0.62	0.63	0.63	0.64	0.65	0.68	0.70	0.75	0.80	0.85	0.90
Ancho zanja (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.40	0.45	0.52
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25

Especificaciones Tuberías de Polietileno de alta densidad

Diámetro de Tubería en mm	63	90	110	160	200	250	315
Sobreancho superficie	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Profundidad (m)	0.66	0.69	0.71	0.76	0.80	0.85	0.92
Ancho zanja (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.40	0.45	0.52
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Espesor material de préstamo asfalto (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor material de préstamo concreto (m)	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25	0.25

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2AS	TPE3/4AS	TPE1AS	TPE1-1/4AS	TPE1-1/2AS	TPE2AS	TPE3AS	TPE4AS	TPE6AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
--	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	69.0	69.0	69.0	69.0	69.0	69.0	69.0	69.0	69.0
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	99.9	101.3	102.7	104.1	105.4	108.2	113.7	119.1	130.1
A3.p	Suministro de recebo (0,5 m)	M3	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52	143.52
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	27.76	28.14	28.52	28.91	29.29	30.05	31.57	33.10	36.14
A8.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta	ML	80	80	80	80	80	-	-	-	-
A11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	-	259	259	260	260	260	261	263	264	267
A12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
A13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
A14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8AS	TPE10AS	TPE12AS	TPE100-63AS	TPE100-90AS	TPE100-110AS	TPE100-160AS	TPE100-200AS	TPE100-250AS	TPE100-315AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	-	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	82.8	89.7	99.4	69.0	69.0	69.0	69.0	82.8	89.7	99.4
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	188.1	228.1	282.6	110.8	116.6	121.0	131.8	187.2	226.8	286.4
A3.p	Suministro de recebo (0,5 m)	M3	191.36	215.28	248.77	143.52	143.52	143.52	143.52	191.36	215.28	248.77
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	52.26	63.36	78.50	30.78	32.40	33.60	36.60	52.00	63.00	79.56
A8.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta	ML	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	80	80	80	80	80	80	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	-	351	396	459	262	264	265	268	351	396	460
A12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
A13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
A14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2CO	TPE3/4CO	TPE1CO	TPE1-1/4CO	TPE1-1/2CO	TPE2CO	TPE3CO	TPE4CO	TPE6CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	80	80	80	80	80	80	80	80	80
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	74.3	75.4	76.6	77.7	78.9	81.1	85.7	90.3	99.4
C4.p	Suministro de recebo	M3	78	78	78	78	78	78	78	78	78
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	24.76	25.14	25.52	25.91	26.29	27.05	28.57	30.10	33.14
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
	Retiro de escombros		193	193	194	194	194	195	197	198	201
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8CO	TPE10CO	TPE12CO	TPE100-63CO	TPE100-90CO	TPE100-110CO	TPE100-160CO	TPE100-200CO	TPE100-250CO	TPE100-315CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	U	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	U	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	U	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	U	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	U	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	U	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	96	104	115.2	80	80	80	80	96	104	115.2
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	144.8	176.6	219.9	83.3	88.2	91.8	100.8	144.0	175.5	223.1
C4.p	Suministro de recebo	M3	104	117	135.2	78	78	78	78	104	117	135.2
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	48.26	58.86	73.30	27.78	29.40	30.60	33.60	48.00	58.50	74.36
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	-	-	-	200	-	-	-	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	200	200	200	-	200	200	200	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	262	295	341	196	198	199	202	262	295	342
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE3/4ACO	TPE1ACO	1/4ACO	1/2ACO	TPE2ACO	TPE3ACO	TPE4ACO	TPE6ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	40	40	40	40	40	40	40	40	40
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	92.3	93.4	94.6	95.7	96.9	99.1	103.7	108.3	117.4
C4.p	Suministro de recebo	M3	78	78	78	78	78	78	78	78	78
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	30.76	31.14	31.52	31.91	32.29	33.05	34.57	36.10	39.14
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros		159	159	160	160	160	161	163	164	167
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100- 63ACO	TPE100- 90ACO	TPE100- 110ACO	TPE100- 160ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	40	40	40	40
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	101.3	106.2	109.8	118.8
C4.p	Suministro de recebo	M3	78	78	78	78
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	33.78	35.40	36.60	39.60
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
	Retiro de escombros	-	162	164	165	168
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2TA	TPE3/4TA	TPE1TA	TPE1-1/4TA	TPE1-1/2TA	TPE2TA	TPE3TA	TPE4TA	TPE6TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	150	150	150	150	150	150	240	240	240
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	55.1	55.7	56.3	56.9	57.4	58.6	121.7	126.3	135.4
TB4.p	Suministro de recebo	-	39	39	39	39	39	39	62.4	62.4	62.4
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	42.10	45.14
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	500	500	500	500	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros		84	84	85	85	85	86	116	117	120
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100-63TA	TPE100- 90TA	TPE100- 110TA	TPE100-160TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	240	240	240	240
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	119.3	124.2	127.8	136.8
TB4.p	Suministro de recebo	-	62.4	62.4	62.4	62.4
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	39.78	41.40	42.60	45.60
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	-	115	117	118	121
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ZV	TPE3/4ZV	TPE1ZV	TPE1-1/4ZV	TPE1-1/2ZV	TPE2ZV	TPE3ZV	TPE4ZV	TPE6ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	-	-	-	-	-	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	300	300	300	300	300	300	300	300	300
ZV7.p	Suministro de recebo	M3	97.5	97.5	97.5	97.5	97.5	97.5	97.5	97.5	97.5
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	147.0	148.6	150.1	151.6	153.1	156.2	162.3	168.4	180.6
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	42.10	45.14
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Retiro de escombros		17	17	17	17	17	17	17	17	17
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8ZV	TPE10ZV	TPE12ZV	TPE100-63ZV	TPE100-90ZV	TPE100-110ZV	TPE100-160ZV	TPE100-200ZV	TPE100-250ZV	TPE100-310ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN				2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	400	450	520	300	300	300	300	400	450	520
ZV7.p	Suministro de recebo	M3	130.0	146.3	169.0	97.5	97.5	97.5	97.5	130.0	146.3	169.0
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	257.0	307.4	376.4	159.1	165.6	170.4	182.4	256.0	306.0	380.6
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	64.26	76.86	94.10	39.78	41.40	42.60	45.60	64.00	76.50	95.16
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-	Retiro de escombros	-	23	25	29	17	17	17	17	23	25	29
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

Grupo F.

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

Especificaciones para tuberías de acero

Diámetro de Tubería en pulgadas	2	3	4	6	8	10	14	16	20
Sobre ancho-concreto (m)	2.20	2.20	2.20	2.20	2.20	2.20	2.20	2.20	2.20
Sobreancho superficie	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50
Ancho zanja (m)	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00
Profundidad (m)	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
Espesor Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Relleno fluido de asfalto (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30
Espesor de material de préstamo asfalto B600 (m)	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50	0.50
Espesor de material de préstamo Concreto B600 (m)	0.80	0.80	0.80	0.80	0.80	0.80	0.80	0.80	0.80

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE ACERO

-	-		DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2AS	TA3AS	TA4AS	TA6AS	TA8AS	TA10AS	TA14AS	TA16AS	TA20AS
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A2.a	Rotura de vías en asfalto ( e = 0.15 m)	M3	225	225	225	225	225	225	225	225	225
A4.a	Excavación manual	M3	180	185.4	189	198	207	216	235.8	244.8	262.8
A5.a	Excavación a maquina	M3	620	638.6	651	682	713	744	812.2	843.2	905.2
A6.a	Excavación roca	M3	200	206	210	220	230	240	262	272	292
A7.a	Excavación adicional	M3	40	41.2	42	44	46	48	52.4	54.4	58.4
A8.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A9.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A10.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A11.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
A12.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A13.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
A14.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A15.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A16.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	258.4	288.1	316.5	369.4	417.0	459.3	528.2	554.7	591.9
A17.a	Rellenos en material de préstamo B600	M3	650	650	650	650	650	650	650	650	650
A26.a	Relleno fluido (e= 0,30 m)	-	300	300	300	300	300	300	300	300	300
A18.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A19.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
A20.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A21.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
A22.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2
A23.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
A24.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
A25.a	Reposición de pavimento flexible (e = 0.15 m)	M3	281.3	281.3	281.3	281.3	281.3	281.3	281.3	281.3	281.3
A27.a	Retiro de escombros	M3	1306.6	1317.1	1315.5	1329.6	1349.0	1373.7	1452.2	1492.7	1589.5
A28.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN CONCRETO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2CO	TA3CO	TA4CO	TA6CO	TA8CO	TA10CO	TA14CO	TA16CO	TA20CO
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00
-	PROUFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
C2.a	Rotura de vía en concreto ( e = 0,15 m)	M3	480	480	480	480	480	480	480	480	480
C5.a	Excavación manual	M3	180	185.4	189	198	207	216	235.8	244.8	262.8
C6.a	Excavación a maquina	M3	620	638.6	651	682	713	744	812.2	843.2	905.2
C7.a	Excavación roca	M3	200.0	206	210	220	230	240	262	272	292
C8.a	Excavación adicional	M3	40	41.2	42	44	46	48	52.4	54.4	58.4
C9.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C10.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C11.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C12.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
C13.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C14.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
C15.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C16.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C17.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	258.4	288.1	316.5	369.4	417.0	459.3	528.2	554.7	591.9
C18.a	Rellenos en material de préstamo	M3	1040.0	1040.0	1040.0	1040.0	1040.0	1040.0	1040.0	1040.0	1040.0
C19.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C20.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
C21.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C22.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
C23.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2	-	-	-
C24.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
C25.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C26.a	Reposición de concreto (e = 0.15 m)	M3	480	480	480	480	480	480	480	480	480
C29.a	Retiro de escombros	M3	1562	1572	1570	1585	1604	1629	1707	1748	1844
C30.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
B1.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

CANALIZACIONES EN DESTAPADO DE TUBERIA DE ACERO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE ACERO CALIBRE 40 API5L
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TA2DE	TA3DE	TA4DE	TA6DE	TA8DE	TA10DE	TA14DE	TA16DE	TA20DE
-	A. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	ANCHO (m)	-	0.50	0.50	0.50	0.60	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90
-	PROUFUNDIDAD (m)	-	1.15	1.18	1.20	1.25	1.30	1.35	1.46	1.51	1.61
TI2.a	Excavación manual	M3	103.5	106.2	108	135	210.6	218.7	236.52	244.62	260.82
TI3.a	Excavación a maquina	M3	356.5	365.8	372	465	725.4	753.3	814.68	842.58	898.38
TI4.a	Excavación roca	M3	115	118	120	150	234	243	262.8	271.8	289.8
TI5.a	Excavación adicional	M3	23	23.6	24	30	46.8	48.6	52.56	54.36	57.96
TI6.a	Acarreos internos de material	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI7.a	Suministro e instalación de geotextil no tejido	M2	500	500	500	600	900	900	900	900	900
TI8.a	Transporte y tendido de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI9.a	Doblado en tubería de diámetro	ML	200	200	200	200	200	200	200	200	200
TI10.a	Alineación, soldadura y bajado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI11.a	Aplicación de revestimiento en campo en tubería	ML	50	50	50	50	50	50	50	50	50
TI12.a	Cajas para válvulas y bridas en concreto	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI13.a	Limpieza interior, prueba de presión y secado de tubería	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TI14.a	Relleno en material proveniente de excavaciones	M3	745	759	771	953	1483	1518	1574	1594	1618
TI15.a	Rellenos en material de préstamo	M3	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Empradizado	M2	500	500	500	600	900	900	900	900	900
TI16.a	Señalización con plaquetas	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI17.a	Señalización con mojón	UN	15	15	15	15	15	15	15	15	15
TI18.a	Demolición y reconstrucción de cajas de inspección	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI19.a	Demolición y reconstrucción de sumideros	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2
TI20.a	Reconstrucción domiciliaria agua potable	UN	4	4	4	4	2	2
TI21.a	Reconstrucción cajas aguas negras	UN	4	4	4	4	3	3	1	1	1
TI22.a	Protecciones en concreto 2500 psi	M3	1	1	1	1	1	1	1	1	1
TI23.a	Retiro de escombros	M3	25	32	33	52	85	110	187	227	324
TI24.a	Limpieza final	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
-	B. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
T1.a	Tubería acero carbón SCH 40 5l	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
V1.a	Válvula acero carbón A-300	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
C1.a	Cinta de señalización	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.a	Brida acero carbon A -300	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2

Especificaciones Tuberías de Polietileno

Diametro (pulgadas)	0.5	0.75	1	1.25	1.5	2	3	4	6	8	10	12
Sobre-concreto (m)	2.90	2.90	2.90	2.90	2.90	2.90	2.90	2.90	2.90	2.80	2.75	2.68
Sobreancho pavimento (m)	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20	1.20	1.10	1.05	0.98
Profundidad (m)	0.61	0.62	0.63	0.63	0.64	0.65	0.68	0.70	0.75	0.80	0.85	0.90
Ancho zanja (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.40	0.45	0.52
Espesor de Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Relleno fluido de asfalto (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30
Espesor de material de prestamo asfalto B600 (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor de material de prestamo Concreto B600 (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10

Especificaciones Tuberías de Polietileno de alta densidad

Diametro (mm)	63	90	110	160	200	250	315
Sobre-concreto (m)	2.90	2.90	2.90	2.90	2.80	2.75	2.68
Sobreancho pavimento (m)	1.20	1.20	1.20	1.20	1.10	1.05	0.98
Profundidad (m)	0.66	0.69	0.71	0.76	0.80	0.85	0.92
Ancho zanja (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.40	0.45	0.52
Espesor de Asfalto (m)	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15	0.15
Espesor concreto vías (m)	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20	0.20
Espesor concreto andén (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10
Relleno fluido de asfalto (m)	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30	0.30
Espesor de material de prestamo asfalto B600 (m)	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40	0.40
Espesor de material de prestamo Concreto B600 (m)	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10	0.10

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2AS	TPE3/4AS	TPE1AS	TPE1-1/4AS	TPE1-1/2AS	TPE2AS	TPE3AS	TPE4AS	TPE6AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	99.9	101.3	102.7	104.1	105.4	108.2	113.7	119.1	130.1
A9.p	Relleno de material en prestamo B600	M3	48.8	50.6	52.5	54.3	56.1	59.6	66.5	73.0	85.2
A10.p	Relleno fluido	M4	90.0	90.0	90.0	90.0	90.0	90.0	90.0	90.0	90.0
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	27.76	28.14	28.52	28.91	29.29	30.05	31.57	33.10	36.14
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	80	80	80	80	80	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	M3	391.57	394.05	396.51	398.95	401.37	406.13	415.41	424.34	441.17
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ASFALTO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8AS	TPE10AS	TPE12AS	TPE100-63AS	TPE100-90AS	TPE100-110AS	TPE100-160AS	TPE100-200AS	TPE100-250AS	TPE100-310AS
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1		1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A1.p	Rotura y reposición de pavimento flexible (e=0.15 m)	M3	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0	207.0
A2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	188.1	228.1	282.6	110.8	116.6	121.0	131.8	187.2	226.8	286.4
A9.p	Relleno de material en prestamo B600	M3	128.3	159.0	198.6	63.0	70.1	75.1	87.0	127.4	157.9	201.3
A10.p	Relleno fluido	M4	120.0	135.0	156.0	90.0	90.0	90.0	90.0	120.0	135.0	156.0
A4.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A5.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	52.26	63.36	78.50	30.78	32.40	33.60	36.60	52.00	63.00	79.56
A6.p	Perforación neumática en pavimento flexible (hasta 2")	ML	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
A8.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	80	80	80	80	80	80	80	80	80	80
-	Retiro de escombros	M3	539.84	602.58	686.14	410.63	420.30	427.22	443.57	538.60	600.99	690.28
A11.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
A12.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
A13.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
A14.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2CO	TPE3/4CO	TPE1CO	TPE1-1/4CO	TPE1-1/2CO	TPE2CO	TPE3CO	TPE4CO	TPE6CO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	512	512	512	512	512	512	512	512	512
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	92.3	93.4	94.6	95.7	96.9	99.1	103.7	108.3	117.4
C10.p	Relleno de material en prestamo B600	M3	123.0	124.6	126.1	127.6	129.1	132.2	138.3	144.4	156.6
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	30.76	31.14	31.52	31.91	32.29	33.05	34.57	36.10	39.14
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	681.81	683.91	686.01	688.12	690.22	694.42	702.84	711.25	728.07
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN CALZADA CONCRETO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8CO	TPE10CO	TPE12CO	TPE100-63CO	TPE100-90CO	TPE100-110CO	TPE100-160CO	TPE100-200CO	TPE100-250CO	TPE100-315CO
-	A. SUMINISTROS
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1p	Rotura y reposición de concreto 3000 PSI (e=0.20 m)	M3	512	512	512	512	512	512	512	512	512	512
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	168.8	203.6	251.1	101.3	106.2	109.8	118.8	168.0	202.5	254.3
C10.p	Relleno de material en prestamo B600	M3	225.0	271.4	334.8	135.1	141.6	146.4	158.4	224.0	270.0	339.0
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	56.26	67.86	83.70	33.78	35.40	36.60	39.60	56.00	67.50	84.76
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	-	-	-	200	-	-	-	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	200	200	200	-	200	200	200	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	822.53	886.59	974.02	698.47	707.41	714.03	730.59	821.12	884.60	979.88
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ACO	TPE3/4ACO	TPE1ACO	1/4ACO	1/2ACO	TPE2ACO	TPE3ACO	TPE4ACO	TPE6ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1.p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	40	40	40	40	40	40	40	40	40
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limp	M3	92.3	93.4	94.6	95.7	96.9	99.1	103.7	108.3	117.4
C4.p	Relleno de material en prestamo B600	M3	123.0	124.6	126.1	127.6	129.1	132.2	138.3	144.4	156.6
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	307.620	31.14	31.52	31.91	32.29	33.05	34.57	36.10	39.14
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	200	200	200	200	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	209.81	211.91	214.01	216.12	218.22	222.42	230.84	239.25	256.07
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ANDEN CONCRETO DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100- 63ACO	TPE100- 90ACO	TPE100- 110ACO	TPE100- 160ACO
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL		-	-	-	-
C1.p	Rotura y reposición de concreto simple (e=0.10 m)	M3	40	40	40	40
C2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y limp	M3	101.3	106.2	109.8	118.8
C4.p	Suministro de recebo	M3	135.1	141.6	146.4	158.4
C5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
C6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	33.78	35.40	36.60	39.60
C8.p	Perforación neumática en concreto (hasta 2")	ML	200	-	-	-
C11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	226.47	235.41	242.03	258.59
C12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	1	1	1
C13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para poli	UN	1	-	-	-
C14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de distribución	ML	1000	1000	1000	1000
C15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2TA	TPE3/4TA	TPE1TA	TPE1-1/4TA	TPE1-1/2TA	TPE2TA	TPE3TA	TPE4TA	TPE6TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	150	150	150	150	150	150	240	240	240
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	55.1	55.7	56.3	56.9	57.4	58.6	121.7	126.3	135.4
TB3.p	Relleno de material en prestamo B600	M3	92	93	94	95	96	98	162	168	181
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	42.10	45.14
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	500	500	500	500	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	-	-	-	-	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	290.61	292.07	293.53	294.99	296.44	299.36	463.96	472.37	489.19
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN TABLETA, BALDOSIN, GRAVILLA DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE100-63TA	TPE100-90TA	TPE100-110TA	TPE100-160TA
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Tee X " PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-
TB1.p	Rotura y reposición de tableta, baldosín y gravilla	M2	240	240	240	240
TB2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	119.3	124.2	127.8	136.8
TB4.p	Relleno de material en prestamo B600	M3	159	166	170	182
TB5.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000
TB6.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	M3	39.78	41.40	42.60	45.60
TB8.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	500	-	-	-
TB11.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	-	200	200	200
-	Retiro de escombros	M3	459.59	468.53	475.15	491.71
TB12.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	1	1	1
TB13.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	-	-	-
TB14.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000
TB15.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA DE POLIETILENO
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE1/2ZV	TPE3/4ZV	TPE1ZV	TPE1-1/4ZV	TPE1-1/2ZV	TPE2ZV	TPE3ZV	TPE4ZV	TPE6ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030	1030
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	9	4	4	4	4	-	-	-	-
-	Unión X" PE IPS	UN	7	7	7	7	7	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	4	4	4	4	2	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	-	-	-	-	-	2	3	4	4
-	Cinta de señalización	ML	-	-	-	-	-	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	300	300	300	300	300	300	300	300	300
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	147.0	148.6	150.1	151.6	153.1	156.2	162.3	168.4	180.6
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	36.76	37.14	37.52	37.91	38.29	39.05	40.57	42.10	45.14
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-	Retiro de escombros	-	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95	16.95
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	-	-	-	-	-	-	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	1	1	1	1	1	1	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30

CANALIZACIONES EN ZONA VERDE DE TUBERIA DE POLIETILENO

-	-	-	DIAMETRO DE TUBERIA	TUBERIA DE POLIETILENO ALTA DENSIDAD
ITEM	ACTIVIDAD	Un.	TPE8ZV	TPE10ZV	TPE12ZV	TPE100-63ZV	TPE100-90ZV	TPE100-110ZV	TPE100-160ZV	TPE100-200ZV	TPE100-250ZV	TPE100-310ZV
-	A. SUMINISTROS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Tubería X" PE IPS	ML	1000	1000	1000	1030	1030	1030	1030	1000	1000	1000
-	Tapón X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Tee X" PE IPS	UN	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
-	Unión X" PE IPS	UN	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	Polivalvula X" PE IPS	UN	0.33	0.33	0.33	1	1	1	1	0.33	0.33	0.33
-	Reducción X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2-	-	-	-	-	-	-
-	Codo X" PE IPS	UN	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
-	Silleta X" x X" PE IPS	UN	-	-	-	2	2	2	2	-	-	-
-	Silleta X" x X" PE IPS (electrofusión)	UN	3	3	3	2	3	4	4	3	3	3
-	Cinta de señalización	ML	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010	1010
-	B. OBRA CIVIL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ZV1.p	Reposición en zona verde	M2	400	450	520	300	300	300	300	400	450	520
ZV2.p	Excavación en tierra o recebo, tape, compactación y	M3	257.0	307.4	376.4	159.1	165.6	170.4	182.4	256.0	306.0	380.6
ZV3.p	Instalación de tubería de polietileno	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV4.p	Excavación en roca, tape, compactación y limpieza	ML	64.26	76.86	94.10	39.78	41.40	42.60	45.60	64.00	76.50	95.16
ZV5.p	Perforación neumática en tableta, baldosín y gravilla	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ZV6.p	Perforación neumática en 3" , 4" y 6"	ML	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
-	Retiro de escombros	M3	22.60	25.43	29.38	16.95	16.95	16.95	16.95	22.60	25.43	29.38
ZV9.p	Construcción de cajas para poliválvulas en mampostería	UN	1	1	1	-	1	1	1	1	1	1
ZV10.p	Suministro e instalación de cajas prefabricadas para	UN	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-
ZV11.p	Prueba neumática y gasificación para redes de	ML	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
ZV12.p	Señalización con plaquetas	UN	30	30	30	30	30	30	30	30	30	30

Estaciones de Regulación

CONFIGURACIÓN DE ESTACIONES DE REGULACIÓN DE PRESIÓN - ERP

-	3.000 SCMH	5.000 SCMH	6.000 SCMH	8.000 SCMH	9.000 SCMH	10.000 SCMH	35.000 SCMH
-	Tren Sencillo-TS	Tren Paralelo-TP	Tren Sencillo-TS	Tren Paralelo-TP	Tren Sencillo-TS	Tren Paralelo-TP	Tren Sencillo-TS	Tren Paralelo-TP	Tren Sencillo-TS	Tren Paralelo-TP	Tren Sencillo-TS	Tren Paralelo-TP	Tren Sencillo-TS	Tren Paralelo-TP
-	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM	CM	SM
TIPO	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28
A.- Grupo de Regulación	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Válvula/Regulador Trabajador con piloto D 2"	1	1	2	2	1	1	2	2	-	-	1	1	-	-	1	1	-	-	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-
Válvula/Regulador Trabajador con piloto D 3"	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	-	-	1	1	-	-	1	1
Válvula/Regulador Trabajador con piloto D 4"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1	1	1	1	1	1	1
Válvula/Regulador Monitor con piloto D 2"	1	1	1	1	1	1	1	1	-	-	1	1	-	-	1	1	-	-	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-
Válvula/Regulador Monitor con piloto D 3"	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	-	-	1	1	-	-	1	1
Válvula/Regulador Monitor con piloto D 4"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1	1	1	1	1	1	1
Válvula Slam Shut	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
B.- Grupo de Medición	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Medidor de Turbina	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-
Electrocorrector	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-
Telemetría	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-	1	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C-Otros elementos	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Filtro	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
Actuador Neumático	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
Valvula de alivio	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
Valvula salida + transitoma	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
Instrumentación y valvula de venteo	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
Construccion caseta para ERP (Diseño, construccion, suministro de material, interventoria, licencias,servidumbres, impuestos)	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
Dimensiones Lote ubicacion ERP m2	10	10	10	10	10	10	10	10	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	15	20	20	20	20	20	20	20	20

CONFIGURACIÓN DE ESTACIONES DE REGULACIÓN DE PUERTA DE CIUDAD - ERPC

-	ERPC 0-1 MMSFCD	ERPC 1-3 MMSFCD	ERPC 3-5 MMSFCD	ERPC 5-15 MMSFCD	ERPC 15-50 MMSFCD	ERPC 50-100 MMSFCD
-	T1	T2	T1	T2	T1	T2	T1	T2	T1	T2	T1	T2
Válvula ESD con actuador	0	0	3"	3"	4"	4"	6"	6"	8"	8"	20"	20"
Skid - Filtro separador (std by)	0	0	10"	10"	16"	16"	20"	20"	24"	24"	54"	54"
Skid - Calentador- BTU/HR	0	40	0	130	0	216,667	0	650	0	2,166,667	0	4,333,333
Skid - Regulación (std by)	0	0	1"	1"	2"	2"	3"	3"	4"	4"	6"	6"
Skid - Medición (std by) - turbina	0	0	4"	4"	6"	6"	8"	8"	12"	12"	12"	12"
Skid - Medición - turbina	2"	2"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Skid - Odorizador - GL	80	80	120	120	250	250	500	500	2	2	4	4
Equipo Control Calidad de Gas	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
Unidad paquete (válvula ESD con actuador filtro separador, calent. eléctrico, sistema de regulación, medición y odorización)	sin calentador	X	sin calentador	X	sin calentador	X	sin calentador	X	sin calentador	X	sin calentador	X
Tubería relacionada	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X
Área de terreno requerido (mts2 )	225	225	400	400	900	900	900	900	900	900	900	900

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 7)

Metodología para establecer la utilización eficiente de redes de distribución secundarias (Anexo 8)

ARTÍCULO 4.4.2.11.1. 8. METODOLOGÍA PARA ESTABLECER LA UTILIZACIÓN EFICIENTE DE REDES DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIAS. Para determinar la eficiencia en la utilización de redes de distribución secundarias, se establecerá una función de regresión estadística que relacione la densidad urbanística del área atendida con la longitud de red secundaria correspondiente. Para el efecto se seguirá el siguiente procedimiento:

a) Con base en la información gráfica entregada por las empresas en cuanto a longitudes, áreas de cobertura y usuarios por municipio se establecerá para cada uno de los municipios que son atendidos por las empresas lo siguiente:

- Densidad urbanística, a través de la relación entre el número de viviendas urbanas y el área urbana.

- Longitud por usuario, determinada como la relación entre la longitud de la red secundaria de la inversión base en el último año del periodo tarifario (longitud de red de polietileno con diámetros inferiores o iguales a ¾") y el número de usuarios totales proyectados para dicha fecha.

b) Se construirá una función que relacione la densidad por municipio y la longitud por usuario por municipio. Los datos atípicos serán excluidos en la construcción de esta función.

c) Los puntos de la gráfica se ajustarán a una curva de regresión y se establecerá su ecuación. Para la curva se consideran regresiones: lineal, potencial, logarítmica o exponencial.

d) Se determinan los residuales "e" a través de la diferencia entre el valor real y el valor estimado.

donde:

e =	residual
Y =	longitud por usuario real
Y´=	longitud estimada por usuario

e) Se verificará la normalidad de los residuales obtenidos.

f) Obtenida la función se definirá una nueva función (Ymax) igual a

donde:

	longitud por usuario máxima
	Equivale a dos desviaciones estándar de los residual

g) Finalmente, para evaluar la eficiencia en la utilización de líneas secundarias de cada una de las empresas:

- Se determinará para cada una de las empresas un valor Y_E a partir del promedio ponderado, por el número de usuarios, de la densidad urbana (X_E) y de la longitud por usuario (Y_E) de cada uno de los municipios que atiende la empresa.

- A partir de la densidad urbana de la empresa, (X_E) se obtiene de la ecuación de que trata el literal c) del presente anexo <R. CREG-011-2003; Anexo. 8>, el valor Y´_max´.

- Las empresas cuyo valor Y_E sea inferior o igual a Y´_max´ no serán objeto de ajuste.

- Las empresas cuyo valor Y_E sea superior a Y´_max´ serán objeto de ajuste en la longitud prevista para la construcción de anillos de distribución a usuario final (redes de polietileno con calibres inferiores o iguales a ¾"), con un factor igual al valor:

(Fuente: R CREG 011/03, ANEXO 8)

CAPÍTULO 12

Costos de las unidades constructivas para la valoración de la inversión de nuevas inversiones (IPNI)

ARTÍCULO 4.4.2.12.1. 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 $ DE DICIEMBRE DE 2012
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C	D	E	F
TA2AS	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Asfalto	242,871,640	271,826,114	338,443,963	335,466,539	274,665,807	555,191,657
TA3AS	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Asfalto	284,468,024	313,756,992	381,083,877	378,074,763	316,626,909	600,750,649
TA4AS	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Asfalto	314,586,109	344,094,638	411,926,230	408,894,559	346,986,070	633,635,460
TA6AS	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Asfalto	379,897,499	424,751,075	477,830,103	474,779,979	412,494,669	701,907,485
TA8AS	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Asfalto	524,522,425	592,267,764	577,070,111	621,877,578	558,324,398	773,282,638
TA10AS	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Asfalto	599,272,876	667,605,520	652,276,114	697,472,031	633,367,889	850,447,089
TA14AS	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Asfalto	927,777,216	997,565,106	981,909,237	1,028,067,668	962,598,333	1,184,883,745
TA16AS	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Asfalto	1,034,293,186	1,104,310,894	1,088,603,469	1,134,913,904	1,069,228,972	1,292,510,159
TA20AS	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Asfalto	1,232,266,674	1,302,652,469	1,286,862,469	1,333,416,360	1,267,386,119	1,492,371,417
TA2CO	Tubería de Acero de 2 pulg. en Calzada Concreto	241,642,870	270,641,792	337,360,902	381,788,730	260,233,329	603,865,366
TA3CO	Tubería de Acero de 3 pulg. en Calzada Concreto	283,232,779	312,563,933	379,986,818	424,883,286	302,045,678	649,915,084
TA4CO	Tubería de Acero de 4 pulg. en Calzada Concreto	313,343,303	342,892,494	410,816,576	456,046,789	332,296,050	683,147,425
TA6CO	Tubería de Acero de 6 pulg. en Calzada Concreto	378,691,005	423,606,145	476,757,518	522,263,009	397,759,102	751,765,195
TA8CO	Tubería de Acero de 8 pulg. en Calzada Concreto	522,730,957	590,576,128	575,356,176	681,816,423	551,396,849	823,380,591
TA10CO	Tubería de Acero de 10 pulg. en Calzada Concreto	597,475,859	665,903,921	650,553,207	757,928,103	626,388,033	900,966,121
TA14CO	Tubería de Acero de 14 pulg. en Calzada Concreto	925,963,953	995,833,755	980,159,610	1,089,796,834	955,485,290	1,236,432,062
TA16CO	Tubería de Acero de 16 pulg. en Calzada Concreto	1,032,478,359	1,102,575,040	1,086,849,998	1,196,843,234	1,062,095,557	1,344,218,500
TA20CO	Tubería de Acero de 20 pulg. en Calzada Concreto	1,230,449,031	1,300,909,597	1,285,102,924	1,395,667,156	1,260,219,977	1,544,337,991
TA2DE	Tubería de Acero de 2 pulg. en Destapado	150,685,710	145,804,719	145,804,719	145,804,719	160,002,711	138,640,094
TA3DE	Tubería de Acero de 3 pulg. en Destapado	192,044,403	187,140,638	187,140,638	187,140,638	201,483,042	179,746,903
TA4DE	Tubería de Acero de 4 pulg. en Destapado	222,006,679	217,067,207	217,067,207	217,067,207	231,514,046	209,518,650
TA6DE	Tubería de Acero de 6 pulg. en Destapado	289,182,035	284,193,220	284,193,220	284,193,220	298,784,378	284,193,220
TA8DE	Tubería de Acero de 8 pulg. en Destapado	385,078,267	381,419,830	381,419,830	381,419,830	403,112,637	381,419,830
TA10DE	Tubería de Acero de 10 pulg. en Destapado	459,970,081	456,285,347	456,285,347	456,285,347	478,134,080	456,285,347
TA14DE	Tubería de Acero de 14 pulg. en Destapado	788,652,620	784,915,447	784,915,447	784,915,447	807,075,121	784,915,447
TA16DE	Tubería de Acero de 16 pulg. en Destapado	895,224,667	891,481,797	891,481,797	891,481,797	913,675,248	891,481,797
TA20DE	Tubería de Acero de 20 pulg. en Destapado	1,093,286,266	1,089,533,105	1,089,533,105	1,089,533,105	1,111,787,580	1,089,533,105

-	UC Nuevo Periodo Tarifario	COSTO A RECONOCER POR GRUPO A $ DE DICIEMBRE DE 2012
CÓDIGO	DESCRIPCIÓN	A	B	C	D	E	F
TPE1/2AS	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Asfalto	63,181,580	80,803,875	187,443,790	136,553,851	86,677,973	237,201,032
TPE3/4AS	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Asfalto	63,931,093	81,518,097	188,012,471	137,156,428	87,380,432	237,806,828
TPE1AS	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Asfalto	66,161,983	83,669,651	189,751,328	139,056,991	89,505,540	239,455,117
TPE1-1/4AS	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Asfalto	69,146,145	86,560,326	192,142,898	141,651,910	92,365,053	241,712,548
TPE1-1/2AS	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Asfalto	70,642,956	88,012,724	193,393,202	142,963,805	93,802,647	242,965,296
TPE2AS	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Asfalto	72,570,201	89,886,200	195,074,408	144,667,179	95,658,200	244,743,794
TPE3AS	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Asfalto	97,166,841	114,018,372	216,645,803	167,329,958	119,635,550	265,446,855
TPE4AS	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Asfalto	115,426,725	155,150,407	233,719,055	203,176,209	137,623,850	282,356,851
TPE6AS	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Asfalto	165,628,671	204,864,179	282,220,134	251,994,224	187,411,784	330,694,668
TPE8AS	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Calzada Asfalto	215,591,668	237,277,699	314,540,509	284,197,698	237,277,699	381,976,817
TPE10AS	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Calzada Asfalto	305,493,374	327,102,019	395,432,812	374,296,495	327,102,019	473,239,036
TPE12AS	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Calzada Asfalto	334,505,934	357,764,379	411,464,116	403,514,094	355,985,829	503,627,390
TPE1/2CO	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Calzada Concreto	62,025,742	80,489,474	186,228,016	145,784,173	87,881,989	428,903,881
TPE3/4CO	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Calzada Concreto	62,725,927	81,143,492	186,678,482	146,274,925	88,517,523	428,852,549
TPE1CO	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Calzada Concreto	64,851,530	83,166,590	188,174,720	147,935,529	90,499,580	429,105,363
TPE1-1/4CO	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Calzada Concreto	67,714,822	85,912,758	190,309,480	150,267,502	93,198,854	429,803,128
TPE1-1/2CO	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Calzada Concreto	69,153,829	87,298,264	191,447,999	151,463,805	94,562,938	430,340,979
TPE2CO	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Calzada Concreto	74,117,560	92,105,188	195,473,689	155,716,201	99,307,080	432,507,220
TPE3CO	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Calzada Concreto	102,060,403	119,966,448	223,102,734	183,288,957	127,135,676	459,469,544
TPE4CO	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Calzada Concreto	120,311,549	159,598,664	240,180,972	219,450,169	145,095,396	474,204,291
TPE6CO	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Calzada Concreto	173,384,785	212,147,388	291,412,769	270,850,401	197,693,054	521,737,092
TPE8CO	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Calzada Concreto	230,070,851	252,246,068	332,523,515	311,769,563	254,722,179	572,147,986
TPE10CO	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Calzada Concreto	319,743,490	341,525,634	414,208,703	402,821,795	344,537,894	659,555,038
TPE12CO	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Calzada Concreto	347,908,908	371,980,749	430,742,883	432,767,144	372,860,860	683,835,950
TPE1/2ACO	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Anden Concreto	43,503,092	51,985,097	63,038,271	53,406,594	56,050,369	63,284,276
TPE3/4ACO	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Anden Concreto	44,249,592	52,710,388	63,796,767	54,128,331	56,765,496	64,147,155
TPE1ACO	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Anden Concreto	46,478,027	54,891,733	65,976,912	56,301,785	58,924,272	66,429,766
TPE1-1/4ACO	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Anden Concreto	49,458,817	57,818,718	68,893,124	59,219,752	61,825,469	69,446,829
TPE1-1/2ACO	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Anden Concreto	50,951,496	59,286,819	70,388,606	60,683,734	63,281,790	71,044,125
TPE2ACO	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Anden Concreto	56,072,534	64,335,822	75,460,508	65,720,665	68,296,268	76,315,459
TPE3ACO	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Anden Concreto	84,097,219	92,323,029	103,633,867	93,701,591	96,265,513	104,893,274
TPE4ACO	Tubería de Polietileno de 4 pulg. En Anden Concreto	102,557,135	123,169,139	122,100,584	124,985,859	114,584,008	123,748,941
TPE6ACO	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Anden Concreto	155,971,062	176,416,910	175,598,230	178,198,769	167,767,150	178,006,642
TPE1/2TA	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	46,066,592	46,066,592	59,146,373	46,066,592	46,066,592	55,704,240
TPE3/4TA	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	46,807,119	46,807,119	59,913,814	46,807,119	46,807,119	56,532,183
TPE1TA	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	49,027,353	49,027,353	62,138,426	49,027,353	49,027,353	58,822,827
TPE1-1/4TA	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	51,996,622	51,996,622	65,104,782	51,996,622	51,996,622	61,856,628
TPE1-1/2TA	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	53,474,911	53,474,911	66,605,275	53,474,911	53,474,911	63,418,001
TPE2TA	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	58,568,718	58,568,718	71,721,524	58,568,718	58,568,718	68,660,499
TPE3TA	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	79,606,505	83,748,190	103,945,158	83,748,190	83,748,190	100,540,955
TPE4TA	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	97,803,936	112,117,666	122,238,627	112,117,666	101,996,706	119,260,123
TPE6TA	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	150,765,114	165,284,128	175,492,505	165,284,128	155,075,751	173,333,341
TPE1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1/2 pulg. en Zona Verde	15,405,582	15,405,582	22,401,896	15,405,582	20,431,172	15,405,582
TPE3/4ZV	Tubería de Polietileno de 3/4 pulg. en Zona Verde	16,181,120	16,181,120	23,225,889	16,181,120	21,197,368	16,181,120
TPE1ZV	Tubería de Polietileno de 1 pulg. en Zona Verde	18,432,158	18,432,158	25,509,519	18,432,158	23,428,027	18,432,158
TPE1-1/4ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/4 pulg. en Zona Verde	21,432,539	21,432,539	28,542,642	21,432,539	26,408,483	21,432,539
TPE1-1/2ZV	Tubería de Polietileno de 1-1/2 pulg. en Zona Verde	22,942,149	22,942,149	30,102,441	22,942,149	27,910,613	22,942,149
TPE2ZV	Tubería de Polietileno de 2 pulg. en Zona Verde	28,100,483	28,100,483	35,353,676	28,100,483	33,049,263	28,100,483
TPE3ZV	Tubería de Polietileno de 3 pulg. en Zona Verde	46,387,790	46,387,790	53,836,043	46,387,790	51,305,223	46,387,790
TPE4ZV	Tubería de Polietileno de 4 pulg. en Zona Verde	64,702,943	68,536,217	72,369,492	68,536,217	69,605,854	64,702,943
TPE6ZV	Tubería de Polietileno de 6 pulg. en Zona Verde	113,059,535	117,120,342	121,181,150	117,120,342	117,947,090	113,059,535
TPE8ZV	Tubería de Polietileno de 8 pulg. en Zona Verde	144,156,291	144,156,291	148,454,548	144,156,291	150,669,864	144,156,291
TPE10ZV	Tubería de Polietileno de 10 pulg. en Zona Verde	225,713,773	225,713,773	227,980,810	225,713,773	233,035,722	225,713,773
TPE12ZV	Tubería de Polietileno de 12 pulg. en Zona Verde	246,796,914	245,842,581	245,842,581	246,796,914	255,254,925	246,796,914
TPE100-63AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Calzada Asfalto	73,938,490	91,254,490	196,571,362	146,035,468	97,026,490	246,473,852
TPE100-90AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Calzada Asfalto	98,636,167	115,487,699	218,256,765	168,799,285	121,104,876	267,296,420
TPE100-110AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Calzada Asfalto	143,598,437	183,364,704	261,975,937	231,390,506	165,795,561	310,747,838
TPE100-160AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Calzada Asfalto	223,580,961	262,854,280	340,248,046	309,984,325	245,364,073	388,823,163
TPE100-200AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 200 mm en Calzada Asfalto	268,523,217	290,209,248	367,456,209	337,129,247	290,209,248	434,819,191
TPE100-250AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 250 mm en Calzada Asfalto	305,404,539	327,013,184	395,334,106	374,207,660	327,013,184	473,039,723
TPE100-315AS	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 315mm en Calzada Asfalto	334,766,142	358,014,579	411,714,315	403,774,302	356,246,037	504,162,485
TPE100-63CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Calzada Concreto	75,439,562	93,427,190	196,909,855	157,038,203	100,629,082	434,140,408
TPE100-90CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Calzada Concreto	103,512,046	121,418,092	224,682,929	184,740,601	128,587,320	461,271,588
TPE100-110CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Calzada Concreto	148,528,138	187,853,923	268,474,900	247,705,428	173,311,985	502,631,689
TPE100-160CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Calzada Concreto	231,411,635	270,208,553	349,508,249	328,911,566	255,719,904	579,951,013
TPE100-200CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 200mm en Calzada Concreto	283,226,741	306,329,124	385,664,983	364,925,453	307,878,069	625,199,044
TPE100-250CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 250mm en Calzada Concreto	319,662,530	342,717,915	414,118,748	402,740,835	344,456,934	659,326,958
TPE100-315CO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 315mm en Calzada Concreto	348,146,395	373,592,544	430,971,235	433,004,631	373,098,347	684,504,996
TPE100-63ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Anden Concreto	57,394,536	65,657,824	76,896,674	67,042,667	69,618,270	77,948,647
TPE100-90ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Anden Concreto	85,548,863	93,774,673	105,214,061	95,153,235	97,717,157	106,695,318
TPE100-110ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Anden Concreto	130,773,725	151,424,397	150,394,512	153,241,117	142,800,597	152,176,339
TPE100-160ACO	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Anden Concreto	213,997,911	234,478,075	233,693,710	236,259,934	225,794,000	236,220,563
TPE100-63TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Anden Tableta, Baldosín, Gravilla	65,949,321	70,040,210	90,096,427	70,040,210	70,040,210	86,488,948
TPE100-90TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	80,973,989	85,164,346	105,486,721	85,164,346	85,164,346	102,298,944
TPE100-110TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	125,371,631	139,752,537	149,911,318	139,752,537	129,593,757	147,063,354
TPE100-160TA	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Andén Tableta, Baldosín, Gravilla	207,812,020	222,390,983	232,633,111	222,390,983	212,148,855	230,590,442
TPE100-63ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 63mm en Zona Verde	29,358,477	29,358,477	36,728,166	29,358,477	34,307,257	29,358,477
TPE100-90ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 90mm en Zona Verde	47,767,031	47,767,031	55,346,223	47,767,031	52,684,464	47,767,031
TPE100-110ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 110mm en Zona Verde	91,458,085	95,331,093	99,204,101	95,331,093	96,360,996	91,458,085
TPE100-160ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 160mm en Zona Verde	168,970,730	173,067,374	177,164,018	173,067,374	173,858,284	168,970,730
TPE100-200ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 200mm en Zona Verde	195,430,120	195,430,120	199,713,295	195,430,120	201,943,693	195,430,120
TPE100-250ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 250mm en Zona Verde	225,629,005	225,629,005	227,886,624	225,629,005	232,950,954	225,629,005
TPE100-315ZV	Tubería de Polietileno de Alta Densidad de 315mm en Zona Verde	247,046,610	246,082,673	246,082,673	247,046,610	255,504,621	247,046,610

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 técnicas exigidas en el municipio de Rionegro en el departamento de Antioquia.

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

Grupo D. Considera especificaciones técnicas exigidas en el Municipio de Santiago de Cali en el departamento del Valle del Cauca.

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

Grupo F. Considera especificaciones técnicas exigidas en el Distrito Capital de Bogotá.

CÓDIGO	ESTACIONES PUERTA DE CIUDAD	$ DIC 2012
ERPC 01T1	0 A 1 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	392,134,708
ERPC 01T2	0 A 1 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y ODORIZACIÓN	438,541,183
ERPC 13T1	1 A 3 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	488,428,143
ERPC 13T2	1 A 3 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y ODORIZACIÓN	563,838,664
ERPC 35T1	3 A 5 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	842,277,510
ERPC 35T2	3 A 5 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y ODORIZACIÓN	981,496,933
ERPC 515T1	5 A 15 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	1,026,743,245
ERPC 515T2	5 A 15 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y ODORIZACIÓN	1,196,126,877
ERPC 1550T1	15 A 50 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	1,109,114,737
ERPC 1550T2	15 A 50 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y ODORIZACIÓN	1,341,147,109
ERPC 50100T1	50 A 100 MMSFCD SIN CALENTAMIENTO Y CON ODORIZACIÓN	1,628,867,250
ERPC 50100T2	50 A 100 MMSFCD CON CALENTAMIENTO Y ODORIZACIÓN	2,080,170,213

CÓDIGO	ESTACIÓN REGULADORA DE PRESIÓN	$ DIC 2012
ERP 3T1	ERP 3000 m3/h - tren sencillo - con medidor	163,850,241
ERP 3T2	ERP 3000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	111,352,839
ERP 3T3	ERP 3000 m3/h - tren paralelo - con medidor	221,846,511
ERP 3T4	ERP 3000 m3/h - tren paralelo - sin medidor	155,430,004
ERP 5T1	ERP 5000 m3/h - tren sencillo - con medidor	166,170,092
ERP 5T2	ERP 5000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	113,672,689
ERP 5T3	ERP 5000 m3/h - tren sencillo - con medidor	225,326,287
ERP 5T4	ERP 5000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	160,069,705
ERP 6T1	ERP 6000 m3/h - tren sencillo - con medidor	176,401,066
ERP 6T2	ERP 6000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	121,465,036
ERP 6T3	ERP 6000 m3/h - tren sencillo - con medidor	239,651,053
ERP 6T4	ERP 6000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	174,656,588
ERP 8T1	ERP 8000 m3/h - tren sencillo - con medidor	198,648,003
ERP 8T2	ERP 8000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	136,871,198
ERP 8T3	ERP 8000 m3/h - tren sencillo - con medidor	270,563,377
ERP 8T4	ERP 8000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	190,227,766
ERP 9T1	ERP 9000 m3/h - tren sencillo - con medidor	201,932,519
ERP 9T2	ERP 9000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	146,558,738
ERP 9T3	ERP 9000 m3/h - tren sencillo - con medidor	273,962,684
ERP 9T4	ERP 9000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	206,592,124
ERP 10T1	ERP 10000 m3/h - tren sencillo - con medidor	211,407,183
ERP 10T2	ERP 10000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	150,790,302
ERP 10T3	ERP 10000 m3/h - tren sencillo - con medidor	289,122,185
ERP 10T4	ERP 10000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	209,946,498
ERP 35T1	ERP 35000 m3/h - tren sencillo - con medidor	333,199,350
ERP 35T2	ERP 35000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	271,422,544
ERP 35T3	ERP 35000 m3/h - tren sencillo - con medidor	459,631,218
ERP 35T4	ERP 35000 m3/h - tren sencillo - sin medidor	380,455,531

CÓDIGO	EQUIPOS DE CALIDAD	$ DIC 2012
PLI01	Data Logger o Manógrafo de 12"	10,619,648
PLI02	Cabezas de prueba o columnas de agua	338,256
IO01	Detector Sensor electroquímico	14,158,994
IO02	Detector Portátil de Odorizante	20,049,610
SGL01	Sistema digital de grabación, múltiples municipios	218,683,239
SGL02	Sistema digital de grabación, 1 municipio	34,158,885
PC01	Caja de inspección	3,264,548
MPC01	Cromatógrafo en línea instalado	220,797,946
MPC01	Higrómetro	157,502,786

CÓDIGO	ESTACIONES DE GAS NATURAL COMPRIMIDO y GLP	$ DIC 2012
RM200	Estación GNC 200 m3/hora	310,743,731
RM500	Estación GNC 500 m3/hora	335,140,353
RM600	Estación GNC 600 m3/hora	347,842,480
RM700	Estación GNC 700 m3/hora	348,388,569
RM100	Estación GNC 1000 m3/hora	418,065,864
RM1500	Estación GNC 1500 m3/hora	524,369,095
RM2800	Estación GNC 2800 m3/hora	794,433,765
AP100	Estaciones de aire propanado de 100 kpcd	1,470,821,369
AP400	Estaciones de aire propanado de 400 kpcd	1,854,113,541
EGLP6000	Estación de GLP 6000 galones	319,924,246
EGLP9000	Estación de GLP 9000 galones	426,841,220

CÓDIGO	OTRAS UNIDADES	$ DIC 2012
CCONTRL	Equipos de control para sistema de gas natural por ERPC o ERP	32,042,003
LCPE-1/2"	Limitador de Caudal para Tubería de PE de 1/2"	70,468
LCPE-3/4"	Limitador de Caudal para Tubería de PE de 3/4"	73,521
LCPE-1"	Limitador de Caudal para Tubería de PE de 1"	89,653
LCPE-2"	Limitador de Caudal para Tubería de PE de 2"	189,783
LCPE-3"	Limitador de Caudal para Tubería de PE de 3"	3,541,413
LCPE-4"	Limitador de Caudal para Tubería de PE de 4"	4,448,950
LCPE-6"	Limitador de Caudal para Tubería de PE de 6"	17,007,739

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 8)

CAPÍTULO 13

Otros activos

ARTÍCULO 4.4.2.13.1. 9. OTROS ACTIVOS. El porcentaje eficiente de Otros Activos que resulte de la aplicación de lo contenido en este Anexo se aplicará a cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, conforme a lo establecido en el Literal b) del Numeral 9.4 del artículo 9o de la presente resolución.

El porcentaje de Otros Activos eficiente que se reconocerá durante el próximo período tarifario se estimará, de acuerdo con el procedimiento que a continuación se describe:

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.

1. Se toma la información reportada por las empresas distribuidoras a la CREG para la vigencia 2016. Esta información corresponde a las cuentas de Otros Activos y arrendamientos reportada por las empresas prestadoras del servicio según la Circular CREG 027 de 2018.

OTROS ACTIVOS

CUENTAS	NOMBRE
1610	SEMOVIENTES
1630	EQUIPOS Y MATERIALES EN DEPÓSITO
1635	BIENES MUEBLES EN BODEGA
1636	PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO EN MANTENIMIENTO
1643	VÍAS DE COMUNICACIÓN Y ACCESO INTERNAS
1655	MAQUINARIA Y EQUIPO
1660	EQUIPO MÉDICO Y CIENTÍFICO
1665	MUEBLES, ENSERES Y EQUIPOS DE OFICINA
1670	EQUIPOS DE COMUNICACIÓN Y COMPUTACIÓN
1675	EQUIPO DE TRANSPORTE, TRACCIÓN Y ELEVACIÓN
1680	EQUIPOS DE COMEDOR, COCINA, DESPENSA Y HOTELERÍA
191008	Estudios y proyectos
194103	Maquinaria
194104	Equipo
194105	Muebles y enseres
194190	Otros activos - Vehículos
197007	Licencias
197008	"Software"
199953	Semovientes
199958	Equipos y materiales en depósito
199959	Bienes Muebles en bodega
199960	Propiedades, planta y equipo en mantenimiento
199963	Vías de comunicación y acceso internas
199966	Maquinaria y equipo
199967	Equipo médico y científico
199968	Muebles, enseres y equipo de oficina
199969	Equipo de comunicaciones y computación
199970	Equipo de transporte, tracción y elevación
199971	Equipo de comedor, cocina, despensa y hotelería

ARRENDAMIENTOS

CUENTAS	NOMBRE
751703	Maquinaria y Equipo
751704	Equipo de Oficina

ARRENDAMIENTOS

CUENTAS	NOMBRE
751705	Equipo de Computación y Comunicación
751707	Flota y Equipo de Transporte
751706	Equipo Científico
751790	Otros
511118	Arrendamiento

La Comisión podrá adelantar durante los procesos de aprobación de cargos de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario, revisiones y depuraciones a la información de las cuentas arriba indicadas y presentadas por las empresas, con el fin de no transferir costos y gastos ineficientes en la tarifa final.

En el caso de procesos de aprobación de cargos de distribución para el Siguiente Periodo Tarifario respecto de Mercados Relevantes que incluyan municipios ubicados en grupos conformados por un solo municipio de acuerdo con la Tabla 1 del ANEXO 20 de la presente resolución, será obligatorio para la Comisión adelantar revisiones y depuraciones a la información de las cuentas arriba indicadas y presentadas por las empresas, así como adelantar los análisis que le competen con el fin de no transferir costos y gastos ineficientes en la tarifa final.

Cuando las empresas estén prestando el servicio en sus respectivos mercados relevantes para los cuales haya concluido su período tarifario y no hayan reportado la información de Otros Activos según lo dispuesto en la precitada circular, se les reconocerá el noventa por ciento (90%) del porcentaje mínimo reconocido de Otros Activos de acuerdo con los resultados obtenidos.

2. Se determina el porcentaje de los Otros Activos reportada (%OAr) como la razón entre el valor de los mismos (OAr) y la Base Regulatoria de Activos -BRA- por empresa así:

Donde:

OAr	Valor de los Otros Activos reportado a diciembre de 2016 por la empresa. Se calcula como la suma de las cuentas de Otros Activos más la suma del equivalente de las cuentas de arrendamientos. El equivalente de las cuentas de arrendamientos se fija como el valor presente neto de un flujo anual del valor de la cuenta a cinco (5) años y descontado a una tasa del 12,7%.
BRA_r	Valor total de la Base Regulatoria de Activos reportado a diciembre 2016 por la empresa para todos sus mercados.

3. Se imputa a cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k de la empresa el porcentaje de Otros Activos reportado () determinado en el numeral anterior.

4. Se establece para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario el porcentaje de Otros Activos eficiente a reconocer, el cual se determina de acuerdo con la siguiente fórmula, en caso de que los municipios que lo conforman les fueron remunerados los porcentajes de Otros Activos a través de Cargos de Distribución determinados mediante la metodología dispuesta en la Resolución CREG 011 de 2003,

y en el caso de que los municipios que pertenecieron a un Área de Servicio Exclusivo, el porcentaje de Otros Activos eficiente a reconocer se define de acuerdo con la siguiente fórmula,

donde:

%OA_eficientek	Porcentaje de Otros Activos eficiente que se reconocerá en los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. Este porcentaje se aplica conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9o de la presente resolución.
%OA_rk	Porcentaje de Otros Activos reportado por la empresa a diciembre de 2016, imputado al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.
%OA_remk	Porcentaje de Otros Activos remunerados a diciembre de 2016 en el cargo promedio de distribución aprobado mediante resolución particular conforme a la Resolución CREG 011 de 2003 para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.
%OA_{max rec k}	Porcentaje de Otros Activos máximo a reconocer para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, el cual se calcula conforme a la siguiente fórmula:

Donde,

n	Número de municipios que contiene el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.
Km_k	Total de kilómetros de red del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, reportado a la Fecha de Corte
Km_p	Total de kilómetros de red del municipio p que pertenece al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, reportado a la Fecha de Corte.
G	Grupo de municipios conformados de acuerdo con sus características físicas y económicas según el procedimiento descrito en el ANEXO 20 de esta resolución.
M	Grupo de municipios conformados según la antigüedad en la prestación del servicio y a la metodología tarifaria con la cual se le estableció el cargo de distribución vigente conforme a lo descrito en el ANEXO 20 de esta resolución.
	Porcentaje estimado de Otros Activos asignado para el municipio p según la clasificación dada por grupo G y metodología M, definida en la Tabla 1 del ANEXO 20 y conforme a la siguiente tabla: Para aquellos municipios donde se esté prestando el servicio y que no se encuentren clasificados por Grupo G y Metodología M conforme a la Tabla 1 del ANEXO 20, se clasificarán conforme a lo establecido en dicho anexo.

5. El valor eficiente de Otros Activos a remunerar del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k se determina conforme al porcentaje de Otros Activos eficiente obtenido de la metodología descrita en los numerales anteriores, multiplicando por el valor de la Base Regulatoria de Activos del mercado en cuestión, calculado a la Fecha de Corte, y considerando lo indicado en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9o de la presente resolución.

9.2. Porcentaje de Otros Activos a Reconocer en Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados a partir de anexar Municipios Nuevos a Mercados Existentes.

El porcentaje de otros activos eficientes será: i) para los mercados existentes, el resultante del procedimiento del numeral 9.1 del presente anexo y ii) para los municipios nuevos, el resultante del procedimiento del numeral 9.3 del presente anexo.

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

1. Teniendo en cuenta el valor de Otros Activos y el valor de la Base Regulatoria de Activos (BRAN) presentados en la solicitud tarifaria por la empresa para los Mercados Relevantes de Distribución conformados por Municipios Nuevos se establecerá el porcentaje de Otros Activos del mercado así:

donde

OA_r	Valor de los Otros Activos presentado por la empresa en su solicitud tarifaria. Se calcula como la suma de las cuentas de Otros Activos más la suma del equivalente de las cuentas de arrendamientos. El equivalente de las cuentas de arrendamientos se fija como el valor presente neto de un flujo anual del valor de la cuenta a 5 años y descontado a una tasa del 12,7%.
BRAN_r	Base Regulatoria de Activos calculada como la sumatoria de las inversiones reportadas en el programa de inversiones para los cinco (5) años del siguiente periodo tarifario. Esta incluye los activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio y activos especiales, expresada en pesos de la Fecha Base.

2. El porcentaje de Otros Activos eficiente para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k se determinará así:

donde:

%OA_eficientek	Porcentaje de Otros Activos eficiente que se reconocerá en los Cargos de Distribución de los mercados relevantes de distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. Este porcentaje se aplicará conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9o de la presente resolución.
%OA_rk	Porcentaje de Otros Activos presentado por la empresa en su solicitud tarifaria, imputado al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, respecto a la Base Regulatoria de Activos -BRAN.
%OA_{max rec k}	Porcentaje de Otros Activos máximo a reconocer para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k, que se calcula conforme a la siguiente fórmula:

donde:

n	Número de municipios nuevos que contiene el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.
Km_k	Total de kilómetros de red del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k. Total de kilómetros de red del municipio p que pertenece al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.
G	Grupo de municipios conformados de acuerdo con sus características físicas según el procedimiento descrito en el ANEXO 20 de esta resolución.
M	Grupo de municipios por metodología los cuales han sido conformados según la antigüedad en la prestación del servicio y a la metodología tarifaria con la cual se le estableció el cargo de distribución vigente conforme a lo descrito en el ANEXO 20.
	Porcentaje estimado de Otros Activos asignado para el municipio p según la clasificación dada por grupo G, consignada en la Tabla 1 del ANEXO 20 de esta resolución, y considerando la metodología M correspondiente a 3, según a la siguiente tabla: Para los centros poblados que pertenezcan a un municipio p que hace parte de un mercado existente con prestación del servicio en la cabecera municipal, se mantiene el grupo G definido en la Tabla 1 del ANEXO 20 para este municipio y se les asigna la metodología M 3. Para aquellos municipios que conforman el Mercado Relevante de Distribución Nuevo para el Siguiente Periodo Tarifario que no se encuentran en la Tabla 1 del ANEXO 20, la empresa de distribución deberá solicitar a la CREG que determine el grupo al que pertenece el municipio. La CREG hará esta determinación con base en la metodología de agrupación utilizada para la construcción de la Tabla 2 consignada en el ANEXO 20. Dado que estos municipios son nuevos, la metodología que les corresponderá será M 3. Con ese resultado, se determinará el %OA_{max rec} del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.

El valor eficiente a reconocer de Otros Activos se determinará como el producto del porcentaje de Otros Activos eficiente determinado en el numeral anterior y el valor presente neto de la proyección de inversiones, utilizando la tasa de descuento definida por la CREG para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y considerando lo indicado en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 9) (Fuente: R CREG 011/20, art. 2) (Fuente: R CREG 132/18, art. 3) (Fuente: R CREG 090/18, art. 8) (Fuente: R CREG 093/16, art. 9) (Fuente: R CREG 125/15, art. 7) (Fuente: R CREG 138/14, art. 9)

CAPÍTULO 14

Gastos de administración, operación y mantenimiento - Aom- De la actividad de distribución de gas combustible

ARTÍCULO 4.4.2.14.1. 10. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - AOM- DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE.

Los gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) que se remunerarán en los Cargos de Distribución de gas combustible se determinarán según la conformación de los Mercado(s) Relevante(s) de Distribución para el Siguiente Período Tarifario de la siguiente manera:

10.1. Determinación del gasto de 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 de Períodos Tarifarios Concluidos.

1. Se utiliza la información reportada a la CREG por cada una de las empresas distribuidoras y comercializadoras para la vigencia 2016, según lo dispuesto en las circulares CREG 004 y 065 de 2017 y como respuesta a comunicaciones particulares emitidas por esta Comisión solicitando información al respecto. La información correspondiente a los costos y gastos de AOM de las actividades reguladas de distribución, comercialización y de sus Otros Negocios de todos los Mercados Existentes en donde prestan servicio que fue reportada conforme a las cuentas establecidas a continuación:

CUENTAS	NOMBRE	SUMA (+) O RESTA (-)
5	GASTOS
51	DE ADMINISTRACIÓN
5101	SUELDOS Y SALARIOS	(+)
510101	Sueldos	(+)
510102	Jornales	(+)
510103	Horas extras y festivos	(+)
510108	Sueldo por comisiones al exterior	(+)
510119	Bonificaciones	(+)
510123	Auxilio de transporte	(+)
510145	Salario integral	(+)
510159	Subsidio de vivienda	(+)
510160	Subsidio de alimentación	(+)
5107	PRESTACIONES SOCIALES
510701	Vacaciones	(+)
510702	Cesantías	(+)
510703	Intereses a las cesantías	(+)
510704	Prima de vacaciones	(+)
510705	Prima de navidad	(+)
510706	Prima de servicios	(+)
510790	Otras primas	(+)
510795	Otras prestaciones sociales	(+)
5108	GASTOS DE PERSONAL DIVERSOS
510801	Remuneración por servicios técnicos	(+)
510802	Honorarios	(+)
510803	Capacitación, bienestar social y estímulos	(+)
510804	Dotación y suministro a trabajadores	(+)
510805	Gastos deportivos y de recreación	(+)
510806	Contratos de personal temporal	(+)
510807	Gastos de viaje	(+)
510808	Remuneración electoral	(+)
510809	Gastos de representación	(+)
510810	Viáticos	(+)
510811	Ajuste beneficios posempleo	(-)
510812	Ajuste beneficios a los empleados a largo plazo	(-)
510890	Otros gastos de personal diversos	(+)
5102	CONTRIBUCIONES IMPUTADAS
510201	Incapacidades	(+)
510202	Subsidio familiar	(+)
510203	Indemnizaciones	(+)
510204	Gastos médicos y drogas	(+)
510205	Auxilio y servicios funerarios	(+)
510206	Pensiones de jubilación patronales	(-)
510207	Cuotas partes de pensiones	(-)
510208	Indemnizaciones sustitutivas	(-)
510209	Amortización cálculo actuarial pensiones actuales	(-)
510210	Amortización cálculo actuarial de futuras pensiones	(-)
510211	Amortización cálculo actuarial de futuras cuotas partes de pensiones	(-)
510212	Amortización Liquidación provisional de cuotas partes de bonos pensionales	(-)
510213	Cuotas partes de bonos pensionales emitidos	(-)
510215	Subsidio por dependiente	(+)
510290	Otras contribuciones imputadas	(+)
5103	CONTRIBUCIONES EFECTIVAS
510301	Seguros de vida	(+)
510302	Aportes a cajas de compensación familiar	(+)
510303	Cotizaciones a seguridad social en salud	(+)
510304	Aportes sindicales	(+)
510305	Cotizaciones a riesgos laborales	(+)
510306	Cotizaciones a entidades administradoras del régimen de prima media	(+)
510307	Cotizaciones a entidades administradoras del régimen de ahorro individual	(+)

CUENTAS	NOMBRE	SUMA (+) O RESTA (-)
510308	Medicina Prepagada	(+)
510390	Otras contribuciones efectivas	(+)
5104	APORTES SOBRE LA NÓMINA	(+)
5111	GENERALES
511101	Moldes y troqueles	(+)
511102	Material quirúrgico	(+)
511103	Elementos de lencería y ropería	(+)
511104	Loza y cristalería	(+)
511105	Gastos de organización y puesta en marcha	(+)
511106	Estudios y proyectos	(+)
511107	Gastos de exploración	(+)
511109	Gastos de desarrollo	(+)
511110	Gastos de asociación	(+)
511111	Comisiones, honorarios y servicios	(+)
511112	Obras y mejoras en propiedad ajena	(+)
511113	Vigilancia y seguridad	(+)
511114	Materiales y suministros	(+)
511115	Mantenimiento	(+)
511116	Reparaciones	(+)
511117	Servicios públicos	(+)
511118	Arrendamiento operativo	(-)
511119	Viáticos y gastos de viaje	(+)
511120	Publicidad y propaganda	(+)
511121	Impresos, publicaciones, suscripciones y afiliaciones	(+)
511122	Fotocopias	(+)
511123	Comunicaciones y transporte	(+)
511125	Seguros generales	(+)
511126	Imprevistos	(+)
511127	Promoción y divulgación	(+)
511132	Diseños y Estudios	(+)
511133	Seguridad industrial	(+)
511136	Implementos deportivos	(+)
511137	Eventos culturales	(+)
511139	Participaciones y compensaciones	(+)
511140	Contratos de administración	(+)
511141	Sostenimiento de semovientes	(+)
511142	Gastos de operación aduanera	(+)
511146	Combustibles y lubricantes	(+)
511147	Servicios portuarios y aeroportuarios	(+)
511149	Servicios de aseo, cafetería, restaurante y lavandería	(+)
511150	Procesamiento de información	(+)
511151	Gastos por control de calidad	(+)
511154	Organización de eventos	(+)
511155	Elementos de aseo, lavandería y cafetería	(+)
511156	Bodegaje	(+)
511157	Concursos y licitaciones	(+)
511158	Videos	(+)
511159	Licencias y salvoconductos	(+)
511161	Relaciones públicas	(+)
511162	Equipo de seguridad industrial	(+)
511163	Contratos de aprendizaje	(+)
511190	Otros gastos generales	(+)
5120	IMPUESTOS, CONTRIBUCIONES Y TASAS
512001	Impuesto predial unificado	(+)
512002	Cuota de fiscalización y auditaje	(+)
512006	Valorización	(+)
512007	Multas	(-)
512008	Sanciones	(-)
512009	Impuesto de industria y comercio	(+)
512010	Tasas	(+)
512011	Impuesto sobre vehículos automotores	(+)
512012	Impuesto de registro	(+)
512013	Regalías y compensaciones monetarias	(+)
512017	Intereses de mora	(-)
512018	Impuesto a las ventas, IVA no descontable	(+)
512019	Registro y salvoconducto	(+)
512021	Impuesto para preservar la seguridad democrática	(+)
512022	Peajes	(+)
512023	Impuesto al patrimonio	(+)
512024	Gravamen a los movimientos financieros	(+)
512025	Impuesto de timbre	(+)
512026	Contribuciones	(+)
512027	Licencias	(+)
512028	Impuestos sobre aduana y recargos	(+)
512029	Impuestos, contribuciones y tasas en el exterior	(+)
512032	Impuesto a la riqueza	(+)

CUENTAS	NOMBRE	SUMA (+) O RESTA (-)
512033	Impuesto complementario de normalización tributaria al impuesto a la riqueza	(+)
512034	Notariales	(+)
512090	Otros impuestos	(+)
53	DETERIORO, DEPRECIACIONES, AGOTAMIENTO, AMORTIZACIONES Y PROVISIONES	(-)
5366	AMORTIZACIÓN DE ACTIVOS INTANGIBLES
536605	Licencias	(-)
536606	Softwares	(-)
58	OTROS GASTOS
5821	IMPUESTO A LAS GANANCIAS CORRIENTE	(-)
5822	IMPUESTO A LAS GANANCIAS DIFERIDO	(-)
7	COSTOS
75	SERVICIOS PÚBLICOS
7505	SERVICIOS PERSONALES
750501	Sueldos de personal	(+)
750502	Jornales	(+)
750503	Horas extras y festivos	(+)
750504	Incapacidades	(+)
750505	Costos de representación	(+)
750506	Remuneración servicios técnicos	(+)
750507	Personal supernumerario	(+)
750508	Sueldos por comisiones al exterior	(+)
750510	Primas técnicas	(+)
750511	Prima de dirección	(+)
750512	Prima especial de servicios	(+)
750513	Prima de vacaciones	(+)
750514	Prima de Navidad	(+)
750515	Primas extras legales	(+)
750516	Primas extraordinarias	(+)
750517	Otras primas	(+)
750518	Vacaciones	(+)
750519	Bonificación especial de recreación	(+)
750520	Bonificaciones	(+)
750521	Subsidio familiar	(+)
750522	Subsidio de alimentación	(+)
750523	Auxilio de transporte	(+)
750524	Cesantías	(+)
750525	Intereses a las cesantías	(+)
750529	Indemnizaciones	(+)
750530	Capacitación, bienestar social y estímulos	(+)
750531	Dotación y suministro a trabajadores	(+)
750533	Costos deportivos y de recreación	(+)
750535	Aportes a cajas de compensación familiar	(+)
750536	Aportes al ICBF	(+)
750537	Aportes a seguridad social	(+)
750538	Aportes al Sena	(+)
750539	Aportes sindicales	(+)
750540	Otros aportes	(+)
750541	Costos médicos y drogas	(+)
750543	Otros auxilios	(+)
750544	Riesgos profesionales	(+)
750545	Salario integral	(+)
750546	Contratos de personal temporal	(+)
750547	Viáticos	(+)
750548	Gastos de viaje	(+)
750549	Comisiones	(+)
750552	Prima de servicios	(+)
750562	Amortización del cálculo actuarial de futuras pensiones	(-)
750567	Cotizaciones a Entidades Administradoras del Régimen de Prima Media	(+)
750568	Cotización a Sociedades Administradoras del Régimen de Ahorro Individual	(+)
750569	Indemnizaciones sustitutivas	(-)
750570	Auxilios y servicios funerarios	(+)
750571	Prima de costos de vida	(+)
750572	Bonificación por servicios prestados	(+)
750573	Estímulo a la eficiencia	(+)
750574	Prima de actividad	(+)
750575	Prima de coordinación	(+)
750576	Subsidio de vivienda	(+)
750577	Prima especial de quinquenio	(+)
750578	Subsidio de carestía	(+)
750579	Aporte fondos mutuos de inversión	(+)
750580	Medicina prepagada	(+)
750581	Aportes a la ESAP	(+)
750582	Aportes a escuelas industriales e institutos técnicos	(+)

CUENTAS	NOMBRE	SUMA (+) O RESTA (-)
750590	Otros servicios personales	(+)
7510	GENERALES
751001	Moldes y troqueles	(+)
751003	Material quirúrgico	(+)
751004	Loza y cristalería	(+)
751006	Estudios y proyectos	(+)
751013	Suscripciones y afiliaciones	(+)
751015	Obras y mejoras en propiedad ajena	(+)
751019	Viáticos y gastos de viaje	(+)
751023	Publicidad y propaganda	(+)
751024	Impresos y publicaciones	(+)
751025	Fotocopias, útiles de escritorio y papelería	(+)
751026	Comunicaciones	(+)
751027	Promoción y divulgación	(+)
751036	Seguridad industrial	(+)
751037	Transporte, fletes y acarreos	(+)
751038	Imprevistos	(+)
751039	Implementos deportivos	(+)
751040	Eventos culturales	(+)
751041	Contratos de administración	(+)
751042	Sostenimiento de semovientes	(+)
751043	Gastos de operación aduanera	(+)
751044	Servicios portuarios y aeroportuarios	(+)
751045	Costos por control de calidad	(+)
751046	Elementos de aseo, lavandería, y cafetería	(+)
751047	Videos	(+)
751048	Licencias y salvoconductos	(+)
751049	Relaciones públicas	(+)
751050	Contratos de aprendizaje	(+)
751090	Otros costos generales	(+)
7515	DEPRECIACIONES	(-)
7517	ARRENDAMIENTOS
751701	Otros terrenos	(-)
751702	Construcciones y edificaciones	(-)
751703	Maquinaria y equipo	(-)
751704	Equipo de oficina	(-)
751705	Equipo de computación y comunicación	(-)
751706	Equipo científico	(-)
751707	Flota y equipo de transporte	(-)
751790	Otros	(-)
7520	AMORTIZACIONES
752006	Amortización intangibles	(-)
752090	Otras amortizaciones	(-)
7525	AGOTAMIENTO	(-)
7530	COSTO DE BIENES Y SERVICIOS PÚBLICOS PARA LA VENTA	(-)
753004	Costo por conexión	(-)
7535	LICENCIAS, CONTRIBUCIONES Y REGALÍAS
753504	Departamento Administrativo del Medio Ambiente (DAMA)	(+)
753505	Ley 56 de 1981	(+)
753506	Medio ambiente, Ley 99 de 1993	(+)
753507	Regalías	(+)
753508	Licencia de operación del servicio	(+)
753509	FAZNI	(+)
753510	FAER	(+)
753511	Cuota de fomento de gas	(-)
753512	Ministerio de Comunicaciones y/o Fondo de Comunicaciones	(+)
753513	Comité de estratificación, ley 505 de 1999	(+)
753590	Otras contribuciones	(+)
7537	CONSUMO DE INSUMOS DIRECTOS
753701	Productos químicos	(+)
753702	Gas combustible	(+)
753703	Carbón mineral	(+)
753704	Energía	(+)
753705	ACPM, fuel oil	(+)
753790	Otros elementos de consumo de insumos directos	(+)
7540	ÓRDENES Y CONTRATOS DE MANTENIMIENTO Y REPARACIONES
754001	Mantenimiento de construcciones y edificaciones	(+)
754002	Mantenimiento maquinaria y equipo	(+)
754003	Mantenimiento de equipo de oficina	(+)
754004	Mantenimiento de equipo computación y comunicación	(+)
754005	Mantenimiento equipo de transporte, tracción y elevación	(+)
754006	Mantenimiento terrenos	(+)
754007	Mantenimiento líneas, redes y ductos	(+)
754008	Mantenimiento de plantas	(+)
754009	Reparaciones de construcciones y edificaciones	(+)

CUENTAS	NOMBRE	SUMA (+) O RESTA (-)
754010	Reparaciones de maquinaria y equipo	(+)
754011	Reparaciones de equipo de oficina	(+)
754012	Reparaciones de equipo de computación y comunicación	(+)
754013	Reparaciones de equipo de transporte, tracción y elevación	(+)
754014	Reparación de líneas, redes, y ductos	(+)
754015	Reparación de Plantas	(+)
754090	Otros contratos de mantenimiento y reparaciones	(+)
7542	HONORARIOS
754204	Avalúos	(+)
754207	Asesoría Técnica	(+)
754208	Diseños y estudios	(+)
754290	Otros	(+)
7545	SERVICIOS PÚBLICOS	(+)
7550	MATERIALES Y OTROS COSTOS DE OPERACIÓN
755001	Repuestos para vehículos	(+)
755002	Llantas y neumáticos	(+)
755003	Rodamientos	(+)
755004	Combustibles y lubricantes	(+)
755005	Materiales para construcción	(+)
755006	Materiales para laboratorio	(+)
755007	Materiales eléctricos	(+)
755008	Elementos y accesorios de gas combustible	(+)
755009	Elementos y accesorios de telecomunicaciones	(+)
755010	Elementos y accesorios de acueducto	(+)
755011	Elementos y accesorios de alcantarillado	(+)
755012	Elementos y accesorios de aseo	(+)
755013	Otros elementos y materiales	(+)
755014	Otros repuestos	(+)
755015	Costos de gestión ambiental	(+)
755090	Otros costos	(+)
7560	SEGUROS
756001	De manejo	(+)
756002	De cumplimiento	(+)
756003	De corriente débil	(+)
756004	De vida colectiva	(+)
756005	De incendio	(+)
756006	De terremoto	(+)
756007	De sustracción y hurto	(+)
756008	De flota y equipo de transporte	(+)
756009	De responsabilidad civil y extracontractual	(+)
756010	De rotura de maquinaria	(+)
756011	De equipo fluvial y marítimo	(+)
756012	De terrorismo	(+)
756090	Otros seguros	(+)
7565	IMPUESTOS Y TASAS
756502	De timbre	(+)
756503	Predial	(+)
756504	De valorización	(+)
756505	De vehículos	(+)
756506	Registro	(+)
756507	Tasa por utilización de recursos naturales	(+)
756508	Tasa por contaminación de recursos naturales	(+)
756510	Peajes de carreteras	(+)
756590	Otros Impuestos	(+)
7570	ÓRDENES Y CONTRATOS POR OTROS SERVICIOS
757001	Aseo	(+)
757002	Vigilancia	(+)
757003	Casino y cafetería	(+)
757004	Toma de lectura	(+)
757005	Entrega de facturas	(+)
757006	Venta de derechos por comisión	(+)
757007	Administración de infraestructura informática	(+)
757008	Suministro y servicios informáticos	(+)
757009	Servicio de instalación y desinstalación	(+)
757090	Otros contratos	(+)

La Comisión podrá adelantar durante los procesos de aprobación de cargos de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, revisiones y depuraciones a la información de las cuentas arriba indicadas y presentadas por las empresas con el fin de no transferir costos y gastos ineficientes en la tarifa final.

En el caso de procesos de aprobación de cargos de distribución para el Siguiente Período Tarifario respecto de Mercados Relevantes que incluyan municipios ubicados en grupos conformados por un solo municipio de acuerdo con la Tabla 1 del ANEXO 20 de la presente Resolución, será obligatorio para la Comisión adelantar revisiones y depuraciones a la información de las cuentas arriba indicadas y presentadas por las empresas, así como adelantar los análisis que le competen con el fin de no transferir costos y gastos ineficientes en la tarifa final.

2. El gasto total de AOM de la actividad de distribución se calcula como la suma de los costos y gastos reportados por la empresa para la vigencia 2016 para esta actividad.

3. Al valor del gasto de AOM reportado y asignado para la unidad de negocio de distribución, se le adiciona el valor total de las cuentas 751701 (Terrenos) y 751702 (Construcciones y Edificaciones).

4. Los gastos de AOM correspondientes a la actividad de distribución se asignan a cada uno de los mercados relevantes de distribución para el Siguiente Período Tarifario atendidos por la empresa en forma proporcional al número de kilómetros de red construidos a diciembre de 2016.

5. Una vez realizada la asignación descrita en la numeral anterior, se establece para todo Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, el porcentaje de los gastos de AOM eficientes a reconocer () respecto a la Base Regulatoria de Activos, el cual se obtiene de acuerdo con la siguiente fórmula:

donde:

AOM_rk	Gastos de AOM anuales reportados a diciembre de 2016 y asignados a la actividad por la empresa conforme al numeral 2, para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, expresados en pesos de diciembre de 2016. Estos gastos incluyen los conceptos de valores equivalentes a arrendamientos de las cuentas terrenos, construcciones y edificaciones.
AOM0_11k	Gastos de AOM del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por mercados existentes aprobados bajo la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003. Se calcula como la suma de los gastos de AOM proyectados al año sexto de cada uno de estos mercados que fueron aprobados mediante resoluciones particulares. Este gasto se actualizará a diciembre del 2016 con el IPC.
BRA_011k	Valor de las inversiones del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, conformado por mercados existentes aprobados bajo la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003. Se calcula como la suma total de las inversiones proyectadas de cada uno de estos mercados que fueron aprobados mediante resoluciones particulares. Este valor se actualizará a diciembre del 2016 con el IPP.
BRA_k	Base Regulatoria de Activos es el monto total de la Inversión Base correspondiente a activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio a reconocer para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, reportada a diciembre de 2016 y expresada en pesos de esa fecha.
AOM_{max reck}	Gasto de AOM máximo a reconocer por Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, expresado como porcentaje de la Base Regulatoria de Activos del mercado, que se calcula conforme a la siguiente fórmula:

Donde:

k	Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.
	Corresponde al 12,7% del valor catastral de las construcciones y edificaciones reportado en los Otros Gastos de AOM, atribuidos directamente a la unidad de negocio de distribución y que pertenecen al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
Tk	Corresponde al 12,7% del valor catastral de los terrenos reportado en los Otros Gastos de AOM, atribuidos directamente a la unidad de negocio de distribución y que pertenecen al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
	Corresponde a la relación entre los gastos de AOM y la Base Regulatoria de Activos para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, calculada así:

Donde:

k	Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.
n	Número de municipios que contiene el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
kmk	Total de kilómetros de red del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, reportado a la Fecha de Corte.
G	Grupo de municipios conformados según sus características físicas y económicas, de acuerdo al procedimiento descrito en el ANEXO 20 de esta resolución.
M	Grupo de municipios conformados según metodología o años de la prestación del servicio en el municipio, de acuerdo al procedimiento descrito en el ANEXO 20 de esta resolución.
	Razón (AOM/BRA) asignada al municipio p según la clasificación dada al mismo municipio por grupo G y metodología M de la Tabla 1 del ANEXO 20 y según la siguiente tabla: Para aquellos municipios de mercados existentes donde se esté prestando el servicio por empresa y que no están clasificados por Grupo G y Metodología M conforme a la Tabla 1 del ANEXO 20, se clasificarán conforme a lo establecido en el mismo para estos efectos.

6. El monto eficiente de gastos de AOM que se considera en los cálculos de los Cargos de Distribución se determina con el porcentaje eficiente de AOM (%A0Mefic k) establecido para cada Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k y multiplicado por el valor de la Base Regulatoria de Activos -BRA- a la Fecha de Corte, expresado en pesos de la Fecha Base.

Cuando las empresas no hayan reportado la información de gastos de AOM para cada actividad de acuerdo a los requerimientos establecidos en las distintas comunicaciones mencionadas en el numeral 1 de esta sección, la Comisión le aprobará para efectos tarifarios el noventa por ciento (90%) de los gastos de AOM eficientes vigentes a la Fecha Base de una empresa que sea comparable en términos de escala y densidad de mercado (número de usuarios atendidos y número de longitud de la red del sistema de distribución).

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

Para la determinación de los gastos de AOM eficientes para los mercados que atañe esta sección, se tendrán en cuenta los gastos de AOM anuales eficientes de los Mercados Existentes resultantes del procedimiento anterior y el Valor Presente Neto descontado con la Tasa de Descuento definida en el numeral 9.9 de la presente Resolución de la proyección de gastos de AOM eficientes 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. Este último valor se determina como se indica en el numeral 10.3. de este anexo.

10.3. Definición de gastos de AOM Eficiente para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario conformados por Municipios Nuevos.

1. Para los 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 y concordante con los costos reconocidos que se remuneran dentro de la actividad de distribución.

2. En esta proyección de gastos de AOM de distribución, el incremento anual de gastos de AOM en cada uno de los años, desde el 2 hasta el 20, deberá ser menor o igual al incremento anual de demanda.

En caso en que el incremento anual de gastos de AOM en un año de la proyección sea mayor al incremento de la demanda en ese año, el gasto de AOM de ese año se ajustará al menor de los crecimientos entre el del gasto de AOM y el de la demanda.

3. Se determinará el porcentaje de gastos de AOM eficientes de acuerdo con la siguiente fórmula:

donde:

AOM_r	Promedio de los gastos de AOM de los cinco (5) años reportados por las empresas en el horizonte de proyección y ajustados conforme al numeral 2 anterior. Estos valores deberán ser expresados en pesos de la fecha base.
AOM_maxreck	Valor del gasto de AOM máximo a reconocer por Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, este se calcula conforme a la siguiente fórmula y se expresa en pesos de la fecha base.

Donde:

k	Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.
CyEk	Corresponde al 12,7% del valor catastral de las construcciones y edificaciones reportado en los Otros Gastos de AOM, atribuidos directamente a la unidad de negocio de distribución y que pertenecen al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario k.
Tk	Corresponde al 12,7% del valor catastral de los terrenos reportado en los Otros Gastos de AOM, atribuidos directamente a la unidad de negocio de distribución y que pertenecen al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
	Relación entre los gastos de AOM y la Base Regulatoria de Activos para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k, calculada así:

Donde:

n	Número de municipios que contiene el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
Kmk	Total de kilómetros de red proyectados del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
Kmp	Total de kilómetros de red proyectados del municipio p que pertenece al Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.
	Razón asignada al municipio p según la clasificación dada por grupo G, consignada en la Tabla 1 del ANEXO 20, y la metodología M correspondiente a 3, conforme a la siguiente tabla Para los centros poblados pertenecientes a un municipio p con prestación del servicio en la cabecera municipal se mantiene el grupo G, conforme a la Tabla 1 del ANEXO 20, cambiando la clasificación de Metodología M 1 o 2 a Metodología 3. En caso de que alguno de los municipios que conforma el Mercado Relevante de Distribución nuevo para el Siguiente Período Tarifario no se encuentre en la Tabla 1 del ANEXO 20, la empresa de distribución deberá solicitar a la CREG que determine el grupo al que pertenece el municipio. La CREG hará esta determinación con base en la metodología de agrupación utilizada para la construcción de la Tabla 2 del ANEXO 20. Con ese resultado, se determinará el del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario k.

BRANk

Base Regulatoria de Activos calculada como la sumatoria de las inversiones reportadas en el programa de inversiones para los cinco (5) años del siguiente período tarifario. Esta incluye los activos inherentes a la operación y control de calidad del servicio y activos especiales, expresada en pesos de la Fecha Base.

4. Cuando el porcentaje eficiente de gastos de AOM corresponda al porcentaje de la relación se utilizará la proyección de los gastos de AOM reportada por la empresa.

En los casos en que el porcentaje eficiente de gastos de AOM corresponda al, se multiplicará el gasto de AOM proyectado para cada uno de los años, reportado por la empresa por el siguiente factor de ajuste (%FA):

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

A los gastos de AOM eficientes para la actividad de distribución determinados conforme a los numerales 10.1, 10.2 y 10.3 de este anexo, se le sumarán los valores que corresponden a los siguientes conceptos:

a) Los gastos de AOM eficientes para la infraestructura de confiabilidad conforme a lo dispuesto en el Decreto 2345 de 2015 del Ministerio de Minas y Energía y los lineamientos de política pública que se encuentren vigentes al momento de la aprobación de Cargos de Distribución de Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

b) Los gastos de AOM eficientes en cumplimiento de las obligaciones de seguimiento de las revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas establecidas en la Resolución CREG 059 de 2012 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

c) Los gastos para el desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG 127 de 2013 en el literal d) del artículo 19 y la adición del numeral 4.28.2 establecida en el artículo 4o de la citada resolución.

d) Los gastos de AOM por concepto de servidumbres.

Los Otros Gastos de AOM por concepto de terrenos e inmuebles se reconocerán conforme al procedimiento establecido en los numerales 10.1 y 10.3 del presente anexo.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 10) (Fuente: R CREG 132/18, art. 4) (Fuente: R CREG 090/18, art. 9) (Fuente: R CREG 093/16, art. 10) (Fuente: R CREG 125/15, art. 8) (Fuente: R CREG 138/14, art. 10)

CAPÍTULO 15

Reporte a presentar en la solicitud de cargos información de ventas - Número de conexiones y volumen mercados existentes

ARTÍCULO 4.4.2.15.1. 11. REPORTE A PRESENTAR EN LA SOLICITUD DE CARGOSINFORMACIÓN 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	-

Nota: El volumen se calcula conforme a la Resolución número 127 de 2013

El volumen total corresponde al QTK del ítem 9.1.1.1 del numeral 9.1 del artículo 9° de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 11)

CAPÍTULO 16

Reporte a presentar en la solicitud de cargos proyección de ventas - Proyección número de conexiones y volumen municipios nuevos y mercados nuevos

ARTÍCULO 4.4.2.16.1. 12. REPORTE A PRESENTAR EN LA SOLICITUD DE CARGOSPROYECCIÓN 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	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Nota: El volumen se calcula conforme a la Resolución número 127 de 2013.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 12)

CAPÍTULO 17

Metodología para la determinación de la proyecciónde demanda de gas combustible en los municipios nuevos

ARTÍCULO 4.4.2.17.1. 13. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA PROYECCIÓNDE 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.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 13)

CAPÍTULO 18

Formato reporte conexión de usuarios por tipo de red mercados existentes

ARTÍCULO 4.4.2.18.1. 14. 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	-	-	-	-	-

Nota: La información de los cuadros de este anexo debe ser relacionada con las puertas de ciudad desde donde se atienda a los Usuarios.

Se calcula el volumen conforme a la Resolución número 127 de 2013.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 14)

CAPÍTULO 19

Formato reporte proyección de conexión de usuarios por tipo de red

ARTÍCULO 4.4.2.19.1. 15. FORMATO REPORTE PROYECCIÓN DE CONEXIÓN DE USUARIOS POR TIPO DE RED. MUNICIPIOS NUEVOS Y MERCADOS NUEVOS

MUNICIPIO	-
CÓDIGO DANE	-
CÓDIGO UNIDAD CONSTRUCTIVA	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	-	-	-	-	-

Nota: El volumen se calcula conforme a la Resolución número 127 de 2013.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 15)

CAPÍTULO 20

Conversión de cargos de distribución de gas natural y cargos de distribución de GLP

ARTÍCULO 4.4.2.20.1. 16. 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 periodos 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:

Donde

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

(Los poderes caloríficos deben estar expresados en las mismas unidades)

Donde:

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

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 16)

CAPÍTULO 21

Programa de reposición de activos

ARTÍCULO 4.4.2.21.1. 17. PROGRAMA DE REPOSICIÓN DE ACTIVOS.

MUNICIPIO	UNIDAD CONSTRUCTIVA (IE)	VALOR UNIDAD CONSTRUCTIVA CONFORME AL ANEXO 4 (IE) ($FECHA BASE)	LONGITUD O CANTIDAD	ENTRADA EN OPERACIÓN (AÑO-MES-DIA) Antes de la vigencia Resolución CREG 011 de 2003	COORDENADAS DE GEOREFERENCIACION	UNIDAD CONSTRUCTIVA POR LA CUAL SE VA A REPONER (IPNI)	VALOR UNIDAD CONSTRUCTIVA CONFORME AL ANEXO 8	ENTRADA EN OPERACIÓN DE LA UC REPUESTA (AÑO-MES- DIA)	OBSERVACIONES
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
--	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 17)

CAPÍTULO 22

Reporte de información de entrada en operación de activos

ARTÍCULO 4.4.2.22.1. 18. REPORTE DE INFORMACIÓN DE ENTRADA EN OPERACIÓN DE ACTIVOS.

UNIDAD CONSTRUCTIVA	DESCRIPCION	MUNICIPIO DONDE SE UBICA EL ACTIVO	CODIGO DANE	COORDENADAS DE GEOREFERENCIACIÓN	CANTIDAD	FECHA ENTRADA EN OPERACIÓN DEL ACTIVO
-	-	-	-	-	-	DIA	MES	AÑO
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
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-	-	-	-	-	-	-	-	-
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-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 18)

CAPÍTULO 23

Factor de uso de redes de distribución

ARTÍCULO 4.4.2.23.1. 19. FACTOR DE USO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN.

El Factor de Uso de redes de distribución -FU- es la relación entre el nivel de utilización reportado de una red de distribución y el nivel máximo de utilización de los usuarios residenciales. Su aplicación se enmarca y hace parte del criterio de eficiencia. El Factor de Uso Eficiente (FUE) corresponde al factor de uso requerido para efectos tarifarios y para la aplicación de la metodología establecida en la presente resolución. Este factor sólo es aplicable a las componentes que remuneran la inversión en los Cargos de Distribución de los Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario.

El ajuste de la demanda de uso residencial del municipio p se realiza de acuerdo a un factor de uso mínimo por metodología M, el cual debe alcanzarse durante el periodo tarifario. Este ajuste se realizará de acuerdo al siguiente procedimiento:

1. Calcular el factor de uso del municipio p,, el cual se determina así:

Donde

FU_p	Nivel de utilización de la red de distribución del municipio p con relación a su potencial de utilización máxima.
QR_p	Demanda de los usuarios residenciales del municipio p presentada por el distribuidor en su solicitud tarifaria a la Fecha de Corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QA_p	Corresponde a la demanda potencial para todos los usuarios anillados del municipio p. Esta se determina como el producto del número de usuarios anillados por estrato reportado por los distribuidores, conforme a la Circular del MME 9041 del 18 de noviembre de 2014 y el consumo promedio de los usuarios residenciales reportados en el SUI para el mismo municipio p, del año de la Fecha de Corte.

2. Calcular el Factor de Uso Mínimo del municipio p conforme a la siguiente fórmula:

Donde

FU_{pmínimo %Meta}

Factor de uso mínimo establecido para el municipio p a cumplirse en un término de 5 años.
Porcentaje de cumplimiento mínimo establecido para el municipio p, según la metodología M, al cual pertenece conforme a la Tabla 1 del ANEXO 20.

Metodología M	% Meta
1	1,00
2	0,85
3	0,75

FUE_p

Factor de Uso Eficiente establecido para el municipio p según el grupo G al cual pertenece, conforme a la Tabla 1 del ANEXO 20.

Grupo G	FUEp
1	84.12%
2	79.91%
3	94.23%
4	92.29%
5	79.02%

3. Si el Factor de Uso del municipio p () es menor al Factor de Uso mínimo establecido, se deberá ajustar la demanda residencial reportada en la solicitud tarifaria para ese municipio de acuerdo a el siguiente procedimiento:

Donde

FAj_FUEp	Factor por el cual se ajusta la demanda de uso residencial para alcanzar el nivel requerido por el Factor de Uso Eficiente de Redes establecido para el municipio p.
QR_Ajp	Demanda de uso residencial del municipio p ajustada por y con la transición de años para llegar a él.

4. La demanda total reportada para cada municipio en la solicitud tarifaria y que se utilice para el cálculo de la componente que remunera la inversión de los Cargos De Distribución, se incrementará con el delta de demanda que resulte de la diferencia de la demanda residencial ajustada por efecto del factor de ajuste FUE, y la demanda residencial presentada en la solicitud tarifaria para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario solicitado.

El delta total de la demanda de la solicitud tarifaria se calcula así:

donde n es el número total de municipios con prestación de servicio de gas combustible por redes de tubería que conforman el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 19)

CAPÍTULO 24

Metodología para la clasificación de municipios por grupo y antigúedad de prestación de servicio metodología tarifaria

ARTÍCULO 4.4.2.24.1. 20. METODOLOGÍA PARA LA CLASIFICACIÓN DE MUNICIPIOS POR GRUPO Y ANTIGÚEDAD DE PRESTACIÓN DE SERVICIO "METODOLOGÍA TARIFARIA.

Para establecer los gastos de AOM máximos a reconocer, el valor de los Otros Activos máximos a reconocer y el Factor de Uso Eficiente de Redes que se definen en la presente resolución, se conformarán grupos de municipios de acuerdo con sus características físicas y económicas y según la antigüedad de la prestación del servicio (Metodología Tarifaria) de los mismos, utilizando el siguiente procedimiento:

1. Para cada uno de los municipios que conforman los mercados relevantes de distribución de gas combustible por redes de tuberías solicitados por las empresas se consideran las siguientes variables: i) Temperatura que, para todos los efectos de su aplicación se denominará "Índice de Temperatura", ii)Relieve que, para todos los efectos de su aplicación se denominará "Índice del Relieve", iii) número de predios de la cabecera municipal, iv) número de predios por hectáreas de la cabecera municipal, v) hogares por predio de la cabecera municipal, vi) número de municipios atendidos por la empresa distribuidora y vii) costos de unidades constructivas por mayores exigencias del POT.

Para las variables descritas en los numerales i) a v) del inciso anterior, las fuentes de información que se utilizan son el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas (DANE), el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC) y U.S. Geological Survey's Center for Earth Resources Observation and Science (EROS). Para la variable contenida en el numeral vi), la fuente de información es el reporte de ventas por municipio hecho por las empresas al Sistema Único de Información (SUI) de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios -SSPD. Para la variable contenida en el numeral vii), la fuente de información corresponde a los datos de inversión presentados por las empresas en las solicitudes tarifarias archivadas conforme a lo dispuesto en el Artículo 11 de la Resolución CREG 093 de 2016, los reportes de unidades constructivas hechos por las empresas anualmente conforme a lo dispuesto en las circulares CREG 087 y 114 de 2014, y las tablas consignadas de costos reconocidos de unidades constructivas consignadas en los anexos 6 a 8 de la presente resolución. Los valores atribuidos a cada variable se emplean exclusivamente para el desarrollo de la presente metodología. A continuación, se describe cada variable.

i) Variable Índice de Temperatura - TEMPER. Corresponde a la temperatura en grados centígrados reportados por el IDEAM para cada cabecera municipal.

ii) Variable Índice de Relieve - RELIEVE. Corresponde a la altura en metros sobre el nivel del mar de las cabeceras municipales según la fuente de U.S. Geological Survey's Center for Earth Resources Observation and Science (EROS).

iii) Variable Predios - PREDIOS. Corresponde al total de predios de la cabecera municipal reportado por el IGAC.

iv) Variable Razón Predios por Área - PREDxAREA. Corresponde a la razón entre el número de predios y el área total de la cabecera municipal de cada cabecera municipal, medida en hectáreas.

v) Variable Razón Hogares por Predio -HOGxPRED. Corresponde al cociente entre el número de hogares y el número de predios de la cabecera municipal.

vi) Variable Municipios - MUNICIPIO. Se determina como el inverso del número de municipios reportados por las empresas distribuidoras al SUI, en los cuales tienen ventas. Para un municipio en particular cuya prestación del servicio se realice por más de un distribuidor, se toma la información correspondiente a la empresa que tenga la mayor participación del total ventas en el mismo.

vii) Variable costos del POT - POTidx. Corresponde a un índice de costos de las unidades constructivas, afectadas por los planes de ordenamiento territorial de cada municipio, de acuerdo a las tablas consignadas en los anexos 6, 7 y 8 de la presente resolución. Este índice se construye así:

a) Se determina la cantidad total de cada una de las siguientes unidades construc-tivas:

Unidad Constructiva	Descripción
TPE3/4CO	Canalización Tubería de Polietileno de 3/4" en concreto
TPE3/4ZV	Canalización Tubería de Polietileno de 3/4" en zona verde

Unidad Constructiva	Descripción
TPE1/2ZV	Canalización Tubería de Polietileno de 1/2" en zona verde
TPE1/2CO	Canalización Tubería de Polietileno de 1/2" en concreto
TPE2ZV	Canalización Tubería de Polietileno de 2" en zona verde
TPE3/4TA	Canalización Tubería de Polietileno de 3/4" en andén tableta
TPE3/4AS	Canalización Tubería de Polietileno de 3/4" en asfalto
TPE3/4ACO	Canalización Tubería de Polietileno de 3/4" en andén concreto
TPE1/2TA	Canalización Tubería de Polietileno de 3/4" en andén tableta

b) Se determina el porcentaje de participación de cada una de las unidades constructivas dentro del listado mencionado en el literal anterior.

c) Para cada una de las unidades anteriores se multiplica la participación por el costo reconocido para cada una de ellas de acuerdo a los listados de costos reconocidos presentados en los anexos 6 a 8 de esta resolución. Se suman los valores obtenidos para llegar al costo promedio de las unidades constructivas mencionadas en el cuadro anterior, ponderado por sus cantidades.

d) Se divide el valor obtenido en el punto anterior por el promedio de los costos de las unidades constructivas mencionadas, ponderado por las cantidades totales a nivel nacional.

2. Se determina el promedio y la desviación estándar de las variables descritas en el numeral 1 de esta sección. Luego, esas variables se transforman utilizando la siguiente fórmula:

3. Con base en la información y las variables transformadas de cada municipio mencionadas en los numerales anteriores, se aplica la metodología de conglomerados o clústeres K-means para agrupar los municipios. Se determina el número máximo de grupos G de acuerdo con criterios estadísticos.

4. Para cada grupo obtenido en el numeral anterior, los municipios que los conforman, se agrupan de acuerdo a la antigüedad de la prestación del servicio con base en las variables construidas en el numeral 2 de este anexo.

Metodología M	Descripción
1	Municipios cuya prestación del servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería inició antes de 2003.
2	Municipios cuya prestación del servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería inició entre los años 2003 y 2011.
3	Municipios cuya prestación del servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería inició en 2012 hasta la Fecha de Corte.

Como resultado de aplicar el anterior procedimiento, la clasificación de los municipios es la siguiente:

TABLA 1

CLASIFICACIÓN DE LOS MUNICIPIOS POR CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y METODOLOGÍA TARIFARIA

CÓDIGO DIVIPOLA	MUNICIPIO	DEPARTAMENTO	GRUPO G	METODOLOGÍA M
5001	MEDELLÍN	ANTIOQUIA	5	1
5002	ABEJORRAL	ANTIOQUIA	1	3
5030	AMAGÁ	ANTIOQUIA	1	3
5031	AMALFI	ANTIOQUIA	5	3
5034	ANDES	ANTIOQUIA	1	3
5036	ANGELÓPOLIS	ANTIOQUIA	1	3
5042	ANTIOQUIA	ANTIOQUIA	2	3
5045	APARTADÓ	ANTIOQUIA	2	3
5051	ARBOLETES	ANTIOQUIA	2	3
5079	BARBOSA	ANTIOQUIA	5	1
5088	BELLO	ANTIOQUIA	5	1
5091	BETANIA	ANTIOQUIA	5	3
5093	BETULIA	ANTIOQUIA	5	3
5101	BOLÍVAR	ANTIOQUIA	5	3
5120	CÁCERES	ANTIOQUIA	2	3
5129	CALDAS	ANTIOQUIA	5	1
5138	CAÑASGORDAS	ANTIOQUIA	5	3
5145	CARAMANTA	ANTIOQUIA	1	3
5147	CAREPA	ANTIOQUIA	5	3
5148	CARMEN DE VIBORAL	ANTIOQUIA	1	2
5150	CAROLINA	ANTIOQUIA	1	3
5154	CAUCASIA	ANTIOQUIA	2	2
5172	CHIGORODÓ	ANTIOQUIA	5	3
5190	CISNEROS	ANTIOQUIA	5	2
5197	COCORNÁ	ANTIOQUIA	5	3
5209	CONCORDIA	ANTIOQUIA	1	3
5212	COPACABANA	ANTIOQUIA	5	1
5237	DON MATÍAS	ANTIOQUIA	1	2
5250	EL BAGRE	ANTIOQUIA	2	3
5264	ENTRERRÍOS	ANTIOQUIA	1	2
5266	ENVIGADO	ANTIOQUIA	5	1
5282	FREDONIA	ANTIOQUIA	5	3
5284	FRONTINO	ANTIOQUIA	1	3
5308	GIRARDOTA	ANTIOQUIA	1	1
5310	GÓMEZ PLATA	ANTIOQUIA	1	3
5313	GRANADA	ANTIOQUIA	1	3
5315	GUADALUPE	ANTIOQUIA	1	3
5318	GUARNE	ANTIOQUIA	1	2
5321	GUATAPÉ	ANTIOQUIA	1	2
5353	HISPANIA	ANTIOQUIA	5	3
5360	ITAGÜÍ	ANTIOQUIA	5	1
5361	ITUANGO	ANTIOQUIA	1	3
5364	JARDÍN	ANTIOQUIA	1	3
5368	JERICÓ	ANTIOQUIA	1	3
5376	LA CEJA	ANTIOQUIA	5	2
5380	LA ESTRELLA	ANTIOQUIA	5	1
5400	LA UNIÓN	ANTIOQUIA	1	2
5411	LIBORINA	ANTIOQUIA	5	3
5425	MACEO	ANTIOQUIA	5	3
5440	MARINILLA	ANTIOQUIA	1	2
5467	MONTEBELLO	ANTIOQUIA	1	3
5480	MUTATÁ	ANTIOQUIA	2	3
5490	NECOCLÍ	ANTIOQUIA	2	3
5501	OLAYA	ANTIOQUIA	2	3
5541	PEÑOL	ANTIOQUIA	5	2
5576	PUEBLORRICO	ANTIOQUIA	1	3
5579	PUERTO BERRÍO	ANTIOQUIA	5	2
5585	PUERTO NARE	ANTIOQUIA	2	3
5591	PUERTO TRIUNFO	ANTIOQUIA	2	3
5607	RETIRO	ANTIOQUIA	1	2
5615	RIONEGRO	ANTIOQUIA	1	2
5628	SABANALARGA	ANTIOQUIA	2	3
5631	SABANETA	ANTIOQUIA	5	1
5642	SALGAR	ANTIOQUIA	5	3
5647	SAN ANDRÉS	ANTIOQUIA	5	3
5649	SAN CARLOS	ANTIOQUIA	2	3
5656	SAN JERÓNIMO	ANTIOQUIA	2	3
5659	SAN JUAN DE URABÁ	ANTIOQUIA	2	3
5660	SAN LUIS	ANTIOQUIA	5	3
5664	SAN PEDRO	ANTIOQUIA	1	2
5665	SAN PEDRO DE URABÁ	ANTIOQUIA	2	3
5667	SAN RAFAEL	ANTIOQUIA	5	3
5670	SAN ROQUE	ANTIOQUIA	5	2
5679	SANTA BÁRBARA	ANTIOQUIA	5	3
5686	SANTA ROSA DE OSOS	ANTIOQUIA	1	2
5690	SANTO DOMINGO	ANTIOQUIA	1	3
5697	SANTUARIO	ANTIOQUIA	5	2
5736	SEGOVIA	ANTIOQUIA	5	3
5756	SONSÓN	ANTIOQUIA	1	3
5761	SOPETRÁN	ANTIOQUIA	2	3
5789	TÁMESIS	ANTIOQUIA	1	3
5790	TARAZÁ	ANTIOQUIA	5	2
5792	TARSO	ANTIOQUIA	1	3
5809	TITIRIBÍ	ANTIOQUIA	1	3
5837	TURBO	ANTIOQUIA	2	3
5847	URRAO	ANTIOQUIA	1	3
5854	VALDIVIA	ANTIOQUIA	5	3
5856	VALPARAÍSO	ANTIOQUIA	1	3
5861	VENECIA	ANTIOQUIA	1	3
5887	YARUMAL	ANTIOQUIA	1	2
5890	YOLOMBÓ	ANTIOQUIA	1	3
5893	YONDÓ	ANTIOQUIA	2	2
5895	ZARAGOZA	ANTIOQUIA	2	3
8001	BARRANQUILLA	ATLÁNTICO	5	1
8078	BARANOA	ATLÁNTICO	2	1
8137	CAMPO DE LA CRUZ	ATLÁNTICO	2	1
8141	CANDELARIA	ATLÁNTICO	2	1
8296	GALAPA	ATLÁNTICO	2	1
8372	JUAN DE ACOSTA	ATLÁNTICO	2	1
8421	LURUACO	ATLÁNTICO	5	1
8433	MALAMBO	ATLÁNTICO	2	1
8436	MANATÍ	ATLÁNTICO	2	1
8520	PALMAR DE VARELA	ATLÁNTICO	2	1
8549	PIOJÓ	ATLÁNTICO	2	2
8558	POLONUEVO	ATLÁNTICO	2	1
8560	PONEDERA	ATLÁNTICO	2	1
8573	PUERTO COLOMBIA	ATLÁNTICO	2	1
8606	REPELÓN	ATLÁNTICO	2	1
8634	SABANAGRANDE	ATLÁNTICO	2	1
8638	SABANALARGA	ATLÁNTICO	2	1
8675	SANTA LUCÍA	ATLÁNTICO	2	1
8685	SANTO TOMÁS	ATLÁNTICO	2	1
8758	SOLEDAD	ATLÁNTICO	2	1
8770	SUAN	ATLÁNTICO	2	1
8832	TUBARÁ	ATLÁNTICO	2	2
8849	USIACURÍ	ATLÁNTICO	2	1
11001	BOGOTÁ	BOGOTÁ, D. C.	4	1
13001	CARTAGENA	BOLÍVAR	5	1
13042	ARENAL	BOLÍVAR	2	2
13052	ARJONA	BOLÍVAR	2	1
13062	ARROYOHONDO	BOLÍVAR	2	2
13140	CALAMAR	BOLÍVAR	2	2
13160	CANTAGALLO	BOLÍVAR	2	1
13188	CICUCO	BOLÍVAR	2	1
13212	CÓRDOBA	BOLÍVAR	2	3
13222	CLEMENCIA	BOLÍVAR	2	1
13244	CARMEN DE BOLÍVAR	BOLÍVAR	2	1
13248	EL GUAMO	BOLÍVAR	2	3
13430	MAGANGUÉ	BOLÍVAR	2	1
13433	MAHATES	BOLÍVAR	2	2
13442	MARÍA LA BAJA	BOLÍVAR	2	1
13468	MOMPÓS	BOLÍVAR	2	1
13620	SAN CRISTÓBAL	BOLÍVAR	2	2
13647	SAN ESTANISLAO	BOLÍVAR	2	2
13654	SAN JACINTO	BOLÍVAR	2	1
13657	SAN JUAN NEPOMUCENO	BOLÍVAR	2	1
13670	SAN PABLO	BOLÍVAR	5	1
13673	SANTA CATALINA	BOLÍVAR	2	1
13683	SANTA ROSA	BOLÍVAR	2	1
13760	SOPLAVIENTO	BOLÍVAR	2	2
13780	TALAIGUA NUEVO	BOLÍVAR	2	1
13836	TURBACO	BOLÍVAR	2	1
13838	TURBANÁ	BOLÍVAR	2	1
13873	VILLANUEVA	BOLÍVAR	2	2
13894	ZAMBRANO	BOLÍVAR	2	2
15001	TUNJA	BOYACÁ	1	1
15051	ARCABUCO	BOYACÁ	1	2
15087	BELÉN	BOYACÁ	1	1
15090	BERBEO	BOYACÁ	1	2
15104	BOYACÁ	BOYACÁ	1	3
15106	BRICEÑO	BOYACÁ	1	1
15131	CALDAS	BOYACÁ	1	1
15135	CAMPOHERMOSO	BOYACÁ	2	3
15162	CERINZA	BOYACÁ	1	1
15176	CHIQUINQUIRÁ	BOYACÁ	1	1
15185	CHITARAQUE	BOYACÁ	1	2
15187	CHIVATÁ	BOYACÁ	1	3
15189	CIÉNEGA	BOYACÁ	1	2
15204	CÓMBITA	BOYACÁ	1	2
15218	COVARACHIA	BOYACÁ	1	3
15224	CUCAITA	BOYACÁ	1	1
15238	DUITAMA	BOYACÁ	1	1
15272	FIRAVITOBA	BOYACÁ	1	3
15276	FLORESTA	BOYACÁ	1	1
15299	GARAGOA	BOYACÁ	1	2
15322	GUATEQUE	BOYACÁ	1	3
15367	JENESANO	BOYACÁ	1	2
15380	LA CAPILLA	BOYACÁ	1	3
15407	VILLA DE LEYVA	BOYACÁ	1	1
15455	MIRAFLORES	BOYACÁ	1	2
15469	MONIQUIRÁ	BOYACÁ	3	2
15476	MOTAVITA	BOYACÁ	1	1
15491	NOBSA	BOYACÁ	1	2
15494	NUEVO COLÓN	BOYACÁ	1	2
15500	OICATA	BOYACÁ	1	1
15514	PÁEZ	BOYACÁ	1	2
15516	PAIPA	BOYACÁ	1	1
15542	PESCA	BOYACÁ	1	3
15572	PUERTO BOYACÁ	BOYACÁ	2	1
15599	RAMIRIQUÍ	BOYACÁ	1	2
15600	RÁQUIRA	BOYACÁ	1	1
15638	SÁCHICA	BOYACÁ	1	1
15646	SAMACÁ	BOYACÁ	1	1
15660	SAN EDUARDO	BOYACÁ	1	2
15664	SAN JOSÉ DE PARE	BOYACÁ	1	3
15686	SANTANA	BOYACÁ	1	2
15693	SANTA ROSA DE VITERBO	BOYACÁ	1	1
15696	SANTA SOFÍA	BOYACÁ	1	1
15740	SIACHOQUE	BOYACÁ	1	3
15759	SOGAMOSO	BOYACÁ	1	1
15762	SORA	BOYACÁ	1	1
15763	SOTAQUIRÁ	BOYACÁ	1	3
15764	SORACÁ	BOYACÁ	1	3
15776	SUTAMARCHÁN	BOYACÁ	1	1
15778	SUTATENZA	BOYACÁ	1	3
15798	TENZA	BOYACÁ	1	2
15804	TIBANÁ	BOYACÁ	1	3
15806	TIBASOSA	BOYACÁ	1	2
15808	TINJACA	BOYACÁ	1	1
15810	TIPACOQUE	BOYACÁ	1	3
15814	TOCA	BOYACÁ	1	3
15816	TOGÜÍ	BOYACÁ	1	2
15832	TUNUNGUA	BOYACÁ	1	2
15835	TURMEQUÉ	BOYACÁ	1	2
15837	TUTA	BOYACÁ	1	1
15861	VENTAQUEMADA	BOYACÁ	1	2
15879	VIRACACHÁ	BOYACÁ	1	3
15897	ZETAQUIRÁ	BOYACÁ	1	2
17001	MANIZALES	CALDAS	5	1
17042	ANSERMA	CALDAS	1	3
17050	ARANZAZU	CALDAS	5	3
17088	BELALCÁZAR	CALDAS	5	3
17174	CHINCHINÁ	CALDAS	5	1
17272	FILADELFIA	CALDAS	1	3
17380	LA DORADA	CALDAS	5	1
17388	LA MERCED	CALDAS	1	3
17433	MANZANARES	CALDAS	5	1
17444	MARQUETALIA	CALDAS	1	3
17486	NEIRA	CALDAS	5	1
17495	NORCASIA	CALDAS	5	3
17524	PALESTINA	CALDAS	1	1
17541	PENSILVANIA	CALDAS	1	3
17614	RIOSUCIO	CALDAS	1	3
17616	RISARALDA	CALDAS	5	3
17665	SAN JOSÉ	CALDAS	1	3
17777	SUPÍA	CALDAS	5	3
17867	VICTORIA	CALDAS	2	2
17873	VILLAMARÍA	CALDAS	1	1
17877	VITERBO	CALDAS	2	3
18001	FLORENCIA	CAQUETÁ	2	2
19001	POPAYÁN	CAUCA	1	1
19130	CAJIBÍO	CAUCA	1	3
19142	CALOTO	CAUCA	2	3
19212	CORINTO	CAUCA	5	3
19256	EL TAMBO	CAUCA	1	3
19300	GUACHENÉ	CAUCA	5	3
19355	INZÁ	CAUCA	1	3
19455	MIRANDA	CAUCA	2	3
19473	MORALES	CAUCA	1	3
19513	PADILLA	CAUCA	5	3
19517	PÁEZ	CAUCA	1	3
19532	PATÍA	CAUCA	2	3
19548	PIENDAMÓ	CAUCA	1	2
19573	PUERTO TEJADA	CAUCA	5	2
19622	ROSAS	CAUCA	1	3
19698	SANTANDER DE QUILICHAO	CAUCA	2	2
19743	SILVIA	CAUCA	1	3
19807	TIMBÍO	CAUCA	1	3
19824	TOTORÓ	CAUCA	1	3
19845	VILLA RICA	CAUCA	2	2
20001	VALLEDUPAR	CESAR	2	1
20011	AGUACHICA	CESAR	2	1
20013	AGUSTÍN CODAZZI	CESAR	2	1
20045	BECERRIL	CESAR	2	2
20060	BOSCONIA	CESAR	2	3
20175	CHIMICHAGUA	CESAR	2	3
20178	CHIRIGUANÁ	CESAR	2	1
20228	CURUMANÍ	CESAR	2	1
20238	EL COPEY	CESAR	2	3
20250	EL PASO	CESAR	2	3
20295	GAMARRA	CESAR	2	1
20383	LA GLORIA	CESAR	2	1
20400	JAGUA DE IBIRICO	CESAR	2	1
20443	MANAURE DEL CESAR	CESAR	2	2
20517	PAILITAS	CESAR	2	2
20550	PELAYA	CESAR	2	1
20614	RÍO DE ORO	CESAR	5	2
20621	LA PAZ	CESAR	2	1
20710	SAN ALBERTO	CESAR	5	1
20750	SAN DIEGO	CESAR	2	1
20770	SAN MARTÍN	CESAR	2	2
20787	TAMALAMEQUE	CESAR	2	2
23001	MONTERÍA	CÓRDOBA	2	1
23068	AYAPEL	CÓRDOBA	2	2
23079	BUENAVISTA	CÓRDOBA	2	2
23090	CANALETE	CÓRDOBA	2	3
23162	CERETÉ	CÓRDOBA	2	1
23168	CHIMÁ	CÓRDOBA	2	1
23182	CHINÚ	CÓRDOBA	2	1
23189	CIÉNAGA DE ORO	CÓRDOBA	2	1
23300	COTORRA	CÓRDOBA	2	2
23350	LA APARTADA	CÓRDOBA	5	2
23417	LORICA	CÓRDOBA	2	1
23419	LOS CÓRDOBAS	CÓRDOBA	2	3
23464	MOMIL	CÓRDOBA	2	1
23466	MONTELÍBANO	CÓRDOBA	2	1
23500	MOÑITOS	CÓRDOBA	2	3
23555	PLANETA RICA	CÓRDOBA	2	1
23570	PUEBLO NUEVO	CÓRDOBA	2	1
23574	PUERTO ESCONDIDO	CÓRDOBA	2	3
23580	PUERTO LIBERTADOR	CÓRDOBA	2	3
23586	PURÍSIMA	CÓRDOBA	2	1
23660	SAHAGÚN	CÓRDOBA	2	1
23670	SAN ANDRÉS DE SOTAVENTO	CÓRDOBA	2	1
23672	SAN ANTERO	CÓRDOBA	2	1
23675	SAN BERNADO DEL VIENTO	CÓRDOBA	2	2
23678	SAN CARLOS	CÓRDOBA	2	2
23682	SAN JOSÉ DE URE	CÓRDOBA	2	3
23686	SAN PELAYO	CÓRDOBA	2	2
23807	TIERRALTA	CÓRDOBA	2	2
23815	TUCHÍN	CÓRDOBA	2	2
23855	VALENCIA	CÓRDOBA	2	2
25001	AGUA DE DIOS	CUNDINAMARCA	2	2
25019	ALBÁN	CUNDINAMARCA	1	3
25035	ANAPOIMA	CUNDINAMARCA	2	3
25053	ARBELÁEZ	CUNDINAMARCA	1	2
25086	BELTRÁN	CUNDINAMARCA	2	3
25095	BITUIMA	CUNDINAMARCA	1	3
25099	BOJACÁ	CUNDINAMARCA	1	2
25120	CABRERA	CUNDINAMARCA	1	3
25126	CAJICÁ	CUNDINAMARCA	1	1
25151	CÁQUEZA	CUNDINAMARCA	1	1
25168	CHAGUANÍ	CUNDINAMARCA	2	3
25175	CHÍA	CUNDINAMARCA	1	1
25178	CHIPAQUE	CUNDINAMARCA	1	1
25200	COGUA	CUNDINAMARCA	1	1
25214	COTA	CUNDINAMARCA	1	1
25224	CUCUNUBA	CUNDINAMARCA	1	1
25245	EL COLEGIO	CUNDINAMARCA	5	3
25260	EL ROSAL	CUNDINAMARCA	5	3
25269	FACATATIVÁ	CUNDINAMARCA	1	2
25281	FOSCA	CUNDINAMARCA	1	1
25286	FUNZA	CUNDINAMARCA	5	2
25288	FÚQUENE	CUNDINAMARCA	1	1
25290	FUSAGASUGÁ	CUNDINAMARCA	1	2
25295	GACHANCIPÁ	CUNDINAMARCA	1	2
25307	GIRARDOT	CUNDINAMARCA	2	2
25317	GUACHETÁ	CUNDINAMARCA	1	2
25320	GUADUAS	CUNDINAMARCA	2	2
25324	GUATAQUÍ	CUNDINAMARCA	2	3
25328	GUAYABAL DE SIQUIMA	CUNDINAMARCA	1	3
25335	GUAYABETAL	CUNDINAMARCA	5	1
25368	JERUSALÉN	CUNDINAMARCA	2	3
25377	LA CALERA	CUNDINAMARCA	1	2
25386	LA MESA	CUNDINAMARCA	5	3
25398	LA PEÑA	CUNDINAMARCA	5	3
25402	LA VEGA	CUNDINAMARCA	1	3
25407	LENGUAZAQUE	CUNDINAMARCA	1	2
25430	MADRID	CUNDINAMARCA	1	2
25438	MEDINA	CUNDINAMARCA	2	2
25473	MOSQUERA	CUNDINAMARCA	1	2
25483	NARIÑO	CUNDINAMARCA	2	3
25486	NEMOCÓN	CUNDINAMARCA	1	1
25488	NILO	CUNDINAMARCA	2	3
25489	NIMAIMA	CUNDINAMARCA	5	3
25491	NOCAIMA	CUNDINAMARCA	1	3
25506	VENECIA	CUNDINAMARCA	1	3
25524	PANDI	CUNDINAMARCA	2	3
25530	PARATEBUENO	CUNDINAMARCA	2	1
25535	PASCA	CUNDINAMARCA	1	3
25572	PUERTO SALGAR	CUNDINAMARCA	2	1
25580	PULÍ	CUNDINAMARCA	1	3
25592	QUEBRADANEGRA	CUNDINAMARCA	1	3
25594	QUETAME	CUNDINAMARCA	1	1
25596	QUIPILE	CUNDINAMARCA	1	3
25599	APULO	CUNDINAMARCA	2	2
25612	RICAURTE	CUNDINAMARCA	2	2
25649	SAN BERNARDO	CUNDINAMARCA	1	3
25658	SAN FRANCISCO	CUNDINAMARCA	1	3
25662	SAN JUAN DE RÍO SECO	CUNDINAMARCA	5	3
25718	SASAIMA	CUNDINAMARCA	1	3
25740	SIBATÉ	CUNDINAMARCA	1	1
25743	SILVANIA	CUNDINAMARCA	1	2
25745	SIMIJACA	CUNDINAMARCA	1	1
25754	SOACHA	CUNDINAMARCA	5	1
25758	SOPÓ	CUNDINAMARCA	1	2
25769	SUBACHOQUE	CUNDINAMARCA	1	2
25777	SUPATÁ	CUNDINAMARCA	1	3
25779	SUSA	CUNDINAMARCA	1	1
25781	SUTATAUSA	CUNDINAMARCA	1	1
25785	TABIO	CUNDINAMARCA	1	2
25793	TAUSA	CUNDINAMARCA	1	1
25799	TENJO	CUNDINAMARCA	1	2
25805	TIBACUY	CUNDINAMARCA	1	3
25815	TOCAIMA	CUNDINAMARCA	2	2
25817	TOCANCIPÁ	CUNDINAMARCA	1	2
25843	UBATÉ	CUNDINAMARCA	1	1
25845	UNE	CUNDINAMARCA	5	1
25851	ÚTICA	CUNDINAMARCA	2	3
25862	VERGARA	CUNDINAMARCA	1	3
25867	VIANÍ	CUNDINAMARCA	1	3
25875	VILLETA	CUNDINAMARCA	2	2
25898	ZIPACÓN	CUNDINAMARCA	1	2
25899	ZIPAQUIRÁ	CUNDINAMARCA	1	1
27245	EL CARMEN	CHOCÓ	1	2
41001	NEIVA	HUILA	5	1
41006	ACEVEDO	HUILA	1	2
41013	AGRADO	HUILA	2	2
41016	AIPE	HUILA	5	1
41020	ALGECIRAS	HUILA	2	1
41026	ALTAMIRA	HUILA	2	2
41078	BARAYA	HUILA	2	1
41132	CAMPOALEGRE	HUILA	5	1
41206	COLOMBIA	HUILA	2	2
41244	ELÍAS	HUILA	1	2
41298	GARZÓN	HUILA	2	1
41306	GIGANTE	HUILA	2	1
41319	GUADALUPE	HUILA	5	2
41349	HOBO	HUILA	2	1
41357	ÍQUIRA	HUILA	5	2
41359	ISNOS	HUILA	1	2
41378	LA ARGENTINA	HUILA	1	2
41396	LA PLATA	HUILA	5	1
41483	NÁTAGA	HUILA	1	2
41503	OPORAPA	HUILA	1	2
41518	PAICOL	HUILA	2	1
41524	PALERMO	HUILA	5	1
41530	PALESTINA	HUILA	1	2
41548	PITAL	HUILA	2	2
41551	PITALITO	HUILA	1	2
41615	RIVERA	HUILA	2	1
41660	SALADOBLANCO	HUILA	1	2
41668	SAN AGUSTÍN	HUILA	1	2
41676	SANTA MARÍA	HUILA	5	2
41770	SUAZA	HUILA	2	2
41791	TARQUI	HUILA	2	1
41797	TESALIA	HUILA	2	1
41799	TELLO	HUILA	2	1
41801	TERUEL	HUILA	5	1
41807	TIMANÁ	HUILA	5	2
41872	VILLAVIEJA	HUILA	2	1
41885	YAGUARÁ	HUILA	5	1
44001	RIOHACHA	LA GUAJIRA	2	1
44035	ALABANIA	LA GUAJIRA	5	1
44078	BARRANCAS	LA GUAJIRA	2	1
44090	DIBULLA	LA GUAJIRA	2	1
44098	DISTRACCIÓN	LA GUAJIRA	2	1
44110	EL MOLINO	LA GUAJIRA	2	1
44279	FONSECA	LA GUAJIRA	2	1
44378	HATO NUEVO	LA GUAJIRA	2	1
44420	LA JAGUA DEL PILAR	LA GUAJIRA	2	2
44430	MAICAO	LA GUAJIRA	2	1
44560	MANAURE	LA GUAJIRA	2	1
44650	SAN JUAN DEL CESAR	LA GUAJIRA	2	1
44847	URIBIA	LA GUAJIRA	2	1
44855	URUMITA	LA GUAJIRA	2	1
44874	VILLANUEVA	LA GUAJIRA	2	1
47001	SANTA MARTA	MAGDALENA	2	1
47030	ALGARROBO	MAGDALENA	2	3
47053	ARACATACA	MAGDALENA	2	1
47058	ARIGUANÍ	MAGDALENA	2	3
47161	CERRO SAN ANTONIO	MAGDALENA	2	3
47170	CHIVOLO	MAGDALENA	2	3
47189	CIÉNAGA	MAGDALENA	2	1
47205	CONCORDIA	MAGDALENA	2	3
47245	EL BANCO	MAGDALENA	2	1
47258	EL PIÑÓN	MAGDALENA	2	2
47268	EL RETÉN	MAGDALENA	2	2
47288	FUNDACIÓN	MAGDALENA	2	1
47318	GUAMAL	MAGDALENA	2	3
47541	PEDRAZA	MAGDALENA	2	3
47545	PIJIÑO DEL CARMEN	MAGDALENA	2	3
47551	PIVIJAY	MAGDALENA	2	2
47555	PLATO	MAGDALENA	2	2
47570	PUEBLOVIEJO	MAGDALENA	2	2
47605	REMOLINO	MAGDALENA	2	2
47660	SABANAS DE SAN ÁNGEL	MAGDALENA	2	3
47675	SALAMINA	MAGDALENA	2	2
47692	SAN S.BUENAVISTA	MAGDALENA	2	3
47703	SAN ZENÓN	MAGDALENA	2	3
47707	SANTA ANA	MAGDALENA	2	1
47720	SANTA BÁRBARA DE PINTO	MAGDALENA	2	3
47745	SITIONUEVO	MAGDALENA	2	2
47798	TENERIFE	MAGDALENA	2	3
47960	ZAPAYÁN	MAGDALENA	2	3
47980	ZONA BANANERA	MAGDALENA	2	1
50001	VILLAVICENCIO	META	5	1
50006	ACACÍAS	META	2	1
50110	BARRANCA DE UPÍA	META	2	2
50124	CABUYARO	META	2	2
50150	CASTILLA LA NUEVA	META	2	2
50223	CUBARRAL	META	5	2
50226	CUMARAL	META	5	1
50251	EL CASTILLO	META	2	2
50270	EL DORADO	META	2	2
50287	FUENTE DE ORO	META	2	1
50313	GRANADA	META	2	2
50318	GUAMAL	META	5	1
50450	PUERTO CONCORDIA	META	2	2
50568	PUERTO GAITÁN	META	2	2
50573	PUERTO LÓPEZ	META	2	1
50577	PUERTO LLERAS	META	2	2
50590	PUERTO RICO	META	2	2
50606	RESTREPO	META	2	1
50680	SAN CARLOS GUAROA	META	2	2
50683	SAN JUAN DE ARAMA	META	2	2
50689	SAN MARTÍN	META	2	2
52001	PASTO	NARIÑO	5	3
52506	OSPINA	NARIÑO	1	3
52720	SAPUYES	NARIÑO	1	3
52838	TÚQUERRES	NARIÑO	1	3
54001	CÚCUTA	NORTE SANTANDER	5	1
54003	ÁBREGO	NORTE SANTANDER	1	3
54174	CHÍTAGA	NORTE SANTANDER	1	3
54261	EL ZULIA	NORTE SANTANDER	2	3
54377	LABATECA	NORTE SANTANDER	1	3
54405	LOS PATIOS	NORTE SANTANDER	2	2
54498	OCAÑA	NORTE SANTANDER	5	2
54518	PAMPLONA	NORTE SANTANDER	1	2
54673	SAN CAYETANO	NORTE SANTANDER	2	3
54720	SARDINATA	NORTE SANTANDER	5	3
54743	SILOS	NORTE SANTANDER	1	3
54810	TIBÚ	NORTE SANTANDER	2	3
54820	TOLEDO	NORTE SANTANDER	1	3
54874	VILLA DEL ROSARIO	NORTE SANTANDER	2	2
63001	ARMENIA	QUINDÍO	5	1
63130	CALARCÁ	QUINDÍO	5	1
63190	CIRCASIA	QUINDÍO	5	1
63272	FILANDIA	QUINDÍO	5	1
63401	LA TEBAIDA	QUINDÍO	5	1
63470	MONTENEGRO	QUINDÍO	5	1
63594	QUIMBAYA	QUINDÍO	5	1
63690	SALENTO	QUINDÍO	1	1
66001	PEREIRA	RISARALDA	5	1
66045	APÍA	RISARALDA	1	3
66075	BALBOA	RISARALDA	1	1
66088	BELÉN DE UMBRÍA	RISARALDA	1	3
66170	DOS QUEBRADAS	RISARALDA	5	1
66318	GUÁTICA	RISARALDA	1	3
66383	LA CELIA	RISARALDA	1	1
66400	LA VIRGINIA	RISARALDA	5	1
66440	MARSELLA	RISARALDA	1	1
66594	QUINCHÍA	RISARALDA	1	3
66682	SANTA ROSA DE CABAL	RISARALDA	5	1
66687	SANTUARIO	RISARALDA	5	3
68001	BUCARAMANGA	SANTANDER	5	1
68013	AGUADA	SANTANDER	1	3
68020	ALBANIA	SANTANDER	1	2
68051	ARATOCA	SANTANDER	1	3
68077	BARBOSA	SANTANDER	5	2
68079	BARICHARA	SANTANDER	1	3
68081	BARRANCABERMEJA	SANTANDER	2	1
68092	BETULIA	SANTANDER	1	3
68101	BOLÍVAR	SANTANDER	1	2
68147	CAPITANEJO	SANTANDER	2	2
68162	CERRITO	SANTANDER	1	3
68176	CHIMÁ	SANTANDER	2	3
68179	CHIPATÁ	SANTANDER	1	2
68190	CIMITARRA	SANTANDER	2	2
68207	CONCEPCIÓN	SANTANDER	1	3
68209	CONFINES	SANTANDER	1	3
68211	CONTRATACIÓN	SANTANDER	1	3
68217	COROMORO	SANTANDER	1	3
68229	CURITÍ	SANTANDER	5	2
68235	EL CARMEN	SANTANDER	5	3
68250	EL PEÑÓN	SANTANDER	1	2
68255	EL PLAYÓN	SANTANDER	5	2
68264	ENCINO	SANTANDER	1	3
68271	FLORIÁN	SANTANDER	1	2
68276	FLORIDABLANCA	SANTANDER	5	1
68296	GALÁN	SANTANDER	2	3
68307	GIRÓN	SANTANDER	5	2
68318	GUACA	SANTANDER	1	2
68320	GUADALUPE	SANTANDER	1	2
68324	GUAVATÁ	SANTANDER	1	2
68327	GÜEPSA	SANTANDER	1	2
68368	JESÚS MARÍA	SANTANDER	1	2
68377	LA BELLEZA	SANTANDER	1	2
68385	LANDÁZURI	SANTANDER	2	3
68397	LA PAZ	SANTANDER	1	2
68406	LEBRIJA	SANTANDER	5	1
68418	LOS SANTOS	SANTANDER	1	3
68432	MÁLAGA	SANTANDER	1	2
68444	MATANZA	SANTANDER	1	3
68464	MOGOTES	SANTANDER	1	3
68468	MOLAGAVITA	SANTANDER	1	3
68498	OCAMONTE	SANTANDER	1	3
68500	OIBA	SANTANDER	1	3
68502	ONZAGA	SANTANDER	1	3
68524	PALMAS DE SOCORRO	SANTANDER	1	3
68533	PÁRAMO	SANTANDER	5	2
68547	PIEDECUESTA	SANTANDER	5	2
68549	PINCHOTE	SANTANDER	5	3
68572	PUENTE NACIONAL	SANTANDER	3	1
68575	PUERTO WILCHES	SANTANDER	5	1
68615	RIONEGRO	SANTANDER	5	2
68655	SABANA DE TORRES	SANTANDER	2	1
68669	SAN ANDRÉS	SANTANDER	5	2
68673	SAN BENITO	SANTANDER	1	3
68682	SAN JOAQUÍN	SANTANDER	1	3
68684	SAN JOSE DE MIRANDA	SANTANDER	1	3
68689	SAN VICENTE DE CHUCURÍ	SANTANDER	5	2
68705	SANTA BÁRBARA	SANTANDER	1	3
68745	SIMACOTA	SANTANDER	5	2
68770	SUAITA	SANTANDER	1	3
68773	SUCRE	SANTANDER	1	2
68820	TONA	SANTANDER	1	3
68855	VALLE DE SAN JOSÉ	SANTANDER	5	3
68872	VILLANUEVA	SANTANDER	5	2
68895	ZAPATOCA	SANTANDER	1	2
70001	SINCELEJO	SUCRE	5	1
70110	BUENAVISTA	SUCRE	5	1
70124	CAIMITO	SUCRE	2	3
70204	COLOSO	SUCRE	2	3
70215	COROZAL	SUCRE	5	1
70221	COVEÑAS	SUCRE	2	1
70230	CHALÁN	SUCRE	2	3
70233	EL ROBLE	SUCRE	2	3
70235	GALERAS	SUCRE	2	1
70400	LA UNIÓN	SUCRE	2	3
70418	LOS PALMITOS	SUCRE	2	1
70473	MORROA	SUCRE	2	1
70508	OVEJAS	SUCRE	2	1
70523	PALMITO	SUCRE	2	3
70670	SAMPUÉS	SUCRE	2	1
70678	SAN BENITO ABAD	SUCRE	2	3
70702	SAN JUAN BETULIA	SUCRE	2	1
70708	SAN MARCOS	SUCRE	2	1
70713	SAN ONOFRE	SUCRE	2	1
70717	SAN PEDRO	SUCRE	2	1
70742	SINCÉ	SUCRE	2	1
70820	TOLÚ	SUCRE	2	1
70823	TOLUVIEJO	SUCRE	2	1
73001	IBAGUÉ	TOLIMA	5	1
73026	ALVARADO	TOLIMA	2	1
73030	AMBALEMA	TOLIMA	2	1
73055	ARMERO	TOLIMA	2	1
73124	CAJAMARCA	TOLIMA	5	3
73148	CARMEN DE APICALÁ	TOLIMA	2	2
73168	CHAPARRAL	TOLIMA	2	2
73200	COELLO	TOLIMA	2	1
73226	CUNDAY	TOLIMA	2	3
73236	DOLORES	TOLIMA	5	3
73268	ESPINAL	TOLIMA	2	1
73275	FLANDES	TOLIMA	5	2
73283	FRESNO	TOLIMA	5	1
73319	GUAMO	TOLIMA	2	1
73347	HERVEO	TOLIMA	1	1
73349	HONDA	TOLIMA	2	2
73352	ICONONZO	TOLIMA	1	2
73408	LÉRIDA	TOLIMA	2	1
73411	LÍBANO	TOLIMA	1	2
73443	MARIQUITA	TOLIMA	2	1
73449	MELGAR	TOLIMA	2	2
73461	MURILLO	TOLIMA	1	3
73483	NATAGAIMA	TOLIMA	2	1
73504	ORTEGA	TOLIMA	2	2
73547	PIEDRAS	TOLIMA	2	1
73585	PURIFICACIÓN	TOLIMA	2	1
73671	SALDAÑA	TOLIMA	2	1
73675	SAN ANTONIO	TOLIMA	1	3
73678	SAN LUIS	TOLIMA	2	1
73686	SANTA ISABEL	TOLIMA	1	3
73770	SUÁREZ	TOLIMA	2	3
73854	VALLE DE SAN JUAN	TOLIMA	2	2
73861	VENADILLO	TOLIMA	2	1
73873	VILLARRICA	TOLIMA	1	3
76001	CALI	VALLE	5	1
76020	ALCALÁ	VALLE	5	3
76036	ANDALUCÍA	VALLE	2	1
76041	ANSERMANUEVO	VALLE	5	1
76100	BOLÍVAR	VALLE	2	3
76109	BUENAVENTURA	VALLE	2	2
76111	BUGA	VALLE	5	1
76113	BUGALAGRANDE	VALLE	5	1
76122	CAICEDONIA	VALLE	5	1
76126	CALIMA	VALLE	1	3
76130	CANDELARIA	VALLE	5	1
76147	CARTAGO	VALLE	5	1
76248	EL CERRITO	VALLE	5	1
76250	EL DOVIO	VALLE	1	3
76275	FLORIDA	VALLE	5	1
76306	GINEBRA	VALLE	5	1
76318	GUACARÍ	VALLE	5	1
76364	JAMUNDÍ	VALLE	2	1
76400	LA UNIÓN	VALLE	5	1
76403	LA VICTORIA	VALLE	2	1
76497	OBANDO	VALLE	5	1
76520	PALMIRA	VALLE	5	1
76563	PRADERA	VALLE	5	1
76616	RIOFRÍO	VALLE	5	3
76622	ROLDANILLO	VALLE	5	1
76670	SAN PEDRO	VALLE	2	1
76736	SEVILLA	VALLE	5	1
76823	TORO	VALLE	5	3
76828	TRUJILLO	VALLE	1	3
76834	TULUÁ	VALLE	5	1
76845	ULLOA	VALLE	1	3
76863	VERSALLES	VALLE	1	3
76869	VIJES	VALLE	2	3
76890	YOTOCO	VALLE	2	3
76892	YUMBO	VALLE	5	1
76895	ZARZAL	VALLE	5	1
85001	YOPAL	CASANARE	2	1
85010	AGUAZUL	CASANARE	2	1
85125	HATO COROZAL	CASANARE	2	3
85139	MANÍ	CASANARE	2	2
85162	MONTERREY	CASANARE	2	1
85225	NUNCHÍA	CASANARE	2	2
85250	PAZ DE ARIPORO	CASANARE	2	2
85263	PORE	CASANARE	2	3
85300	SABANALARGA	CASANARE	2	2
85325	SN LUIS PALENQUE	CASANARE	2	2
85400	TÁMARA	CASANARE	5	3
85410	TAURAMENA	CASANARE	2	1
85430	TRINIDAD	CASANARE	2	2
85440	VILLANUEVA	CASANARE	2	1
86001	MOCOA	PUTUMAYO	2	3
86568	PUERTO ASÍS	PUTUMAYO	2	3
86569	PUERTO CAICEDO	PUTUMAYO	2	3
86885	VILLAGARZÓN	PUTUMAYO	2	3
95001	SAN JOSÉ DEL GUAVIARE	GUAVIARE	2	2

En el caso de que un municipio que pertenezca a uno de los mercados relevantes de distribución solicitados por una empresa, no se encuentre en el listado obtenido con el procedimiento anterior y que se incluyen en la Tabla 1 de este anexo, la CREG aplicará el siguiente procedimiento para determinar la agrupación:

i. Se determinará para el municipio en cuestión el valor de cada una de las variables descritas en los numerales 1 y 2 de este anexo. En caso de municipios nuevos donde se vaya a prestar el servicio por primera vez, la variable "Costos del POT-POTidx" se excluirá del análisis.

ii. Se determina el promedio y la desviación estándar de las variables. Estas variables se normalizan o transforman utilizando la siguiente ecuación:

iii. Se determina la diferencia entre los valores de cada una de las variables obtenidas en el numeral anterior y los valores consignados en la siguiente tabla:

TABLA 2

GRUPO	METODOLOGÍA	PREDx Area	HOGx PRED	MUNICIPIO	POTidx	PREDIOS	RELIEVE	TEMPER
G	M	-	-	-	-	-	-	-
1	1	-0.184	0.003	-0.175	0.300	-0.073	1.423	-1.432
1	2	-0.258	0.020	0.059	-0.024	-0.105	1.076	-1.078
1	3	-0.398	0.079	0.011	-0.586	-0.130	0.879	-0.878
2	1	-0.206	-0.060	-0.036	0.129	-0.042	-0.968	0.972
2	2	-0.463	-0.173	-0.051	-0.282	-0.081	-0.868	0.861
2	3	-0.482	-0.336	-0.210	-0.550	-0.113	-0.837	0.832
5	1	1.380	0.413	-0.068	0.801	0.434	-0.044	0.041
5	2	1.113	-0.167	0.154	0.470	-0.068	0.062	-0.033
5	3	1.044	0.285	-0.086	0.424	-0.095	0.178	-0.171

iv. Se elevan al cuadrado las diferencias obtenidas en el numeral anterior y se suman.

v. Se determina el grupo G y metodología M asociado a la diferencia total mínima obtenida en el numeral anterior.

vi. En el caso de municipios nuevos donde se vaya a prestar el servicio por primera vez, este procedimiento se realizará únicamente con los grupos 1-3, 2-3 y 5-3.

Para la clasificación de un centro poblado nuevo, será el grupo G del municipio al cual pertenece y la metodología M será 3.

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 20)

CAPÍTULO 25

Procedimiento para el cálculo de cargos de distribución para el siguiente período tarifario en mercados relevantes de distribución donde les fueron asignados recursos públicos

ARTÍCULO 4.4.2.25.1. 21. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO EN MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN DONDE LES FUERON ASIGNADOS RECURSOS PÚBLICOS.

Para determinar los Cargos de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario, en mercados relevantes de distribución con aportes públicos, se aplicará el siguiente procedimiento según corresponda:

21.1. Procedimiento para la definición y cálculo del Cargo de Distribución Para Mercados Relevantes de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario conformado a partir de dos o más mercados relevantes, municipios o centros poblados a los cuales a algunos de ellos les fueron asignados recursos públicos

En caso de que un distribuidor solicite la creación de un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario conformado por municipios, centros poblados y/o mercados que cuenten con recursos públicos del Fondo Especial de Cuota de Fomento, del Fondo Nacional de Regalías, de las Alcaldías, de las Gobernaciones, de los entes territoriales y/o de otros, cuyo destino sea la infraestructura de distribución, conforme a lo dispuesto en el parágrafo 4 del numeral 5.2 del artículo 5o de la presente resolución, para efectos de llevar a cabo la definición y cálculo del cargo de distribución se aplicará el siguiente procedimiento:

1. En su solicitud tarifaria, el distribuidor identificará cada uno de los municipios y/o centros poblados que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto y para el cual la empresa está interesada en obtener el Cargo de Distribución.

2. Con el fin de mantener el beneficio de los recursos públicos en cabeza de sus destinatarios, el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario se organizará en estructuras denominadas submercados, que se conformarán así:

2.1. Los mercados que contaban con recursos públicos para la determinación del cargo en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003, mantendrán su estructura original y se conformarán como un submercado.

2.2. Para aquellos mercados donde posterior a la determinación del cargo en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003 a alguno(s) de sus municipios o centros poblados les fue(ron) asignado(s) recursos públicos, este(os) deberá(n) retirarse del Mercado Existente de Distribución y conformar otro Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, tal y como lo establece el numeral 6.7.1. del artículo 6o de la presente resolución. Cada uno de dichos Mercados Relevantes conformará un submercado.

2.3. Mercados Nuevos y/o Mercados Especiales que cuenten con recursos públicos, se conformarán en submercados independientes.

2.4. Aquellos municipios, centros poblados y/o mercados que no fueron financiados con recursos públicos para la construcción de infraestructura de distribución conformarán un solo submercado.

3. Conforme a lo dispuesto en los numerales 9.1.1 y 9.2.1 del artículo 9o de esta resolución, se calcularán las componentes que remuneran los gastos de AOM de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto por la empresa para los Usuarios de Uso Residencial y los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial.

4. Si todos los submercados que conforman el Mercado Relevante de Distribución cuentan con financiación de recursos públicos para la infraestructura de distribución, la componente de inversión de cada submercado se calculará conforme al numeral 21.2 del presente anexo, a excepción de los submercados descritos en el numeral 2.3, para los cuales se calculará conforme a la presente resolución para mercados nuevos o especiales. En caso contrario se aplica lo dispuesto a continuación.

5. Conforme a lo dispuesto en los numerales 9.1.1 y 9.2.1 del artículo 9o de esta resolución, se calcularán las componentes que remuneran la inversión de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto para los Usuarios de Uso Residencial y para los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, para todo el mercado y para cada uno de los submercados.

6. Así mismo, se calculará la componente que remunera la inversión del cargo promedio del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto. Para ello, se tomarán en cuenta las componentes que remuneran la inversión calculadas en el numeral 5, la demanda de los Usuarios de Uso Residencial y la demanda de los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial para todo el mercado. De la misma forma, se calculará la componente que remunera la inversión del cargo promedio de cada uno de los submercados.

7. Para cada submercado que cuente con recursos públicos para la construcción de infraestructura de distribución, se calculará el cargo de inversión promedio correspondiente a esos recursos públicos. Para ello, se tomará el cociente entre el valor anual equivalente de los recursos públicos de cada submercado y la demanda total de este.

8. Para cada submercado se calculará la componente que remunera la inversión de la empresa del cargo promedio, la cual corresponde a descontar el valor de recursos públicos (calculado en el numeral 7) de la componente que remunera la inversión del cargo promedio del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto (calculado en el numeral 6). En caso de que esta diferencia sea negativa, se acotará a cero (0).

9. Para cada submercado con recursos públicos se calculará la componente que remunera la inversión (Dinv) conforme lo dispuesto en el numeral 21.2.

Si la componente que remunera la inversión de la empresa del cargo promedio de cada submercado, calculada en el numeral 7, es menor que la componente calculada en el numeral 8, la componente que remunera la inversión de la empresa del cargo promedio de cada submercado a aplicar será la determinada en el numeral 7 en caso contrario será la del numeral 8. Esta componente se separará para los Usuarios de Uso Residencial y los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial conforme a lo establecido en el numeral 11 del presente procedimiento.

10. En el evento en que el valor correspondiente a inversiones de algún(os) submercado(s) calculado en el numeral 8 sea menor que cero, se deberá descontar de la componente de inversión de la empresa del cargo promedio del submercado que no cuenta con recursos públicos, la sumatoria de las diferencias negativas que resulten, a fin de descontar el valor adicional que la demanda pagaría por efecto de la conformación del mercado solicitado y garantizar que los recursos públicos efectivamente se destinen a los beneficiarios finales.

11. La componente que remunera la inversión de la empresa para los Usuarios de Uso Residencial y los de Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial para cada submercado será la componente que remunera la inversión del cargo promedio, del respectivo submercado, afectada por la relación entre la componente que remunera la inversión para los usuarios de uso residencial y no residencial, calculadas en el numeral 5 y el cargo promedio de inversión calculado en el numeral 6, para el respectivo submercado.

21.2. Procedimiento para el cálculo del cargo de distribución para un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario, el cual mantiene la estructura del Mercado Relevante de Distribución conformado según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 y que cuenta con recursos públicos

En caso de que un distribuidor decida solicitar la aprobación de Cargos De Distribución para un Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario, el cual mantiene la estructura del mercado relevante de distribución conformado según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 y que cuenta con recursos públicos del Fondo Especial de Cuota de Fomento, del Fondo Nacional de Regalías, de las Alcaldías, de las Gobernaciones, de los entes territoriales y/o de otros, cuyo destino sea la infraestructura de distribución, conforme a lo dispuesto en el parágrafo 4 del numeral 5.2 del artículo 5o de la presente resolución, se seguirá el siguiente procedimiento:

1. En su solicitud tarifaria, el distribuidor identificará cada uno de los municipios que conformarán el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto y para el cual la empresa está interesada en obtener un Cargo de Distribución.

2. Conforme a lo dispuesto en los numerales 9.1.1 y 9.2.1 del artículo 9o de esta resolución, se calcularán las componentes que remuneran los gastos de AOM de los Cargos De Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto por la empresa para los Usuarios de Uso Residencial y los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial.

3. Conforme a lo dispuesto en los numerales 9.1.1 y 9.2.1 del artículo 9o de esta resolución, se calcularán las componentes que remuneran la inversión de los Cargos de Distribución del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto para los Usuarios de Uso Residencial y para los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial, sin discriminar la financiación hecha con recursos públicos para la infraestructura de distribución para todo el mercado.

4. Así mismo, se calculará la componente que remunera la inversión del cargo promedio del Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario propuesto. Para ello, se tomarán en cuenta las componentes que remuneran la inversión calculadas en el numeral 3, la demanda de los Usuarios de Uso Residencial y la demanda de los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial del mercado.

5. Se calculará el diferencial de demanda (Ädemanda) como la diferencia entre el número de usuarios conectados a las redes de distribución del mercado a la Fecha de Corte y el número de usuarios proyectados al año que corresponde al de la Fecha de Corte en la proyección de usuarios presentada por la empresa para la aprobación del cargo Dinv actual indicado en el numeral 6, multiplicado por el consumo promedio por usuario del mercado.

El consumo promedio por usuario del mercado se determinará con la información de consumo y de número de usuarios reportada en el SUI para la Fecha de Corte.

De igual forma, se calculará el diferencial de inversión (Äinversión) como la diferencia entre el costo total de las inversiones presentadas por la empresa para la aprobación de cargos conforme a la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, y el costo total de la proyección de inversiones aprobada al mercado relevante conforme a la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, actualizado a la Fecha Base.

6. Se calculará el Dinv así:

Donde,

(D_{inv actual})	corresponde a la componente que remunera la inversión de la empresa del cargo medio de distribución aprobado al mercado relevante conforme a la metodología de la Resolución CREG 011 de 2003, actualizado a la fecha base sin considerar el factor de productividad.
Q_proy	es la proyección de demanda aprobada al mercado relevante conforme a la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003, en el año que coincida con el de la Fecha Base y expresada en metros cúbicos (m³).
CostoMedio₀₁₁	es el costo medio del mercado relevante aprobado conforme a la metodología establecida mediante la Resolución CREG 011 de 2003.
(Demanda)	será igual a cero si Demanda o inversión son negativos.

7. Las componentes que remuneran la inversión de la empresa en el mercado para Usuarios de Uso Residencial y los Usuarios Diferentes a los de Uso Residencial será la componente Dinv afectada por la relación entre los cargos calculados en el numeral 3 y el cargo calculado en el numeral 4, respectivamente.

Para aquellos mercados cuyos recursos públicos fueron otorgados con posterioridad a la aprobación del cargo de distribución con la anterior metodología, no se aplicará lo dispuesto en este procedimiento.

---------------------------

(Fuente: R CREG 202/13, ANEXO 21)

Mecanismos de transparencia, neutralidad y protección de la competencia en las transacciones de gas combustible

ARTÍCULO 4.4.3.1. OBLIGACIÓN DE COMPRAR GAS COMBUSTIBLE MEDIANTE MECANISMOS QUE GARANTICEN TRANSPARENCIA Y NEUTRALIDAD. Los comercializadores de gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados, deben hacer uso de mecanismos de compras de gas combustible que aseguren transparencia y neutralidad y las mejores condiciones para los usuarios regulados. Para ello podrán utilizar los siguientes mecanismos, según lo aconsejen las condiciones del mercado: (i) Realizar convocatorias públicas de compra de gas combustible; (ii) Participar en las convocatorias de venta de gas combustible que realice un Productor - Comercializador o un comercializador; o (iii) Adelantar negociaciones bilaterales.

37.1 Convocatorias Públicas de Compra

Para realizar convocatorias públicas de compra los distribuidores - comercializadores de gas combustible por redes de tubería que atiendan a Usuarios Regulados, solicitarán a los Productores - comercializadores y Comercializadores propuestas de venta, las cuales serán evaluadas con base en factores objetivos de precio y condiciones de suministro.

Para estimular la concurrencia entre Productores-Comercializadores o Comercializadores, los esquemas de solicitud utilizados para atender la demanda de cada empresa deberán definir claramente el producto a transar y permitir la oferta de suministros parciales por distintos Productores-Comercializadores o Comercializadores. Con base en lo anterior, las empresas Comercializadoras deberán buscar que el componente de suministro y transporte de gas de la Fórmula Tarifaria es la mínima obtenible, según el procedimiento anterior, para atender a los Usuarios Regulados.

En las convocatorias públicas de compra realizados por los Distribuidores- comercializadores, podrán participar con sus ofertas Generadores Térmicos u otros agentes. En estos casos será obligación del Distribuidor - comercializador, demostrar los mecanismos complementarios que aseguran la continuidad del servicio al mercado atendido tal y como se indica en el parágrafo 2 de este artículo.

37.2 Convocatorias Públicas de venta

Los comercializadores que atienden a usuarios regulados podrán adquirir el gas a través de los mecanismos competitivos de venta de gas combustible que se realicen por parte de los productores - comercializadores. La participación de los Distribuidores- Comercializadores en dichos procesos deberá cumplir con la reglamentación que para tales efectos establezca el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG.

En el caso en que el Distribuidor-Comercializador que atiende Usuarios Regulados tenga vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial del vendedor en los términos dispuestos en el artículo 14.43 de la Ley 142 de 1994, podrá participar en las convocatorias públicas de venta de este vendedor siempre y cuando (a) sea un oferente que no incida en la formación del precio en el procedimiento de comercialización y (b) pueda ser beneficiado en la asignación de gas. Lo anterior conforme al procedimiento de comercialización que establezca la Comisión para la asignación de gas combustible en esta situación de mercado.

37.3 Negociaciones bilaterales

Los Distribuidores- Comercializadores que atienden a usuarios regulados podrán libremente adquirir el gas a través de negociaciones bilaterales con otro agente, siempre y cuando el Distribuidor-Comercializador que atiende Usuarios Regulados no tenga vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial del vendedor.

PARÁGRAFO 1o. Los costos que se trasladen al usuario regulado por concepto de adquisición del producto deberán corresponder al promedio de los costos obtenidos en cualquiera de los mecanismos de compra establecidos en este artículo y por ninguna razón podrán contener costos adicionales por la intermediación en la gestión de compra de gas.

PARÁGRAFO 2o. Los Comercializadores que atiendan Usuarios Regulados deberán asegurar la continuidad en la prestación del servicio a través de contratos vigentes de suministro y transporte de gas combustible y/o con mecanismos complementarios que lo soporten.

Si agotados los mecanismos descritos en el presente artículo no se asegura la continuidad, el Distribuidor-Comercializador podrá complementar los contratos suscritos con infraestructura, contratos de almacenamiento, contratos de respaldo o con el uso de combustibles técnicamente intercambiables con el gas combustible contemplado en su Contrato de Condiciones Uniformes, previa autorización de la CREG cuando implique modificación a las fórmulas tarifarias para cada actividad.

PARÁGRAFO 3. Todos los contratos de compra y venta de gas combustible deberán ser escritos y deberán estar disponibles para cuando la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios u otra autoridad lo soliciten.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 37) (Fuente: R CREG 075/08, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.3.2. OBJETO. La presente resolución tiene como objeto aplicar las disposiciones previstas en la Resolución CREG 075 de 2008 a los concesionarios de las Areas de Servicio Exclusivo en distribución de gas combustible.

(Fuente: R CREG 007/09, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.3.3. OBLIGACIÓN DE COMPRAR GAS COMBUSTIBLE MEDIANTE MECANISMOS QUE GARANTICEN TRANSPARENCIA Y NEUTRALIDAD POR PARTE DE LOS CONSECIONARIOS DE LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO EN DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE. Los comercializadores de gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados, deben hacer uso de mecanismos de compras de gas combustible que aseguren transparencia y neutralidad y las mejores condiciones para los usuarios regulados. Para ello podrán utilizar los siguientes mecanismos, según lo aconsejen las condiciones del mercado:

(i) Realizar convocatorias públicas de compra de gas combustible;

(ii) Participar en las convocatorias de venta de gas combustible que realice un Productor - Comercializador o un comercializador; o

(iii) Adelantar negociaciones bilaterales.

2.1 Convocatorias Públicas de Compra

En las convocatorias públicas de compra realizados por los Distribuidores-comercializadores, podrán participar con sus ofertas Generadores Térmicos u otros agentes. En estos casos será obligación del Distribuidor-comercializador, demostrar los mecanismos complementarios que aseguran la continuidad del servicio al mercado atendido tal y como se indica en el Parágrafo 2o de este artículo.

2.2 Convocatorias Públicas de venta

Los comercializadores que atienden a usuarios regulados podrán adquirir el gas a través de los mecanismos competitivos de venta de gas combustible que se realicen por parte de los productores - comercializadores. La participación de los Distribuidores-Comercializadores en dichos procesos deberá cumplir con la reglamentación que para tales efectos establezca el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG.

En el caso en que el Distribuidor-Comercializador que atiende Usuarios Regulados tenga vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial del vendedor en los términos dispuestos en el artículo 14.43 de la Ley 142 de 1994, podrá participar en las convocatorias públicas de venta de este vendedor siempre y cuando (a) sea un oferente que no incida en la formación del precio en el procedimiento de comercialización, y (b) pueda ser beneficiado en la asignación de gas. Lo anterior conforme al procedimiento de comercialización que establezca la Comisión para la asignación de gas combustible en esta situación de mercado.

2.3 Negociaciones bilaterales

Los Distribuidores-Comercializadores que atienden a usuarios regulados podrán libremente adquirir el gas a través de negociaciones bilaterales con otro agente, siempre y cuando el Distribuidor-Comercializador que atiende Usuarios Regulados no tenga vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial del vendedor.

Si agotados los mecanismos descritos en el presente artículo no se asegura la continuidad, el Distribuidor-Comercializador podrá complementar los contratos suscritos con infraestructura, contratos de almacenamiento, contratos de respaldo o con el uso de combustibles técnicamente intercambiables con el gas combustible contemplado en su Contrato de Condiciones Uniformes, previo adelantamiento de las gestiones necesarias ante la autoridad pública correspondiente cuando implique modificación a las fórmulas tarifarias para cada actividad.

PARÁGRAFO 3o. Todos los contratos de compra y venta de gas combustible deberán ser escritos y deberán estar disponibles para cuando la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios u otra autoridad lo soliciten".

(Fuente: R CREG 007/09, art. 2)

ARTÍCULO 4.4.3.4. DISPOSICIONES ESPECIALES PARA COMERCIALIZACIÓN DE GAS A USUARIOS NO REGULADOS. El comercializador podrá celebrar contratos de suministro y de transporte de gas destinados exclusivamente a atender el mercado de Usuarios No Regulados. Los precios y demás condiciones de dichos contratos deberán sujetarse a las disposiciones vigentes establecidas por la CREG para el transporte y suministro de gas, cuando esto sea aplicable.

Los valores correspondientes al suministro y transporte del gas destinado a los Usuarios No Regulados no se incluirán en el cálculo de los costos de suministro y transporte de gas (Gm y Tm) de la fórmula tarifaria General conforme a lo previsto en el artículo 35 y el artículo 36 de esta resolución.

Los comercializadores podrán suministrar gas natural a precios acordados libremente sólo a quienes se definen como Usuarios No Regulados. En todo caso, es decisión voluntaria del usuario acogerse a la condición de Usuario No Regulado, para lo cual debe cumplir con las disposiciones regulatorias vigentes.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 38)

ARTÍCULO 4.4.3.5. PUBLICIDAD. Mensualmente, el comercializador hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, las tarifas que facturará a los usuarios.

Dicha publicación incluirá la canasta de tarifas, los valores del costo de compras de gas combustible (G_m,i,j), costo de transporte de gas combustible (T_m,i,j y Tv_m,i,j) y así como los valores calculados para el cargo de distribución (D_m,i,j), los cargos de comercialización (Cv_m,i,j y Cf_m,i,j) y el cargo de confiabilidad (Cc_m,i,j) los cuales serán publicados en moneda nacional.

Los nuevos valores deberán ser reportados por el comercializador al Sistema Único de Información -SUI- administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

PARÁGRAFO. El comercializador deberá suministrar en la factura el precio por kilovatio hora equivalente del energético comercializado.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 18)

ARTÍCULO 4.4.3.6. PUBLICIDAD. Mensualmente, el comercializador hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, las tarifas que facturará a los usuarios.

Dicha publicación incluirá, los valores del costo de compras de gas combustible (G_m,i,j), costo de transporte de gas combustible (T_m,i,j y Tv_m,i,j), así como los valores calculados para el cargo de distribución (D_m,i,j), los cargos de comercialización (Cv_m,i,j y Cf_m,i,j), el cargo de confiabilidad (Cc_m,i,j) y el valor de (Kcd_m,i,j) los cuales serán publicados en moneda nacional.

Los nuevos valores deberán ser reportados por el comercializador al Sistema Único de Información (SUI), administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

PARÁGRAFO. El comercializador deberá suministrar en la factura el precio por kilovatio hora equivalente del energético comercializado.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 19)

Costo de interrupción del servicio de gas combustible por redes

ARTÍCULO 4.4.4.1. COSTO DE INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO DE GAS, CI. Se adopta un Costo de Interrupción del Servicio a usuarios, CI, de tres mil cien pesos ($ 3.100 pesos de octubre de 2004) por metro cúbico.

PARÁGRAFO. Los Usuarios no Regulados pueden pactar contractualmente estándares diferentes de los establecidos regulatoriamente.

(Fuente: R CREG 017/05, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.4.2. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CI. El Costo de Interrupción del Servicio de Gas, CI, se actualizará mensualmente utilizando la siguiente fórmula:

donde,

CI_m = Costo de Interrupción, expresado en pesos por metro cúbico,

correspondiente al mes m de prestación del servicio.

IPP_m-1= Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco

de la República para el mes (m-1).

IPP_o = Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco

de la República para el mes de octubre de 2004.

(Fuente: R CREG 017/05, art. 2)

Valores de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia (Rr,a) y la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible

ARTÍCULO 4.4.5.1. OBJETO. La presente resolución tiene como objeto definir los valores de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia (Estados Unidos de América) y el esquema aplicado en Colombia (R_r,a) y la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible.

(Fuente: R CREG 096/15, art. 1)

ARTÍCULO 4.4.5.2. VALOR DE LA PRIMA POR DIFERENCIAS ENTRE EL ESQUEMA DE REMUNERACIÓN DEL MERCADO DE REFERENCIA Y EL ESQUEMA APLICADO EN COLOMBIA (R_r,a) PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE. El valor de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia () que se aplicará para el cálculo de la tasa de descuento de la actividad de distribución de gas combustible será: 2,54%.

(Fuente: R CREG 096/15, art. 3)

ARTÍCULO 4.4.5.3. VALOR DE LA TASA DE DESCUENTO. En virtud de la aplicación de la metodología aprobada por la CREG para el cálculo de la tasa de descuento, el valor de la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible para cada año será:

Año	Tasa de descuento
2020	12,14%
2021	11,98%
2022 en adelante	11,82%

PARÁGRAFO. En caso que se presente una modificación en el valor de la tasa Tx definida en la Resolución CREG 095 de 2015, la Comisión ajustará el valor de la tasa de descuento definida en el presente artículo.

(Fuente: R CREG 096/15, art. 4) (Fuente: R CREG 02-2/22, art. 1) (Fuente: R CREG 025/20, art. 1)

Gas natural comprimido para uso vehicular, GNCV

Régimen para el gas natural comprimido vehicular (GNCV)

ARTÍCULO 4.5.1.1. La empresa que comercialice GNCV, podrá negociar de manera libre con los comercializadores de gas natural, el gas que utilicen para prestar el servicio de GNCV.

PARAGRAFO. En el caso que una empresa tenga usos adicionales al GNCV, deberá tener medidores que permitan diferenciar los tipos de consumo y se someterá a la regulación vigente, de acuerdo con el volumen consumido y el tipo de usuario de que se trate.

(Fuente: R CREG 008/98, art. 2)

ARTÍCULO 4.5.1.2. En caso de que la empresa emplee el gas para usos distintos al automotor, perderá su calidad de tal, y sus consumos se facturarán como aquel de un usuario regulado o gran consumidor, de acuerdo con su nivel de consumo, y será sujeto de sanción.

(Fuente: R CREG 008/98, art. 3)

ARTÍCULO 4.5.1.3. La presente Resolución solamente se aplica a aquellos usuarios que comercialicen GNCV, como complemento de la Resolución CREG-057 de 1996. En este sentido, no se aplica a aquellas empresas que utilicen el GNC para uso doméstico.

COMUNÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Santa Fe de Bogotá, D.C., el día 10 de Febrero de 1998

(Fuente: R CREG 008/98, art. 4)

ARTÍCULO 4.5.1.4. CONDICIONES COMERCIALES PARA EL USO DEL GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR PARA SISTEMAS DE TRANSPORTE TERRESTRE MASIVO DE PASAJEROS, STTMP. Para efectos de aplicar lo dispuesto en la Resolución CREG-011 de 2003, los Distribuidores establecerán un cargo único de distribución para los Sistemas definidos en el artículo 1o del Decreto 1008 de 2004 <sic, 2006>, de acuerdo con las siguientes consideraciones:

Los distribuidores podrán establecer libremente el cargo único de distribución aplicable a todas las personas que utilizan Gas Natural Comprimido Vehicular como combustible destinado a los Sistemas definidos en el artículo 1o del Decreto 1008 de 2004 <sic, 2006>.

El cargo de distribución aplicable a las personas que utilizan Gas Natural Comprimido Vehicular como combustible destinado a Sistemas de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros, STTMP, definidos en el artículo 1o del Decreto 1008 de 2004 <sic, 2006>, será el mismo para todos los STTMP del mercado relevante del Distribuidor.

Cada vez que el cargo único de distribución para los Sistemas definidos en el artículo 1o del Decreto 1008 de 2004 <sic, 2006> sea modificado por el Distribuidor, debe ser reportado al Sistema Único de Información, SUI.

(Fuente: R CREG 020/06, art. 1)

ARTÍCULO 4.5.1.5. CANASTA DE TARIFAS. Para la aplicación de la metodología establecida en el numeral 7.7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003 y específicamente para el cálculo de los cargos de distribución aplicables en cada mes para cada uno de los rangos de consumo, D_jm, se considerarán los consumos de GNCV como combustible para Sistemas de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros, con el cargo correspondiente al rango respectivo.

(Fuente: R CREG 020/06, art. 2)

Incentivos para el consumo de gas natural comprimido para uso vehicular, GNCV

ARTÍCULO 4.5.2.1. CONDICIONES COMERCIALES PARA EL USO DEL GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR. Para efectos de aplicar lo dispuesto en la Resolución CREG-011 de 2003, los distribuidores determinarán el cargo de distribución para las personas que utilizan gas natural comprimido como combustible en vehículos automotores, de acuerdo con las siguientes disposiciones:

- Podrán otorgar descuentos en los cargos de distribución de cada uno de los rangos de la canasta de tarifas para los comercializadores de GNCV, sin la obligación de que dichos descuentos sean aplicados a los usuarios que no comercialicen GNCV.

- Estos descuentos deben originar un único cargo de distribución, el cual será establecido libremente por el Distribuidor y podrá ser modificado en períodos no inferiores a un mes, previa publicación en un diario de amplia circulación.

- El cargo de distribución aplicable a las personas que utilizan Gas Natural Comprimido Vehicular, será el mismo para todos los comercializadores de GNCV del mercado relevante del Distribuidor, sin importar el rango de consumo de la canasta tarifaria al que pertenezcan.

(Fuente: R CREG 018/04, art. 1)

ARTÍCULO 4.5.2.2. CANASTA DE TARIFAS. Para la aplicación de la metodología establecida en el numeral 7.7.2 de la Resolución CREG-011 de 2003, específicamente para el cálculo de los cargos de distribución aplicables en cada mes para cada uno de los rangos de consumo de la canasta de tarifas, Djm, se considerarán los consumos pertenecientes a la demanda de GNCV sin considerar los descuentos establecidos según lo dispuesto en el artículo 1o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 018/04, art. 2)

Costo de compresión de gas natural y se determina la metodología para establecer el costo máximo unitario para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga

ARTÍCULO 4.5.3.1. COSTO DE COMPRESIÓN - PM. El costo de compresión de gas natural para uso domiciliario se establece en 106.09 $/m3 (cifras a diciembre de 2003).

(Fuente: R CREG 008/05, art. 1)

ARTÍCULO 4.5.3.2. COSTO MÁXIMO UNITARIO PARA EL TRANSPORTE -TVM. El costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga se obtiene adicionando el costo del transporte más el costo del almacenamiento.

PARÁGRAFO 1o. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL COSTO DE TRANSPORTE. Para determinar el costo de transporte de GNC cada agente deberá adoptar el siguiente procedimiento:

1. Seleccionar el tipo de camión de acuerdo con los siguientes criterios:

a) Camión rígido hasta 4 ejes para abastecer aquellas poblaciones cuya demanda diaria es menor o igual a 1.500 m3;

b) Camión articulado para poblaciones cuya demanda diaria es superior a los 1.500 m3.

2. Determinar el costo de transporte de acuerdo con el tipo de camión requerido para cada municipio (destino) que forma parte del mercado relevante y considerando el municipio en donde se hace la compresión (origen). Lo anterior se obtiene a partir de la matriz origen-destino de GNC, que permanecerá actualizada y publicada en la página web de la Comisión.

3. Determinar el costo promedio ponderado de transporte de GNC multiplicando cada uno de los costos de transporte de cada municipio por la demanda mensual correspondiente y luego dividiendo por la suma de la demanda total correspondiente a GNC de los municipios considerados.

PARÁGRAFO 2o. COSTO DEL ALMACENAMIENTO. El costo de almacenamiento de gas natural comprimido para uso domiciliario se establece en 71.73 $/m3 (cifras a diciembre de 2003).

(Fuente: R CREG 008/05, art. 2)

Sistema de comercialización prepago

ARTÍCULO 4.6.1. AMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución tiene como fin regular las condiciones para la prestación del servicio de energía eléctrica y gas combustible a usuarios finales de Nivel de Tensión 1 para el caso de energía eléctrica y para usuarios de la Red de Distribución para el caso de gas combustible, con el sistema de comercialización prepago. No aplica a otros sistemas de pagos anticipados distintos, los cuales serán regulados en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 2)

ARTÍCULO 4.6.2. ALCANCE DEL SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO. Las empresas comercializadoras de energía eléctrica o gas combustible podrán ofrecer el sistema de comercialización prepago a todos los suscriptores o usuarios. El sistema de comercialización prepago es una modalidad de prestación del servicio de comercialización que puede escoger voluntariamente un suscriptor o usuario, salvo en los casos establecidos en el Decreto 3735 de 2003 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, para el caso de la prestación del servicio de energía eléctrica, o los previstos en esta resolución.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 3)

ARTÍCULO 4.6.3. DETERMINACIÓN DE LA CANTIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA O GAS COMBUSTIBLE A QUE TIENE DERECHO EL SUSCRIPTOR O USUARIO EN EL SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO. La cantidad de energía eléctrica o gas combustible a que tiene derecho el suscriptor o usuario se calculará dividiendo el prepago neto, sobre la tarifa, considerando subsidios o contribuciones, consumo de subsistencia y demás condiciones tarifarias vigentes al momento de la activación del prepago. Dicha cantidad deberá ser informada al usuario en el momento de la activación. La vigencia del derecho a consumir las cantidades prepagadas no podrá ser inferior a tres meses y deberá ser informada al usuario en el momento del pago.

El prepago neto es el que resulta de imputar hasta un 10% del prepago efectuado por el usuario de energía eléctrica para cubrir los valores por concepto del consumo que este adeude a la empresa. En el caso de gas combustible el prepago neto corresponde al prepago del usuario

(Fuente: R CREG 096/04, art. 4) (Fuente: R CREG 046/12, art. 1)

ARTÍCULO 4.6.4. DERECHO A REGRESAR AL SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN POSPAGO. Los suscriptores o usuarios con medidor prepago conservan el derecho de regresar al sistema de medición y facturación pospago, salvo en los casos establecidos en el Decreto 3735 de 2003 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, para el caso de la prestación del servicio de energía eléctrica. Los costos de regresar al sistema pospago serán asumidos por quien originalmente solicitó el medidor prepago (comercializador o suscriptor/usuario).

Para el cambio de comercializador se deberá cumplir la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 7)

ARTÍCULO 4.6.5. OBLIGACIÓN DE ATENCIÓN A LOS USUARIOS. El Comercializador no podrá negar la solicitud de un suscriptor o usuario de su mercado para ser atendido con el sistema de comercialización prepago, siempre y cuando sea técnica y económicamente factible. Adicionalmente, deberá garantizar como mínimo las siguientes condiciones:

a) Disponibilidad de activación del servicio 24 horas del día, todo el año;

b) Centro de información y soporte en caso de malfuncionamiento del medidor;

c) Mantener actualizados en los sitios de venta la información sobre la tarifa vigente por estrato y clase de uso, los componentes de costo asociados y los porcentajes de subsidio o contribución, según el caso;

d) Pagos de energía de su mercado para efectos de liquidación, según la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 8)

ARTÍCULO 4.6.6. CONDICIONES TÉCNICAS. a) La plataforma tecnológica que utilice el comercializador debe permitir la utilización del medidor prepago de un usuario en cualquier sistema de medición prepago;

b) Los equipos de medida deben permitir la visualización del consumo neto, del restante prepagado y generar una alarma anterior al agotamiento de la energía eléctrica o gas combustible prepagado, y deberán cumplir los requisitos técnicos establecidos en el Código de Medida y demás regulación vigente;

c) Para el caso de medidores prepago de gas combustible, el medidor debe tener un sistema que garantice el cierre de las válvulas de los gasodomésticos.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 9)

ARTÍCULO 4.6.7. ADECUACIÓN DE LOS CONTRATOS DE CONDICIONES UNIFORMES. Las empresas a las cuales les aplica esta resolución deberán adecuar los contratos de condiciones uniformes que ofrecen a sus suscriptores o usuarios, conforme a lo dispuesto en este acto. En todo caso no podrán atender suscriptores o usuarios con el sistema de comercialización prepago sin cumplir este requisito.

(Fuente: R CREG 096/04, art. 10)

PARTE 7

Criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario

Principios generales

ARTÍCULO 4.7.1.1. AMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, prestan el servicio de electricidad, o de gas combustible por redes de ductos, en ejercicio de las actividades de distribución y/o comercialización.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 2)

Criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios

ARTÍCULO 4.7.2.1. CRITERIOS GENERALES. Las relaciones que surgen del contrato de servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de distribución de gas combustible por red de ductos, se desarrollarán dentro de los principios consagrados en las Leyes 142 y 143 de 1994, y el Decreto 1842 de 1991, siempre que no contradigan tales leyes, con sujeción a los siguientes criterios generales sobre protección de los derechos de los suscriptores o usuarios de los servicios:

1.) De los Derechos y Garantías Mínimas. Los derechos y garantías consagrados en las leyes 142 y 143 de 1994, en el Decreto 1842 de 1991, en las normas de carácter general expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y demás autoridades competentes, así como en las normas que las complementen, adicionen, modifiquen o sustituyan, que consagren derechos en favor de los usuarios, constituyen el mínimo de derechos y garantías de los usuarios y no podrán ser vulnerados ni desconocidos por las empresas en la ejecución del contrato de servicios públicos.

2.) De acceso al servicio. Quienes de conformidad con las disposiciones legales puedan celebrar el contrato de servicios públicos, y se sujeten a las condiciones técnicas exigibles para la conexión a cada uno de estos, tendrán derecho a recibir tales servicios, sin perjuicio de que la empresa pueda acordar estipulaciones especiales con uno o algunos usuarios.

3.) De libre elección del prestador del servicio. Todo usuario tiene derecho a escoger el prestador del servicio dentro de las alternativas existentes, según sus necesidades y requerimientos de suministro, al igual que al proveedor de los bienes o servicios que no tengan relación directa con el objeto del contrato.

4.) De calidad y seguridad del servicio. Las personas prestadoras de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible por red de ductos, deben suministrar los respectivos servicios con calidad y seguridad, conforme a las condiciones técnicas y términos definidos en el contrato. Esos términos y condiciones deben ser conocidos por los suscriptores y usuarios, y no podrán ser inferiores a los determinados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

5.) De racionalidad. Los prestadores de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible por red de ductos, velarán porque los servicios se utilicen de manera racional, con estricta sujeción a las condiciones técnicas y de uso definidas para cada uno de ellos, e igualmente desarrollarán programas educativos tendientes a crear una cultura del uso razonable del servicio.

6.) De neutralidad. Las empresas deberán dar un tratamiento igual a sus suscriptores o usuarios, sin discriminaciones diferentes a las derivadas de las condiciones y características técnicas de la prestación de cada uno de los servicios a que se refiere esta resolución.

7.) De buena fe: Tanto las empresas como los suscriptores o usuarios deben actuar en la ejecución del contrato de servicios públicos con lealtad, rectitud y honestidad.

8.) De obligatoriedad del contrato. El contrato de servicios públicos es Ley para las partes. Las empresas están obligadas no sólo a las disposiciones expresamente pactadas, sino también a las que emanan de la naturaleza del contrato, a las que de manera uniforme se apliquen a la prestación del respectivo servicio y a las que surjan de los reglamentos expedidos por los organismos competentes.

9.) De no abuso de posición dominante: Según los artículos 11, 34 y 133 de la ley 142 de 1994, las empresas deberán abstenerse de abusar de su posición dominante, cuando tengan esa posición.

10.) De no abuso del derecho. Los derechos originados en razón del contrato de servicios públicos, no podrán ser ejercidos con la intención de causar daño a la otra parte contratante ni con un fin distinto al señalado por las normas.

11.) De información y transparencia. Los suscriptores o usuarios podrán solicitar y obtener información completa, precisa y oportuna, sobre todas las actividades y operaciones directas e indirectas que se realicen para la prestación de los servicios públicos, siempre y cuando no se trate de información calificada como secreta o reservada por la ley y se cumplan los requisitos y condiciones establecidos por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 14, artículo 9o. de la ley 142 de 1994.

Tendrán derecho, igualmente, a conocer los planes de expansión de los sistemas de distribución domiciliaria del servicio público, así como presentar las solicitudes de información a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, relacionadas con las tarifas.

12.) De queja y reclamo. Las empresas de servicios públicos deberán atender, tramitar y solucionar, en forma oportuna, las quejas, peticiones y recursos que sean presentados por los suscriptores o usuarios.

13.) De facturación oportuna. Los suscriptores o usuarios tienen derecho a conocer oportunamente los valores que deban pagar en razón del suministro y los demás servicios inherentes que les sean prestados. Para estos efectos, en los contratos de servicios públicos se estipulará la forma como se entregarán las facturas, con las debidas seguridades en su remisión. Las partes podrán acordar que el envío de la factura se efectúe por medios electrónicos.

14.) De obligatoriedad del pago. Los suscriptores o usuarios pagarán, en los términos definidos por la ley y el contrato, las facturas de servicios públicos que les presenten las empresas por la prestación del servicio.

15.) De participación. Los suscriptores o usuarios podrán participar en la gestión y fiscalización de las empresas, en los términos previstos en la Ley 142 de 1994 y las normas que la desarrollen.

16.) De agilidad y economía en los trámites. Las empresas deberán abstenerse de imponer a los suscriptores o usuarios trámites que, de acuerdo con las normas vigentes, estén prohibidos o que según la naturaleza de la solicitud sean innecesarios, o de exigirles documentos o requisitos que puedan verificar en sus archivos.

17.) De Responsabilidad. Las partes en el contrato de servicios públicos responderán por los daños e indemnizarán los perjuicios causados, de acuerdo con la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 3)

Contrato de servicios públicos

ARTÍCULO 4.7.3.1. CONTRATO DE SERVICIOS PUBLICOS. De conformidad con el artículo 128 de la ley 142 de 1994, es un contrato uniforme, consensual, en virtud del cual una empresa de servicios públicos los presta a un usuario a cambio de un precio en dinero, de acuerdo a estipulaciones que han sido definidas por ella para ofrecerlas a muchos usuarios no determinados.

Hacen parte del contrato no solo sus estipulaciones escritas, sino todas las que la empresa aplica de manera uniforme en la prestación del servicio. Existe contrato de servicios públicos aún cuando algunas de las estipulaciones sean objeto de acuerdo especial con uno o algunos usuarios.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 4)

ARTÍCULO 4.7.3.2. SEPARACION ENTRE LAS ACTIVIDADES DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION. Cuando la actividad de comercialización de electricidad o de gas por red de ductos, sea realizada por una empresa diferente de la que desarrolla la actividad de distribución, el contrato de servicios públicos será ofrecido por la empresa comercializadora. A su vez, las obligaciones que adquiera esta empresa con sus suscriptores o usuarios, en lo relacionado con la actividad de distribución, deberán estar respaldadas por parte de la empresa comercializadora, mediante contrato con la respectiva empresa distribuidora.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 5) (Fuente: R CREG 156/11, art. 60)

ARTÍCULO 4.7.3.3. DEBER DE NO DISCRIMINAR POR PARTE DE LOS DISTRIBUIDORES. Los distribuidores no podrán discriminar en las condiciones de prestación del servicio que ofrecen a los usuarios conectados a una misma red local, incluso en los casos en que exista más de un comercializador con usuarios conectados a dicha red, salvo que existan razones comprobables de carácter técnico que le impidan ofrecer las mismas condiciones de servicio a los diferentes usuarios de esa red.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 6)

ARTÍCULO 4.7.3.4. CONTENIDO MINIMO DEL CONTRATO. El Contrato de servicios públicos deberá contener, como mínimo, las siguientes estipulaciones:

1) Identidad de la empresa oferente del contrato;

2) Determinación del servicio público que ofrece;

3) Condiciones que debe reunir el solicitante de un servicio y el inmueble para poder obtener el derecho a recibir el servicio;

4) Las obligaciones, deberes y derechos, que corresponden a cada una de las partes, los cuales deberán determinarse en forma expresa, clara y concreta.

5) Exclusividad en las destinación del servicio.

6) Area geográfica claramente determinada, en la cual la empresa ofrece prestar el servicio.

7) Obligaciones del usuario en relación con la conexión y la propiedad de ésta.

8) Niveles de calidad y continuidad con que prestará el servicio a sus suscriptores o usuarios.

9) Transcripción del texto de las normas legales que establecen la responsabilidad de la empresa por falla en la prestación del servicio.

10) Causas por la cuales la empresa o el suscriptor o usuario pueden dar por terminado el contrato.

11) Derechos de cada una de las partes en caso de incumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de la otra. Con tal fin el contrato deberá indicar qué hechos permiten a la empresa imponer sanciones a los usuarios.

12) Casos y condiciones en los cuales procede la cesión del contrato.

13) Casos en los cuales se requiere el consentimiento de terceras personas a las cuales se preste el servicio en virtud del contrato, cuando este pretenda modificarse, suspenderse o terminarse.

14) Eventos en los cuales el incumplimiento del contrato da lugar a la suspensión del servicio, y el procedimiento para ello.

15) Eventos en los cuales el incumplimiento del contrato da lugar a resolver el contrato y al corte del servicio, así como el procedimiento para ello.

16) Forma, tiempo, sitio y modo en los que la empresa hará conocer la factura de los suscriptores o usuarios y contenido mínimo de estas.

17) Medidas que faciliten razonablemente a la empresa y al suscriptor o usuario verificar la ejecución o el cumplimiento del contrato.

18) Facultades y obligaciones relativas a la instalación, mantenimiento, reposición y control del funcionamiento de los medidores.

19) Procedimiento para medir el consumo, cuando razonablemente no sea posible hacerlo con instrumentos.

20) Bienes y servicios que está obligado a pagar el suscriptor o usuario en desarrollo del contrato.

21) Trámite que se dará a los recursos que presente el suscriptor o usuario y funcionario (s) que debe resolverlos.

22) Garantías que puede otorgar el suscriptor o usuario para respaldar el pago de las facturas, con sujeción a lo previsto en el inciso final del artículo 147 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 7)

ARTÍCULO 4.7.3.5. DEBER DE INFORMAR SOBRE LAS CONDICIONES UNIFORMES. De conformidad con lo dispuesto por el artículo 131 de la ley 142 de 1994, es deber de las empresas de servicios públicos informar con tanta amplitud como sea posible en el territorio donde prestan sus servicios, acerca de las condiciones uniformes de los contratos que ofrecen.

Las empresas tiene el deber de disponer siempre de las copias de las condiciones uniformes de sus contratos; el contrato adolecerá de nulidad relativa si se celebra sin dar copia al usuario que la solicite.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 8)

ARTÍCULO 4.7.3.6. FORMA DE ACREDITAR QUE EXISTE ACTUACION DE POLICIA O PROCESO JUDICIAL RELACIONADO CON LA TENENCIA, LA POSESION MATERIAL O LA PROPIEDAD DEL INMUEBLE. De conformidad con lo dispuesto por el artículo 128 de la ley 142 de 1994, el contrato de servicios públicos debe establecer que el suscriptor no será parte del contrato a partir del momento en que acredite ante la empresa, que entre el suscriptor y quienes efectivamente consumen el servicio, existe actuación de policía o proceso judicial relacionado con la tenencia, la posesión material o la propiedad del inmueble. En estos casos, la empresa deberá facilitar la celebración del contrato con los consumidores.

Para que el suscriptor deje de ser parte del contrato de servicios públicos en el evento descrito en el inciso anterior, el suscriptor deberá presentar ante la empresa de servicios públicos que suministra el servicio de electricidad o de gas por red de ductos, copia del auto admisorio de la demanda, o constancia de que se ha iniciado una actuación de policía expedida por la respectiva autoridad, en la cual conste que sobre el inmueble, identificado con exactitud por su ubicación y dirección, existe un proceso judicial, o una actuación de policía, según el caso, entre el suscriptor y quienes efectivamente consumen el servicio, relacionado con la tenencia, la propiedad o la posesión del inmueble.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 9)

ARTÍCULO 4.7.3.7. CAUSALES PARA LIBERACION DE OBLIGACIONES. Conforme al artículo 128 de la Ley 142 de 1994, los suscriptores podrán liberarse de las obligaciones asumidas en virtud del contrato de servicios públicos, en los siguientes casos:

a) Fuerza mayor o caso fortuito que imposibilite al suscriptor para continuar asumiendo las obligaciones propias del contrato.

b) Cuando el suscriptor sea el propietario, poseedor o tenedor del inmueble y, mediante sentencia judicial resulte privado de la propiedad, posesión, o tenencia del inmueble en el cual se presta el servicio. En este caso la manifestación de liberación de las obligaciones propias del contrato de servicios públicos deberá presentarse junto con copia de la respectiva sentencia.

c) Cuando el suscriptor es el poseedor o tenedor del inmueble, y entrega la posesión o la tenencia al propietario o a un tercero autorizado por éste. En este caso la manifestación de liberación de las obligaciones propias del contrato de servicios deberá presentarse ante la empresa con prueba de que el propietario del inmueble o el nuevo poseedor o tenedor del bien, acepta expresamente asumir tales obligaciones como suscriptor.

d) Cuando el suscriptor siendo el propietario de un inmueble urbano, lo enajena y opera la cesión del contrato de servicios públicos, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 129 de la Ley 142 de 1994. En este evento bastará que cualquiera de las partes informe a la empresa este hecho para que ella proceda a tomar nota de la cesión y de la liberación del suscriptor inicial. En los casos en que por acuerdo entre el comprador y el vendedor del inmueble urbano, no opere la cesión de pleno derecho del contrato de servicios públicos, el suscriptor podrá liberarse de las obligaciones derivadas de este, anexando documento en el cual el nuevo propietario del inmueble manifieste su consentimiento para asumir las obligaciones como suscriptor del contrato de servicio públicos.

e) Salvo que las partes pacten lo contrario, cuando se produzca la enajenación de bienes raíces rurales por parte del suscriptor, si éste es propietario del inmueble. La manifestación de liberación deberá hacerse en la forma indicada en el ordinal anterior.

f) Cuando se presente cualquiera de las causales aquí previstas, corresponde a la persona interesada en la liberación de las obligaciones propias del contrato de servicios públicos, informar a la empresa la existencia de dicha causal en la forma indicada.

PARAGRAFO. La liberación de las obligaciones por parte del suscriptor, de acuerdo con las causales señaladas en este artículo, no implica la extinción de la solidaridad establecida por el artículo 130 de la Ley 142 de 1994 respecto de obligaciones propias del contrato de servicios públicos exigibles con anterioridad a la fecha en que se produzca el hecho que determina la liberación del suscriptor.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 10)

ARTÍCULO 4.7.3.8. ABUSO DE POSICION DOMINANTE. Con sujeción a lo dispuesto en el artículo 133 de la Ley 142 de 1994, se presume que hay abuso de la posición dominante de la empresa de servicios públicos, en el contrato de servicios públicos, en las siguientes cláusulas:

1.) Las que excluyen o limitan la responsabilidad que corresponde a la empresa de acuerdo a las normas comunes; o las que trasladan al suscriptor o usuario la carga de la prueba que esas normas ponen en cabeza de la empresa.

2.) Las que dan a la empresa la facultad de disolver el contrato o cambiar sus condiciones o suspender su ejecución, o revocar o limitar cualquier derecho contractual del suscriptor o usuario, por razones distintas al incumplimiento de este o a fuerza mayor o caso fortuito.

3.) Las que condicionan al consentimiento de la empresa de servicios públicos el ejercicio de cualquier derecho contractual o legal del suscriptor o usuario.

4.) Las que obligan al suscriptor o usuario a recurrir a la empresa de servicios públicos o a otra persona determinada para adquirir cualquier bien o servicio que no tenga relación directa con el objeto del contrato, o le limitan su libertad para escoger a quien pueda proveerle ese bien o servicio, o lo obligan a comprar más de lo que necesite.

5.) Las que limitan la libertad de estipulación del suscriptor o usuario en sus contratos con terceros, y las que lo obligan a comprar sólo a ciertos proveedores. Pero se podrá impedir, con permiso expreso de la Comisión, que quien adquiera un bien o servicio a una empresa de servicio público a una tarifa que sólo se concede a una clase de suscriptor o usuarios, o con subsidios, lo revenda a quienes normalmente habrían recibido una tarifa o un subsidio distinto.

6.) Las que imponen al suscriptor o usuario una renuncia anticipada a cualquiera de los derechos que el contrato le concede.

7.) Las que autorizan a la empresa o a un delegado suyo a proceder en nombre del suscriptor o usuario para que la empresa pueda ejercer alguno de los derechos que ella tiene frente al suscriptor o usuario.

8.) Las que obligan al suscriptor o usuario a preparar documentos de cualquier clase, con el objeto de que el suscriptor o usuario tenga que asumir la carga de una prueba que, de otra forma, no le correspondería.

9.) Las que sujetan a término o a condición no prevista en la ley, el uso de los recursos o de las acciones que tiene el suscriptor o usuario; o le permiten a la empresa hacer oponibles al suscriptor o usuario ciertas excepciones que, de otra forma, le serían inoponibles, o impiden al suscriptor o usuario utilizar remedios judiciales que la ley pondría a su alcance

10.) Las que confieren a la empresa mayores atribuciones que al suscriptor o usuario en el evento de que sea preciso someter a decisiones arbitrales o de amigables componedores las controversias que surjan entre ellos.

11.) Las que confieren a la empresa la facultad de elegir el lugar en el que el arbitramento o la amigable composición han de tener lugar, o escoger el factor territorial que ha de determinar la competencia del juez que conozca de las controversias.

12.) Las que confieren a la empresa plazos excesivamente largos o insuficientemente determinados para el cumplimiento de una de sus obligaciones, o para la aceptación de una oferta.

13.)Las que confieren a la empresa la facultad de modificar sus obligaciones cuando los motivos para ello sólo tienen en cuenta los intereses de la empresa.

14.) Las que presumen cualquier manifestación de voluntad en el suscriptor o usuario a no ser que:

a.) Se dé al suscriptor o usuario un plazo prudencial para manifestarse en forma explícita, y

b.) Se imponga a la empresa la obligación de hacer saber al suscriptor o usuario el significado que se atribuiría a su silencio, cuando comience el plazo aludido.

15.) Las que permiten presumir que la empresa ha realizado un acto que la ley o el contrato consideren indispensable para determinar el alcance o la exigibilidad de las obligaciones y derechos del suscriptor o usuario; y las que la eximan de realizar tal acto; salvo en cuanto la Ley 142 de 1994 autorice lo contrario.

16.) Las que permiten a la empresa, en el evento de terminación anticipada del contrato por parte del suscriptor o usuario, exigir a éste:

a.) Una compensación excesivamente alta por el uso de una cosa o de un derecho recibido en desarrollo del contrato, o

b.) Una compensación excesivamente alta por los gastos realizados por la empresa para adelantar el contrato; o

c.) Que asuma la carga de la prueba respecto al monto real de los daños que ha podido sufrir la empresa, si la compensación pactada resulta excesiva.

17.) Las que limitan el derecho del suscriptor o usuario a pedir la resolución del contrato, o perjuicios, en caso de incumplimiento total o parcial de la empresa.

18.) Las que limiten la obligación de la empresa a hacer efectivas las garantías de la calidad de sus servicios y de los bienes que entrega; y las que trasladan al suscriptor o usuario una parte cualquiera de los costos y gastos necesarios para hacer efectiva esa garantía; y las que limitan el plazo previsto en la ley para que el suscriptor o usuario ponga de presente los vicios ocultos de los bienes y servicios que recibe.

19.) Las que obligan al suscriptor o usuario a continuar con el contrato por más de dos años, o por un plazo superior al que autoricen las comisiones por vía general para los contratos con grandes suscriptores o usuarios; pero se permiten los contratos por término indefinido.

20.) Las que suponen que las renovaciones tácitas del contrato se extienden por períodos superiores a un año.

21.) Las que obligan al suscriptor o usuario a dar preaviso superior a dos meses para la terminación del contrato, salvo que haya permiso expreso de la Comisión.

22.) Las que obligan al suscriptor o usuario a aceptar por anticipado la cesión que la empresa haga del contrato, a no ser que en el contrato se identifique al cesionario o que se reconozca al cedido la facultad de terminar el contrato.

23.) Las que obliguen al suscriptor o usuario a adoptar formalidades poco usuales o injustificadas para cumplir los actos que le corresponden respecto de la empresa o de terceros.

24.) Las que limitan el derecho de retención que corresponda al suscriptor o usuario, derivado de la relación contractual.

25.) Las que impidan al suscriptor o usuario compensar el valor de las obligaciones claras y actualmente exigibles que posea contra la empresa.

26.) Cualesquiera otras que limiten en tal forma los derechos y deberes derivados del contrato que pongan en peligro la consecución de los fines del mismo, tal como se enuncian en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

27.) Conforme a la Ley 142 de 1994, la presunción de abuso de la posición dominante puede desvirtuarse si se establece que las cláusulas aludidas, al considerarse en el conjunto del contrato se encuentran equilibradas con obligaciones especiales que asume la empresa. La presunción se desvirtuará, además, según la misma ley, en aquellos casos en que se requiera permiso expreso de la Comisión para contratar una de las cláusulas a las que se refiere el artículo 133 de la Ley 142 de 1994, y ésta lo haya dado. Si se anula una de las cláusulas a las que se refiere el artículo 133 de la ley 142 de 1994, conservarán, sin embargo, su validez todas las demás que no hayan sido objeto de la misma sanción.

Conforme a los dispuesto por el inciso final del artículo 133 de la ley 142 de 1994, cuando la Comisión rinda concepto previo sobre un contrato de condiciones uniformes, o sobre sus modificaciones, el juez que lo estudie debe dar a ese concepto el valor de una prueba pericial firme, precisa, y debidamente fundada.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 11)

ARTÍCULO 4.7.3.9. CONFIABILIDAD Y CONTINUIDAD DEL SERVICIO. En el contrato de servicios públicos, la empresa indicará los aspectos relacionados con la continuidad y la calidad del servicio que suministrará a los suscriptores o usuarios, con sujeción a las disposiciones de la Comisión sobre esta materia.

La calidad del servicio de electricidad y gas comprenderá la definición de los criterios de calidad y continuidad a los que está sujeto el suministro de electricidad o de gas, de conformidad con lo previsto en las disposiciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sobre esas materias.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 12)

ARTÍCULO 4.7.3.10. FALLA EN LA PRESTACION DEL SERVICIO. La responsabilidad por falla en la prestación del servicio de una empresa, de que tratan especialmente los artículos 136, 137, 139 y 142 de la ley 142 de 1994, se determinará sobre la base de los niveles de calidad y continuidad del servicio estipulados en el contrato, los cuales en ningún caso podrán ser inferiores a los definidos por la Comisión

(Fuente: R CREG 108/97, art. 13)

ARTÍCULO 4.7.3.11. REPARACIONES POR FALLA EN LA PRESTACION DEL SERVICIO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 137 de la Ley 142 de 1994, la falla del servicio da derecho al suscriptor o usuario, desde el momento en el que se presente, a la resolución del contrato, o a su cumplimiento con las siguientes reparaciones:

1) A que no se le haga cobro alguno por conceptos distintos del consumo, o de la adquisición de bienes o servicios efectivamente recibidos, si la falla ocurre continuamente durante un término de quince (15) días o más, dentro de un mismo período de facturación. El descuento en el cargo fijo, opera de oficio por parte de la empresa.

2) A la indemnización de perjuicios, que en ningún caso se tasarán en menos del valor del consumo de un día del usuario afectado por cada día en que el servicio haya fallado totalmente o en proporción a la duración de la falla; más el valor de las multas, sanciones o recargos que la falla le haya ocasionado al suscriptor o usuario; más el valor de las inversiones o gastos en que el suscriptor o usuario haya incurrido para suplir el servicio.

3) La indemnización de perjuicios no procede si hay fuerza mayor o caso fortuito.

No podrán acumularse, en favor del suscriptor o usuario, el valor de las indemnizaciones a las que dé lugar este numeral con el de las remuneraciones que reciba por las sanciones impuestas a la empresa por las autoridades, si tienen la misma causa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 14)

ARTÍCULO 4.7.3.12. TERMINACION UNILATERAL DEL CONTRATO POR PARTE DEL SUSCRIPTOR O USUARIO, POR CAMBIO DE COMERCIALIZADOR. Con excepción de los suscriptores o usuarios localizados en áreas de servicio exclusivo, y de los contratos a término fijo, el suscriptor o usuario podrá dar por terminado el contrato de servicios públicos suscrito con un comercializador, con el fin de suscribir un contrato con otro comercializador, siempre y cuando su permanencia con el primero haya sido por un período mínimo de doce (12) meses, y se encuentre a paz y salvo por el pago de las obligaciones emanadas del contrato, o garantice con título valor el pago de las obligaciones a su cargo, según lo indicado en el artículo 147 de la Ley 142 de 1994. Lo anterior no impide al suscriptor o usuario dar por terminado el contrato de servicios públicos cuando haya lugar a ello conforme a las leyes o al contrato.

PARAGRAFO. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa no podrá exigir que el suscriptor o usuario de aviso de terminación por esta causal, con una antelación superior a un período de facturación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 15)

Conexión del servicio

ARTÍCULO 4.7.4.1. SOLICITUD. De conformidad con el artículo 134 de la ley 142 de 1994, cualquier persona que habite o utilice de modo permanente un inmueble, a cualquier título, tendrá derecho a recibir los servicios públicos domiciliarios de energía y/o gas por red de ductos, al hacerse parte de un contrato de servicios públicos. El prestador de servicios públicos, deberá decidir la solicitud de acuerdo con las siguientes reglas:

a) Para presentar la solicitud no podrán ser exigidos por la empresa más requisitos que los estrictamente necesarios para identificar al suscriptor potencial, al inmueble, y las condiciones especiales del suministro, si las hubiere. En caso de que la solicitud sea presentada en forma incompleta, la empresa deberá recibirla e indicarle al usuario los requisitos que falta por cumplir, de acuerdo con lo previsto en las condiciones uniformes. Una vez el usuario cumpla ante la empresa los requisitos previstos en el contrato, la empresa no podrá exigirle más requisitos, ni negarle la solicitud del servicio fundándose en motivos que haya dejado de indicar.

b) La solicitud debe ser resuelta dentro del plazo previsto en las condiciones uniformes de prestación del servicio, el cual no excederá de quince (15) días siguientes a la fecha de su presentación, a menos que se requiera de estudios especiales para autorizar la conexión, en cuyo caso el distribuidor dispondrá de un plazo de tres (3) meses para realizar la conexión.

PARAGRAFO 1o. Cuando existan dos o más empresas comercializadoras que ofrezcan el servicio a los suscriptores o usuarios de una misma red local, sea que se trate del servicio de energía eléctrica o de gas combustible, la solicitud se hará al comercializador que libremente escoja el usuario, salvo que se trate de áreas de servicio exclusivo para la prestación del servicio respectivo.

Corresponderá al comercializador efectuar ante la empresa distribuidora todas las gestiones necesarias para la conexión a la red de los usuarios que atiende, sin perjuicio de que estos asuman los costos correspondientes.

PARAGRAFO 2o. Sin perjuicio del derecho que tienen los usuarios a escoger el prestador del servicio, el comercializador que solicite y obtenga de la Comisión, la aprobación del costo de comercialización, cuando se trate del servicio de electricidad; o del costo unitario de distribución (Dt), tratándose del servicio de gas por red de ductos, para prestar el servicio en el área donde se localiza el suscriptor potencial o usuario, no podrá rechazar las solicitudes que le presenten los suscriptores potenciales o usuarios ubicados en esa área, cuando cumplan las condiciones previstas en el contrato para tal fin.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 16) (Fuente: R CREG 156/11, art. 29) (Fuente: R CREG 156/11, art. 60)

ARTÍCULO 4.7.4.2. NEGACION DEL SERVICIO. La empresa solo podrá negar la solicitud de conexión del servicio en los siguientes casos:

a) Por razones técnicas susceptibles de ser probadas que esten expresamente previstas en el contrato.

b) Cuando la zona haya sido declarada como de alto riesgo, según decisión de la autoridad competente.

c) Cuando el suscriptor potencial no cumpla las condiciones establecidas por la autoridad competente.

d) La negación de la conexión al servicio, deberá comunicarse por escrito al solicitante, con indicación expresa de los motivos que sustentan tal decisión. Contra esa decisión procede el recurso de reposición ante la empresa, y en subsidio el de apelación ante la Superintendencia de Servicios Públicos, conforme a las normas legales, que regulan los recursos ante las empresas de servicios públicos.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 17)

ARTÍCULO 4.7.4.3. MODALIDADES DEL SERVICIO. Sin perjuicio de las normas sobre subsidios y contribuciones, los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red de ductos, serán prestados bajo la modalidad residencial o no residencial. El residencial es aquel que se presta directamente a los hogares o núcleos familiares, incluyendo las áreas comunes de los conjuntos habitacionales. El servicio no residencial es el que se presta para otros fines.

PARAGRAFO 1o. Para efectos del servicio de energía eléctrica, podrán considerarse como residenciales los pequeños establecimientos comerciales o industriales conexos a los apartamentos o casas de habitación, cuya carga instalada sea igual o inferior a tres (3) kilovatios, si el inmueble esté destinado, en más de un 50% de su extensión, a fines residenciales.

PARAGRAFO 2o. Los suscriptores o usuarios residenciales serán clasificados de acuerdo con la estratificación socioeconómica que haya realizado la autoridad competente, según lo dispuesto en la Ley 142 de 1994.

PARAGRAFO 3o. Los suscriptores o usuarios no residenciales se clasificarán de acuerdo con la última versión vigente de la "Clasificación Industrial Internacional Uniforme de Todas las Actividades Económicas" (CIIU) de las Naciones Unidas. Se exceptúa a los suscriptores o usuarios oficiales, especiales, otras empresas de servicios públicos, y las zonas francas, que se clasificarán en forma separada.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 18)

ARTÍCULO 4.7.4.4. RED INTERNA. En lo referente a la red interna para el suministro del servicio, las empresas distribuidoras darán cumplimiento a lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas u otras normas que expida la Comisión sobre tales materias, según el servicio de que se trate.

PARAGRAFO. Las facultades que esas normas otorguen a las empresas de distribución, para llevar un registro del personal autorizado que podrá construir y realizar el mantenimiento de la red interna, no confiere a tales empresas la atribución de limitar el número de registrados, o de negar dicho registro a las personas que reúnan las condiciones técnicas establecidas por las autoridades competentes. Dicho registro será público y las empresas tendrán la obligación de divulgarlo; igualmente, deberá suministrarlo en cualquier momento a petición del usuario. En todo caso, la existencia del registro no faculta a las empresas para favorecer monopolios, o impedir que las personas calificadas, según las normas, puedan ejercer su profesión u oficio.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 19)

ARTÍCULO 4.7.4.5. CONEXION DEL SERVICIO. Los aspectos relativos a la conexión y el procedimiento para efectuarla, así como los requerimientos técnicos, se regirán por las disposiciones contenidas en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y de Gas, según el servicio de que se trate.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 20)

ARTÍCULO 4.7.4.6. CARGO POR CONEXION. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 136 de la ley 142 de 1994, la empresa podrá exigir, de acuerdo con las condiciones uniformes del contrato, que se haga un pago por conexión para comenzar a cumplir el contrato; pero no podrá alegar la existencia de controversias sobre el dominio del inmueble para incumplir sus obligaciones mientras el suscriptor o usuario cumpla las suyas.

PARAGRAFO 1o. Este cargo deberá ajustarse a lo dispuesto por la Comisión sobre esta materia.

PARAGRAFO 2o. El cargo por conexión se cobrará por una sola vez, al momento de efectuar la conexión al servicio. Las modificaciones a las conexiones existentes se tratarán como una conexión nueva.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 21)

ARTÍCULO 4.7.4.7. COBROS PROHIBIDOS. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 95 de la ley 142 de 1994, se prohibe el cobro de derechos de suministro, formularios de solicitud y otros servicios o bienes semejantes. Pero si una solicitud de conexión implicara estudios particularmente complejos, su costo, justificado en detalle, podrá cobrarse al interesado, salvo que se trate de un suscriptor o usuario residencial perteneciente a los estratos 1, 2 y 3.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 22)

ARTÍCULO 4.7.4.8. DE LA PROPIEDAD DE LAS CONEXIONES DOMICILIARIAS. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 135 de la ley 142 de 1994, la propiedad de las redes, equipos y elementos que integran una acometida externa será de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión. Pero ello no exime al suscriptor o usuario de las obligaciones resultantes del contrato y que se refieran a esos bienes.

Sin perjuicio de las labores propias de mantenimiento o reposición que sean necesarias para garantizar el servicio, las empresas no podrán disponer de las conexiones cuando fueren de propiedad de los suscriptores o usuarios, sin el consentimiento de ellos.

Lo aquí dispuesto no impide que se apliquen los procedimientos para imponer a los propietarios las servidumbres o la expropiación, en los casos y condiciones previstos en la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 23)

ARTÍCULO 4.7.4.9. DE LA MEDICION INDIVIDUAL. La medición de los consumos de los suscriptores o usuarios se sujetará a las siguientes normas:

a) Con excepción de los inquilinatos, y de los usuarios incluidos en planes especiales de normalización del servicio, todo suscriptor o usuario deberá contar con equipo de medición individual de su consumo.

b) Cuando un inmueble cuente con una sola acometida y un solo equipo de medida y el servicio se utilice por varias personas naturales o jurídicas, se entenderá que existe un único suscriptor frente a la empresa. Por tanto, en estos casos, el costo de prestación del servicio deberá dividirse en cuotas partes entre los usuarios finales del mismo, y los derechos y obligaciones del contrato de condiciones uniformes serán exigibles o se harán efectivos por ese único suscriptor. No obstante, cualquier usuario que se encuentre ubicado dentro de un inmueble con tales características, tiene derecho a exigir a la empresa la medición individual de sus consumos, siempre y cuando asuma el costo del equipo de medición, caso en el cual a ese usuario se le tratará en forma independiente de los demás.

c) En las condiciones uniformes del contrato, la empresa determinará las características técnicas que deberá cumplir el equipo de medida, teniendo en cuenta lo que establezcan los Códigos de Distribución y/o Medida, y el mantenimiento que debe dárseles, con el fin de que los suscriptores o usuarios puedan escoger libremente al proveedor de tales bienes y servicios.

d) Los equipos de medición que la empresa exija a los suscriptores o usuarios deberán permitir que puedan hacer uso de las opciones tarifarias y estar en un todo de acuerdo con las que la empresa ofrezca a cada tipo de suscriptor o usuario. En todo caso, tratandose del servicio de energía eléctrica, la empresa no podrá exigir la instalación de equipos de medición de potencia, o con diferenciación horaria de energía, a los suscriptores o usuarios residenciales conectados al nivel de tensión uno (1).

e) <Literal derogado por el artículo 11 de la Resolución 96 de 2004.>

f) De acuerdo con los dispuesto por el artículo 144 de la ley 142 de 1994, cuando el contrato de condiciones uniformes exija al suscriptor o usuario adquirir los instrumentos necesarios para la medición y éste no lo haga dentro de un plazo de seis meses contados a partir de la fecha de la conexión al servicio, la empresa podrá suspender el servicio o terminar el contrato, sin perjuicio de que determine el consumo en la forma dispuesta por el artículo 146 de la ley 142 de 1994.

g) Cuando, según el contrato de condiciones uniformes, la instalación de los instrumentos de medición corresponda a la empresa, y transcurra un plazo de seis meses sin que ésta cumpla tal obligación, se entenderá que existe omisión de la empresa en la medición.

h) A partir de la vigencia de la presente resolución, las empresas tendrán un plazo máximo de tres (3) años para elevar los niveles de macro y micromedición, de modo que cubran por lo menos el noventa y cinco por ciento (95%) del total de sus usuarios para lo cual deberán dar prelación a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3. El incumplimiento de lo aquí dispuesto constituye omisión imputable a la empresa en la colocación de medidores y, en consecuencia, le hará perder el derecho a recibir el precio, por parte de aquellos usuarios en defecto del 95%, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 146 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 24) (Fuente: R CREG 096/04, art. 11)

ARTÍCULO 4.7.4.10. CONTROL AL FACTOR DE POTENCIA EN EL SERVICIO DE ENERGIA ELECTRICA. En la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, se controlará el consumo de energía reactiva de los suscriptores o usuarios finales, y se liquidará y cobrará exclusivamente de la forma establecida en el artículo 11 de la Resolución CREG-082 de 2002.

PARÁGRAFO 1o. El factor de potencia inductiva (coseno phi inductivo) de las instalaciones deberá ser igual o superior a punto noventa (0.90). El operador de red podrá exigir a aquellas instalaciones cuyo factor de potencia inductivo viole este límite, que instalen equipos apropiados para controla r y medir la energía reactiva.

PARÁGRAFO 2o. Para efectos de lo establecido en el parágrafo anterior, la exigencia podrá hacerse en el momento de aprobar la conexión al servicio, o como consecuencia de una revisión de la instalación del usuario.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 25) (Fuente: R CREG 047/04, art. 1)

ARTÍCULO 4.7.4.11. CONTROL SOBRE EL FUNCIONAMIENTO DE LOS MEDIDORES. El control sobre el funcionamiento de los medidores se sujetará a las siguientes normas:

a) De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 142 de la ley 142 de 1994, las condiciones uniformes del contrato permitirán tanto a la empresa como al suscriptor o usuario verificar el estado de los instrumentos que se utilicen para medir el consumo; y obligarán a ambos a adoptar precauciones eficaces para que no se alteren. Se permitirá a la empresa, inclusive, retirar temporalmente los instrumentos de medida para verificar su estado.

b) De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 144 de la ley 142 de 1994, no será obligación del suscriptor o usuario cerciorarse de que los medidores funcionen en forma adecuada; pero sí será obligación suya hacerlos reparar o reemplazarlos, a satisfacción de la empresa, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos, o cuando el desarrollo tecnológico ponga a su disposición instrumentos de medida más precisos. Cuando el usuario o suscriptor, pasado un período de facturación, no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los medidores, la empresa podrá hacerlo por cuenta del usuario o suscriptor.

c) Cuando el equipo de medida sea suministrado por la empresa, ésta deberá asumir la garantía de buen funcionamiento de dicho equipo por un período no inferior al que establezcan las normas sobre la materia o las que otorgue el fabricante de estos bienes.

d) En cuanto se refiere al transporte y distribución de gas, los contratos pueden reservar a las empresas, por razones de seguridad comprobables, la calibración y mantenimiento de los medidores.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 26)

ARTÍCULO 4.7.4.12. OTROS COBROS. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa establecerá los valores a cobrar por concepto de revisión de instalaciones o transformadores, calibración de medidores y, en general, cualquier otro servicio que el suscriptor o usuario pueda contratar con la empresa o con terceros, con el fin de que el usuario pueda comparar el precio que le ofrece la empresa frente a otros proveedores de iguales bienes o servicios.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 27)

Determinación del consumo facturable

ARTÍCULO 4.7.5.1. PERIODO DE FACTURACION. Con excepción de los medidores de prepago, en las zonas urbanas la empresa deberá efectuar la lectura de los medidores y expedir las facturas correspondientes. Los períodos de facturación para los suscriptores o usuarios ubicados en las áreas urbanas, serán mensuales o bimestrales.

Para los suscriptores o usuarios localizados en zonas rurales o de difícil acceso, se podrán establecer períodos de lectura trimestrales o semestrales, en cuyo caso las empresas deberán permitir que el suscriptor o usuario pague los consumos intermedios entre dos períodos consecutivos, según la lectura que haga el propio suscriptor o usuario de su medidor, pagos que se descontarán de la liquidación del consumo que efectúe la empresa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 29)

ARTÍCULO 4.7.5.2. FALTA DE MEDICION POR ACCION U OMISION. Conforme a lo dispuesto por el artículo 146 de la Ley 142 de 1994, la falta de medición del consumo, por acción u omisión de la empresa, le hará perder el derecho a recibir el precio. La que tenga lugar por acción u omisión del suscriptor o usuario, justificará la suspensión del servicio o la terminación del contrato, sin perjuicio de que la empresa determine el consumo en las formas a las que se refiere el inciso tercero del citado artículo. Se entenderá igualmente que es omisión de la empresa la no colocación de medidores en un período superior a seis (6) meses después de la conexión del suscriptor o usuario.

PARAGRAFO 1o. Corresponderá a la empresa probar que realizó las diligencias oportunas para efectuar la medición en las oportunidades previstas en el contrato.

PARAGRAFO 2o. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa podrá exigir a sus nuevos suscriptores o usuarios que los equipos de medida estén localizados en zonas de fácil acceso desde el exterior del inmueble.

PARAGRAFO 3o. Cuando la localización del equipo de medida de un suscriptor o usuario ocasione la suspensión del servicio por falta de medición del consumo, la empresa podrá exigir, como condición para la reconexión del servicio, el cambio en la localización del equipo de medida a una zona de fácil acceso desde el exterior del inmueble.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 30)

ARTÍCULO 4.7.5.3. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA SUSCRIPTORES O USUARIOS CON MEDICION INDIVIDUAL. Para la determinación del consumo facturable de los suscriptores o usuarios con medición individual se aplicarán las siguientes reglas:

1) Con excepción de los suscriptores o usuarios con medidores de prepago, el consumo a facturar a un suscriptor o usuario se determinará con base en las diferencias en el registro del equipo de medida entre dos lecturas consecutivas del mismo.

2) De acuerdo con el inciso 2o. del artículo 146 de la ley 142 de 1994, cuando, sin acción u omisión de las partes, durante un período no sea posible medir razonablemente con instrumentos los consumos, su valor podrá establecerse, según dispongan los contratos uniformes, con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor o usuario, o con base en los consumos promedios de suscriptores o usuarios que estén en circunstancias similares, o con base en aforos individuales.

3) Cuando a un suscriptor o usuario se la haya retirado el equipo de medida para revisión y/o calibración, o éste se encuentre defectuoso, el consumo podrá establecerse, según dispongan los contratos uniformes, con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor o usuario, o con base en los consumos promedios de suscriptores o usuarios que estén en circunstancias similares, o con base en aforos individuales.

4) En desarrollo de lo dispuesto en el inciso 3o. del artículo 144 y el inciso 4o. del artículo 146 de la ley 142 de 1994, cuando el usuario no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los medidores, y la empresa se abstenga de hacerlo por cuenta del usuario o suscriptor, se entenderá que es omisión de la empresa la no colocación de los medidores.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 31)

ARTÍCULO 4.7.5.4. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA SUSCRIPTORES O USUARIOS QUE CARECEN DE MEDICION INDIVIDUAL POR RAZONES DE TIPO TECNICO, DE SEGURIDAD O DE INTERES SOCIAL. El consumo facturable a suscriptores o usuarios residenciales que no cuenten con equipos de medida por razones de tipo técnico, de seguridad o de interés social se determinará, con base en el consumo promedio de los últimos seis (6) meses de los suscriptores o usuarios del mismo estrato que cuenten con medida, considerando el mercado total de la empresa. Para suscriptores o usuarios no residenciales, el consumo se determinará con base en aforos individuales.

PARAGRAFO. En las condiciones uniformes del contrato, la empresa incluirá los parámetros que utilizará para la determinación del consumo a los suscriptores o usuarios que se encuentren en esta condición, incluyendo aquellos con servicio provisional o no permanente.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 32)

ARTÍCULO 4.7.5.5. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA SUSCRIPTORES O USUARIOS CON MEDICION COLECTIVA. El consumo facturable a suscriptores o usuarios con medición colectiva se determinará así: primero se establecerá el consumo colectivo con base en la diferencia en el registro del equipo de medida entre dos lecturas consecutivas. Luego se dividirá ese consumo entre el número de suscriptores o usuarios.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 33)

ARTÍCULO 4.7.5.6. DETERMINACION DEL CONSUMO FACTURABLE PARA USUARIOS RESIDENCIALES LOCALIZADOS EN ZONAS DE ASENTAMIENTOS SUBNORMALES. El consumo facturable a usuarios localizados en zonas de asentamientos subnormales o marginales, a los cuales se les presta el servicio mediante programas provisionales de normalización del mismo, y que no cuenten con medida individual, se determinará con base en el promedio de los últimos seis (6) meses de los suscriptores o usuarios del estrato socioeconómico predominante en el sector donde se encuentre ubicado el usuario, atendidos por esa empresa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 34)

Liquidación del consumo y las facturas

ARTÍCULO 4.7.6.1. LIQUIDACION DE LOS CONSUMOS. Para liquidar los consumos a los suscriptores o usuarios en cada período de facturación, la empresa aplicará las tarifas que hayan estado vigentes el mayor número de días de consumo del período correspondiente al ciclo de facturación al que pertenezca el suscriptor o usuario.

Adicionalmente, se tendrán en cuenta las siguientes normas sobre esta materia:

a) Para los suscriptores o usuarios que hagan parte de un sistema de medición prepago, la empresa se sujetará al cargo de Comercialización Prepago aprobado por la CREG. Mientras la Comisión aprueba este cargo, el comercializador podrá aplicar una disminución de los cargos de comercialización, que tenga en cuenta el hecho de que no se requieren la lectura periódica del equipo de medida, la entrega de la factura en el domicilio y la gestión de recaudo.

b) Sin perjuicio de las normas sobre subsidios y contribuciones los consumos de las áreas comunes de los conjuntos habitacionales se liquidarán en la misma forma en que se liquidan los consumos, de los suscriptores o usuarios del respectivo conjunto habitacional.

c) Por solicitud expresa de la mayoría absoluta de los propietarios de un conjunto habitacional, la empresa podrá facturar directamente a cada suscriptor o usuario la parte proporcional del consumo de las áreas comunes, aplicando los coeficientes de copropiedad establecidos en el respectivo régimen de propiedad horizontal. La decisión de los copropietarios deberá constar en el acta de la asamblea en la cual se tomó esa decisión.

d) Una vez se cumplan las condiciones establecidas para aplicar el cargo por disponibilidad del servicio, cuando el valor de los consumos liquidados a un suscriptor o usuario, sea menor que el cargo por disponibilidad que tenga aprobado la empresa, ésta podrá facturar al suscriptor o usuario el cargo por disponibilidad. En el caso de inquilinatos, el cargo por disponibilidad se entiende aplicable al inmueble.

e) La empresa podrá aproximar, por defecto o por exceso, el valor total de la factura al número entero de decenas más cercano. Si la fracción es superior a cinco pesos ($ 5.00), la empresa podrá aproximar a los diez pesos ($ 10.00); en caso contrario se despreciará.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 35) (Fuente: R CREG 096/04, art. 5)

ARTÍCULO 4.7.6.2. FACTURACION OPORTUNA. Las empresas deberán facturar en forma oportuna los servicios objeto de suministro. Para estos efectos, el lapso de tiempo comprendido entre la fecha de lectura del medidor del suscriptor o usuario y la fecha de entrega de la respectiva factura, no podrá ser superior a un período de facturación, salvo los casos en que medie mora del suscriptor o usuario, caso en el cual podrán cobrarse los saldos insolutos de los periodos anteriores.

PARAGRAFO 1o. Para cumplir lo establecido en este artículo, las empresas deberán ajustar sus ciclos de facturación en un plazo máximo de un año, contado a partir de la vigencia de la presente resolución.

PARAGRAFO 2o. Los ciclos de facturación serán decididos por la empresa, de acuerdo con el tamaño de su mercado, sin que requiera autorización previa alguna.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 36)

ARTÍCULO 4.7.6.3. INVESTIGACION DE DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS. Para elaborar las facturas, es obligación de las empresas adoptar mecanismos eficientes que permitan someter su facturación a investigación de desviaciones significativas entre el consumo registrado del suscriptor o usuario durante un período de facturación y sus promedios de consumo anteriores.

PARAGRAFO 1o. <Aparte en rojo SUSPENDIDO provisionalmente> Se entenderá por desviaciones significativas, en el período de facturación correspondiente, los aumentos o reducciones en los consumos que, comparados con los promedios de los últimos tres períodos, si la facturación es bimestral, o de los últimos seis períodos si la facturación es mensual, sean mayores a los porcentajes que fijen las empresas en las condiciones uniformes del contrato.

PARAGRAFO 2o. La Empresa deberá practicar las visitas y realizar las pruebas técnicas que se requieran con el fin de precisar la causa que originó la desviación detectada en la revisión previa.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 37)

ARTÍCULO 4.7.6.4. FACTURACION EN CASO DE DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS. Mientras se establece la causa de desviación del consumo, la empresa determinará el consumo con base en los consumos anteriores del usuario, o con los consumos promedios de suscriptores o usuarios en circunstancias semejantes, o mediante aforo individual, de acuerdo con lo establecido en los contratos de condiciones uniformes. En la factura de cobro deberá especificarse la causa de la desviación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 38)

ARTÍCULO 4.7.6.5. RESTABLECIMIENTO ECONOMICO POR DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS. Una vez aclarada la causa de las desviaciones, la empresa procederá a establecer las diferencias entre los valores facturados, que serán abonados o cargados al suscriptor o usuario, según sea el caso, en el siguiente período de facturación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 39)

ARTÍCULO 4.7.6.6. PLAZO MAXIMO PARA REALIZAR LA INVESTIGACION DE DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS Y EL COBRO DE SERVICIOS NO FACTURADOS POR ERROR U OMISION. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 150 de la ley 142 de 1994, al cabo de cinco (5) meses de haber entregado las facturas, las empresas no podrán cobrar bienes o servicios que no facturaron por error, omisión o investigación de desviaciones significativas frente a consumos anteriores. Se exceptúan los casos en que se compruebe dolo del suscriptor o usuario.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 40)

ARTÍCULO 4.7.6.7. CONTENIDO DE LAS FACTURAS. Las facturas señalarán el valor del consumo y demás servicios inherentes al servicio prestado sobre los cuales haya existido estipulación en el contrato de servicios públicos, de acuerdo con la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 41)

ARTÍCULO 4.7.6.8. REQUISITOS MINIMOS DE LA FACTURA. Las facturas de cobro de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible por red física, contendrán, como mínimo, la siguiente información:

a) Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio.

b) Nombre del suscriptor y dirección del inmueble receptor del servicio.

c) Estrato socioeconómico y clase de uso del servicio.

d) Período por el cual se cobra el servicio, consumo correspondiente a ese período y valor.

e) Lectura anterior del medidor de consumo, si existiere.

f) Lectura actual del medidor de consumo, si existiere.

g) Causa de la falta de lectura, en los casos en que no haya sido posible realizarla.

h) Fechas máximas de pago oportuno, fecha de suspensión y/o corte del servicio y valor total de la factura.

i) Consumo en unidades físicas de los últimos seis (6) períodos, cuando se trate de facturaciones mensuales, y de los últimos tres (3) períodos, cuando se trate de facturaciones bimestrales; en defecto de lo anterior, deberá contener el promedio de consumo, en unidades correspondientes, al servicio de los seis (6) últimos meses.

j) Los cargos expresamente autorizados por la Comisión.

k) Valor de las deudas atrasadas.

l) Cuantía de los intereses moratorios, y señalamiento de la tasa aplicada.

m) Monto de los subsidios, y la base de su liquidación.

n) Cuantía de la contribución de solidaridad, así como el porcentaje aplicado para su liquidación.

o) Sanciones de carácter pecuniario.

p) Cargos por concepto de reconexión o reinstalación.

q) Otros cobros autorizados.

r) <Literal adicionado por el artículo 1o. de la Resolución 015 de 1999.> El Costo de Prestación del Servicio con base en el cual se definió la tarifa aplicada a la liquidación del consumo facturado, y la desagregación de dicho Costo por actividad.

Para el servicio público domiciliario de electricidad se incluirán los valores unitarios de cada uno de los componentes del Costo de Prestación del Servicio (Cu), determinados de acuerdo con la fórmula tarifaria general definida en la resolución CREG-031 de 1997, expresados dichos componentes de la siguiente manera:

G_m,t:	Costos de compra de energía (Generación) (valor en $/kWh)
T_m,t,z:	Costo promedio por uso del STN (Transmisión) (valor en $/kWh)
D_n,m:	Costo de distribución (valor en $/kWh)
O_m,t:	Costos adicionales del mercado mayorista (valor en $/kWh), correspondiente al mes m del año t.
PR_n,t:	Fracción (o Porcentaje expresado como fracción) de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión n, reconocidas para el año t.
C_m,t:	Costo de comercialización correspondiente al mes m del año t. (valor en $/kWh)

Para el servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, se incluirán los valores unitarios de cada uno de los componentes del Cargo Promedio Máximo por Unidad (Mst), determinados de acuerdo con la fórmula tarifaria general definida en la resolución CREG-057 de 1996, expresados dichos componentes de la siguiente manera:

G_t:	Costo promedio máximo unitario para compras de gas natural en troncal en el año t. (valor en $/m3).
T_t:	Costo promedio máximo unitario de transporte en troncal en el año t. (valor en $/m3).
D_t:	Cargo promedio máximo unitario permitido al distribuidor por uso de la red en el año t. (valor en $/m3).
S_t:	Cargo o margen máximo unitario de comercialización en el año t. (valor en $/m3).
K_st:	Factor de corrección en el año t (que puede ser positivo o negativo). (valor en $/m3).

En las facturas deberá también incluirse los montos de contribución y subsidios así como los porcentajes que se aplica para tal fin.

s) Los comercializadores de energía eléctrica deberán incluir en la factura, la información sobre calidad del servicio de acuerdo con la regulación vigente, discriminándola así:

1. Los Indicadores de Calidad DES y FES calculados, o los Indicadores DES y FES por defecto.

2. El Valor Máximo Admisible para los Indicadores de Calidad DES y FES.

3. Valor compensado al usuario por incumplimiento en los Indicadores de Calidad DES y/o FES, en el servicio que presta el distribuidor.

La información referente a la calidad señalada en los numerales 1 y 2 de este literal deberá incluirse con independencia de que le apliquen o no compensaciones al usuario.

PARAGRAFO. En el caso de los suscriptores o usuarios que forman parte de un Sistema de Comercialización Prepago, el comercializador registrará en su sistema al momento de la activación del prepago la siguiente información:

a) Identificación como Servicio de Comercialización de Prepago;

b) Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio;

c) Nombre del suscriptor o usuario y dirección del inmueble receptor del servicio;

d) Identificación del medidor;

e) Estrato socioeconómico y clase de uso del servicio;

f) Cantidad de energía prepagada y valor del consumo prepagado que se está registrando;

g) Cantidad de energía prepagada, valor y fecha de activación de los últimos nueve (9) prepagos;

h) Subsidio o contribución de la compra, si existieren;

i) Valor de las compensaciones por calidad del servicio, si las hubiere;

j) Promedio de consumo, en unidades correspondientes, del servicio de los últimos seis (6) meses;

k) Valor del costo unitario del servicio desagregado;

l) Valor de la parte del prepago aplicado a la deuda por consumo, si existiere;

m) Valor del saldo de la deuda pendiente por consumo, si existiere;

n) Valor de la parte del prepago aplicado a obligaciones a favor de terceros.

El usuario podrá pedir copia de esta información, dentro del mes siguiente a la activación del prepago, y la misma hará las veces de una factura en los eventos en que se requiera. En relación con aspectos ajenos a la factura, el usuario tendrá derecho a reclamar en la forma prevista por la Ley 142 de 1994.

Adicionalmente el usuario tiene el derecho a recibir un extracto, previa solicitud del mismo, sobre el consumo efectivamente realizado en los últimos nueve (9) períodos de prepago.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 42) (Fuente: R CREG 046/12, art. 2) (Fuente: R CREG 096/04, art. 6) (Fuente: R CREG 058/00, art. 4) (Fuente: R CREG 015/99, art. 1)

ARTÍCULO 4.7.6.9. La factura que las empresas envíen al usuario pequeño consumidor, por causa del consumo de gas combustible suministrado por red de ductos o por instalaciones surtidas a partir de tanques estacionarios deberá incorporar, además del contenido definido en otras normas legales y en las condiciones uniformes del contrato de prestación de servicios, la siguiente información:

a. El consumo medido durante el periodo facturado, expresado en metros cúbicos o en galones.

b. El equivalente de los metros cúbicos o galones facturados, expresado en kilovatios hora.

c. El valor unitario expresado en pesos por metro cúbico o pesos por galón.

d. El valor unitario expresado en pesos por kilovatio hora.

e. El poder calorífico del gas facturado al usuario en ese periodo de facturación, expresado en Mega Julios por metro cúbico, o Mega Julios por galón, incluyendo en el texto de la factura la definición de "poder calorífico" que aparece en el artículo 1o. de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 154/97, art. 2)

ARTÍCULO 4.7.6.10. La empresa deberá poner la siguiente nota aclaratoria en el cuerpo de las facturas:

"Procedimiento para calcular la equivalencia en kilovatios hora de la cantidad de gas que le ha sido facturada:

a. Determinar el consumo de gas en metros cúbicos o en galones, estableciendo la diferencia entre la lectura actual y la lectura inmediatamente anterior.

b. Multiplicar el número de metros cúbicos o galones consumidos por el poder calorífico establecido en su factura.

c. Dividir el resultado de la operación anterior por 3.6 para obtener el número de kilovatios hora."

(Fuente: R CREG 154/97, art. 3)

ARTÍCULO 4.7.6.11. MERITO DE LA FACTURA. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 130 de la ley 142 de 1994, la factura expedida por la empresa debidamente firmada por el representante legal de la empresa o quien haga sus veces, prestará mérito ejecutivo de acuerdo con las normas del derecho comercial y civil. En consecuencia, no pagada una factura dentro del plazo señalado por la empresa, podrá ser cobrada ejecutivamente ante los jueces competentes o bien ejerciendo la jurisdicción coactiva por las empresas oficiales de servicios públicos, sin perjuicio de la aplicación de las demás sanciones legales y contractuales a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 43)

ARTÍCULO 4.7.6.12. COBRO DE VARIOS SERVICIOS PUBLICOS. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 147 de la ley 142 de 1994, las empresas podrán emitir factura conjunta para el cobro de los diferentes servicios que hacen parte de su objeto y para aquellos prestados por otras empresas de servicios públicos con las cuales hayan celebrado convenios con tal propósito.

PARAGRAFO 1o. En las facturas en las que se cobren varios servicios, será obligatorio totalizar por separado cada servicio, cada uno de los cuales podrá ser pagado independientemente de los demás. Las sanciones aplicables por no pago procederán únicamente respecto del servicio que no sea pagado.

PARAGRAFO 2o. En los casos en que, en forma conjunta con los servicios de energía eléctrica o gas combustible, se facturen los servicios de saneamiento básico, y en particular los de aseo público y alcantarillado; no podrán cancelarse éstos con independencia de aquéllos, salvo que exista prueba de mediar petición, queja o recurso debidamente interpuesto ante la entidad prestataria del servicio de saneamiento básico, aseo o alcantarillado.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 44)

ARTÍCULO 4.7.6.13. REMISION DE LA FACTURA. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 148 de la ley 142 de 1994, en los contratos se pactará la forma, tiempo, sitio y modo en que la empresa hará conocer la factura a los suscriptores o usuarios, y el conocimiento se presumirá de derecho cuando la empresa cumpla lo estipulado. Corresponde a la empresa demostrar su cumplimiento.

El suscriptor o usuario no estará obligado a cumplir las obligaciones que le cree la factura, sino después de conocerla

No podrán cobrarse servicios no prestados, tarifas ni conceptos diferentes a los previstos en las condiciones uniformes del contrato, ni se podrá alterar la estructura tarifaria definida para cada servicio público.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 45)

ARTÍCULO 4.7.6.14. ENTREGA DE LA FACTURA. Las empresas deberán entregar las facturas respectivas, por lo menos con cinco (5) días hábiles de antelación a la fecha de vencimiento del plazo en que debe efectuarse el pago. De no encontrarse el suscriptor o usuario, la factura correspondiente se deberá dejar en el sitio de acceso al inmueble o a la unidad residencial.

PARAGRAFO. En las localidades, zonas o lugares donde no se puedan despachar las cuentas de cobro directamente al suscriptor o usuario, la empresa deberá informar con anticipación para que la reclamen en los lugares señalados para ello. Lo anterior se aplicará en los casos en que por causas ajenas a la empresa, la entrega de la factura no fuere posible.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 46)

ARTÍCULO 4.7.6.15. PROHIBICION DE EXONERACION. De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 99 de la ley 142 de 1994, la empresa no podrá exonerar a ningún suscriptor o usuario del pago de los servicios públicos que preste.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 47)

ARTÍCULO 4.7.6.16. PAGO DEL SERVICIO DE LOS TRABAJADORES. La empresa que asuma total o parcialmente, el costo de prestación del servicio de electricidad o gas de sus trabajadores, solo podrá hacerlo contra sus utilidades y/o contra su patrimonio.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 48)

Suspensión del servicio de común acuerdo

ARTÍCULO 4.7.7.1. SUSPENSION DEL SERVICIO DE COMUN ACUERDO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 138 de la ley 142 de 1994, podrá suspenderse el servicio cuando lo solicite un suscriptor o usuario, si convienen en ello la empresa y los terceros que puedan resultar afectados. De la misma manera podrán las partes terminar el contrato. Este señalará el plazo máximo de suspensión del servicio.

PARAGRAFO. En la suspensión de común acuerdo el suscriptor o usuario podrá solicitar que se realice la suspensión física del servicio, caso en el cual la empresa podrá cobrar el valor establecido para una suspensión.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 49)

ARTÍCULO 4.7.7.2. PRESENTACION DE LA SOLICITUD. La solicitud de suspensión del servicio debe presentarla el suscriptor o usuario por lo menos con cuarenta y ocho horas de anticipación a la fecha a partir de la cual se espera hacer efectiva la suspensión.

PARAGRAFO 1o. En caso que la suspensión afecte a terceros, la solicitud debe ir acompañada de la autorización escrita de éstos. Si no se cumple esta formalidad, la empresa no podrá efectuar la suspensión solicitada.

PARAGRAFO 2o. En las condiciones uniformes del contrato deberán señalarse, en forma expresa, las causales por las cuales no procede la suspensión de común acuerdo.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 50)

ARTÍCULO 4.7.7.3. FACTURACION DURANTE LA SUSPENSION. Durante el período de suspensión del servicio de común acuerdo, la empresa no podrá facturar los cargos tarifarios aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

PARAGRAFO. La suspensión del servicio de común acuerdo no libera al suscriptor o usuario del cumplimiento de las obligaciones contraídas con anterioridad a ésta. La empresa podrá emitir factura cuando existan deudas pendientes por consumos anteriores, por financiación de cargos por conexión, o cuando se compruebe que existe consumo en la instalación.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 51)

ARTÍCULO 4.7.7.4. TERMINACION DEL CONTRATO Y FACTURACION POR INMUEBLE DEMOLIDO. Cuando un inmueble haya sido demolido, se dará por terminado el contrato a petición de parte. Ocurrido esto, la empresa no podrá emitir factura alguna, salvo que tenga obligaciones pendientes por parte del suscriptor o usuario, que no hayan sido satisfechas a la terminación del contrato.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 52)

Sanciones

ARTÍCULO 4.7.8.1. INCUMPLIMIENTO DEL CONTRATO. El incumplimiento del contrato por parte del suscriptor o usuario da lugar a la suspensión del servicio, o a tener por resuelto el contrato y proceder al corte del servicio, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, en especial los artículos 140 y 141, y lo que dispongan las condiciones uniformes del contrato.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 53)

ARTÍCULO 4.7.8.2. SUSPENSION POR INCUMPLIMIENTO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 140 de la ley 142 de 1994, el incumplimiento del contrato por parte del suscriptor o usuario da lugar a la suspensión del servicio en los eventos señalados en las condiciones uniformes del contrato de servicios y en todo caso en los siguientes:

a) La falta de pago por el término que fije la entidad prestadora, sin exceder en todo caso de tres períodos de facturación;

b) Fraude a las conexiones, acometidas, medidores o redes;

c) La alteración inconsulta y unilateral por parte del usuario o suscriptor de las condiciones contractuales de prestación del servicio;

d) De acuerdo con lo dispuesto en el numeral 5o. del artículo 133 de la ley 142 de 1994, en el caso de los suscriptores o usuarios beneficiarios de subsidios, dar a la energía eléctrica y/o al gas combustible, un uso distinto de aquel por el cual se otorga el subsidio, o revenderlo a otros usuarios.

PARAGRAFO. Así mismo, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 140 de la ley 142 de 1994, durante la suspensión, ninguna de las partes podrá tomar medidas que hagan imposible el cumplimiento de las obligaciones recíprocas, tan pronto termine la causal de suspensión. Haya o no suspensión, la entidad prestadora podrá ejercer todos los demás derechos que las leyes y el contrato de servicios públicos le conceden para el evento del incumplimiento.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 55)

ARTÍCULO 4.7.8.3. CORTE DEL SERVICIO. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 141 de la ley 142 de 1994, el incumplimiento del contrato por un periodo de varios meses, o en forma repetida, o en materias que afecten gravemente a la empresa o ha terceros, permite a la empresa tener por resuelto el contrato y proceder al corte del servicio, en las condiciones uniformes se precisará las causales de incumplimiento que dan lugar a tener por resuelto el contrato.

Se presume que el atraso en el pago de tres facturas de servicios y la reincidencia en una causal de suspensión dentro de un periodo de dos años, es materia que afecta gravemente a la empresa, que permite resolver el contrato y proceder al corte del servicio.

La entidad prestadora podrá proceder igualmente al corte en el caso de acometidas fraudulentas.

PARAGRAFO. Se entenderá que para efectos penales la energía eléctrica es un bien mueble; en consecuencia, la obtención del servicio mediante acometida fraudulenta constituirá para todos los efectos, un hurto.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 56)

ARTÍCULO 4.7.8.4. RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO. De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 142 de la ley 142 de 1994, para restablecer el servicio, si la suspensión o el corte fueren imputables al suscriptor o usuario, éste debe eliminar su causa, pagar todos los gastos de reinstalación o reconexión en que incurra la empresa, y satisfacer las demás sanciones a que hubiere lugar, todo de acuerdo con las condiciones uniformes del contrato.

PARAGRAFO 1o. La empresa establecerá en las condiciones uniformes del contrato los valores a cobrar por la reconexión y reinstalación del servicio a los suscriptores o usuarios.

PARAGRAFO 2o. Una vez el suscriptor o usuario cumpla las condiciones para la reconexión o reinstalación del servicio, la empresa deberá restablecer el servicio en un término no mayor al señalado en las condiciones uniformes para efectuar la reconexión o reinstalación, el cual en todo caso no podrá exceder de tres días. Así lo dice el código de Distribución de gas.

PARAGRAFO 3o. Cuando la causal de suspensión o corte del servicio sea el no pago, la única sanción monetaria aplicable al suscriptor o usuario, es el cobro de intereses de mora de acuerdo con lo previsto por el artículo 96 de la ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 57) (Fuente: R CREG 156/11, art. 60)

Procedimientos

ARTÍCULO 4.7.9.1. DERECHO DE PETICION Y DE RECURSO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 152 de la ley 142 de 1994, es de la esencia del contrato de servicios públicos que el suscriptor o usuario pueda presentar a la empresa peticiones, quejas y recursos relativos al contrato de servicios públicos.

Las normas sobre presentación, trámite y decisión de recursos se interpretarán y aplicarán teniendo en cuenta las costumbres de las empresas comerciales en el trato con su clientela, de modo que, en cuanto la ley no disponga otra cosa, se proceda de acuerdo con tales costumbres.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 58)

ARTÍCULO 4.7.9.2. DE LA OFICINA DE PETICIONES Y RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 153 e la ley 142 de 1994, todas las personas prestadoras de servicios públicos domiciliarios constituirán una "oficina de peticiones, quejas y recursos", la cual tiene la obligación de recibir, atender, tramitar y responder las peticiones o reclamos y recursos verbales o escritos que presenten los usuarios, los suscriptores o los suscriptores potenciales en relación con el servicio o los servicios que presta dicha empresa.

Estas "oficinas" llevarán una detallada relación de las peticiones y recursos presentados y del trámite y las respuestas que dieron.

Las peticiones y recursos serán tramitados de conformidad con las normas vigentes sobre el derecho de petición.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 59)

ARTÍCULO 4.7.9.3. DE LOS RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 154 de la ley 142 de 1994, el recurso es un acto del suscriptor o usuario para obligar a la empresa a revisar ciertas decisiones que afectan la prestación del servicio o la ejecución del contrato. Contra los actos de negativa del contrato, suspensión, terminación, corte y facturación que realice la empresa proceden el recurso de reposición, y el de apelación en los casos en que expresamente lo consagre la ley.

No son procedentes los recursos contra los actos de suspensión, terminación y corte, si con ellos se pretende discutir un acto de facturación que no fue objeto de recurso oportuno.

El recurso de reposición contra los actos que resuelvan las reclamaciones por facturación debe interponerse dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de conocimiento de la decisión. En ningún caso, proceden reclamaciones contra facturas que tuviesen más de cinco (5) meses de haber sido expedidas por las empresas de servicios públicos.

De los recursos de reposición y apelación contra los demás actos de la empresa que enumera el inciso primero de este artículo debe hacerse uso dentro de los cinco días siguientes a aquel en que la empresa ponga el acto en conocimiento del suscriptor o usuario, en la forma prevista en las condiciones uniformes del contrato.

Estos recursos no requieren presentación personal ni intervención de abogado aunque se emplee un mandatario. Las empresas deberán disponer de formularios para facilitar la presentación de los recursos a los suscriptores o usuarios que deseen emplearlos. La apelación se presentará ante la superintendencia.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 60)

ARTÍCULO 4.7.9.4. DEL PAGO Y DE LOS RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 155 de la ley 142 de 1994, ninguna empresa de servicios públicos podrá exigir la cancelación de la factura como requisito para atender un recurso relacionado con ésta. Salvo en los casos de suspensión en interés del servicio, o cuando esta pueda hacerse sin que sea falla del servicio, tampoco podrá suspender, terminar o cortar el servicio, hasta tanto haya notificado al suscriptor o usuario la decisión sobre los recursos procedentes que hubiesen sido interpuestos en forma oportuna.

Sin embargo, para recurrir el suscriptor o usuario deberá acreditar el pago de las sumas que no han sido objeto de recurso, o del promedio del consumo de los últimos cinco períodos.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 61)

ARTÍCULO 4.7.9.5. DE LAS CAUSALES Y TRAMITE DE LOS RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 156 de la ley 142 de 1994, los recursos pueden interponerse por violación de la ley o de las condiciones uniformes del contrato. En las condiciones uniformes de los contratos se indicará el trámite que debe darse a los recursos, y los funcionarios que deben resolverlos.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 62)

ARTÍCULO 4.7.9.6. DEL TERMINO PARA RESPONDER EL RECURSO. De acuerdo con lo previsto en el artículo 158 de la ley 142 de 1994, la empresa responderá los recursos, quejas y peticiones dentro del término de quince (15) días hábiles contados a partir de la fecha de su presentación. Pasado ese término, y salvo que se demuestre que el suscriptor o usuario auspició la demora, o que se requirió de la práctica de pruebas, se entenderá que el recurso ha sido resuelto en forma favorable a él.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 63)

ARTÍCULO 4.7.9.7. DE LA NOTIFICACION DE LA DECISION SOBRE PETICIONES Y RECURSOS. De acuerdo con lo previsto en el artículo 159 de la ley 142 de 1994, la notificación de la decisión sobre un recurso o una petición se efectuará en la forma prevista en la Ley 142 de 1994. El recurso de apelación sólo puede interponerse como subsidiario del de reposición ante la superintendencia.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 64)

ARTÍCULO 4.7.9.8. PLAZO PARA ADECUAR LOS CONTRATOS DE CONDICIONES UNIFORMES. Las empresas a quienes se aplica esta resolución deberán adecuar los contratos de condiciones uniformes que ofrecen a sus usuarios, de acuerdo con lo establecido en la presente resolución, a más tardar el 1o. de enero de 1998.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 65)

ARTÍCULO 4.7.9.9. DIFUSION. Las Empresas adelantarán actividades de difusión de la presente resolución, entre los suscriptores, usuarios, personeros municipales, y los comités de desarrollo y control social de los servicios públicos domiciliarios, con sujeción a la ley.

(Fuente: R CREG 108/97, art. 66)

PARTE 8

Subsidios de usuarios de estratos 1, 2 y 3 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería

Subsidios para los usuarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2 de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería

ARTÍCULO 4.8.1.1. OBJETO Y ALCANCE. La presente resolución contiene los ajustes a la regulación vigente para incorporar lo dispuesto en el artículo 3o de la Ley 1117 de 2006. Las normas contenidas en esta Resolución permiten instrumentar, desde el punto de vista del régimen tarifario, el otorgamiento de los subsidios previstos en la citada ley, para los usuarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2 de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería, y no ordenan gasto público.

La aplicación de tales subsidios por parte de las empresas, estará sujeta a lo que dispongan el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos de la Nación-Ministerio de Minas y Energía, la Nación y las entidades territoriales sobre asignación de recursos de acuerdo con la facultad que les otorga la norma citada.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 1)

ARTÍCULO 4.8.1.2. DEFINICIÓN DE VARIABLES. Las variables o componentes utilizadas en esta Resolución deberán entenderse en la forma como se define a continuación:

mc:	Mes para el cual se calcula la tarifa.
mi:	Primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
CS:	Consumo de Subsistencia.
C_mi	Costo de Prestación del Servicio para el mes de inicio m_i.
C_mc	Costo de Prestación del Servicio para el mes de cálculo mc.
%S_mc,e	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el mes de cálculo mc.
%S_mi,e	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
	Tarifa a aplicar en el mes de inicio para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
	Tarifa a aplicar en el mes de cálculo para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
e	Estrato socioeconómico uno (1) ó dos (2).
IPC	Indice de Precios al Consumidor publicado por el DANE.

Para cada servicio público domiciliario el Costo de Prestación del Servicio C_mc, se entenderá como:

Energía Eléctrica Sistema Interconectado Nacional (Resolución CREG- 031 de 1997 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan)	CU_n,m,t: Es el Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica ($/kWh), en el nivel de tensión n, para el mes m de inicio o de cálculo, del año t. Donde:
Gas Combustible por Red de Tuberías (Resolución CREG-057 de 1996 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan)	MstEq: Es el Costo Promedio Máximo equivalente del Servicio de Gas Natural ($/m3), para el estrato e. Donde:
Gas Combustible por Red de Tuberías (Resolución CREG-011 de 2003 o aquellas que las modifiquen, aclaren o sustituyan)	Comsumo promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el mes de anterior al de inicio o de cálculo m, correspondiente al estrato e.

PARÁGRAFO. Se entiende como Tarifa el valor resultante de aplicar al Costo de Prestación del Servicio el factor de subsidio o contribución que corresponda al usuario y la cual se ve reflejada en la factura.

PARÁGRAFO 2o. En el caso de mercados nuevos el Consumo Promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el servicio público domiciliario de gas por tuberías, corresponderá en el primer mes de entrada en operación, al valor del consumo básico o de subsistencia definido para este servicio.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 2) (Fuente: R CREG 006/07, art. 1)

ARTÍCULO 4.8.1.3. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE SUBSIDIO. El porcentaje de subsidio de las tarifas de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería se calculará de la siguiente forma:

PARÁGRAFO. El subsidio expresado en pesos, que se discriminará en la factura del usuario, se determinará con la siguiente fórmula:

Donde:

Corresponde al Consumo facturado de cero hasta el consumo de subsistencia del usuario del estrato e, en el mes de cálculo.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 3)

ARTÍCULO 4.8.1.4. LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO. Los porcentajes de subsidio para los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en relación con sus consumos básicos o de subsistencia deberán ser como máximo del 60% del Costo de prestación del servicio para el estrato 1 y como máximo del 50% para el estrato 2, así:

Estrato 1
Estrato 2

PARÁGRAFO. De conformidad con el inciso 2o del artículo 3o de la Ley 1117 de 2006, los porcentajes máximos establecidos en el presente artículo no aplicarán para el servicio de energía eléctrica de las zonas no interconectadas.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 4)

ARTÍCULO 4.8.1.5. TARIFA CALCULADA EN EL MES DE INICIO PARA EL CONSUMO DE BÁSICO O DE SUBSISTENCIA. Para enero de 2007, los prestadores del servicio ajustarán las tarifas aplicadas en el mes de diciembre de 2006 de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible, de acuerdo con la variación que presente el costo de prestación del servicio así:

1. Variación positiva en el costo de prestación del servicio. Si el costo de prestación del servicio que se determina de acuerdo con la regulación vigente para enero de 2007 (C_mi) presenta una variación positiva en relación con el mes de diciembre de 2006, entendiendo que el es mayor o igual que el C_mi-1, la tarifa de diciembre de 2006 se ajustará con el factor Var.

Donde:

Var:

Es el menor valor resultante de la comparación entre la variación del Indice de Precios al Consumidor diciembre y noviembre de 2006 y la variación del costo de prestación del servicio de enero de 2007 y diciembre de 2006, así:

Aclarar que la variable Cm_mi utilizada en la definición del Var del artículo 5o, numeral 1 de la Resolución CREG-001 de 2007, equivale a C_mi y la variable Cm(_mi-1) equivale a C_(mc-1).

2. Variación negativa en el costo de prestación del servicio. Cuando el C_mi es menor que el C_mi-1, la tarifa será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio de enero de 2007, el porcentaje de subsidio que se aplicó en diciembre de 2006, así:

(Fuente: R CREG 001/07, art. 5) (Fuente: R CREG 006/07, art. 2)

ARTÍCULO 4.8.1.6. VERIFICACIÓN DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO PARA EL MES DE INICIO. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio, sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 5o de la presente resolución.

En el caso que las tarifas impliquen el otorgamiento de subsidios por encima del 60% en el estrato 1 y 50% en el estrato 2, la tarifa a aplicar a los usuarios de los estratos 1 y 2 será la resultante de ajustar el costo de prestación de servicio del mes de cálc ulo a estos valores de la siguiente manera:

Estrato 1:
Estrato 2:

PARÁGRAFO 1o. Las ta rifas que a enero de 2007, contemplen subsidios por debajo del 50% del estrato 1 y del 40% del estrato 2, podrán ajustarse para este mes, con sujeción a lo previsto en el artículo 1o de esta resolución, de la siguiente manera:

Estrato 1:
Estrato 2:

PARÁGRAFO 2o. Las tarifas aplicables a los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en mercados nuevos de comercialización, se calcularán conforme al parágrafo 1o del presente artículo.

PARÁGRAFO 3o. Cuando usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible de un mercado existente sean atendidos por un nuevo comercializador, la tarifa aplicable en el mes de inicio de entrada en operación será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio del nuevo comercializador, el mismo porcentaje de subsidio del mes anterior al cambio de prestador.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 6)

ARTÍCULO 4.8.1.7. CÁLCULO MENSUAL DE LA TARIFA DEL CONSUMO DE SUBSISTENCIA PARA LOS USUARIOS DE ESTRATO 1 Y 2. Para determinar la tarifa aplicable a los usuarios de estratos 1 y 2 de energía eléctrica y de gas combustible en los meses posteriores al mes de inicio, el prestador de servicio calculará inicialmente el costo de prestación de servicio C_mc y luego verificará si la variación de este de un mes a otro es positiva o negativa y ajustará la tarifa, así:

1. Variación positiva en el costo de prestación del servicio: Si el costo de prestación del servicio que se determina de acuerdo con la regulación vigente presenta variación positiva, entendiendo que el C_mc es mayor o igual que el C_mc-1, la tarifa para el mes de cálculo será la que resulte de ajustar la del mes inmediatamente anterior con el factor Var, así:

Donde:

Var:

Es el menor valor resultante de la comparación entre la variación del Indice de Precios al Consumidor y la variación del costo de prestación del servicio, así:

<Variables aclaradas por el artículo 3 de la Resolución 6 de 2007,con el siguiente texto:> Aclarar que la variable Cm_mc utilizada en la definición del Var del artículo 7, numeral 1 de la Resolución CREG 001 de 2007, equivale a Cm y la variable Cm_(mc-1) equivale a C_(mc-1).

2. Variación ne gativa en el costo de prestación del servicio. Si el costo de prestación del servicio que se determina de acuerdo con la regulación vigente presenta variación negativa, entendiendo que el C_mc es menor que el C_mc-1, la tarifa al usuario será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio de ese mes, el porcentaje de subsidio del mes anterior.

(Fuente: R CREG 001/07, art. 7) (Fuente: R CREG 006/07, art. 3)

ARTÍCULO 4.8.1.8. VERIFICACIÓN MENSUAL DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIOS. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio, sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 7o de la presente resolución.

En el caso que las tarifas impliquen el otorgamiento de subsidios por encima del 60% en el estrato 1 y 50% en el estrato 2, la tarifa a aplicar a los usuarios de los estratos 1 y 2 de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería será la resultante de ajustar el costo de prestación de servicio del mes de cálculo a estos valores de la siguiente manera:

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 001/07, art. 8)

Fórmula para el cálculo de los subsidios aplicables al consumo de energía eléctrica y gas combustible por red de tubería de los usuarios residenciales de estrato 1 y 2

ARTÍCULO 4.8.2.1. A partir de la fecha de vigencia de la presente resolución, los prestadores del servicio público domiciliario de energía eléctrica y los prestadores del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por red de tubería calcularán los subsidios aplicables al consumo de los usuarios residenciales de estrato 1 y 2, aplicando las fórmulas, variables y disposiciones que se establecen en la presente resolución.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 1)

ARTÍCULO 4.8.2.2. DEFINICIÓN DE VARIABLES. Las variables o componentes utilizadas en esta Resolución deberán entenderse en la forma como se define a continuación:

	Mes para el cual se calcula la tarifa.
	Primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
	Consumo de Subsistencia.
	Costo de Prestación del Servicio para el mes de inicio mi.
	Costo de Prestación del Servicio para el mes de cálculo mc.
	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el mes de cálculo mc.
	Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el primer mes de aplicación del subsidio de que trata la presente resolución.
	Tarifa a aplicar en el mes de inicio para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
	Tarifa a aplicar en el mes de cálculo para el estrato e, en el rango de consumo entre cero (0) y el CS.
	Estrato socioeconómico uno (1) ó dos (2).
	Índice de Precios al Consumidor publicado por el DANE.

Para cada servicio público domiciliario, el Costo de Prestación del Servicio , se entenderá como:

Energía Eléctrica Sistema Interconectado Nacional (Resolución CREG-119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan)	Costo Unitario Equivalente de prestación del servicio de energía Eléctrica ($/kWh), para los usuarios de estrato e conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
	Donde:
		Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j calculado conforme a la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.
		Componente fija del Costo Unitario de Prestación del Servicio ($/factura) correspondiente al mes m para el Mercado de Comercialización j calculado conforme a la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.
		Consumo promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el mes anterior al de inicio o de cálculo m, correspondiente al estrato e, nivel de tensión n, comercializador minorista i, y mercado de comercialización j.
Gas Combustible por Red de Tuberías (Resolución CREG-137 de 2013 o aquellas que las modifiquen, aclaren o sustituyan)	Es el Costo equivalente de Prestación del Servicio de Gas Combustible por Red expresado en ($/m3), aplicable en el mes m a los usuarios del estrato e, del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j
	Donde:
		Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m³), aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
		Componente fijo del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería expresado en ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
		Consumo promedio facturado de cero hasta el consumo de subsistencia para el mes anterior al de inicio o de cálculo m, correspondiente al estrato e del Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.

PARÁGRAFO 1: Se entiende como Tarifa el valor resultante de aplicar al Costo de Prestación del Servicio el factor de subsidio o contribución que corresponda al usuario y la cual se ve reflejada en la factura.

PARÁGRAFO 2: En caso de que el valor de o sea igual a cero, dicho valor se tomará igual al consumo de subsistencia correspondiente.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 2)

ARTÍCULO 4.8.2.3. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE SUBSIDIO. El porcentaje de subsidio de las tarifas de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible por red de tubería se calculará de la siguiente forma:

PARÁGRAFO 1. El subsidio expresado en pesos, que se discriminará en la factura del usuario, se determinará con la siguiente fórmula:

Donde:

Corresponde al Consumo facturado de cero hasta el consumo de subsistencia del usuario del estrato e, en el mes de cálculo.

PARAGRAFO 2. Teniendo en cuenta lo dispuesto por la Ley 142 de 1994 y la 1428 de 2010, para los casos en que la sea mayor que el el usuario debe pagar sólo el valor correspondiente , esto con el fin de evitar que usuarios de estrato 1 y 2 se encuentren pagando contribución sin ser sujeto de ello de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 3)

ARTÍCULO 4.8.2.4. LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO. Los porcentajes de subsidio para los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en relación con sus consumos básicos o de subsistencia deberán ser como máximo del 60% del Costo de prestación del servicio para el estrato 1 y como máximo del 50% para el estrato 2, así:

Estrato 1
Estrato 2

PARÁGRAFO. De conformidad con la Ley 1428 de 2010, los porcentajes máximos establecidos en el presente artículo no aplicarán para el servicio de energía eléctrica de las zonas no interconectadas.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 4)

ARTÍCULO 4.8.2.5. TARIFA CALCULADA EN EL MES DE INICIO PARA EL CONSUMO DE BÁSICO O DE SUBSISTENCIA. Para enero de 2011, los prestadores del servicio ajustarán las tarifas aplicadas en el mes de diciembre de 2010 de los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios públicos de energía eléctrica y de gas combustible, de acuerdo con la siguiente fórmula:

PARÁGRAFO 1: Las tarifas aplicables a los usuarios de estrato 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y de gas combustible en mercados nuevos de comercialización para su primer mes de inicio se calcularán conforme las siguientes fórmulas:

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 003/21, art. 5)

ARTÍCULO 4.8.2.6. VERIFICACIÓN DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIO PARA EL MES DE INICIO. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 5o de la presente resolución.

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 003/21, art. 6)

ARTÍCULO 4.8.2.7. CÁLCULO MENSUAL DE LA TARIFA DEL CONSUMO DE SUBSISTENCIA PARA LOS USUARIOS DE ESTRATO 1 Y 2. La tarifa aplicable a los usuarios de estratos 1 y 2 de energía eléctrica y de gas combustible en los meses posteriores al mes de inicio, se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

PARÁGRAFO 1: Cuando en un mercado existente un comercializador no haya atendido usuarios de estrato e, la tarifa aplicable en el mes mc será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio del nuevo comercializador, el mismo porcentaje de subsidio del mes anterior aplicable al comercializador incumbente.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 7)

ARTÍCULO 4.8.2.8. VERIFICACIÓN MENSUAL DEL LÍMITE MÁXIMO DE SUBSIDIOS. Una vez se ajuste la tarifa conforme a lo definido en el artículo anterior, se comprobará que el porcentaje de subsidio de la tarifa en relación con el costo de prestación del servicio sea menor o igual al límite máximo de subsidios para cada estrato, en cuyo caso, la tarifa aplicable será la calculada conforme con el artículo 7o de la presente resolución.

Estrato 1:
Estrato 2:

(Fuente: R CREG 003/21, art. 8)

ARTÍCULO 4.8.2.9. APLICACIÓN TRANSITORIA DURANTE EL ESTADO DE EMERGENCIA SANITARIA. Mientras dure el estado de emergencia declarado por el Ministerio de Salud y Protección social mediante la Resolución 385 de 2020 y sus modificatorios, la tarifa aplicable a los usuarios de estratos 1 y 2 de energía eléctrica y de gas combustible en el consumo de subsistencia, en los meses posteriores al mes de inicio, se hará de acuerdo con la siguiente fórmula:

PARÁGRAFO: Cuando, en un mercado existente, un comercializador no haya atendido usuarios de estrato e, la tarifa aplicable en el mes mc será la que resulte de aplicar al costo de prestación del servicio del nuevo comercializador, el mismo porcentaje de subsidio del mes anterior aplicable al comercializador incumbente.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 9)

ARTÍCULO 4.8.2.10. Siempre que el Ministerio de Minas y Energía disponga la aplicación del incremento de 10 puntos porcentuales al porcentaje de subsidio al consumo del servicio público domiciliario de gas combustible por red de los estratos 1 y 2, en desarrollo del Artículo 10 del Decreto 798 de 2020, se aplicarán las disposiciones y fórmulas que establece la Resolución 163 de 2020.

(Fuente: R CREG 003/21, art. 10)

Medidas transitorias en relación con la aplicación por parte de los comercializadores de gas para uso domiciliario distribuido por red de tuberías del incremento al porcentaje de subsidios establecido en la Resolución MME 40236 de 2020

ARTÍCULO 4.8.3.1. Para efectos de la aplicación del incremento al porcentaje de subsidio establecido en el artículo 1o de la Resolución número 40236 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía en la facturación de los usuarios de los Estratos 1 y 2 del servicio de gas distribuido por red de tuberías, los comercializadores deberán adicionar diez puntos porcentuales (10%) al porcentaje de subsidio que como referencia se obtenga, tanto para el ciclo de facturación en curso desde la vigencia de la Resolución MME 40236 de 2020, como para cada uno de los demás ciclos de facturación a los que se debe aplicar el incremento al porcentaje de subsidio establecido, conforme a lo previsto en los artículos 3o, 4o, 6o, 7o y parágrafo del artículo 5o, de la Resolución CREG 186 de 2010, modificada por las Resoluciones CREG 186 de 2013 y 104 de 2020.

El porcentaje de subsidio así obtenido en cada ciclo de facturación se deberá utilizar para calcular, a partir del Costo Equivalente de Prestación del Servicio del mes de cálculo, la tarifa a facturar a los beneficiarios del incremento al subsidio establecido en el artículo 1o de la Resolución número 40236 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía.

PARÁGRAFO 1o. Para la facturación de los ciclos posteriores al ciclo de facturación en curso, se debe tener en cuenta que el valor del parámetro a utilizar en la aplicación del artículo 7o de la Resolución CREG 186 de 2010, modificado por la Resolución CREG 104 de 2020, corresponde al valor del componente obtenido en el mes anterior de cálculo, antes de haberse incrementado los diez puntos porcentuales (10%) al porcentaje de subsidio de referencia.

PARÁGRAFO 2o. La aplicación del procedimiento de cálculo de la tarifa que se establece en esta Resolución se hará de forma que los usuarios beneficiarios del incremento al porcentaje de subsidio establecido en el artículo 1o de la Resolución número 40236 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía perciban el beneficio para el consumo de dos (2) períodos de facturación y, para los períodos adicionales que disponga el Ministerio de Minas y Energía en caso de que la medida sea prorrogada por dicha entidad.

(Fuente: R CREG 163/20, art. 1)

PARTE 9

Fórmulas generales para la prestación de los servicios públicos domiciliarios de gas combustible por redes de tubería

Fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería

ARTÍCULO 4.9.1.1. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. Las fórmulas tarifarias generales aplicables a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, serán las siguientes:

a) La aplicable a Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de distribución de gas natural;

b) La aplicable a Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de distribución atendidos con gas natural comprimido, GNC; y

c) La aplicable a Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de distribución de gas licuado de petróleo, GLP.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 31)

ARTÍCULO 4.9.1.2. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS NATURAL POR REDES DE TUBERÍA. La fórmula tarifaria general aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de gas natural por redes de tubería, tendrá los siguientes componentes de cargos:

Cargo variable:
Cargo fijo:

donde:

j	=	rango j de consumo.
m	=	Mes de prestación del servicio.
G_m	=	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural destinado a Usuarios Regulados, aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 35 de esta resolución.
T_m	=	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema Nacional de Transporte destinado a Usuarios Regulados aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 36 de esta resolución.
p	=	Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte y en el Sistema de Distribución, equivalente a 3.5%, desagregado en un 1% para el Sistema Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución.
Dv_jm	=	Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al distribuidor por uso de la red aplicable en el mes m, correspondiente al rango j de consumo. No incluye la conexión. Este componente debe cumplir con lo establecido en el artículo 7o. y el artículo 8o. de esta resolución.
Df_jm	=	Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. El componente fijo para los usuarios del primer rango de consumo de la canasta de tarifas será igual a cero.
C_m	=	Cargo máximo de Comercialización del mes m expresado en pesos por factura.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 32)

ARTÍCULO 4.9.1.3. TRATAMIENTO DEL KST CAUSADO. Para las empresas que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, hayan presentado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a Usuarios residenciales y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el destino o recaudo del ingreso o egreso causado por el Kst del período tarifario anterior:

Donde:

Ms_(t-1)	=	El cargo promedio permitido por unidad para el año t-1
t	=	Año en el cual se efectuará la corrección del Mst.
INR_(t-1)	=	El ingreso total bruto por ventas de gas natural a los pequeños consumidores residenciales en el año t-1.
QR_(t-1)	=	La cantidad de gas natural vendida en m³ al mercado residencial en el año t-1. Se excluyen los volúmenes vendidos a usuarios no residenciales.
J_(t-1)	=	Promedio diario de DTF efectivo anual en el año t-1, reportada por el Banco de la República, expresada como interés anual.

33.1 Devolución de cobros superiores al Mst

Si el Kst resulta negativo, el monto total del cobro superior al Mst efectuado a los usuarios del servicio, estará dado por la siguiente expresión:

Las empresas acreditarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los Usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG-015 de 1999. Se entenderá que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al mes de entrada en vigencia de la nueva Fórmula Tarifaria Específica y se distribuirán en un período de 6 meses. La fórmula de acreditación por factura para un usuario n es la siguiente:

donde Q_n(t-1) corresponde al volumen facturado al Usuario n en el período tarifario (t-1), entendiéndose que:

33.2 Recaudo de montos dejados de cobrar

Si el Kst resulta positivo, el monto total de los valores dejados de cobrar a los Usuarios del servicio estaría dado por la siguiente expresión:

Las empresas cobrarán este monto en seis (6) facturaciones consecutivas, a los Usuarios residenciales registrados ante la empresa el último día de la vigencia (t-1), discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG-015 de 1999. Se entenderá que los cobros se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al de entrada en vigencia de la nueva Fórmula Tarifaria Específica y se distribuirán en un período de 6 meses. La fórmula de cobro por factura para un usuario i es la siguiente:

donde Q_n(t-1) corresponde al volumen facturado al Usuario n en el período tarifario (t-1), entendiéndose que:

PARÁGRAFO 1o. Para la aplicación del procedimiento establecido en los numerales 33.1 y 33.2 con respecto al Kst del período (t-1), el Comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones o recaudos efectuados durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria.

PARÁGRAFO 2o. Para la devolución o el recaudo, según sea el caso, del Kst causado durante los meses comprendidos entre el mes de inicio del nuevo año tarifario y la fecha de aplicación de la nueva fórmula tarifaria, se utilizará el procedimiento establecido en los numerales 33.1 y 33.2 de esta resolución, aplicado sobre el QR correspondiente y los Usuarios del último mes.

PARÁGRAFO 3o. Para aquellas empresas que a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución se hubiesen acogido a la opción tarifaria de que trata la resolución CREG-007 de 2000 y hubiesen recaudado los montos dejados de cobrar o devuelto los montos de los cobros superiores al Mst no aplicará lo dispuesto en el presente artículo.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 33)

ARTÍCULO 4.9.1.4. COSTO PROMEDIO MÁXIMO UNITARIO PARA COMPRAS DE GAS (GM). El costo promedio máximo para compras de gas natural (Gm) se calculará con base en la siguiente expresión:

G_m	=	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural para el mercado de Comercialización, aplicable en el mes m.
CTG_m-1	=	Costo total de compras de gas en el mes m-1, en USD, destinado al mercado de Usuarios Regulados, sin incluir pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados.
E_m-1	=	Volumen de gas medido en el mes m-1 en las Estaciones de Puerta de Ciudad, expresado en términos de energía con el Poder Calorífico promedio del gas medido en dichas Estaciones de Puerta de Ciudad (MBTU).
TRM_(m-1)	=	Tasa de Cambio Representativa del Mercado del último día del mes m-1.
PC_m-1	=	Poder Calorífico del gas en el mes m-1, expresado en MBTU/m3, calculado de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen.

PARÁGRAFO 1o. Bajo ninguna circunstancia el comercializador podrá trasladar a los Usuarios Regulados costos promedios de compra de gas superiores al Precio Máximo Regulado, cuando el gas comprado esté sometido a dicho precio.

PARÁGRAFO 2o. El productor-comercializador o el comercializador facturará el valor del suministro de gas durante los primeros cinco días siguientes al mes de consumo y ofrecerá un plazo de pago no inferior al primer día hábil del mes siguiente del mes de facturación.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 35)

ARTÍCULO 4.9.1.5. COSTO PROMEDIO MÁXIMO UNITARIO DE TRANSPORTE DE GAS (TM). El costo promedio máximo unitario de transporte se calculará con base en la siguiente expresión:

T_m	=	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural al mercado de Comercialización, aplicable en el mes m.
CTT_m-1	=	Costo total de transporte de gas en el mes m-1, causados por el volumen efectivamente transportado incluyendo los cargos por capacidad y los cargos por volumen, en USD, destinado a Usuarios Regulados, sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. En el caso en que el comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de capacidad contratada con anterioridad, el CTTm-1 será el neto entre los costos totales por concepto de transporte y los ingresos por venta de capacidad.
VI_m-1	=	Volumen de gas medido en condiciones estándar en el mes m-1 en las Estaciones de Puerta de Ciudad, según sea el caso (m3).
TRM_(m-1)	=	Tasa de Cambio Representativa del Mercado en el último día del mes m-1.

PARÁGRAFO 2o. El Transportador facturará el valor del servicio de transporte durante los primeros cinco días siguientes al mes de prestación del servicio y ofrecerá un plazo de pago no inferior al primer día hábil del mes siguiente del mes de facturación.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 36)

Tasa de retorno en fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes

ARTÍCULO 4.9.2.1. CÁLCULO Y AJUSTE DE LA TASA DE RETORNO. Los valores de los parámetros, la metodología y fuentes de información para el cálculo y ajuste de la tasa de retorno que se utilizará en las nuevas fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes, durante el próximo período tarifario, serán las establecidas en el Anexo "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".

PARÁGRAFO 1o. 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.

PARÁGRAFO 2o. Una vez calculada la tasa de retorno en términos reales antes de impuestos aplicando la metodología contenida en el Anexo de la presente resolución, se hará un solo ajuste al momento del cálculo, con un valor constante de 0.7%.

(Fuente: R CREG 045/02, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.2.2. 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. 1. Para el cálculo de las tasas de retorno, tr, se utilizarán las siguientes fórmulas:

t_r = (1+ WACC_ai) / (1+i) - 1	(1)
WACC_ai = WACC_di / (1-T )	(2)
WACC_di = wD ( kD - T. kD)+ wE * kE*	(3)
kE = rf + +	(4)
prn = b prm*	(5)
b = [1+ (1-T) ) D/E ] bu*	(6)

Donde:

t_r :	tasa de retorno en términos reales antes de impuestos
i :	tasa de inflación en dólares americanos
T :	tasa nominal de impuestos
WACC_ai :	tasa WACC antes de impuestos
WACC_di :	tasa WACC después de impuestos
kD :	costo de la deuda
kE :	costo del capital propio o equito
D :	valor en porcentaje de endeudamiento
E :	valor en porcentaje del capital propio
wD = D/(D+E) :	peso ponderado de la deuda
wE = E/(D+E) :	peso ponderado del capital propio
rf :	tasa libre de riesgo
:	prima de riesgo del negocio
:	prima de riesgo del mercado
:	prima de riesgo país
b :	Beta
bu :	Beta desapalancado

2. Los parámetros y los valores de los parámetros que se utilizarán en la aplicación de las fórmulas anteriores serán los siguientes:

Variable	Descripción	Criterio	Fuente	Período	Valores
	Costo de la Deuda	DTF + 4%, tasa real equivalente	Banco de la República	Promedio 24 meses	10.40%
	Peso ponderado de la deuda	Optimo	-	-	40.00%
	Tasa Libre de Riesgo	Bonos del Tesoro a 20 años	US Federal Reserve	Promedio 24 meses	6.07%
	Prima Riesgo Mercado	Prima sobre el índice S&P 500	Ibbotson Associates	Promedio 1926-2000	7.80%
	Beta desapalancado	Empresas pequeñas	Ibbotson SIC 4924 + 0.21	60 meses	0.279
	Beta apalancado	-	-	-	0.400
	Prima Riesgo País	Spreads Deuda Bonos Global 04, 06, 09 y 20	Ministerio de Hacienda y Crédito Público	Promedio 24 meses	6.19%
	Peso ponderado del capital propio	-	-	-	60.00%
	Tasa nominal de impuestos	-	Ley Colombiana	-	35%
	Inflación en Dólares (US)	Crecimiento anual esperado de largo plazo	US Fed. Reserve Livingston Survey	-	2.60%
	Tasa Wacc nominal después de impuestos	-	-	-	11.93%
	Tasa Wacc nominal antes de impuestos	-	-	-	18.36%
	Tasa de retorno en términos reales antes de impuestos	-	-	-	15.36%
	Constante	Homogenización de mercados	-	-	0.7 %

La Ministra de Minas y Energía,

LUISA FERNANDA LAFAURIE.

(Fuente: R CREG 045/02, ANEXO)

ARTÍCULO 4.9.2.3. TASA DE RETORNO. En cumplimiento de lo dispuesto en el parágrafo 1o del artículo 1o de la Resolución CREG 45 de 2002 se adopta como tasa de retorno el valor de 11,31 % en pesos constantes antes de impuestos.

(Fuente: R CREG 069/06, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.2.4. APLICACIÓN DE LA TASA DE RETORNO. La tasa de retorno de que trata el artículo 1o de la presente resolución se aplicará para calcular los cargos nuevos de distribución que se soliciten con base en lo señalado en la Resolución CREG 011 de 2003.

PARÁGRAFO. Un cargo de distribución es nuevo cuando la solicitud de aprobación del mismo se radica en la CREG una vez ha entrado en vigencia esta resolución.

(Fuente: R CREG 069/06, art. 2)

Aplicación del índice de precios al productor (IPP) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de energía eléctrica y gas combustible

ARTÍCULO 4.9.3.1. OBJETO Y ALCANCE. La presente resolución incluye los ajustes a todos los componentes de las fórmulas de actualización vigentes que utilizan el Indice de Precios al Productor, IPP, para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.3.2. ACLARACIÓN. En las resoluciones vigentes donde se dice "Indice de Precios al Productor publicado por el Banco de la República", se sustituye por "Indice de Precios al Productor publicado por la autoridad competente". Donde no se especifique la entidad a cargo de la publicación se entenderá que será la autoridad competente.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 2)

ARTÍCULO 4.9.3.3. AJUSTE A FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN. Modifícanse las resoluciones vigentes que contengan dentro de sus fórmulas de actualización el Indice de Precios al Productor, en los siguientes términos:

Donde se aplica el factor:

Donde:

m:	Hace referencia a un mes posterior a diciembre de 2006.
o:	Hace referencia al mes base de cálculo del cargo correspondiente, anterior a diciembre de 2006.

Debe aplicarse el factor:

Donde:

IPP_dic06BR:	Corresponde al IPP publicado por el Banco de la República para el mes de diciembre de 2006.
IPP₀:	Corresponde al IPP publicado por el Banco de la República para el mes base de cálculo del cargo correspondiente.
IPP_m:	Corresponde al IPP publicado por la autoridad competente con la nueva base y con la nueva metodología.
IPP_dic06B100:	Corresponde al IPP publicado por la Autoridad Competente para diciembre de 2006, en este caso =100.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 3)

ARTÍCULO 4.9.3.4. PROCEDIMIENTO ANTE RETRASOS EN LA PUBLICACIÓN DEL IPP. Ante cualquier retraso en la publicación del IPP, por parte de la autoridad competente, las comercializadoras de energía eléctrica y gas combustible publicarán sus tarifas con el último índice vigente.

Si la comercializadora publica las tarifas sin la actualización por IPP y antes del día 14 del respectivo mes la entidad competente lo publica, la empresa volverá a calcular y publicar sus tarifas para el respectivo mes.

Si la entidad competente publica el IPP en fecha posterior a la prevista en el inciso 2o de este artículo, la empresa deberá ajustar la tarifa conforme lo establecido en el artículo 5o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Para el ASIC y el LAC se mantienen los plazos establecidos en la regulación vigente, esto es, la publicación del Mm los 5 primeros días hábiles del mes, y los cargos correspondientes al STN y STR los primeros ocho días calendario del mes.

Si se supera el plazo establecido para el ASIC y el LAC en las Resoluciones CREG- 005 de 2000 y CREG-008 de 2003 respectivamente, sin conocerse el valor del IPP, el ASIC y el LAC publicarán nuevamente los valores de Mm, y los cargos estimados de STN y STR tan pronto se conozca el índice correspondiente.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 4)

ARTÍCULO 4.9.3.5. PROCEDIMIENTO PARA EL AJUSTE. De conformidad con lo dispuesto en el artículo anterior, cuando sea necesario realizar ajustes a la facturación, los comercializadores deben calcular dicho ajuste con la siguiente expresión:

donde:

A_m:	Valor del ajuste en el mes m.
Q_m:	Valor de los consumos en el mes m.
C₀:	Componente tarifario a ajustar en el mes base de cálculo del componente correspondiente.
m:	Mes en el cual se realiza el ajuste
IPP_m:	Corresponde al IPP publicado por la autoridad competente para el mes m.
IPP₀:	Corresponde al IPP publicado por la autoridad competente para el mes base de cálculo del cargo correspondiente.

(Fuente: R CREG 019/07, art. 5)

Aplicación del índice de precios al consumidor (IPC) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de energía eléctrica y gas combustible

ARTÍCULO 4.9.4.1. OBJETO Y ALCANCE. La presente resolución incluye los ajustes a todos los componentes de las fórmulas de actualización vigentes que utilizan el Indice de Precios al Consumidor - IPC, para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y de gas combustible.

(Fuente: R CREG 010/09, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.4.2. AJUSTE A FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN. Modifícanse las resoluciones vigentes de la CREG que contienen dentro de sus fórmulas de actualización el Indice de Precios al Consumidor-IPC, en los siguientes términos:

Donde se aplica el factor:

Donde

m:	Hace referencia a un mes posterior a diciembre de 2008.
o:	Hace referencia al mes base de cálculo del cargo correspondiente, anterior a diciembre de 2008.

Debe aplicarse el factor:

Donde:

IPC_dic08	Corresponde al IPC publicado por el DANE para el mes de diciembre de 2008 con Base 98=100.
IPC_o	Corresponde al IPC publicado por el DANE para el mes base de cálculo del cargo correspondiente con Base 98=100.
IPC_m	Corresponde al IPC publicado por el DANE con la nueva base (Base 08=100) y con la nueva metodología.
IPC_dic08B100	Corresponde al IPC publicado por el DANE para diciembre de 2008, en este caso Base 08=100.

(Fuente: R CREG 010/09, art. 2)

ARTÍCULO 4.9.4.3. PROCEDIMIENTO ANTE RETRASOS EN LA PUBLICACIÓN DEL IPC. Ante cualquier retraso en la publicación del IPC, por parte del DANE, las empresas de energía eléctrica y gas combustible ajustarán los cargos con el último índice vigente.

Si el DANE publica el IPC en fecha posterior al día 14 del mes de cálculo, las empresas podrán ajustar los cargos conforme a lo establecido en el artículo 2o de la presente resolución.

En este evento y para efectos de la publicación de las tarifas, las empresas volverán a calcular y publicar sus tarifas para el respectivo mes.

(Fuente: R CREG 010/09, art. 3)

Fórmulas para el servicio público de gas natural comprimido

ARTÍCULO 4.9.5.1. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS NATURAL COMPRIMIDO. La fórmula tarifaria General aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de Gas Natural Comprimido tendrá los siguientes componentes de cargos:

Cargo variable:

Cargo fijo:

donde:

j	=	Rango j de consumo.
m	=	Mes de prestación del servicio.
G_m	=	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural destinado a Usuarios Regulados, aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 35 de esta resolución.
T_m	=	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema Nacional de Transporte destinado a Usuarios Regulados, aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 36 de esta resolución.
p	=	Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte y en el Sistema de Distribución equivalente a 3.5%, desagregado en un 1% para el Sistema Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución.
TV_m	=	Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución independiente.
P_m	=	Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3, establecido en resolución independiente por la CREG.
Dv_jm	=	Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al distribuidor por uso de la red aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. No incluye la conexión. Este componente debe cumplir con lo establecido en el artículo 7o. y en el artículo 8o. de esta resolución.
Df_jm	=	Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. El componente fijo para los usuarios del primer rango de consumo de la canasta de tarifas será igual a cero.
C_m	=	Cargo máximo de Comercialización expresado en pesos por factura aplicable en el mes m de facturación.

PARÁGRAFO. Para aquellos mercados relevantes aprobados por la CREG y conformados por municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y Sistemas de Distribución de Gas Natural Comprimido, los componentes Tvm y Pm podrán incluirse dentro del componente Tm de la Fórmula Tarifaria General para el servicio de distribución gas natural por gasoductos.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 34)

ARTÍCULO 4.9.5.2. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DE LOS CARGOS PM Y TVM. El costo de compresión (Pm) de gas natural en $/m3 de que trata la presente resolución y el costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga (TVm) se actualizará utilizando las siguientes expresiones:

Donde:

Pm =	Costo de Compresión del gas natural correspondiente al mes m de prestación del servicio.
P0 =	Costo de Compresión del gas natural aprobado por resolución de la CREG y expresado en precios de diciembre de 2003.
IPPm-1	Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para el mes (m-1).
IPP0 =	Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para diciembre de 2003.
XT =	Factor de productividad mensual de la actividad de transporte de gas natural por ductos. Dicho factor será aplicable una vez la Comisión adopte el respectivo factor de productividad para la actividad de transporte de gas natural.
nm =	Número de meses transcurridos desde la entrada en vigencia de la presente resolución.

La actualización del TVm se realizará para cada uno de sus componentes de la siguiente manera:

a) La matriz origen-destino de GNC será actualizada por la Comisión los primeros días de enero con el Indice de Precios al Consumidor y la pondrá a disposición de los agentes para que sea utilizada todo el año calendario;

b) El costo de almacenamiento será actualizado así:

Donde:

A =	Costo de almacenamiento del gas natural correspondiente al mes m de prestación del servicio.
A0 =	Costo de almacenamiento del gas natural aprobado por resolución de la CREG y expresado en precios de diciembre de 2003.
IPP m-1 =	Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para el mes (m-1).
IPP 0 =	Índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para diciembre de 2003.
XT =	Factor de productividad mensual de la actividad de transporte de gas natural por ductos. Dicho factor sería aplicable una vez la Comisión adopte el respectivo factor de productividad para la actividad de transporte de gas natural.
nm =	Número de meses transcurrido desde la entrada en vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 008/05, art. 3)

ARTÍCULO 4.9.5.3. FÓRMULA PARA MERCADOS ATENDIDOS CON SISTEMAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN POR GASODUCTOS Y TRANSPORTE DE GNC. Para aquellos Mercados Relevantes aprobados por la CREG y conformados por municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y Sistemas de Distribución de Gas Natural Comprimido - GNC, los componentes TVm y Pm podrán incluirse dentro del componente Tm de la Fórmula Tarifaria General adoptando la siguiente fórmula:

Donde:

Tm =	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para municipios atendidos con Sistemas de Distribución y Transporte de gas natural por gasoductos y Sistemas de transporte de gas natural comprimido, aplicable en el mes m.
Tmo =	Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural por gasoducto en cada Sistema de Transporte, aplicable en el mes m.
Qo =	Volumen de gas en m3 transportado en gasoducto por cada Sistema de Transporte en el mes m. No debe ser superior al Q total del mercado, teniendo en cuenta que el QGNC usa el Sistema de Transporte.
TVm =	Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga.
Pm =	Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3.
QGNC =	Volumen de GNC en m3 transportado en vehículos de carga en el mes m.

PARÁGRAFO 1o. Para fusionar los costos de transporte de municipios del mercado relevante atendidos a través de sistemas de transporte por gasoductos con municipios atendidos con transporte de GNC, al momento de iniciar la prestación del servicio se debe verificar que el costo de prestación del servicio de gas natural en puerta de usuario sea inferior al costo equivalente en unidades de energía del servicio de GLP en puerta de usuario, de acuerdo con los datos reportados por la CREG para este energético. En caso de ser mayor, se debe establecer un cargo de transporte y compresión independiente por municipio que refleje los costos reales de prestación del servicio, de lo contrario podrá aplicarse la fórmula establecida en el presente artículo. Lo anterior aplica para los municipios en los cuales no se estaba prestando el servicio con transporte de GNC a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003.

PARÁGRAFO 2o. Se podrá establecer un cargo promedio ponderado, por concepto de TVm y Pm, entre los municipios donde se establezcan cargos de transporte y compresión independientes y que pertenezcan a un mismo mercado.

(Fuente: R CREG 008/05, art. 4)

Fórmulas para el servicio público de distribución de GLP

ARTÍCULO 4.9.6.1. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN DE GLP. La fórmula tarifaria General aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público de distribución domiciliaria de GLP por redes, tendrá los siguientes componentes de cargos:

Cargo variable:

Cargo Fijo:

donde:

t	=	Año t de aplicación de las fórmulas tarifarias vigentes para el servicio público domiciliario de GLP.
G_t	=	Ingreso Máximo por Producto del Gran comercializador de GLP en el año t. El G_t se define de acuerdo con lo establecido en las fórmulas tarifarias vigentes para el servicio público domiciliario de GLP, expresados en $/galón.
E_t	=	Ingreso Máximo por Transporte de GLP en el año t, entre los sitios de producción / importación hasta terminales de entrega del producto, de acuerdo con lo establecido en las fórmulas tarifarias vigentes para el servicio público domiciliario de GLP, expresado en $/galón.
N_t	=	Margen del comercializador Mayorista en el año t, de acuerdo con lo establecido en las fórmulas tarifarias vigentes para el servicio público domiciliario de GLP, expresado en $/galón.
T_t	=	Costo del transporte terrestre desde los terminales de entrega hasta los municipios donde se distribuye el producto por redes de tubería, calculado de acuerdo con lo establecido por la regulación vigente. El T_t lo fija directamente el distribuidor en $/galón⁽¹⁾, de acuerdo con las disposiciones que sobre la materia establece el Ministerio de Transporte, la Ley de Fronteras (Ley 191 de 1995) y demás disposiciones relacionadas.
F_v	=	Factor de conversión volumétrica que se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

donde:

Q_cm-1	=	Cantidad de galones de GLP adquirida por el distribuidor en el mes m-1.
I_m-1	=	Inventario final, en galones, del distribuidor en el mes m-1.
I_m-2	=	Inventario final, en galones, del distribuidor en el mes m-2.
Q_fm-1	=	Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida de la estación convertidora del distribuidor, en el mes m-1.
p	=	Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en las redes de distribución, equivalente a 2.5%
Dv_jm	=	Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al distribuidor por uso de la red aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. No incluye la conexión. Este componente debe cumplir con lo establecido en el artículo 7o y en el artículo 8o de esta resolución.
Df_jm	=	Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. El componente fijo para los usuarios del primer rango de consumo de la canasta de tarifas será igual a cero.
C_m	=	Cargo máximo de comercialización expresado en pesos por factura aplicable en el mes m de facturación.

PARÁGRAFO 1o. Los componentes de la fórmula tarifaria anterior que corresponden a la fórmula general del servicio público de GLP se modificarán cuando la fórmula tarifaria general de este servicio se modifique, complemente o sustituya.

PARÁGRAFO 2o. Cuando se trate de mezclas de propano, la CREG establecerá en resolución aparte las fórmulas aplicables para cada tipo de mezcla.

(Fuente: R CREG 011/03, art. 40)

Identificación de los índices de precios contenidos en las fórmulas tarifarias para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, para efectos de lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994

ARTÍCULO 4.9.7.1. INDICES DE PRECIOS DE LA FÓRMULA TARIFARIA. Para efectos de lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994, identifíquense los índices de precios incluidos en el Anexo de la presente resolución.

PARÁGRAFO. De conformidad con el artículo 125 de la Ley 142 de 1994, cada vez que se acumule una variación de, por lo menos, un tres por ciento (3%) en alguno de los índices de precios, identificados en el Anexo de la presente resolución, se actualizarán los componentes de la Fórmula Tarifaria de acuerdo con la respectiva variación de cada Indice de Precios, con sujeción a lo establecido en el mencionado artículo.

(Fuente: R CREG 010/05, art. 2)

ARTÍCULO 4.9.7.2. Identificación de los índices de precios contenidos en las fórmulas tarifarias para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, para efectos de lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994. 1. Determinación de Indices de Precios

Con base en las Fórmulas Tarifarias definidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, los índices de precios asociados con cada una de las Fórmulas Tarifarias, para todas y cada una de las empresas donde las fórmulas tengan aplicación en el período i, se determinarán de la siguiente forma:

donde:

	Es el Índice de Precios definido del componente W , en el período i, que acumula la variación en dicho componente.
W_i :	Es el precio (pesos por unidades de consumo) del componente W , en el período i .
W₀ :	Es el precio (pesos por unidades de consumo) del componente W , en el período base.

2. Variación de los Índices de Precios

De conformidad con las definiciones y prácticas corrientes, la variación entre el período i-p y el período i del índice de precios del componente W , se define como:

Para efectos de determinar la variación del 3%, de que trata el Artículo 125 de la Ley 142, se definen los subíndices i-p e i de la siguiente forma:

i :	Es el período para el cual se evalúa la aplicación de la variación del índice en un 3%
i-p:	Es el período en el que se actualizó por última vez la fórmula tarifaria.

3. Índices de Precios para Energía Eléctrica

3.1. Sistema Interconectado Nacional

Con base en las fórmulas definidas en la Resolución CREG 031 de 1997, se identifican los índices asociados con cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria para cada Comercializador así:

Costo Unitario de Prestación del Servicio

donde:

:	Es el Índice de Precios definido para el CU_n,m,t, en el período i (año t, mes m).
CU _n,i :	Es el Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica ($/kWh), en el nivel de tensión n, para el período i (año t, mes m).
CU _n,0 :	Es el Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica ($/kWh) , en el nivel de tensión n, CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Compra de Energía

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente G_m,t, en el período i (año t, mes m).
G_i :	Es el Costo de compra de energía ($/kWh), en el período i (año t, mes m).
G₀ :	Es el Costo de compra de energía ($/kWh), trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo Promedio por Uso del STN

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente T_m,t,z, en el período i (año t, mes m).
T_i :	Es el Costo promedio por uso del STN ($/kWh) correspondiente al período i (mes m del año t).
T₀ :	Es el Costo promedio por uso del STN ($/kWh), trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Distribución

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente D _n,t,m, en el período i (año t, mes m).
D_ni :	Es el Costo de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para del respectivo mercado correspondiente al período i (mes m del año t).
D_n0 :	Es Costo de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n del respectivo mercado, trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Comercialización

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente C _m,t en el período i (año t, mes m).
C_i :	Es el Costo de comercialización ($/kWh), en el período i (año t, mes m).
C₀ :	Es el Costo de comercialización ($/kWh), trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costos Adicionales del Mercado Mayorista

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente O _m,t en el período i (año t, mes m).
O_i :	Son los Costos adicionales del mercado mayorista ($/kWh), en el período i (año t, mes m).
O₀ :	Son los Costos adicionales del mercado mayorista ($/kWh), trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

3.2. Zonas No Interconectadas

Con base en las fórmulas definidas en la Resolución CREG-077 de 1997, se identifican los índices asociados con cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria para cada Comercializador así:

Costo de Prestación del Servicio

donde:

:	Es el Índice de Precios definido para el CPS_m,t, en el período i (año t, mes m).
CPS_i :	Es el Costo de Prestación del Servicio del Energía Eléctrica para Zonas No-Interconectadas ($/kWh) , en el período i (año t, mes m).
CPS₀ :	Es el Costo de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica para Zonas No-Interconectadas ($/kWh), trasladado en el CPS_m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Generación

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente G_t, en el período i (año t, mes m).
G_i :	Es el Costo de Generación calculado en $/kWh, en el período i (año t, mes m).
G₀ :	Es el Costo de Generación calculado en $/kWh, trasladado en el CPS_t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Distribución y Comercialización

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente DC_t, en el período i (año t, mes m).
DC_i :	Es el Costo de Distribución y Comercialización calculado en $/kWh, en el período i (año t, mes m).
DC₀ :	Es el Costo de Distribución y Comercialización calculado en $/kWh, trasladado en el CPS_t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

3.3 Archipiélago de San Andrés y Providencia

Con base en las fórmulas definidas en la Resolución CREG-073 de 1998, se identifican los índices asociados con cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria para cada Comercializador así:

Costo Unitario de Prestación del Servicio

donde:

	Es el Índice de Precios definido para el CU_n,m,t, en el período i (año t, mes m).
CU_ni :	Es el Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica para Archipiélago de San Andrés y Providencia, en el nivel de tensión n, ($/kWh) en el período i (año t, mes m).
CU_n0 :	Es el Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica para Archipiélago de San Andrés y Providencia, en el nivel de tensión n, ($/kWh), trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Generación y Transmisión

donde:

	Es el Índice de Precios definido del componente GT_m,t, en el período i (año t, mes m).
GT_i :	Es el Costo de Generación y Transmisión ($/kWh) a nivel de tensión III, en el período i (año t, mes m).
GT₀ :	Es el Costo de Generación y Transmisión ($/kWh) a nivel de tensión III trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Distribución

donde:

	Es el Índice de Precios definido del componente D _n,t,m, en el período i (año t, mes m).
Dn_i :	Es el Costo de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m correspondiente al período i (mes m del año t).
Dn₀:	Es Costo de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n, trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Comercialización

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente C _m,t en el período i (año t, mes m).
C_i :	Es el Costo de comercialización ($/kWh), en el período i (año t, mes m).
C₀ :	Es el Costo de comercialización ($/kWh), trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costos Adicionales

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente O _m,t en el período i (año t, mes m).
O_i :	Son los Costos adicionales ($/kWh), en el período i (año t, mes m).
O₀ :	Son los Costos adicionales ($/kWh), trasladado en el CU_n,m,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

4. Índices de Precios para Gas Natural

Sin perjuicio de la aplicación del Kst en la forma prevista en las fórmulas definidas en la Resolución CREG-057 de 1996, se identifican los índices asociados a cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria para cada Distribuidor - Comercializador así:

Cargo Promedio Máximo

donde:

:	Es el Índice de Precios definido para el Ms_,t, en el período i (año t).
Ms_i :	Es el Cargo Promedio Máximo del Servicio de Gas Natural ($/m3) , en el período i (año t).
Ms₀ :	Es el Cargo Promedio Máximo del Servicio de Gas Natural ($/m3), trasladado en el Ms_,t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Compra de Gas Natural

donde:

.	Es el Índice de Precios definido del componente G_t en el período i (año t)
G_i :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³, para compras de gas natural ,en el período i (año t).
G₀ :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³, para compras de gas natural trasladado en el MS_t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Transporte

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente T_t en el período i (año t)
T_i :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³ de transporte en troncal, en el período i (año t).
T₀ :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³ de transporte en troncal trasladado en el MS_t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Distribución

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente D_t en el período i (año t)
D_i :	Es el Cargo Promedio Máximo Unitario en $/m³ permitido al distribuidor por uso de la red, en el período i (año t).
D₀ :	Es el Cargo Promedio Máximo Unitario en $/m³ permitido al distribuidor por uso de la red trasladado en el MS_t aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Comercialización

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente S_t en el período i (año t)
S_i :	Es el Cargo o Margen Máximo Unitario en $/m³ de Comercialización, en el período i (año t).
S₀ :	Es el Cargo o Margen Máximo Unitario en $/m³ de Comercialización trasladado en el MS_t, aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

4.1. Gas Natural - Opción Tarifaria

Con base en las fórmulas definidas en la Resolución CREG-007 de 2000, se identifican los índices asociados a cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria para cada Distribuidor - Comercializador así:

Cargo Máximo Unitario

donde:

:	Es el Índice de Precios definido para el Ms_,t, en el período i (año t, mes m).
Ms_i :	Es el Cargo Promedio Máximo del Servicio de Gas Natural ($/m3) , en el período i (año t, mes m).
Ms₀ :	Es el Cargo Promedio Máximo del Servicio de Gas Natural ($/m3), trasladado en el Ms_m aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Compra de Gas Natural

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente G_m en el período i (año t, mes m).
G_i :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³ para Compras de Gas Natural en el Sistema Nacional de Transporte, en el período i (año t, mes m).
G₀ :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³ para Compras de Gas Natural en el Sistema Nacional de Transporte, trasladado en el Ms_m aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Transporte

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente T_m en el período i (año t, mes m).
T_i :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³ para el Transporte de Gas en el Sistema Nacional de Transporte, en el período i (año t, mes m).
T₀ :	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m³ para el Transporte de Gas en el Sistema Nacional de Transporte, trasladado en el Ms_m aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Distribución

donde

:	Es el Índice de Precios definido del componente D_m en el período i (año t, mes m)
D_i :	Es el Cargo Promedio Máximo Unitario en $/m³ permitido al distribuidor por uso de la red, en el período i (año t, mes m).
D₀ :	Es el Cargo Promedio Máximo Unitario en $/m³ permitido al distribuidor por uso de la red trasladado en el MS_m aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Costo de Comercialización

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente S_m en el período i (año t, mes m)
S_i :	Es el Cargo o Margen Máximo Unitario en $/m³ de Comercialización, en el período i (año t, mes m).
S₀ :	Es el Cargo o Margen Máximo Unitario en $/m³ de Comercialización trasladado en el MS_m, aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

5. Indices de Precios para Gas Licuado de Petróleo

Con base en las fórmulas definidas en la Resolución CREG-083 de 1997, se hacen explícitos los índices asociados a cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria para cada Distribuidor así:

Tarifas al Público

donde:

:	Es el Índice de Precios definido para el M, en el período i (año t).
M_i :	Son las Tarifas al Público del Servicio de Gas Licuado de Petróleo ($/galón) , en el período i (año t).
M₀ :	Son las Tarifas al Público del Servicio de Gas Licuado de Petróleo ($/galón), en el período i (año t). trasladado en el M aplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Ingreso por Producto al Gran Comercializador

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente G en el período i (año t)
G_i :	Es el Ingreso Máximo por Producto del Gran Comercializador ($/galón),en el período i (año t).
G₀ :	Es el Ingreso máximo por producto del gran comercializador ($/galón) trasladado en el Maplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Ingreso al Gran Comercializador por Transporte

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente E en el período i (año t)
E_i :	Es el Ingreso Máximo del Gran Comercializador por Transporte ($/galón), en el período i (año t).
E₀ :	Es el Ingreso Máximo del Gran Comercializador por Transporte ($/galón) trasladado en el Maplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Margen de Seguridad

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente Z en el período i (año t)
Z_i :	Es el Margen de Seguridad ($/galón), en el período i (año t).
Z₀ :	Es el Margen de Seguridad ($/galón) trasladado en el Maplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Margen del Comercializador Mayorista

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente N en el período i (año t)
N_i :	Es el Margen del Comercializador Mayorista ($/galón), en el período i (año t).
N₀ :	Es el Margen del Comercializador Mayorista ($/galón) trasladado en el Maplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

Margen del Distribuidor

donde:

:	Es el Índice de Precios definido del componente N en el período i (año t)
D_i :	Es el Margen del Distribuidor ($/galón), en el período i (año t).
D₀ :	Es el Margen del Distribuidor ($/galón) trasladado en el Maplicado por vez primera en el cálculo de tarifas.

(Fuente: R CREG 112/01, ANEXO)

ARTÍCULO 4.9.7.3. Identificación de los índices de precios contenidos en las fórmulas tarifarias para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, para efectos de lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994. 1. Determinación de Indices de Precios

Los índices se determinan conforme se establecieron en el numeral 1 del anexo de la Resolución CREG 112 de 2001.

2. Variación de los Indices de Precios

La variación entre períodos de un componente se define conforme al numeral 2 del anexo de la Resolución CREG 112 de 2001.

3. Indices de Precios para gas natural por redes de tubería

Con base en la fórmula definida en el artículo 32 de la Resolución CREG-011 de 2003, se identifican los índices asociados a cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria General para usuarios regulados del servicio público de gas natural por redes de tubería para cada Distribuidor - Comercializador así:

Componente Cargo Variable

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente del cargo variable del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Variable del Servicio de Gas Natural ($/m3), para el rango j período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Variable del Servicio de Gas Natural ($/m3), para el rango j aplicado en el período base.

Componente Cargo Fijo

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente cargo fijo del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Fijo del Servicio de Gas Natural ($/factura), para el rango j período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Fijo del Servicio de Gas Natural ($/factura), para el rango j aplicado en el período base.

Costo de Compras de Gas Natural

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Gm en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para Compras de Gas Natural destinado a usuarios regulados, aplicable en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para Compras de Gas Natural destinado a usuarios regulados, aplicado en el período base.

Costo de Transporte

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Tm en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para el Transporte de Gas en el Sistema Nacional de Transporte, destinado a usuarios regulados, aplicable en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para el Transporte de Gas en el Sistema Nacional de Transporte, destinado a usuarios regulados, aplicado en el período base.

Componente Variable Cargo de Distribución

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente variable del cargo de distribución del rango j en el período i (año t, mes m)
:	Es el componente variable del cargo de distribución por uso de la red, en $/m3, del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente variable del cargo de distribución por uso de la red, en $/m3, del rango j , aplicado en el período base. Si el distribuidor cambia los rangos aplicables a sus usuarios, el componente correspondiente a ese período, pasa a ser la nueva base (Dvj0).

Componente Fijo Cargo de Distribución

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente fijo del cargo de distribución del rango j en el período i (año t, mes m)
:	Es el componente fijo del cargo de distribución por uso de la red, en $/factura, del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente fijo del cargo de distribución por uso de la red, en $/factura, del rango j , aplicado en el período base. Si el distribuidor cambia los rangos aplicables a sus usuarios, el componente correspondiente a ese período, pasa a ser la nueva base (Dfj0).

Cargo de Comercialización

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Cm en el período i (año t, mes m)
:	Es el Cargo Máximo de Comercialización en $/factura, en el período i (año t, mes m).
:	Es el Cargo Máximo de comercialización en $/factura aplicado en el período base.

4. Indices de Precios para gas natural comprimido

Con base en la fórmula definida en el artículo 34 de la Resolución CREG-011 de 2003, se identifican los índices asociados a cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria General para usuarios regulados del servicio público de gas natural comprimido para cada Distribuidor-Comercializador así:

Componente Cargo Variable

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente del cargo variable del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Variable del Servicio de Gas Natural Comprimido ($/m3), para el rango j período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Variable del Servicio de Gas Natural Comprimido ($/m3), para el rango j aplicado en el período base.

Componente Cargo Fijo

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente cargo fijo del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Fijo del Servicio de Gas Natural comprimido ($/factura), para el rango j período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Fijo del Servicio de Gas Natural comprimido ($/factura), para el rango j aplicado en el período base.

Costo de Compras de Gas Natural

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Gm en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para Compras de Gas Natural destinado a usuarios regulados, aplicable en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para Compras de Gas Natural destinado a usuarios regulados, aplicado en el período base.

Costo de Transporte

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Tm en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para el Transporte de Gas en el Sistema Nacional de Transporte, destinado a usuarios regulados, aplicable en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Promedio Máximo Unitario en $/m3 para el Transporte de Gas en el Sistema Nacional de Transporte, destinado a usuarios regulados, aplicado en el período base.

Costo de Transporte Gas Natural Comprimido

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Tvm en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Máximo Unitario en $/m3 para el Transporte de Gas natural comprimido en vehículos de carga, aplicable en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo Máximo Unitario en $/m3 para el Transporte de Gas natural comprimido en vehículos de carga, aplicado en el período base.

Componente Variable Cargo de Distribución

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente variable del cargo de distribución del rango j en el período i (año t, mes m)
:	Es el componente variable del cargo de distribución por uso de la red, en m3, del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente variable del cargo de distribución por uso de la red, en $/m3, del rango j , aplicado en el período base. Si el distribuidor cambia los rangos aplicables a sus usuarios, el componente correspondiente a ese período, pasa a ser la nueva base (Dvj0).

Componente Fijo Cargo de Distribución

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente fijo del cargo de distribución del rango j en el período i (año t, mes m)
:	Es el componente fijo del cargo de distribución por uso de la red, en $/factura, del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente fijo del cargo de distribución por uso de la red, en $/factura, del rango j , aplicado en el período base. Si el distribuidor cambia los rangos aplicables a sus usuarios, el componente correspondiente a ese período, pasa a ser la nueva base (Dfj0).

Costo de Compresión

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Pm en el período i (año t, mes m)
:	Es el Costo de compresión en $/m3, en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo de compresión en $/m3 aplicado en el período base.

Cargo de Comercialización

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Cm en el período i (año t, mes m)
:	Es el Cargo Máximo de Comercialización en $/factura, en el período i (año t, mes m).
:	Es el Cargo Máximo de comercialización en $/factura aplicado en el período base.

5. Indices de Precios para GLP por redes

Con base en la fórmula definida en el artículo 40 de la Resolución CREG-011 de 2003, se identifican los índices asociados a cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria General para usuarios regulados del servicio público de distribución de GLP para cada Distribuidor-Comercializador así:

Componente Cargo Variable

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente del cargo variable del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Variable del Servicio de GLP ($/m3), para el rango j período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Variable del Servicio de GLP ($/m3), para el rango j aplicado en el período base.

Componente Cargo Fijo

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente cargo fijo del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Fijo del Servicio de GLP ($/factura), para el rango j período i (año t, mes m).
:	Es el componente Cargo Fijo del Servicio de GLP ($/factura), para el rango j aplicado en el período base.

Ingreso por Producto al Gran Comercializador

Tal y como se definió en el numeral 5 del anexo de la Resolución CREG 112 de 2001.

Ingreso por Transporte

Tal y como se definió en el numeral 5 del anexo de la Resolución CREG 112 de 2001.

Margen del Comercializador Mayorista

Tal y como se definió en el numeral 5 del anexo de la Resolución CREG 112 de 2001.

Costo de Transporte Terrestre

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Tt en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo del transporte terrestre en $/gal desde los terminales de entrega hasta los municipios donde se distribuye el producto, aplicable en el período i (año t, mes m).
:	Es el Costo del transporte terrestre en $/gal desde los terminales de entrega hasta los municipios donde se distribuye el producto, aplicado en el período base.

Componente Variable Cargo de Distribución

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente variable del cargo de distribución del rango j en el período i (año t, mes m)
:	Es el componente variable del cargo de distribución por uso de la red, en $/m3, del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente variable del cargo de distribución por uso de la red, en $/m3, del rango j , aplicado en el período base. Si el distribuidor cambia los rangos aplicables a sus usuarios, el componente correspondiente a ese período, pasa a ser la nueva base (Dvj0).

Componente Fijo Cargo de Distribución

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente fijo del cargo de distribución del rango j en el período i (año t, mes m)
:	Es el componente fijo del cargo de distribución por uso de la red, en $/factura, del rango j en el período i (año t, mes m).
:	Es el componente fijo del cargo de distribución por uso de la red, en $/factura, del rango j , aplicado en el período base. Si el distribuidor cambia los rangos aplicables a sus usuarios, el componente correspondiente a ese período, pasa a ser la nueva base (Dfj0).

Cargo de Comercialización

Donde:

:	Es el Indice de Precios definido para el componente Cm en el período i (año t, mes m)
:	Es el Cargo Máximo de Comercialización en $/factura, en el período i (año t, mes m).
:	Es el Cargo Máximo de comercialización en $/factura aplicado en el período base.

(Fuente: R CREG 010/05, Anexo)

Fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados

Aspectos generales

ARTÍCULO 4.9.8.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en Mercados Relevantes de Comercialización en donde se presta el servicio sin exclusividad.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.8.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todos los Comercializadores que, estando organizados en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios finales en Mercados Relevantes de Comercialización, con excepción de aquellos donde la prestación del servicio se haga bajo el esquema de áreas de servicio exclusivo.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 3)

Fórmula tarifaria aplicable a los usuarios regulados del servicio público de gas combustible por redes de tubería

ARTÍCULO 4.9.8.2.1. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES A LOS USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. Las Fórmulas Tarifarias Generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería serán las siguientes:

Cargo variable:

Cargo fijo:

Donde:

CUv_m,i,j	=	Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m₃), aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
Cuf_m,i,j	=	Componente fijo del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería expresado en ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Mercado Relevante de Comercialización i y atendidos por el comercializador j.
m	=	Mes de prestación del servicio.
i	=	Mercado Relevante de Comercialización.
j	=	Comercializador
G_m,i,j	=	Costo Promedio Unitario en ($/m₃) correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón y/o GLP por redes y/o aire propanado, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Este costo se determina conforme se establece en el Capítulo III de la presente resolución.
T_m,i,j	=	Costo unitario en ($/m₃) correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j, calculado conforme se establece en el Capítulo IV de esta resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (T_m,i,j), y/o transporte terrestre de gas combustible (TV_m,i,j) y/o compresión (P_m,i,j) de Gas Natural Comprimido (GNC).
D_m,i,j	=	Costo expresado en ($/m₃) por uso del Sistema de Distribución de gas combustible destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. No incluye la conexión al usuario final.
Fpc_m,i,j.	=	Factor multiplicador de poder calorífico aplicable al componente del costo de distribución el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Este se determina como se establece en el parágrafo del artículo 12 de esta resolución.
Cv_m,i,j	=	Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/m₃) del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
Cc_m,i,j	=	Costo unitario, expresado en ($/m₃), correspondiente a la confiabilidad del servicio de gas combustible aplicable en el mes m y de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras este es definido será cero.
Cf_m,i,j	=	Componente fijo del costo de comercialización expresado en pesos por factura del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
	=	Pérdidas reconocidas. Este valor se determinará conforme al proceso establecido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de gas combustible) o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

PARÁGRAFO. El costo de prestación del servicio en un período dado corresponderá a la suma de: i) el producto entre el consumo en m₃ en dicho período y la componente variable del costo unitario (CUv_m,i,j); y ii) el valor del componente fijo del costo unitario (CUf_m,i,j).

(Fuente: R CREG 137/13, art. 4)

Opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de prestación del servicio público de gas combustible por redes de tubería

ARTÍCULO 4.9.8.3.1. OBJETO. Esta resolución tiene por objeto ofrecer una opción tarifaria que podrán aplicar los comercializadores de gas combustible por redes de tubería para determinar el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio que se traslada a los usuarios regulados del servicio.

(Fuente: R CREG 184/14, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.8.3.2. OPCIÓN TARIFARIA Y REQUISITOS PARA ACOGERSE A LA MISMA. Las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería podrán continuar calculando el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería conforme a lo definido en la Resolución CREG 137 de 2013 u optar por calcular dicho costo conforme a las reglas que se definen a continuación:

Para acogerse a la opción tarifaria, las empresas deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. Que la variación mensual del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería sea superior a dos veces la variación anual del Índice de Precios al Consumidor (IPC) al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al mes de cálculo.

2. La empresa deberá informar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) mediante comunicación suscrita por el Representante Legal, la decisión de acogerse a la opción tarifaria en los términos previstos en esta Resolución.

3. La opción tarifaria de que trata esta Resolución solamente podrá ser aplicada por la respectiva empresa una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 en relación con la actualización del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería de que trata la Resolución CREG 137 de 2013 y una vez haya cumplido la obligación de publicar la tarifa que resulte de aplicar la opción tarifaria. Esta publicación deberá ser remitida a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la CREG.

4. El comercializador podrá aplicar la opción tarifaria definida en esta resolución para recuperar los incrementos, del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se traslada a los usuarios regulados, en un plazo máximo de treinta y seis (36) meses.

5. El Comercializador que haya escogido la opción tarifaria definida en la presente resolución, podrá durante el plazo señalado en el numeral anterior, definir el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería nuevamente a partir del Costo que resulte de aplicar la Resolución CREG 137 de 2013. La aplicación del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería será inmediata una vez se dé cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 y se haya informado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con copia a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

6. En este último caso los saldos acumulados que existiesen, no podrán ser trasladados en la tarifa al usuario final.

7. Para calcular el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería resultante de la opción tarifaria, el Comercializador j del Mercado Relevante de Comercialización i utilizará la siguiente expresión:

Donde:

m	Mes para el cual se calcula Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería.
PV	Porcentaje de variación mensual que aplicará el Comercializador j sobre el componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. Este será definido por cada comercializador y podrá cambiar de un mes a otro, pero deberá asegurarse que en los siguientes treinta y seis (36) meses permita recuperar el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. En cualquier caso, el PV para el primer mes no podrá superar el 3% y el PV acumulado de los primeros 12 meses no podrá superar el 8%.
SA_m,i,j	Saldo Acumulado, expresado en $, del Comercializador j para el mes m del Mercado Relevante de Comercialización i, por las diferencias entre el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería real o calculado CUvR_m,i,j y el Costo Promedio Unitario del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería aplicado CUvA_m,i,j. A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero.
VR_m-1,i,j	Ventas de gas a usuarios regulados, en el mes m-1 efectuadas por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Distribución j, expresado en m³.
CUvR_m,i,j	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m³, calculado para el mes m, conforme la Resolución CREG 137 de 2013, para los usuarios regulados que son atendidos por el Comercializador j, en el Mercado de Comercialización i.
CUvA_m,i,j	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m³, aplicado en el mes m, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i.
CUvA_m-1,i,j	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m³, aplicado en el mes m-1, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i.
r	Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al comercializador por los saldos acumulados en la variable SA_m,i,j. Este valor equivaldría al promedio de la tasa de créditos de ordinarias para un plazo entre 366 y 1095 días reportado por los establecimientos bancarios, y publicado por el Banco de la República para la última semana que se encuentre disponible para el mes anterior al mes de cálculo.

8. Al momento de acogerse a la opción tarifaria el Comercializador deberá indicar el Porcentaje de variación mensual (PV) a aplicar. Cualquier modificación en la aplicación de la opción tarifaria deberá ser informada a la CREG y a la SSPD.

9. El Comercializador que se haya acogido a la opción tarifaria deberá mantener actualizada la información relativa a los saldos acumulados y el histórico de los valores que se trasladan a la tarifa del usuario final.

10. Además de lo establecido en la regulación vigente en relación con la información que debe contener la factura, el comercializador deberá incluir el Costo de Prestación del Servicio obtenido con la opción tarifaria y la tarifa que corresponda.

11. Una vez el Comercializador determine el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se traslada a los usuarios regulados con base en la opción tarifaria establecida en la presente resolución, aplicará las disposiciones vigentes entre subsidios para efectos de determinar la tarifa.

(Fuente: R CREG 184/14, art. 2)

Costos de compras de gas combustible

ARTÍCULO 4.9.8.4.1. COSTO DE COMPRAS DE GAS COMBUSTIBLE (GM,I,J). El costo de compras de gas se calculará con base en el gas combustible suministrado, de acuerdo con lo siguiente:

5.1. Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

Para el caso de suministro de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón, para la determinación del costo de gas se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

G_m,i,j	=	Costo Promedio Unitario expresado en ($/m₃₎ correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
CCG_m-1,i,j,l	=	Costo de las Compras, en dólares de los Estados Unidos de América (USD), de i) Gas Natural con respaldo físico y/o ii) Gas Metano en Depósitos de Carbón con respaldo físico con destino a usuarios regulados, en el mes m-1, para el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el Comercializador j, inyectado en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o en los puntos de inyección al sistema de distribución "l". No incluye pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros. El costo se refiere al valor del gas combustible comprado y facturado por el vendedor, de acuerdo al respectivo contrato. Para el costo de compras de gas natural, se debe tener en cuenta lo establecido en el numeral 5.1.1. de esta resolución.
V_m-1,i,j,l	=	Es el volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución "l" con destino a usuarios regulados, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j expresado en metros cúbicos (m₃), y corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
TRM_(m-1)	=	Tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes m-1.

5.1.1. Compras de gas natural para la atención de usuarios regulados.

Las cantidades de gas natural cuyo costo se trasladará a los usuarios regulados conforme a la fórmula tarifaria durante cada año del período tarifario se definirán de acuerdo a este numeral.

A) Declaraciones de compras de gas realizadas mediante mecanismos de comercialización en vigor antes de la entrada de vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013

Los comercializadores que tengan contratado gas con respaldo físico mediante los mecanismos de comercialización en vigor antes de la entrada de vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013 y su fecha de terminación sea posterior a 1o de enero de 2014, deberán declarar en los primeros (5) días de noviembre de 2013 a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD la siguiente información:

-- Número de contrato

-- Fecha de inicio y terminación del contrato

-- Proveedor

-- Cantidades en MBTUD adquiridas mediante estos contratos con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por cada uno de los respectivos Mercados Relevantes de comercialización donde presta el servicio.

-- Precio

B) Declaraciones de compras de gas realizadas mediante los mecanismos de comercialización establecidos en la Resolución CREG 089 de 2013

Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año el Comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD, la cantidad de gas natural que compró con respaldo físico para el período diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra para la atención de la demanda regulada.

-- Número de contrato

-- Fecha de inicio y terminación del contrato

-- Proveedor

-- Precio

Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de sus servicios, la Superintendencia podrá consultar esta información a dicho agente.

C) Definición del Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural para Mercados Relevantes de Comercialización con consumos mensuales mayores o iguales a siete millones de metros cúbicos (= 7.000.000 m₃)

Los comercializadores que atiendan Mercados Relevantes de Comercialización cuyo consumo de gas sea mayor o igual a siete millones de metros cúbicos (= 7.000.000 m₃) deberán definir un rango de cantidades de compras de gas natural, de acuerdo con lo siguiente:

1. Dentro de los primeros (5) días calendario de junio de cada año t, los comercializadores reportarán a la Comisión la información correspondiente a los datos históricos de consumo diario de los usuarios regulados del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j. En el año 2013 esta información corresponderá a los dos (2) años anteriores y deberá reportarse dentro de los primeros (5) días siguientes a la fecha de publicación de la presente resolución.

La Comisión podrá solicitar certificación de la información correspondiente a estas cantidades a los transportadores y podrá hacer las pruebas o auditorías que considere necesarias para verificar la veracidad de dichas cifras.

Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de los servicios, él consolidará y reportará esta información.

2. Dentro de los primeros (15) días calendario de junio de cada año t, la CREG con la información del Sistema Único de Información - SUI, determinará las cantidades de gas natural mensuales demandadas durante los meses de enero a diciembre por los usuarios regulados en el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j correspondiente a los dos (2) años anteriores al año t.

Con la información anterior y para cada uno de los dos (2) años anteriores al año t, se establecerá la cantidad máxima mensual histórica de consumo y el consumo mínimo mensual que se presentó en cada uno de esos años, así:

Donde:

Qmaxh_(t-a)i,j	=	Cantidad máxima mensual histórica del año (t-a): La cantidad máxima histórica de consumo diario de gas natural en metros cúbicos (m₃) demandada realmente por los usuarios regulados en un día cualquiera del año (t-a) en el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j. Este valor se multiplica por 30 y 0.95.
Qminh_(t-a)i,j	=	Cantidad mínima histórica de gas natural en metros cúbicos (m₃) demandada realmente por los usuarios regulados en un mes cualquiera del año (t-a) en el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
Qh pico diario_(t-a),i,j	=	Cantidad de demanda diaria real histórica de gas natural, correspondiente al máximo consumo diario de los usuarios regulados en el año (t-a) en el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j. Expresada en metros cúbicos.
	=	Cantidad de demanda real histórica de gas natural en metros cúbicos (m₃) de los usuarios regulados en el mes de enero del año (t-a) en el mercado de comercialización i y que es atendida por el comercializador j. Así para el resto de meses del año. Estos valores se normalizan a meses de 30 días.
a	=	Año histórico de 1 a 2. Este corresponde a cada uno de los cinco años anteriores al año t.
t	=	Corresponde al año calendario en el que se realizan las compras de gas.

3. Posteriormente, se determinará para cada año de los dos (2) anteriores al año t, la variable d_(t-a),i,j que corresponde a la diferencia porcentual que hay entre el consumo máximo y mínimo de cada año, así:

Donde:

d_(t-a),i,j

Diferencia porcentual entre el consumo histórico máximo y mínimo en cada uno de los años en el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.

4. Luego se establecerá el valor d_y,i,j que corresponde al mínimo valor de los d_(t-a),i,j que se presentaron durante los dos años . Este valor será el que se utilizará para la definición del rango del año y.

5. La CREG publicará los valores d_y,i,j para cada Mercado Relevante de Comercialización que cumpla con el criterio de consumo definido al inicio de este literal.

6. El comercializador determinará el límite superior del rango de cantidad de compras de gas aplicable en el año y el cual corresponderá a la sumatoria de las cantidades de gas natural que el comercializador j compró con respaldo físico para la atención de la demanda del Mercado Relevante de Comercialización i, así:

7. El límite inferior del rango de cantidad de compras de gas aplicable en el año y se fijará como el valor de la sumatoria de las cantidades de gas natural que el comercializador j compró con respaldo físico para la atención de la demanda del Mercado Relevante de Comercialización i por el valor de d_y,i,j.

Donde:

d_y,i,j	=	Porcentaje que determina cómo trasladar a los usuarios regulados, del Mercado Relevante de Comercialización i, atendidos por el comercializador j, las cantidades con sus respectivos costos de los contratos que garantizan firmeza.
QMaxtrasUR_m,i,j,y	=	Cantidad máxima mensual de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada en el año y del Mercado Relevante de Comercialización i, en el mes m y que es atendida por el comercializador j.
Q_cf,m,i,j,y	=	Cantidad mensual de las compras de gas con respaldo físico, en MBTU, declaradas por el comercializador j para la atención de la demanda regulada del Mercado Relevante de Comercialización i para el año y.
Q_Minm,i,j,y	=	Cantidad mínima mensual del intervalo de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada del Mercado Relevante de Comercialización i para el año y, que es atendida por el comercializador j.
Q_realm,i,j,y	=	Cantidad mensual de gas natural en MBTU realmente demandada por los usuarios regulados del Mercado Relevante de Comercialización i, para el año y, que es atendida por el comercializador j.
y	=	Corresponde al año de uso de las compras de gas y para el cual se define el rango. Este año va desde el 1o de diciembre del año t hasta el 30 de noviembre del año (t+1).

D) Cantidades que se pueden trasladar al usuario regulado

Conforme al Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural establecido en el literal anterior, se podrán trasladar al usuario regulado los costos de las cantidades de gas así:

i) Si Q_{realm,i,j,y >} Q_{MaxtrasURm,i,j,y}	Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo de gas correspondiente a la cantidad de gas comprada con respaldo físico.
ii) Si QMaxtrasUR_m,i,j,y > Q_realm,i,j,y > Q_Minm,i,j,y	Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo total de la cantidad de gas comprada con respaldo físico por el Comercializador para atender la demanda regulada. A este costo se le restarán los ingresos por venta de excedentes conforme a lo establecido en el literal E de este artículo.
iii) Si Q_realm,i,j,y < Q_Minm,i,j,y	Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado solo el costo del gas correspondiente a la cantidad real de gas demandada por los usuarios regulados que son atendidos por el comercializador.

PARÁGRAFO 1o. Los comercializadores que atiendan Mercados Relevantes de Comercialización cuyo consumo de gas mensual sea menor a siete millones de metros cúbicos (<7.000.000 m₃) podrán trasladar directamente los costos de las cantidades compradas y declaradas según los literales A y B de este artículo sin calcular el rango de consumo que se describe en los literales C y D de este mismo artículo. Así mismo, podrán trasladar las compras de gas con respaldo físico realizadas mediante negociaciones directas en cualquier momento del año y que hayan sido declaradas a la - SSPD.

PARÁGRAFO 2o. La determinación de si un Mercado Relevante de Comercialización tiene un consumo de gas mensual mayor o igual a 7.000.000 m₃ se hará con el resultado de la mediana estadística de los valores de consumos mensuales obtenidos por el comercializador en el Mercado Relevante de Comercialización durante el año anterior a la compra de gas (t-1). Esta información corresponderá a la reportada por el comercializador en el Sistema Único de Información - SUI.

PARÁGRAFO 3o. En resolución aparte la CREG podrá establecer incentivos en el margen de comercialización que permitan a los comercializadores obtener mejores precios del gas natural, de tal forma que resulten mejores tarifas para sus usuarios regulados.

PARÁGRAFO 4o. Para Mercados Relevantes de Comercialización nuevos o donde no haya habido prestación del servicio, el comercializador utilizará para la definición del rango de compras de gas natural, su propio criterio pero teniendo como referencia la demanda de cada uno de los primeros cinco años de la proyección de la demanda correspondiente a su solicitud tarifaria.

PARÁGRAFO 5o. Para el caso en que el comercializador compre gas con respaldo físico mediante negociaciones directas en cualquier momento del año, el Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural deberá recalcular la sumatoria del , establecido en el numeral 5, en el mes siguiente que se cambien las cantidades compradas de gas con respaldo físico y se lo declarará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD.

PARÁGRAFO 6o. Para las compras de gas que se efectúen conforme a la Resolución CREG 089 de 2013 para atender la demanda regulada desde el 1o de enero del año 2014 hasta el 30 de noviembre del año 2014, la CREG efectuará todo el procedimiento establecido en este artículo, entendiéndose como año t-1 como el año 2012 y el año y el año 2014, así mismo, el comercializador determinará las cantidades conforme a lo establecido en el numeral 1 de este artículo dentro de los cinco (5) primeros días de enero de 2014.

E) Ingresos por ventas de excedentes

Para el Comercializador que define Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural y deba aplicar lo establecido en el numeral ii) del literal D) y para el comercializador que no aplique este rango pero reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes del gas combustible contratado para el sector regulado, el costo de gas se determinará así:

1. Si el gas excedentario es vendido por el comercializador:

2. Si el gas excedentario es vendido por el Gestor del Mercado:

Donde:

CTCG_m-1,i,j	=	Costo total de las compras de gas en el mes m-1, en el Mercado Relevante de Comercialización i y por el comercializador j.
IVE_m-1,i,j	=	Ingresos por venta de excedentes de gas en el mes m-1, en el Mercado Relevante de Comercialización i y por el comercializador j.

F) Insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia o racionamiento programado

Los comercializadores podrán trasladar a sus usuarios el costo del gas adquirido a exportadores solo a precios CODE por las cantidades de gas contratadas en firme que los respectivos vendedores no puedan suministrar por presentarse las situaciones de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya.

G) Aplicación de estas disposiciones

Lo dispuesto en el numeral 5.1.1 de esta resolución también se aplicará anualmente para las compras de gas que se efectúen conforme a la Resolución CREG 089 de 2013 mediante contratos cuya vigencia sea de cinco años.

5.2. Gas Licuado de Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP)

En el caso de suministros de Gas Licuado del Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP), se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

G_m,j,j	=	Costo Promedio Unitario $/kg correspondiente a las compras de GLP, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
PMS_(m-1)i,j	=	Costo total de compras de gas, expresado en pesos en el mes m-1, con destino a usuarios regulados del Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j y calculado con base en la metodología de costo máximo de traslado de compras de GLP establecida en el artículo 4 de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento de GLP del distribuidor de gas combustible por redes. El precio del GLP se define de acuerdo con lo establecido en las resoluciones vigentes de la CREG que determinen el precio del producto para las diferentes fuentes u origen del gas.
Cglp_(m-1),i,j	=	Cantidad de GLP inyectada a la red de distribución en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados del Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j, expresada en kilogramos. Cuando en la red de distribución se inyecte AP, este valor corresponde a la cantidad de GLP inyectada al sistema de distribución a través del sistema de producción del AP.

PARÁGRAFO. El comercializador de gas combustible por redes que utilice GLP deberá acogerse a todas las disposiciones y obligaciones establecidas en el Reglamento de Comercialización Mayorista de Gas Licuado de Petróleo, contenidas en la Resolución CREG 053 de 2011, o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, con el fin de adquirir el producto para atender a los usuarios de la red de distribución.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 5)

ARTÍCULO 4.9.8.4.2. DETERMINACIÓN DEL COSTO DEL GAS CUANDO LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO SE HACE CON DIFERENTES GASES COMBUSTIBLES. Cuando se suministre Gas Natural (GN) y Aire Propanado (AP) en un mismo Mercado Relevante de Comercialización, el Gm,i,j resultante será un promedio ponderado entre: i) los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y ii) los costos unitarios de compra (Gm,i,j) de cada combustible, calculado con la siguiente fórmula:

Donde:

G_m,i,j	=	Costo Promedio Unitario expresado en $/m₃ para compras de gas para el mes m en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
Ge_m-1,i,j	=	Costo Promedio del gas e, expresado en $/m₃, inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
Ve_m-1,i,j	=	Volumen del gas e, expresado en m₃, inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.
Vt_m-1,i,j	=	Volumen total corregido de los n gases Ge inyectados al sistema de distribución, expresado en m₃, en el mes m-1 el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 6)

Costos de transporte

ARTÍCULO 4.9.8.5.1. COSTO DE TRANSPORTE DE GAS COMBUSTIBLE (TM,I,J). El costo unitario de transporte se calculará con base en las siguientes expresiones:

7.1. Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

En el caso de transporte de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón por el Sistema Nacional de Transporte (SNT) y/o Gas Natural Comprimido, se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

T_m,i,j		Costo Promedio Unitario en $/m₃ correspondiente al transporte de gas natural, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
CTT_m-1,i,j		Costo de transporte de gas combustible en el mes m-1, de i) Capacidad de Transporte Gas Natural adquirida a través de contratos firmes incluyendo los costos por capacidad y los costos por volumen, en dólares de los Estados Unidos de América (USD) y/o ii) transporte de Gas Metano en Depósitos en de Carbón dólares de los Estados Unidos de América (USD), con destino a usuarios regulados en el mes m-1, para el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j. Estos costos sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. Para la capacidad de transporte contratada de acuerdo con la Resolución CREG 089 de 2013, el costo máximo de transporte que el comercializador podrá trasladar al usuario regulado deberá corresponder a las cantidades de compras de gas según lo establecido en el numeral 5.1.1 de esta resolución.
CP_m-1,i,j		Costo total de las pérdidas del sistema de transporte declaradas por el transportador para el mes m-1. Se deberá facturar el valor calculado y como máximo hasta un 1%. En caso de que el componente de pérdidas supere el 1%, el transportador asumirá el excedente.
V_m-1,i,j		Volumen de gas combustible, destinado a usuarios regulados, medido en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m₃). Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
TRM_(m-1)		Tasa de cambio representativa del mercado en el último día del mes m-1.

7.1.1. Compras de capacidad de transporte de gas natural

Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año y cada vez que cambien los contratos, el comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD las compras de capacidad de transporte de gas natural que compró con respaldo físico para el período diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra de gas para la atención de la demanda regulada.

-- Número de contrato

-- Fecha de inicio y terminación del contrato

-- Transportador

-- Capacidad en Kpcd- año adquiridas mediante contratos con respaldo físico con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por ruta desde cada punto de iniciación del servicio hasta los respectivos Mercados Relevantes de comercialización donde presta el servicio.

-- Precios

Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de sus servicios, la Superintendencia podrá consultar esta información a dicho agente.

7.1.2. Ingresos por ventas de excedentes

En el caso de que el comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes de capacidad de transporte de gas natural para el sector regulado en el mes m-1, el costo de gas se determina así:

1. Si el transporte excedentario es vendido por el comercializador:

2. Si el transporte excedentario es vendido por el Gestor del Mercado:

Donde:

CTTG_m-1,i,j	=	Costo total de la capacidad de transporte de gas natural contratada en el mes m-1, para la atención de la demandada regulada en el Mercado Relevante de Comercialización i y atendida por el comercializador j.
IVE_m-1,i,j	=	Ingresos por venta de capacidad de transporte excedentaria en el mes m-1, en el Mercado Relevante de Comercialización i y por el comercializador j.

7.2. Gas Licuado del Petróleo (GLP)

En el caso de transporte de Gas Licuado del Petróleo (GLP), corresponde a la suma de:

i) El costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el artículo 5 de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento del distribuidor de gas combustible por redes. El precio máximo para la actividad de transporte por ductos se define de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 122 de 2008 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

ii) El costo de transporte terrestre definido en el artículo 8 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 7)

ARTÍCULO 4.9.8.5.2. COSTO DE TRANSPORTE TERRESTRE DE GAS COMBUSTIBLE. El costo unitario de transporte terrestre se calculará con base en lo establecido a continuación:

8.1. Transporte de Gas Natural Comprimido. En el caso de transporte terrestre de Gas Natural Comprimido en vehículos de carga, se aplicarán los costos TVm y Pm establecidos en la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Estos costos deberán incluirse en el Tm conforme al artículo 4o de la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

8.2. Transporte de Gas Licuado de Petróleo. En el caso de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para comercializar GLP o AP por redes de tubería, el costo unitario de transporte terrestre TVm corresponde al flete entre los puntos de entrega del producto y el tanque de almacenamiento del mercado de distribución como lo establece la regulación de GLP o aquella que se defina específicamente para el transporte de GLP con destino a la prestación del servicio por redes de tubería. Este costo deberá incluirse en el Tm definido en la presente resolución.

PARÁGRAFO. El volumen de (GLP) con destino a usuarios regulados, se medirá en los puntos de inyección al sistema de distribución. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 8)

ARTÍCULO 4.9.8.5.3. PRESTACIÓN DEL SERVICIO CON DIFERENTES GASES COMBUSTIBLES. Cuando se suministre Gas Natural y/o Gas Natural Comprimido y/o Aire Propanado (AP) en un mismo Mercado Relevante de Comercialización, el Tm resultante será un ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y los costos de transporte de cada gas, calculado con la siguiente fórmula:

Donde:

T_m,i,j	=	Costo promedio unitario para transporte de gas en $/m₃ para el mes m del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
Ti_m-1,i,j	=	Costo promedio de transporte de gas i inyectado al sistema de distribución en $/m₃ en el mes m-1 para el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
Vi_m-1,i,j	=	Volumen del gas i inyectado al sistema de distribución expresado en m₃ en el mes m-1 para el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
Vt_m-1,i,j	=	Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución m₃en el mes m-1 en el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 9)

ARTÍCULO 4.9.8.5.4. COSTO DE COMPRA Y DE TRANSPORTE DE GLP EN $/M₃. Dado que los costos de compra y transporte de GLP están en $/kg, se deben convertir a $/m₃. Para la conversión, los componentes Gm, Tm, TVm se deben multiplicar por:

P_m,i,j	=	Promedio de las mediciones de densidad en kg/galón realizadas en el tanque de almacenamiento en el mes m en el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
Fv_m,i,j	=	Factor de conversión volumétrica que se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde:

Q_cm-1,i,j	=	Cantidad de galones de GLP adquirida en el mes m-1 para el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
I_m-1,i,j	=	Inventario final, en galones, en el mes m-1 del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
I_m-2,i,j	=	Inventario final, en galones, en el mes m-2 del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
Q_fm-1,i,j	=	Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida del tanque de almacenamiento, en el mes m-1 del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 10)

ARTÍCULO 4.9.8.5.5. En situaciones de insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquel que lo modifique o sustituya, declaradas por el Ministerio de Minas y Energía, se podrán incluir los costos adicionales a los de capacidad y volumen en firme contratados. Costos que los transportadores u otros remitentes facturen a los comercializadores en contraprestación del servicio de transporte del gas desde otro Punto de Iniciación del Servicio, en el Sistema Nacional de Transporte, al pactado por los comercializadores en los contratos de suministro con respaldo físico, a fin de garantizar la prestación del servicio.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 11)

Costos de distribución

ARTÍCULO 4.9.8.6.1. COSTO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE. El costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al cargo de distribución que ha sido aprobado para el Mercado Relevante de Distribución de acuerdo con el tipo de usuario y a la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. Hasta que entre en vigencia la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución y se aprueben los cargos correspondientes a cada Mercado Relevante de Distribución, el cargo de distribución será afectado por el f_pc que se determina así:

Donde:

fpc_m,i,j	=	Factor multiplicador de poder calorífico
PCpond_m,i,j	=	Promedio mensual del Poder calorífico ponderado de los diferentes gases que abastecen el Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j Expresado en BTU/PC.

Una vez expedida la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución y se aprueben los cargos a cada Mercado Relevante de Distribución, el fpc_m,i,j será igual a uno.

PARÁGRAFO 2o. Para los mercados de comercialización donde se preste el servicio con Gas Licuado de Petróleo (GLP) por redes de tubería, el f_pc será igual a uno.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 12) (Fuente: R CREG 008/14, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.8.6.2. MEZCLAS DE GASES DE DIFERENTES CALIDADES. En aquellos casos particulares donde en un sistema de distribución con más de un punto de inyección y el gas inyectado en por lo menos dos de estos puntos tengan poderes caloríficos diferentes y esa diferencia sea mayor del 10% el consumo en metros cúbicos (m₃) a facturar se determinará aplicando la siguiente expresión:

Donde:

V_{usuario,m,i,j}	=	Consumo en m₃ corregido en el mes m, para el usuario del Mercado Relevante de Comercialización i y atendido por el comercializador j.
V_{usuario(P,T,Z)m,i,j}	=	Volumen corregido por compresibilidad, presión y temperatura estándar para el Mercado Relevante de Comercialización i atendido por el comercializador j.
PC_zona,l,n,i,j	=	Poder calorífico medido en la zona "l" de la red de distribución donde se presentan "n" zonas que distribuyen gas con diferentes poderes caloríficos. Es responsabilidad del distribuidor establecer las "n" zonas e implementar en estas la respectiva medición del poder calorífico.
PC_pond,n,i,j	=	Poder calorífico ponderado en el mes m para el Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j. Este se determina con base en la siguiente expresión:

Donde:

V_m-1,k	=	Volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección l al sistema de distribución "k" con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m₃), Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Este volumen corresponde al Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.
PC_k,i,j	=	Poder calorífico medido en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección l al sistema de distribución "k" del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 13)

Costos de comercialización

ARTÍCULO 4.9.8.7.1. COSTO DE COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE. El costo de comercialización corresponderá a los cargos de comercialización fijo y variable que hayan sido aprobados para el Mercado Relevante de Comercialización de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 14)

Costos de confiabilidad

ARTÍCULO 4.9.8.8.1. COSTO DE CONFIABILIDAD DE GAS COMBUSTIBLE. La componente de confiabilidad corresponderá al cargo de confiabilidad que sea aprobado de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución aparte. Hasta que no se defina dicha metodología este cargo será cero.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 15)

Pérdidas

ARTÍCULO 4.9.8.9.1. COSTOS DE PÉRDIDAS. Las pérdidas de Gas Combustible trasladables al usuario final se determinarán de conformidad con el procedimiento definido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de Gas Combustible) a aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Hasta que la CREG establezca dicho procedimiento, se considerará un valor máximo a trasladar del 3.7% por concepto de pérdidas.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 16)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 4.9.8.10.1. DISPOSICIONES PARA USUARIOS NO REGULADOS Y USUARIOS REGULADOS. Ningún usuario podrá decidir acogerse a las condiciones de Usuario No Regulado o de Usuario Regulado. En todo caso solo se considerará que un usuario es Usuario No Regulado cuando se cumpla con las características definidas por la regulación.

En caso de que un Usuario No Regulado disminuya sus consumos y se clasifique como Usuario Regulado, su nueva condición solo será efectiva hasta que el comercializador que atiende demanda regulada en el Mercado Relevante de Comercialización donde el usuario se encuentra, pueda adquirir el gas y la capacidad de transporte requeridos con respaldo físico por este y los respectivos contratos se empiecen a ejecutar.

En caso de que un Usuario Regulado aumente sus consumos y se clasifique como Usuario No Regulado, su nueva condición solo será efectiva hasta el siguiente 1o de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro y de capacidad de transporte con respaldo físico con periodo de un año. En este caso mientras el usuario permanezca como regulado, el comercializador que lo atiende solo tendrá la obligación de suministrarle y transportarle gas con respaldo físico conforme a sus consumos históricos como usuario regulado.

Un usuario regulado solo podrá cambiar de comercializador hasta el siguiente 1o de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro y transporte con respaldo físico con periodo de un año.

(Fuente: R CREG 137/13, art. 17)

Fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo

Aspectos generales

ARTÍCULO 4.9.9.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto modificar las fórmulas tarifarias establecidas en la Resolución CREG 057 de 1996 aplicables en las áreas de servicio exclusivo, salvo el cargo promedio de distribución Dt, y establecer las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 1)

ARTÍCULO 4.9.9.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todos los Comercializadores que, estando organizados en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios finales en Áreas de Servicio Exclusivo.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 3)

Fórmula tarifaria aplicable a los usuarios regulados del servicio público de gas combustible por redes de tubería en áreas de servicio exclusivo

ARTÍCULO 4.9.9.2.1. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES A LOS USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA EN ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Las Fórmulas Tarifarias Generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería en Áreas de Servicio Exclusivo, serán las siguientes:

Cargo variable:

Cargo fijo

Donde:

CUv_m,i,j	Componente variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por redes de tubería expresado en ($/m₃), aplicable en el mes m a los usuarios del Área de Servicio Exclusivo i y atendidos por el comercializador j.
Cuf_m,i,j	Componente fijo del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería expresado en ($/factura) aplicable en el mes m a los usuarios del Área de Servicio Exclusivo i y atendidos por el comercializador j.
m	Mes de prestación del servicio.
i	Área de Servicio Exclusivo.
j	Comercializador
G_m,i,j	Costo Promedio Unitario en ($/m₃₎ correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón y/o GLP por redes y/o aire propanado, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Este costo se determina conforme se establece en el Capítulo III de la presente resolución.
T_m,i,j	Costo unitario en ($/m₃) correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j, calculado conforme se establece en el Capítulo IV de esta Resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (T_m,_i,j), y/o transporte terrestre de gas combustible (TV_m,i,j) y/o compresión (P_m,i,j) de Gas Natural Comprimido (GNC).
D_m,i,j	Costo expresado en ($/m₃) por uso del Sistema de Distribución de gas combustible destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. No incluye la conexión al usuario final. Este costo corresponde al cargo contenido en el respectivo contrato de concesión (Dt) celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.
fpc_m,i,j	Factor multiplicador de poder calorífico aplicable al componente del costo de distribución el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Este se determina como se establece en el parágrafo del artículo 12 de esta resolución.
Cv_m,i,j	Componente variable del costo de comercialización expresado en ($/m₃) del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
Cc_m,i,j	Costo unitario, expresado en ($/m₃), correspondiente a la confiabilidad del servicio de gas combustible aplicable en el mes m y de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras este es definido será cero.
Cf_m,i,j	Componente fijo del costo de comercialización expresado en pesos por factura del gas combustible por redes de tubería destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
p	Pérdidas reconocidas. Este valor se determinará conforme al proceso establecido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de gas combustible) o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.
Kcd_m,i,j	Corresponde al valor expresado en $/mes, denominado montos cobrados en exceso o en defecto al usuario generado por el tratamiento del Kst causado de que trata los numerales 17.1 y 17.2 del Capítulo VIII de esta resolución.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 4)

Costos de compras de gas combustible

ARTÍCULO 4.9.9.3.1. COSTO DE COMPRAS DE GAS COMBUSTIBLE (G_m,i,j). Sin perjuicio de que conforme a los contratos de concesión, el concesionario empleará gas natural en la ejecución del contrato y que la utilización de otro tipo de gas combustible sólo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del Ministerio de Minas y Energía, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas, el costo de compras de gas se calculará con base en el gas combustible suministrado, de acuerdo con lo siguiente:

5.1. Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón

Para el caso de suministro de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón, para la determinación del costo de gas se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

G_m,i,j	Costo Promedio Unitario expresado en ($/m₃₎ correspondiente a las compras de Gas Natural y/o Gas Metano en Depósitos de Carbón, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
CCG_m-1,i,j,l	Costo de las Compras, en dólares de los Estados Unidos de América (USD), de i) Gas Natural con respaldo físico y/o ii) Gas Metano en Depósitos de Carbón con respaldo físico con destino a usuarios regulados, en el mes m-1, para el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el Comercializador j, inyectado en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o en los puntos de inyección al sistema de distribución "l". No incluye pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros. El costo se refiere al valor del gas combustible comprado y facturado por el vendedor, de acuerdo al respectivo contrato. Para el costo de compras de gas natural, se debe tener en cuenta lo establecido en el numeral 5.1.1., de esta resolución.
V_m-1,i,j,l	Es el volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución "l" con destino a usuarios regulados, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j expresado en metros cúbicos (m₃), y corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
TRM_(m-1)	Tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes m-1.

5.1.1. Compras de gas natural para la atención de usuarios regulados

Las cantidades de gas natural cuyo costo se trasladará a los usuarios regulados conforme a la fórmula tarifaria durante cada año del período tarifario, se definirán de acuerdo con este numeral.

A. Declaraciones de compras de gas realizadas mediante mecanismos de comercialización en vigor antes de la entrada de vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013.

Los comercializadores que tengan contratado gas con respaldo físico mediante los mecanismos de comercialización en vigor antes de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013 y su fecha de terminación sea posterior a 1o de enero de 2014, deberán declarar en los primeros (5) días de noviembre de 2013, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) la siguiente información:

-- Número de contrato.

-- Fecha de inicio y terminación del contrato.

-- Proveedor.

-- Cantidades en MBTUD adquiridas mediante estos contratos con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas para cada una de las respectivas Áreas de Servicio Exclusivo donde presta el servicio.

-- Precio.

B. Declaraciones de compras de gas realizadas mediante los mecanismos de comercialización establecidos en la Resolución CREG 089 de 2013

Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año el Comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), la cantidad de gas natural que compró con respaldo físico para el período diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra para la atención de la demanda regulada.

-- Número de contrato.

-- Fecha de inicio y terminación del contrato.

-- Proveedor.

-- Cantidades en MBTUD adquiridas mediante estos contratos con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por cada una de los respectivas Áreas de Servicio Exclusivo donde presta el servicio.

-- Precio.

Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de sus servicios la Superintendencia podrá consultar esta información a dicho agente.

C. Definición del Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural para Áreas de Servicio Exclusivo con consumos mensuales mayores o iguales a siete millones de metros cúbicos (= 7.000.000 m₃)

Los comercializadores que atiendan Áreas de Servicio Exclusivo cuyo consumo de gas sea igual o superior a siete millones de metros cúbicos (= 7.000.000 m₃) deberán definir un rango de cantidades de compras de gas natural, de acuerdo con lo siguiente:

1. Dentro de los primeros (5) días calendario de junio de cada año t, los comercializadores reportarán a la Comisión la información correspondiente a los datos históricos de consumo diario de los usuarios regulados del Mercado Relevante de Comercialización i y que es atendido por el comercializador j. En el año 2013 esta información correspondiente a los dos (2) años anteriores y deberá reportarse dentro de los primeros (5) días siguientes a la fecha de publicación de la presente resolución.

Una vez el Gestor del Mercado inicie la prestación de los servicios, él consolidará y reportará esta información.

2. Dentro de los primeros (15) días calendario de junio de cada año t, la CREG con la información del Sistema Único de Información (SUI), determinará las cantidades de gas natural mensuales demandadas durante los meses de enero a diciembre por los usuarios regulados en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j correspondiente a los dos (2) años anteriores al año t.

Con la información anterior y para cada uno de los dos (2) años anteriores al año t se establecerá la cantidad máxima mensual histórica de consumo y el consumo mínimo mensual que se presentó en cada uno de esos años, así:

Donde:

Qmaxh_(t-a)i,j	Cantidad máxima mensual histórica del año (T-a): La cantidad máxima histórica de consumo diario de gas natural en metros cúbicos (m₃) demandada realmente por los usuarios regulados en un día cualquiera del año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j. Este valor se multiplica por 30 y 0.95.
Qminh_(t-a)i,j	Cantidad mínima histórica de gas natural en metros cúbicos (m₃) demandada realmente por los usuarios regulados en un mes cualquiera del año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j.
Qh pico diario_(t-a)i,j	Cantidad de demanda diaria real histórica de gas natural, correspondiente al máximo consumo diario de los usuarios regulados en el año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j. Expresada en metros cúbicos.
	Cantidad de demanda real histórica de gas natural en metros cúbicos (m₃) de los usuarios regulados en el mes de enero del año (t-a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j. Así para el resto de meses del año. Estos valores se normalizan a meses de 30 días.
a	Año histórico de 1 a 2. Este corresponde a cada uno de los cinco años anteriores al año t.
t	Corresponde al año calendario en el que se realizan las compras de gas.

Donde:

d_(t-a),i,j

Diferencia porcentual entre el consumo histórico máximo y mínimo en cada uno de los años (t - a) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j

4. Luego se establecerá el valor d_y,i,j que corresponde al mínimo valor de los d_(t-a),i,j que se presentaron durante los dos años (t - a). Este valor será el que se utilizará para la definición del rango del año y

5. La CREG publicará los valores d_y,i,j para cada Área de Servicio Exclusivo que cumpla con el criterio de consumo definido al inicio de este literal.

7. El límite inferior del rango de cantidad de compras de gas aplicable en el año y se fijará como el valor de la sumatoria de las cantidades de gas natural que el comercializador j compró con respaldo físico para la atención de la demanda del Área de Servicio Exclusivo i por el valor de d_y,i,j.

Donde:

d_y,i,j	Porcentaje que determina cómo trasladar a los usuarios regulados, del Área de Servicio Exclusivo i, atendidos por el comercializador j, las cantidades con sus respectivos costos de los contratos que garantizan firmeza.
Q_MaxtrasUR_m,i,j,y	Cantidad máxima mensual de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada en el año y del Área de Servicio Exclusivo i, en el mes m y que es atendida por el comercializador j.
Q_cf,m,i,j,y	Cantidad mensual de las compras de gas con respaldo físico, en MBTU, declaradas por el comercializador j para la atención de la demanda regulada del Área de Servicio Exclusivo i para el año y.
Q_Mini,j,y	Cantidad mínima mensual del intervalo de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada del Área de Servicio Exclusivo i para el año y, que es atendida por el comercializador j.
Qreal_m,i,j,y	Cantidad mensual de gas natural en MBTU realmente demandada por los usuarios regulados del Área de Servicio Exclusivo i, para el año y, que es atendida por el comercializador j.
Y	Corresponde al año de uso de las compras de gas y para el cual se define el rango. Este año va desde el 1o de diciembre del año t hasta el 30 de noviembre del año (t+1).

D. Cantidades que se pueden trasladar al usuario regulado

Conforme al Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural establecido en el literal anterior se podrán trasladar al usuario regulado los costos de las cantidades de gas así:

i) Si Q_realm,i,j,y > Q_{Max trasURm,i,j,y}	Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo de gas correspondiente a la cantidad de gas comprada con respaldo físico.
ii) Si Q_{MaxtrasURm,i,j,}y > Q_realm,i,j,y > Q_Minm,i,j,y	Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo total de la cantidad de gas comprada con respaldo físico por el Comercializador para atender la demanda regulada. A este costo se le restarán los ingresos por venta de excedentes conforme a lo establecido en el literal E de este artículo.
iii) Si Q_realm,i,j,y < Q_{Min i,j,y}	Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado sólo el costo del gas correspondiente a la cantidad real de gas demandada por los usuarios regulados que son atendidos por el comercializador.

PARÁGRAFO 1o. Los comercializadores que atiendan Áreas de Servicio Exclusivo cuyo consumo de gas mensual sea menor a siete millones de metros cúbicos (<7.000.000 m₃) podrán trasladar directamente los costos de las cantidades compradas y declaradas según los literales A y B de este artículo sin calcular el rango de consumo que se describe en los literales C y D de este mismo artículo. Así mismo, podrán trasladar las compras de gas con respaldo físico realizadas mediante negociaciones directas en cualquier momento del año y que hayan sido declararas a la SSPD.

PARÁGRAFO 2o. La determinación de si una Área de Servicio Exclusivo tiene un consumo de gas mensual mayor o igual a 7.000.000 m₃ se hará con el resultado de la mediana estadística de los valores de consumos mensuales obtenidos por el comercializador en el Área de Servicio Exclusivo durante el año anterior a la compra de gas (t-1). Esta información corresponderá a la reportada por el comercializador para cada Área de Servicio Exclusivo en el Sistema Único de Información (SUI).

PARÁGRAFO 4o. Para el caso de que el comercializador compre gas con respaldo físico mediante negociaciones directas en cualquier momento del año, el Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural deberá recalcular la sumatoria de Q_cfm,i,j,y, establecido en el numeral 5, en el mes siguiente que se cambien las cantidades compradas de gas con respaldo físico y se lo declarara a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD).

PARÁGRAFO 5o. Para las compras de gas que se efectúen conforme a la Resolución CREG 089 de 2013 para atender la demanda regulada desde el 1o de enero del año 2014 hasta el 30 de noviembre del año 2014, la CREG efectuará todo el procedimiento establecido en este artículo, entendiéndose como año t-1 como el año 2012 y el año y el año 2014, así mismo el comercializador determinará las cantidades conforme a lo establecido en el numeral 1 de este artículo dentro de los cinco (5) primeros días de enero de 2014.

E. Ingresos por ventas de excedentes

Para el comercializador que define Rango de Cantidades de Compras de Gas Natural y deba aplicar lo establecido en el numeral ii) del literal D de esta resolución y para el comercializador, que no aplique este rango pero, reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes del gas combustible contratado para el sector regulado, el costo de gas se determinará así:

1. Si el gas excedentario es vendido por el comercializador:

2. Si el gas excedentario es vendido por el Gestor del Mercado:

Donde:

CTCG_m-1,i,j	Costo total de las compras de gas en el mes m-1, en el Área de Servicio Exclusivo i y por el comercializador j.
IVE_m-1,i,j	Ingresos por venta de excedentes de gas en el mes m-1, en el Área de Servicio Exclusivo i y por el comercializador j.

F. Insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia o racionamiento programado

Los comercializadores podrán trasladar a sus usuarios el costo del gas adquirido a exportadores sólo a precios CODE por las cantidades de gas contratada en firme que los respectivos vendedores no puedan suministrar por presentarse las situaciones de que trata el Decreto número 880 de 2007, modificado por el Decreto número 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya.

G. Aplicación de estas disposiciones

5.2. Gas Licuado de Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP)

En el caso de suministros de Gas Licuado del Petróleo (GLP) y/o Aire Propanado (AP), se aplicará la siguiente expresión:

Donde:

G_m,j,j =	Costo Promedio Unitario $/kg correspondiente a las compras de GLP, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
PMS_(m-1)i,j =	Costo total de compras de gas, expresado en pesos en el mes m-1, con destino a usuarios regulados del Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j y calculado con base en la metodología de costo máximo de traslado de compras de GLP establecida en el artículo 4o de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento de GLP del distribuidor de gas combustible por redes. El precio del GLP se define de acuerdo con lo establecido en las resoluciones vigentes de la CREG que determinen el precio del producto para las diferentes fuentes u origen del gas.
Cglp _(m-1),i,j =	Cantidad de GLP inyectada a la red de distribución en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados del Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j, expresada en kilogramos. Cuando en la red de distribución se inyecte AP, este valor corresponde a la cantidad de GLP inyectada al sistema de distribución a través del sistema de producción del AP.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 5)

ARTÍCULO 4.9.9.3.2. DETERMINACIÓN DEL COSTO DEL GAS CUANDO LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO SE HACE CON DIFERENTES GASES COMBUSTIBLES. Cuando se suministre Gas Natural (GN) y Aire Propanado (AP) en un mismo Área de Servicio Exclusivo, el Gm,i,j resultante será un promedio ponderado entre: i) los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y ii) los costos unitarios de compra (Gm,i,j) de cada combustible, calculado con la siguiente fórmula:

Donde:

G_m,i,j	Costo Promedio Unitario expresado en $/m₃ para compras de gas para el mes m en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
Ge_m-1,i,j	Costo Promedio del gas e, expresado en $/m₃, inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
Ve_m-1,i,j	Volumen del gas e, expresado en m₃, inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.
Vt_m-1,i,j	Volumen total de los n gases Ge inyectados al sistema de distribución, expresado en m₃, en el mes m-1 en el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 6)

Costos de distribución

ARTÍCULO 4.9.9.4.1. COSTO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE. El costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al cargo de distribución que fue acordado en el contrato de concesión celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.

PARÁGRAFO 1o. El cargo de distribución será afectado por el f_pc que se determina así:

Donde:

Fpc_m,i,j :	Factor multiplicador de poder calorífico
PCpond_m,i,j :	Promedio mensual del Poder calorífico ponderado de los diferentes gases que abastecen el Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j Expresado en BTU/PC.

PARÁGRAFO 2o. En caso de prórroga de las concesiones actuales en las que se mantenga el costo de distribución de gas combustible, se dará aplicación a este factor. En caso de modificarse el Costo de distribución, el

Fpc_m,i,j será igual a uno.

PARÁGRAFO 3o. En caso de que el Ministerio de Minas y Energía decida otorgar nuevas áreas de servicio exclusivo, el Fpc_m,i,j será igual a uno.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 12)

ARTÍCULO 4.9.9.4.2. MEZCLAS DE GASES DE DIFERENTES CALIDADES. En aquellos casos particulares donde en un sistema de distribución con más de un punto de inyección y el gas inyectado en por lo menos dos de estos puntos tengan poderes caloríficos diferentes y esa diferencia sea mayor del 10%, el consumo en metros cúbicos (m₃) a facturar se determinará aplicando la siguiente expresión:

Donde:

V_{usuario,m,i,j}	Consumo en m₃ corregido en el mes m, para el usuario del Área de Servicio Exclusivo i y atendido por el comercializador j.
V_{usuario(P,T,Z)m,i,j}	Volumen corregido por compresibilidad, presión y temperatura estándar para el Área de Servicio Exclusivo i atendido por el comercializador j.
PC_zona,l,n,i,j	Poder calorífico medido en la zona "l" de la red de distribución donde se presentan "n" zonas que distribuyen gas con diferentes poderes caloríficos. Es responsabilidad del distribuidor establecer las "n" zonas e implementar en éstas la respectiva medición del poder calorífico.
PC_pond,n,i,j	Poder calorífico ponderado en el mes m para el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j. Este se determina con base en la siguiente expresión:

Donde:

V_m-1,k,i,j

Volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección l al sistema de distribución "k" con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m₃), Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 067 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Este volumen corresponde al Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

PC_k,i,j

Poder calorífico medido en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección l al sistema de distribución "k" del Área de Servicio Exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 13)

Costos de comercialización

ARTÍCULO 4.9.9.5.1. COSTO DE COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE. El costo de comercialización corresponderá a los cargos de comercialización fijo y variable que hayan sido aprobados para el Área de Servicio Exclusivo de acuerdo con la metodología que sea establecida por la CREG para la remuneración de la actividad de comercialización en las Áreas de Servicio Exclusivo. En caso de que no se haya expedido una nueva metodología y una vez entre en vigencia la presente resolución, se continuará aplicando el cargo de comercialización que se encuentra definido en la Resolución CREG 057 de 1996, el cual la empresa de comercialización podrá llevarlo a la fórmula tarifaria como cargo variable o como cargo fijo.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 14) (Fuente: R CREG 205/13, art. 1)

Costos de confiabilidad

ARTÍCULO 4.9.9.6.1. COSTO DE CONFIABILIDAD DE GAS COMBUSTIBLE. La componente de confiabilidad corresponderá al cargo de confiabilidad que sea aprobado de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución aparte. Hasta que no se defina dicha metodología este cargo será cero.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 15)

Pérdidas

ARTÍCULO 4.9.9.7.1. COSTO DE PÉRDIDAS. Las pérdidas de Gas Combustible trasladables al usuario final, se determinarán de conformidad con el procedimiento definido en la Resolución CREG 067 de 1995 (Código de Distribución de Gas Combustible), o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Hasta que la CREG establezca dicho procedimiento, se considerará un valor máximo a trasladar del 4% por concepto de pérdidas.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 16)

Factor kst

ARTÍCULO 4.9.9.8.1. TRATAMIENTO DEL KST CAUSADO. Para las empresas de las Áreas de Servicio Exclusivo que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, hayan presentado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a usuarios residenciales y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el destino o recaudo del ingreso o egreso causado por el Ksti,j conforme a la metodología de la Resolución CREG 057 de 1996:

Donde:

Ms_(t-1)i,j	Cargo promedio permitido por unidad de volumen para el año (t-1) para el Área de Servicio Exclusivo i que es atendida por el comercializador j.
t	Año 2014.
INR_(t-1)i,j	El ingreso total bruto por ventas de gas natural a los pequeños consumidores residenciales en el año (t-1) en el Área de Servicio Exclusivo i y que es atendida por el comercializador j.
QR_(t-1)i,j	La cantidad de gas natural vendida en m₃ al mercado residencial en el año (t-1) en el Área de Servicio Exclusiva i que es atendida por el comercializador j. Se excluyen los volúmenes vendidos a usuarios no residenciales.
J_(t-1)i,j	Promedio diario de DTF efectivo anual en el año (t-1), reportada por el Banco de la República, expresada como interés anual.

La información a utilizar correspondiente al año t-1, para el cálculo de las variables definidas en este artículo, es la comprendida entre el 1o de enero y el 30 de noviembre de 2013.

El comercializador podrá optar por cobrar o devolver el elemento Kst ($/m3) en un período entre seis a doce meses en las actuales áreas de servicio exclusivo para la distribución de gas natural por redes de tuberías.

17.1 Devolución de Cobros Superiores al Mst

Si el Ksti,j resulta negativo, el monto total del cobro superior al Mst efectuado a los usuarios del servicio estará dado por la siguiente expresión:

Las empresas podrán acreditar este monto en un periodo de seis (6) a doce (12) facturaciones consecutivas, a los usuarios residenciales, discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG 015 de 1999. Se entiende que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del mes siguiente al mes de entrada en vigencia la nueva fórmula tarifaria.

Donde:

#meses facturación	Corresponde al número de meses entre seis (6) y doce (12) seleccionado por el comercializador para hacer las devoluciones en la facturación de sus usuarios.
#usuarios mes anterior	Número de usuarios del Área de servicio exclusivo del mes anterior En este caso el Kcdm,i,j resultante se trasladará con signo negativo a las fórmulas tarifarias establecidas en el artículo 4o de esta resolución.

17.2 Recaudo de Montos Dejados de Cobrar

Si el Kst resulta positivo, el monto total de los valores dejados de cobrar a los usuarios del servicio estaría dado por la siguiente expresión:

Las empresas podrán cobrar este monto en un periodo de seis (6) a doce (12) facturaciones consecutivas a los usuarios residenciales, discriminando dicho valor en la forma establecida en la Resolución CREG 015 de 1999. Se entiende que los cobros se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del mes siguiente al de entrada en vigencia de la nueva fórmula tarifaria

(Fuente: R CREG 138/13, art. 17) (Fuente: R CREG 205/13, art. 2)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 4.9.9.9.1. DISPOSICIONES PARA USUARIOS NO REGULADOS Y USUARIOS REGULADOS. Ningún usuario podrá decidir acogerse a las condiciones de Usuario No Regulado o de Usuario Regulado. En todo caso sólo se considerará que un usuario es Usuario No Regulado cuando se cumpla con las características definidas por la regulación.

En caso de que un Usuario No Regulado disminuya sus consumos y se clasifique como Usuario Regulado, su nueva condición sólo será efectiva hasta que el comercializador que atiende demanda regulada en el Área de Servicio Exclusivo donde el usuario se encuentra, pueda adquirir el gas y la capacidad de transporte requeridos con respaldo físico por éste y el respectivo contrato se ejecute.

En caso de que un Usuario Regulado aumente sus consumos y se clasifique como Usuario No Regulado, su nueva condición sólo será efectiva hasta el siguiente 1o de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro y de capacidad de transporte con respaldo físico con periodo de un año. En este caso mientras el usuario permanezca como regulado, el comercializador que lo atiende sólo tendrá la obligación de suministrarle y transportarle gas con respaldo físico conforme a sus consumos históricos como usuario regulado.

Un usuario regulado solo podrá cambiar de comercializador hasta el siguiente 1o de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro con respaldo físico con periodo de un año.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 18)

ARTÍCULO 4.9.9.9.2. VIGENCIA DE LA FÓRMULA TARIFARIA. La Fórmula Tarifaria General establecida en esta resolución se aplicará a partir del 1o de enero de 2014 y hasta que los contratos de concesión finalicen y los comercializadores recauden o devuelvan los Kst causados de que trata el artículo 17 de esta resolución.

Una vez se termine la vigencia de la fórmula tarifaría, las áreas de servicio exclusivo aplicarán las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería, establecida mediante Resolución CREG 137 de 2013.

Para efectos del inciso segundo de este artículo las áreas de servicio exclusivo constituyen un mercado relevante de comercialización.

(Fuente: R CREG 138/13, art. 21)

PARTE 10

Opción Tarifaria Transitoria para el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería

ARTÍCULO 4.10.1. OBJETO. Esta Resolución tiene por objeto establecer una Opción Tarifaria de carácter transitorio, que las empresas comercializadoras de gas combustible por redes de tubería obligatoriamente deberán ofrecer a los usuarios regulados, para determinar el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio que se les traslada, conforme a las reglas de aplicación que se establecen en esta Resolución.

(Fuente: R CREG 048/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.10.2. REGLAS PARA LA APLICACIÓN DE LA OPCIÓN TARIFARIA TRANSITORIA PARA USUARIOS RESIDENCIALES PERTENECIENTES A LOS ESTRATOS 1 Y 2. A partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, las empresas comercializadoras de gas combustible por redes de tubería deberán aplicar, de manera inmediata, a los usuarios residenciales pertenecientes a los estratos 1 y 2, una opción tarifaria para el cálculo del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, conforme a las reglas que se definen a continuación:

1. Dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente Resolución, el comercializador deberá informar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, mediante comunicación suscrita por el Representante Legal, las condiciones que se aplicarán a los usuarios en la Opción Tarifaria Transitoria.

2. Los comercializadores deberán poner en conocimiento de todos los usuarios la opción tarifaria transitoria mediante volante anexo a la siguiente factura o por cualquier otro medio eficaz para el efecto y que se pueda comprobar, informando de manera completa, precisa y clara los términos de la misma, e indicando expresamente que, conforme a lo previsto en el inciso segundo del Artículo 130 de la Ley 142 de 1994, "El propietario o poseedor del inmueble, el suscriptor y los usuarios del servicio son solidarios en sus obligaciones y derechos en el contrato de servicios públicos."

3. En cualquier tiempo, el usuario podrá solicitar que no se le siga aplicando la Opción Tarifaria, para lo cual deberá pagar el saldo acumulado que presente a esa fecha. En este caso, el Comercializador, en lo sucesivo, deberá continuar calculando el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería conforme a lo definido en la Resolución CREG 137 de 2013 o aquellas que la modifiquen o adicionen.

4. En atención a la aplicación inmediata de la Opción Tarifaria de que trata esta Resolución, no se requerirá el cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 125 de la Ley 142 de 1994 en relación con la actualización del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería de que trata la Resolución CREG 137 de 2013, ni de la obligación de publicar la tarifa que resulte de aplicar la Opción Tarifaria, sin perjuicio de su cumplimiento para los siguientes meses de su aplicación. Esta publicación deberá ser remitida a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.

5. El comercializador aplicará la Opción Tarifaria definida en esta Resolución para recuperar los incrementos del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se traslada a los usuarios residenciales pertenecientes a los Estratos 1 y 2 de la población, en un plazo mínimo de doce (12) meses y máximo de sesenta (60) meses, contado a partir del inicio de su aplicación.

6. El Comercializador podrá, una vez terminado el plazo señalado en el numeral anterior, definir el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería nuevamente, a partir del Costo que resulte de aplicar la Resolución CREG 137 de 2013 o aquéllas que la modifiquen o deroguen.

7. En este último caso, los saldos acumulados que existiesen una vez terminado el plazo máximo de 60 meses, no podrán ser trasladados en la tarifa al usuario final.

8. Para calcular el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería resultante de la Opción Tarifaria Transitoria para los usuarios residenciales de estratos 1 y 2, se les calculará el CUvA, el SA y el VR; y, el Comercializador j del Mercado Relevante de Comercialización i, utilizará la siguiente expresión:

Donde:

m	Mes para el cual se calcula Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería.
K	Tipo de usuario regulado: Usuario Residencial pertenecientes a los estratos 1 y 2.
PVj,k	Porcentaje de variación mensual, por tipo de usuario k, que aplicará el Comercializador j sobre el componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. Este será definido por cada Comercializador y podrá cambiar de un mes a otro, pero deberá asegurarse de que, en los siguientes sesenta (60) meses, permita recuperar el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio. En cualquier caso, el PV: i. Podrá tener valores negativos. ii. Durante los cuatro (4) primeros meses no podrá superar el cero por ciento (0%). iii. El PV acumulado de los primeros doce (12) meses no podrá superar la variación anual del Índice de Precios al Consumidor, IPC al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al mes de cálculo. iv. El PV acumulado anual en cada año de aplicación de la Opción, después de transcurridos los primeros doce (12) meses, no podrá ser superior a la variación anual del Índice de Precios al Consumidor, IPC, al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al mes de cálculo más el 6.0%.

SA_m,i,j,k	Saldo Acumulado, expresado en $, del Comercializador j para el mes m del Mercado Relevante de Comercialización i, para el tipo de usuario k, por las diferencias entre el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería real o calculado CUvR_m,i,j y el Costo Promedio Unitario del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería aplicado CUvA_m,i,j,k. A la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución dicho valor será cero (0).
VR_m-1,i,j,k	Ventas de gas en el mes m-1 efectuadas por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Distribución j, para el tipo de usuario k, expresado en m³.
CUvRm,i,j	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería real o calculado, expresado en $/m³, calculado para el mes m, c onforme la Resolución CREG 137 de 2013 para los usuarios regulados que son atendidos por el Comercializador j, en el Mercado de Comercialización i.
CUvA_m,i,j,k	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m³, aplicado en el mes m, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i, para el tipo de usuario k. Para el primer mes de aplicación de la Opción, el valor de esta variable será igual al valor de la variable CUvR del mes anterior, CUvR_m-1.
CUvA_m-1,i,j,k	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m³, aplicado en el mes m-1, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i, para el tipo de usuario k.
R	Tasa de interés a trasladar al usuario por los comercializadores. Esta variable debe corresponder a la tasa de interés efectivamente incurrida sin que, en ningún caso, supere la tasa de interés preferencial de los créditos comerciales vigentes de las últimas tres (3) semanas disponibles a la fecha de expedición de la presente Resolución. La fuente de información de la Tasa Preferencial será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el Formato 441, Circular 100 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia. En el caso de existir líneas de financiación creadas por el Gobierno Nacional para estos efectos, la tasa r a transferir a los usuarios corresponderá a la tasa de estas líneas de financiación, así la empresa no tome dicha financiación. La tasa efectiva anual publicada deberá calcularse de manera mensual, para su aplicación, utilizando la siguiente expresión:

Donde:

r: Tasa mensual a aplicar en el mes m.

rEA_m: Tasa efectiva anual para calcular la tasa mensual a aplicar en el mes m.

9. Al momento de aplicar la Opción Tarifaria Transitoria, el Comercializador deberá indicar el Porcentaje de variación mensual (PV) que espera aplicar. Cualquier modificación durante la aplicación de la Opción Tarifaria deberá ser informada a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD.

10. El Comercializador deberá mantener actualizada la información relativa a los saldos acumulados y el histórico de los valores que se trasladan a la tarifa del usuario final.

11. Además de lo establecido en la regulación vigente en relación con la información que debe contener la factura, el comercializador deberá incluir el Costo de Prestación del Servicio obtenido con la Opción Tarifaria y la tarifa que corresponda.

12. Una vez el Comercializador determine el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se traslada a los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 con base en la Opción Tarifaria Transitoria de que trata este Artículo, aplicará las disposiciones vigentes en materia de subsidios para efectos de determinar la tarifa.

(Fuente: R CREG 048/20, art. 2) (Fuente: R CREG 109/20, art. 2) (Fuente: R CREG 109/20, art. 3) (Fuente: R CREG 109/20, art. 4)

ARTÍCULO 4.10.3. REGLAS PARA LA APLICACIÓN DE LA OPCIÓN TARIFARIA TRANSITORIA PARA USUARIOS REGULADOS DIFERENTES A LOS RESIDENCIALES DE LOS ESTRATOS 1 Y 2. A partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, las empresas comercializadoras de gas combustible por redes de tubería deberán ofrecer, de manera inmediata, a los Usuarios Regulados diferentes a los residenciales de los Estratos 1 y 2, una opción tarifaria para el cálculo del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, conforme a las reglas que se definen a continuación:

1. Dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente Resolución, el comercializador deberá informar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, mediante comunicación suscrita por el Representante Legal, las condiciones que se ofrecerán y aplicarán a los usuarios en la Opción Tarifaria Transitoria.

2. Los comercializadores deberán poner en conocimiento de todos los usuarios regulados de que trata este Artículo la opción tarifaria transitoria mediante volante anexo a la siguiente factura, o por cualquier otro medio eficaz para el efecto y que se pueda comprobar, informando de manera completa, precisa y clara los términos de la misma, e indicando expresamente que, conforme a lo previsto en el inciso segundo del Artículo 130 de la Ley 142 de 1994, "El propietario o poseedor del inmueble, el suscriptory los usuarios del servicio son solidarios en sus obligaciones y derechos en el contrato de servidos públicos."

3. Los comercializadores procederán a liquidar el consumo al usuario en la primera factura que expidan, con y sin la opción tarifaria y, los usuarios debidamente informados, manifestarán su decisión de acogerse a la misma mediante el pago del valor liquidado con la opción tarifaria.

4. En cualquier tiempo, el usuario podrá solicitar que no se le siga aplicando la Opción Tarifaria, para lo cual deberá pagar el saldo acumulado que presente a esa fecha. En este caso, el Comercializador, en lo sucesivo, deberá continuar calculando el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería conforme a lo definido en la Resolución CREG 137 de 2013 o aquéllas que la modifiquen o adicionen.

5. En atención a la aplicación inmediata de la Opción Tarifaria de que trata esta Resolución, no se requerirá el cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 125 de la Ley 142 de 1994, en relación con la actualización del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería de que trata la Resolución CREG 137 de 2013, ni de la obligación de publicar la tarifa que resulte de aplicar la Opción Tarifaria, sin perjuicio de su cumplimiento para los siguientes meses de su aplicación. Esta publicación deberá ser remitida a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.

6. El comercializador aplicará la Opción Tarifaria definida en esta Resolución para recuperar los incrementos del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se traslada a los usuarios de que trata este Artículo, en el plazo que determine el comercializador al ofrecer la opción, contado a partir del inicio de su aplicación.

7. El Comercializador podrá, una vez terminado el plazo señalado en el numeral anterior, definir el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería nuevamente, a partir del Costo que resulte de aplicar la Resolución CREG 137 de 2013 o aquéllas que la modifiquen o deroguen.

8. En este último caso, los saldos acumulados que existiesen una vez terminado el plazo ofrecido por el Comercializador, no podrán ser trasladados en la tarifa al usuario final.

9. Para calcular el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería resultante de la Opción Tarifaria Transitoria, a los usuarios de que trata este Artículo, se les calculará el CUvA, el SA y el VR en forma separada; y, el Comercializador j del Mercado Relevante de Comercialización i, utilizará la siguiente expresión:

Donde:

m	Mes para el cual se calcula Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería.
k	Tipo de usuario regulado: Usuarios de estratos 3 a 6 y demás tipos de usuarios regulados (oficial, comercial, industrial, especial, especial asistencial, especial educativo)
PV_j,k	Porcentaje de variación mensual, por tipo de usuario k, que aplicará el Comercializador j sobre el componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería. Este será definido por cada Comercializador y podrá cambiar de un mes a otro.
SA_m,i,j,k	Saldo Acumulado, expresado en $, del Comercializador j para el mes m del Mercado Relevante de Comercialización i, para el tipo de usuario k, por las diferencias entre el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería real o calculado CUvR_m,i,j y el Costo Promedio Unitario del Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería aplicado CUvA_m,i,j,k. A la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución dicho valor será cero (0).
VR_m-1,i,j,k	Ventas de gas a usuarios regulados de que trata este Artículo que se acogieron a la Opción Tarifaria, en el mes m-1 efectuadas por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Distribución j, para el tipo de usuario k, expresado en m³.
CUvR_m,i,j	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería real o calculado, expresado en $/m³, calculado para el mes m, conforme la Resolución CREG 137 de 2013, para los usuarios regulados que son atendidos por el Comercializador j, en el Mercado de Comercialización i.
CUvA_m,i,j,k	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m³, aplicado en el mes m, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i, para el tipo de usuario k. Para el primer mes de aplicación de la Opción, el valor de esta variable será igual al valor de la variable CUvR del mes anterior, CUvR_m-1.
CUvA_m-1,i,j,k	Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería, expresado en $/m³, aplicado en el mes m-1, por el Comercializador j, en el Mercado Relevante de Comercialización i, para el tipo de usuario k.
r	Tasa de interés a trasladar a los usuarios de que trata este Artículo por los comercializadores. Esta variable debe corresponder a la tasa de interés efectivamente incurrida sin que, en ningún caso, supere la tasa de interés preferencial de los créditos comerciales vigentes de las últimas tres (3) semanas disponibles a la fecha de expedición de la presente Resolución. La fuente de información será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el Formato 441, Circular 100 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia. En el caso de existir líneas de financiación creadas por el Gobierno Nacional para estos efectos, la tasa r a transferir a los usuarios corresponderá a la tasa de estas líneas de financiación, así la empresa no tome dicha financiación. La tasa efectiva anual publicada deberá calcularse de manera mensual, para su aplicación, utilizando la siguiente expresión:

Donde:

r: Tasa mensual a aplicar en el mes m.

rEA_m: Tasa efectiva anual para calcular la tasa mensual a aplicar en el mes m.

10. Al momento de aplicar la Opción Tarifaria Transitoria, el Comercializador deberá indicar el Porcentaje de variación mensual (PV) que espera aplicar. Cualquier modificación durante la aplicación de la Opción Tarifaria deberá ser informada a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD.

11. El Comercializador deberá mantener actualizada la información relativa a los saldos acumulados, y el histórico de los valores que se trasladan a la tarifa del usuario final.

12. Además de lo establecido en la regulación vigente en relación con la información que debe contener la factura, el comercializador deberá incluir el Costo de Prestación del Servicio obtenido con la Opción Tarifaria, y la tarifa que corresponda.

13. Una vez el Comercializador determine el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería que se traslada a los usuarios regulados con base en la Opción Tarifaria Transitoria de que trata la presente Resolución, aplicará las disposiciones vigentes de subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa.

(Fuente: R CREG 048/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.10.4. RESTRICCIÓN A LA APLICACIÓN DE LA OPCIÓN TARIFARIA DE QUE TRATA LA RESOLUCIÓN CREG 184 DE 2014. Durante el término de vigencia de la Emergencia Económica, Social y Ambiental declarada por el Gobierno Nacional mediante el Decreto 417 de 2020, los comercializadores no podrán acogerse a la Opción Tarifaria para el Componente Variable del Costo Unitario de Prestación del Servicio Público de Gas Combustible por Redes de Tubería ofrecida mediante la Resolución CREG 184 de 2014.

&$&$&$

(Fuente: R CREG 048/20, art. 4)

PARTE 11

Medidas transitorias para el pago de las facturas del servicio de gas combustible por redes

ARTÍCULO 4.11.1. OBJETO. En esta resolución se establecen medidas transitorias relacionadas con el pago diferido de las facturas de gas combustible por redes de los usuarios regulados, en aplicación de lo definido en el articulo 3 del Decreto Ley 517 de 2020.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.11.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Para la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución, se entiende por^- usuario regulado, aquel consumidor que, al momento de la Declaratoria del Estado de Emergencia Económica, Social y Ecológica en todo el territorio nacional, consumía hasta 100.000 pies cúbicos diarios de gas, o su equivalente en metros cúbicos diarios, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 137 de 2013. En todo caso, para todos los efectos, un pequeño consumidor es un usuario regulado.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.11.3. ESQUEMA ESPECIAL DE PAGO DIFERIDO. Todos los comercializadores de gas combustible por redes están obligados a ofrecer a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3, y 4, opciones de pago diferido de las facturas del servicio de gas combustible por redes, que incluyan como mínimo las condiciones definidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.11.4. CONSUMOS SUJETOS DEL PAGO DIFERIDO. <Artículo con legalidad CONDICIONADA> En el caso de los usuarios de los estratos 1 y 2, será sujeto del pago diferido, la parte del consumo del periodo facturado de que trata el Articulo 5 de la presente resolución, que supere el consumo básico o de subsistencia. En el caso de los usuarios residenciales de los estratos 3 y 4, será sujeto del pago diferido la totalidad del consumo y el cargo fijo de comercialización, del periodo facturado de que trata el Articulo 5 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 4)

ARTÍCULO 4.11.5. OFRECIMIENTO DE ACUERDOS DE PAGO PARA USUARIOS REGULADOS DIFERENTES A LOS USUARIOS RESIDENCIALES DE LOS ESTRATOS 1 AL 4. Dado el caso de que el usuario de que trata este artículo, no pague, en la oportunidad definida por el comercializador, el valor de los consumos de gas y el cargo fijo de comercialización del periodo facturado de que trata el Articulo 6 de la presente resolución, y esto conlleve a la suspensión del servicio, el comercializador deberá, previo a la suspensión, ofrecer un acuerdo de pago al usuario, en el que se incorporen como mínimo las condiciones de plazo y tasa de interés definidas en los artículos 9 y 10 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 5)

ARTÍCULO 4.11.6. FACTURAS OBJETO DE PAGO DIFERIDO. Se incluyen dentro de esta medida transitoria las facturas correspondientes a los períodos de facturación de abril, mayo y junio.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 6) (Fuente: R CREG 105/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.11.7. OBLIGACIÓN DE INFORMACIÓN AL USUARIO. En cada factura objeto de pago diferido o por cualquier otro medio eficaz y que se pueda comprobar, el comercializador debe informar al usuario las condiciones de la opción de pago diferido tales como: la fecha de inicio de pago de las cuotas del monto diferido con su costo financiero, la tasa de interés, el valor de cada cuota de pago del monto diferido con su costo financiero, el número de meses de pago del monto diferido, y demás condiciones relacionadas con el diferimiento del pago de dicha factura, entre otras.

En las facturas posteriores, o en cualquier otro medio eficaz para el efecto y que se pueda comprobar, el Comercializador debe indicar al usuario el saldo total pendiente de pago del monto diferido, el número de meses pendientes de pago

del monto diferido, así como la responsabilidad solidaria, que existe entre el propietario del inmueble, el suscriptor y los usuarios del servicio en los términos del Artículo 130 de la Ley 142 de 1994 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 7)

ARTÍCULO 4.11.8. ACEPTACIÓN DE LA OPCIÓN DE PAGO DIFERIDO POR PARTE DE LOS USUARIOS. Los usuarios deben tener^- la posibilidad de escoger si se acogen a la opción de pago diferido establecida en esta, resolución, o si continúan pagando la factura, del servicio de gas combustible por redes en las condiciones previamente establecidas en los contratos de condiciones uniformes. Para, ello, se entenderá que el usuario se acoge a la medida de pago diferido en caso de no pagar la factura en la oportunidad definida por el comercializador.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 8)

ARTÍCULO 4.11.9. TASA DE INTERÉS PARA EL PAGO DIFERIDO. Los comercializadores deberán aplicar a los usuarios residenciales de estratos 1 a 4, para cada mes de facturación, el menor valor entre: i) la tasa de los créditos que el comercializador adquiera para esta financiación; ii) la tasa preferencial más doscientos puntos básicos; y, iii) la tasa resultante de los mecanismos de compensación que disponga la nación directa o indirectamente a través de entidades bilaterales o multilaterales.

Para los demás usuarios regulados se deberá aplicar el menor valor entre: i) la tasa de los créditos que el comercializador adquiera para esta financiación y, ii) el promedio entre la tasa preferencial y la tasa de interés bancario corriente.

La tasa preferencial corresponde a la tasa de interés preferencial o corporativo de los créditos comerciales, de la última semana disponible antes de facturar, en la página de la Superintendencia Financiera para el Total Establecimientos de Crédito.

La tasa de interés bancario corriente corresponde a la tasa de consumo y ordinarios certificada por la Superintendencia Financiera, y vigente durante el mes de expedición de la factura.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 9) (Fuente: R CREG 153/20, art. 2) (Fuente: R CREG 065/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.11.10. PERÍODO DE PAGO DEL SALDO DIFERIDO. El comercializador deberá ofrecer los siguientes periodos de pago:

Usuarios de los estratos 1 y2: treintay seis (36) meses.

Usuarios de los estratos 3y4: veinticuatro (24) meses.

Demás usuarios regulados: queda libre para el comercializador la determinación del plazo.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 10)

ARTÍCULO 4.11.11. PERÍODO DE GRACIA. El comercializador deberá ofrecer, como mínimo, un período de gracia para que el primer pago de cada factura diferida se realice como mínimo cuatro (4) meses después de la fecha de vencimiento inicial de la respectiva factura.

En las cuotas a pagar por el saldo diferido de las facturas, el comercializador podrá incluir los intereses ocasionados durante el período de gracia a la misma tasa definida en esta resolución. El comercializador deberá informar a la SSPD la forma de cálculo y de cobro de estos intereses.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 11) (Fuente: R CREG 153/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.11.12. PAGO ANTICIPADO DE LOS SALDOS DIFERIDOS. Los usuarios que se acojan a la medida de pago diferido prevista en esta, resolución podrán pagar dicho saldo de manera anticipada, al plazo definido, en cualquier^- momento, sin aplicación de sanciones ni de costos adicionales por parte del comercializador.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 12)

ARTÍCULO 4.11.13. VIGENCIA. Esta, resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 13)

ARTÍCULO 4.11.14. MEDIDAS TRANSITORIAS PARA MEDICIÓN POR CONSUMOS PROMEDIOS. Durante el tiempo que dure la emergencia sanitaria, y cuando por prohibición expresa de los usuarios o por causas ajenas a su debida diligencia, el comercializador de gas combustible por redes no pueda realizar la actividad de lectura de los equipos de medida, podrá realizar la medición con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor o usuario.

El comercializador deberá demostrar, ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, que adelantó todas las gestiones para realizar la medición individual, y que el uso de consumos promedios no fue el resultado de su acción u omisión.

PARÁGRAFO 1o. Los comercializadores deberán disponer de los medios tecnológicos que permitan al usuario, cuando así lo decida, enviar la lectura de su medidor con la cual se pueda emitir la factura.

PARÁGRAFO 2o. Una vez se pueda volver a realizar la lectura real del consumo del usuario, se deberán ajustar los valores objeto del pago diferido que haya solicitado el usuario, utilizando para cada mes el consumo promedio obtenido de la diferencia entre las dos lecturas reales, antes y después del uso de medición promedio, y el número de meses en que se utilizó esta medición.

PARÁGRAFO 3o. Si el comercializador utiliza la medida transitoria para la medición por consumos promedios de que trata este artículo, para los efectos previstos de la Resolución CREG 060 de 2020, y siguiendo el procedimiento de que trata el artículo 3o de la misma, el comercializador realizará la distribución de cualquier diferencia del pago diferido que resulte, una vez se hayan realizado las lecturas normales de los consumos.

(Fuente: R CREG 059/20, art. 14) (Fuente: R CREG 065/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.11.15. MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL CONSUMO Y PAGO DIFERIDO EN LOS SISTEMAS DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO. Durante el tiempo que dure la emergencia sanitaria, y en el evento en que haya usuarios que formen parte de un sistema de comercialización prepago, si el usuario lo solicita, el comercializador deberá garantizarle la recarga de gas combustible correspondiente para los meses de mayo y junio, tomando como referencia el promedio de los últimos tres (3) meses de recarga que haya realizado el usuario. A estos consumos le aplicarán las mismas reglas de pago diferido establecidas en el Decreto número 517 de 2020 y en la Resolución CREG 059 de 2020, según corresponda.

El comercializador debe disponer de medios para que el usuario con medición prepago se informe de manera adecuada y manifieste que se acoge a esta medida.

PARÁGRAFO. Teniendo en cuenta que, conforme lo dispuesto en el artículo 2o de la Resolución CREG 046 de 2012, la información registrada por el comercializador en su sistema de comercialización prepago hace las veces de factura, deberá adicionarse la información aquí contenida para que el usuario tenga conocimiento de las condiciones en que deberá realizar el pago diferido.

PUBLIQUESE Y CUMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. a 14 ABR. 2O2O

MARIA FERNANDA SUAREZ LONDONO

Ministra de Minas y Energía

(Fuente: R CREG 059/20, art. 15) (Fuente: R CREG 065/20, art. 2)

PARTE 12

Medidas transitorias para el pago diferido de las facturas emitidas en el suministro y en el transporte para la prestación del servicio público de gas combustible por redes

ARTÍCULO 4.12.1. OBJETO. En esta resolución se establecen medidas transitorias relacionadas con el pago diferido de las facturas de suministro y transporte de gas combustible por redes, por parte de las empresas comercializadoras que atienden usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 3o del Decreto Ley 517 de 2020, y en concordancia con lo establecido mediante la Resolución CREG 059 de 2020.

(Fuente: R CREG 060/20, art. 1)

ARTÍCULO 4.12.2. ESQUEMA ESPECIAL DE PAGO DIFERIDO EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE. Los productores - comercializadores, los transportadores y los comercializadores de gas combustible por redes están obligados a ofrecer a los comercializadores de gas combustible por redes que atienden usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4, un esquema de pago diferido para el pago de las facturas emitidas en los meses de abril mayo y junio de 2020, que incluya como mínimo las condiciones definidas en esta resolución.

Para los usuarios diferentes a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4, los productores - comercializadores, los transportadores u otros comercializadores que participan en la cadena de prestación del servicio, podrán ofrecer a los comercializadores de gas combustible por redes esquemas de pago diferido para el pago de las facturas emitidas en los meses de abril, mayo, junio y julio de 2020.

(Fuente: R CREG 060/20, art. 2) (Fuente: R CREG 106/20, art. 2)

ARTÍCULO 4.12.3. ESTIMACIÓN DE LOS MONTOS DE LOS PAGOS A DIFERIR. Los comercializadores que atienden usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4, para cada mercado de comercialización que atienden, con base en la información comercial del mes anterior al mes de pago diferido con la cual calculan el costo de prestación del servicio a los usuarios regulados, determinarán los pagos a diferir, siguiendo el procedimiento que a continuación se determina, y calculando lo siguiente:

a) La participación porcentual en el costo total de prestación del servicio, incluyendo el componente de comercialización, del componente Gm,i,j afectado por las pérdidas reconocidas y del componente Tm,i,j afectado por las pérdidas reconocidas, de acuerdo con la fórmula tarifaria general aplicable a los usuarios regulados establecida en el artículo 1o de la Resolución CREG 137 de 2013.

b) El monto total del mes, en cada mercado relevante de comercialización atendido, de la suma de los pagos diferidos a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4 que se hayan acogido al esquema especial de pago diferido.

c) Aplicación de la participación porcentual obtenida en el literal a) al monto total obtenido en el literal b). Los valores así obtenidos corresponderán al total de pagos que serán diferidos para las facturas emitidas al comercializador en cada mercado de comercialización, por parte de los productores - comercializadores, transportadores y los comercializadores de gas combustible por redes que participan en la cadena de prestación del servicio a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4.

d) Una vez obtenidos los valores del literal c) anterior, las empresas que atiendan varios mercados relevantes de comercialización sumarán los valores a diferir de suministro de cada mercado y de transporte de cada mercado, para obtener un solo valor agregado para cada una de esas actividades.

e) La empresa comercializadora, después de haber agregado los montos del total de los mercados de comercialización que atiende, procederá a distribuir a prorrata de los valores facturados en las facturas emitidas en abril, mayo y junio de 2020, por cada contrato de suministro y por cada contrato de transporte que tenga pactado, el monto total obtenido en el literal d) anterior.

f) El comercializador informará a cada uno de los productores - comercializadores, transportadores y comercializadores de gas combustible por redes que participan en la cadena de prestación del servicio a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4, con la suficiente anterioridad al pago, los montos que, en virtud de la distribución anteriormente obtenida, le corresponda a cada uno de ellos diferir para el pago efectivo de las facturas emitidas en los meses de abril, mayo y junio de 2020.

PARÁGRAFO. El comercializador deberá mantener un registro de los cálculos y demás procedimientos acá establecidos, que podrán ser requeridos por las autoridades competentes, con el fin de verificar el correcto cumplimiento de la normatividad y la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 060/20, art. 3) (Fuente: R CREG 106/20, art. 3)

ARTÍCULO 4.12.4. TASA DE INTERÉS PARA EL PAGO DIFERIDO. Los productores-comercializadores, los transportadores y los comercializadores de gas combustible por redes deberán aplicar como tasa de interés, a los montos diferidos a las empresas comercializadoras que atienden usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4 bajo el esquema especial de pago diferido establecido en la Resolución CREG 059 de 2020, en caso de requerirse, el menor valor entre: i) la tasa de los créditos que el productor-comercializador, el transportador u otro comercializador adquiera para esta financiación, y, ii) la tasa preferencial más doscientos puntos básicos.

La tasa preferencial corresponde a la tasa de interés preferencial o corporativo de los créditos comerciales, de la última semana previa a la expedición de la factura y publicada en la página de la Superintendencia Financiera para el Total Establecimientos de Crédito.

La tasa de interés bancario corriente corresponde a la tasa de consumo y ordinarios certificada por la Superintendencia Financiera, y vigente durante el mes de expedición de la factura.

(Fuente: R CREG 060/20, art. 4)

ARTÍCULO 4.12.5. PERÍODO DE PAGO DEL SALDO DIFERIDO. El plazo de pago del saldo diferido será de veinticuatro (24) meses.

(Fuente: R CREG 060/20, art. 5)

ARTÍCULO 4.12.6. PERÍODO DE GRACIA. <Artículo con legalidad CONDICIONADA> Los productores - comercializadores, los transportadores y los comercializadores de gas combustible por redes deberán ofrecer, como mínimo, un período de gracia para el inicio del pago de los montos diferidos y de su costo financiero, de cuatro (4) meses después de la fecha de vencimiento inicial de la respectiva factura.

En las cuotas a pagar por el saldo diferido de las facturas, el productor - comercializador, el transportador o el comercializador de gas combustible, podrá incluir los intereses ocasionados durante el período de gracia a la misma tasa definida en esta resolución.

(Fuente: R CREG 060/20, art. 6) (Fuente: R CREG 153/20, art. 4)

ARTÍCULO 4.12.7. PAGO ANTICIPADO DE LOS SALDOS DIFERIDOS. Los comercializadores que atienden usuarios residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4 que se acojan a la medida de pago diferido prevista en esta resolución, deberán dar traslado inmediato del recaudo de aquellos pagos anticipados que realicen los usuarios finales, de acuerdo con lo contemplado en el artículo 12 de la Resolución CREG 059 de 2020. El traslado será distribuido en la misma prorrata en que se distribuyó el valor a diferir según el literal e) del artículo 3o anterior.

Del mismo modo, podrán pagar la totalidad de los saldos diferidos de manera anticipada al plazo definido, en cualquier momento, sin aplicación de sanciones ni de costos adicionales por parte del comercializador.

(Fuente: R CREG 060/20, art. 7)

LIBRO 5

Consejo Nacional de Operación de Gas Natural - COMI

Comité de coordinación de mantenimientos e intervenciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (COMI)

ARTÍCULO 5.1.1. OBJETO. La presente resolución adopta el acuerdo operativo por el cual se establecen las funciones y se reglamenta el funcionamiento y la constitución del comité de coordinación de mantenimientos e intervenciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural - COMI, de conformidad con lo establecido en el artículo 21 del Decreto 2100 de 2011, contenido en el Anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 115/13, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.2. OBJETIVO. Establecer las funciones, reglamentar el funcionamiento y definir la conformación del Comité de Coordinación de Mantenimientos e Intervenciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (COMI).

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 1)

ARTÍCULO 5.1.3. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Este acuerdo operativo rige para todos los miembros del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, en adelante CNOG y para los terceros que participen en su conformación.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 2)

ARTÍCULO 5.1.4. ALCANCE DE LA COORDINACIÓN. La coordinación producción-transporte es la actividad de asegurar el flujo de información entre agentes que desarrollan actividades interdependientes de producción y transporte de gas natural, con el objeto de que cada uno de los responsables tomen autónomamente sus decisiones buscando el mejor resultado para todos los agentes. La coordinación de labores considerará la información relevante del sector eléctrico y de otros consumidores que se consideren necesarios.

La coordinación del COMI estará a cargo del Secretario Técnico del CNOG, con el propósito de:

(i) Programar reuniones;

(ii) Preparar actas;

(iii) Emitir comunicados oficiales con los temas acordados en las reuniones a las diferentes entidades del sector.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 3)

ARTÍCULO 5.1.5. FUNCIONES DEL COMITÉ DE COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS E INTERVENCIONES (COMI). El COMI, desarrollará las siguientes funciones específicas:

a) Coordinar la programación de los mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen suspensión o que pongan en riesgo la continuidad del servicio público de gas natural, según lo dispuesto en el literal ii) del artículo 21 del Decreto 2100 de 2011;

b) Coordinar los agentes que utilicen el Sistema Nacional de Transporte (SNT), cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de gas natural en los términos de que trata el Decreto 880 de 2007 o aquellos que lo sustituyan o lo reemplacen, según lo dispuesto en el literal iii) del artículo 21 del Decreto 2100 de 2011;

c) Analizar el riesgo y los impactos de las situaciones generadas por los mantenimientos programados sobre las demandas del sector gas natural, mediante la realización de un balance oferta-demanda;

d) Recomendar al CNOG los conceptos previos que se requieran para que el Ministerio de Minas y Energía fije el orden de atención prioritaria del suministro de gas cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia y racionamientos programados, de conformidad con lo establecido en el artículo 16 de la Ley 401 de 1997;

e) Consolidar, distribuir y mantener actualizada la información relacionada con las salidas programadas de los sistemas de producción y/o transporte de gas natural;

f) Intercambiar información sobre las condiciones operativas esperadas y las posibles implicaciones de la programación de mantenimientos en los sistemas de gas natural y electricidad;

g) Realizar teleconferencias semanales o con una mayor periodicidad si son requeridas, con el fin de cumplir con las funciones anteriores;

h) Convocar a reuniones presenciales de los agentes de forma mensual o con una mayor periodicidad, cuando sea el caso con el fin de cumplir con las funciones anteriores;

i) El CNOG con el análisis realizado por el COMI facilitará la información al gestor del mercado, en caso de que este lo requiera, conforme las frecuencias y horas de entrega en que este lo pida;

j) Generar alertas oportunas al Gobierno Nacional y a los agentes de la industria sobre riesgos potenciales que puedan afectar la continuidad de la prestación del servicio de gas natural;

k) El COMI frente a las situaciones de restricción en el suministro o en el transporte de Gas Natural, deberá tener en cuenta el orden de prioridad establecido de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 2o, 3o, 4o y 5o del Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan;

l) Las demás que la CREG considere pertinentes y que defina para competencia del COMI.

m) En el caso de ocurrencia de un evento de Insalvable Restricción en la Oferta de Gas Natural o Situación de Grave Emergencia, No transitoria, de conformidad con la definición establecida en artículo 2.2.2.1.4, del Decreto compilatorio 1073 de 2015, o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, el respectivo agente productor - comercializador o transportador remitirá un comunicado de la forma más expedita al Viceministerio de Energía con copia a la Superintendencia Delegada para Energía y Gas Combustible y al COMI, informando sobre las potenciales afectaciones del mercado y las acciones de mitigación o solución del evento por parte del agente.

El COMI deberá sesionar en forma virtual o presencial, a la mayor brevedad posible, con el fin de analizar las posibles afectaciones y las acciones con el fin de mitigar la contingencia en el suministro o transporte de gas natural.

El Secretario Técnico del CNOG informará al Viceministerio de Energía y a la Superintendencia Delegada para Energía y Gas Combustible de las decisiones tomadas por parte del COMI, para superar la contingencia originada en la infraestructura de suministro o de transporte de gas natural, acerca del avance durante el plan de contingencia y el cierre, una vez concluyan las tareas de coordinación operativas.

PARÁGRAFO. Todas las empresas de gas registradas ante la SSPD deberán suministrar la información que el COMI les requiera.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 4) (Fuente: R CREG 124/17, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.6. REUNIONES Y CONFORMACIÓN DEL COMITÉ DE COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS E INTERVENCIONES (COMI). El COMI estará conformado por los siguientes miembros, según el tipo de reunión que se convoque:

a) Reuniones semanales en Teleconferencia.

A estas reuniones asistirán los siguientes agentes:

i) Productores: Los productores miembros del CNOG.

ii) Transportadores: Los transportadores del país que incluyan entregas de gas natural en el SNT.

iii) El Operador del Sistema Interconectado Nacional.

iv) El Secretario Técnico del CNOG.

De acuerdo con la naturaleza de los eventos a coordinar, las reuniones semanales del COMI podrán contar con la participación de otros agentes sectoriales o incluso terceros del sector que se consideren necesarios para la coordinación o divulgación de la operación de la cadena de gas natural, según lo determine el COMI, o por solicitud previa, expresa y vinculante del Director Ejecutivo de la CREG. Así mismo, cuando la situación operativa del sistema lo amerite podrán realizarse reuniones adicionales con la periodicidad que sea necesaria.

Previa invitación del CNOG, el secretario técnico del CNO Eléctrico podrá participar en las reuniones del Comité;

b) Reuniones presenciales Las reuniones presenciales del COMI se realizarán mensualmente y contarán con la presencia de al menos los siguientes agentes:

i. Los productores de gas: los productores miembros del CNOG.

ii. Los transportadores de gas: los transportadores del país que incluyan entregas de gas natural en el SNT.

iii. El operador del sistema interconectado nacional.

iv. Los generadores termoeléctricos miembros del CNOG.

v. El secretario técnico del CNOG.

Las reuniones presenciales del COMI podrán contar con la participación de los demás miembros del CNOG que voluntariamente deseen asistir.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) serán invitadas permanentes a las reuniones presenciales del COMI.

Previa invitación por parte del Secretario Técnico de CNOG, el Secretario Técnico del CNO Eléctrico podrá participar en las reuniones del COMI.

En situaciones de racionamiento programado decretadas por el Ministerio de Minas y Energía o cuando la coordinación de la operación lo haga necesario se podrán incluir como invitados al COMI, tanto para las reuniones presenciales o virtuales, como para las teleconferencias, a otros agentes o entidades, según lo determine el COMI, o por solicitud previa, expresa y vinculante del Director Ejecutivo de la CREG, tales como: representantes de la industria, de los distribuidores minoristas de Gas Natural Vehicular (GNV), de los distribuidores, de los comercializadores, de los productores, transportadores y distribuidores no miembros del COMI, así como terceros involucrados que puedan ser requeridos para coordinar la operación.

PARÁGRAFO. Los miembros del COMI, a propuesta del Secretario Técnico del CNOG, podrán realizar las reuniones mensuales de manera virtual, considerando la actual disponibilidad en el CNOG de la plataforma en internet, Sistema de Mantenimientos e Intervenciones, SIMI. En el acta de la reunión deberá dejar constancia de la justificación de su realización de manera virtual.

Los criterios con los cuales se programarán las reuniones virtuales corresponden a los siguientes: i) Mantenimientos de bajo impacto para la demanda; ii) No se requiere realizar balance oferta-demanda para los mantenimientos a ejecutar; iii) Cuando hace parte del seguimiento, revisión o análisis de mantenimientos a los cuales se les haya efectuado balances oferta-demanda.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 5) (Fuente: R CREG 052/15, art. 1)

ARTÍCULO 5.1.7. ACTAS. Las actas de las teleconferencias y de las reuniones presenciales serán elaboradas por el Secretario Técnico del CNOG.

La recopilación de los comentarios a las actas y el envío de la versión final estarán a cargo, en cada caso, por el responsable de su elaboración.

Las versiones finales de las actas se conservarán en la Secretaría Técnica del CNOG y se divulgarán en la página web del Consejo.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 6)

ARTÍCULO 5.1.8. GASTOS DE FUNCIONAMIENTO DEL COMITÉ DE COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS E INTERVENCIONES (COMI). Los gastos de funcionamiento del Comité serán cubiertos por el CNOG.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 7)

ARTÍCULO 5.1.9. QUÓRUM DECISORIO. En las reuniones presenciales las decisiones que adopte el COMI requerirán el quórum vigente para las decisiones del CNOG. En las teleconferencias semanales las decisiones se tomarán por mayoría simple.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 8)

ARTÍCULO 5.1.10. NATURALEZA DE LAS RECOMENDACIONES DEL COMITÉ DE COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS E INTERVENCIONES (COMI). El COMI es un órgano asesor del CNOG y sus recomendaciones serán de carácter indicativo.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 9)

ARTÍCULO 5.1.11. MANEJO DE LA INFORMACIÓN. La información que el CNOG gestione a través del COMI y que se entregue al Gestor del Mercado, la manejará de conformidad con lo dispuesto por el numeral 6 del artículo 6o de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique, adicione o sustituya en ese aspecto en específico.

(Fuente: R CREG 115/13, ANEXO 1 Num. 10)

LIBRO 6

Áreas de servicio exclusivo

De las áreas de servicio exclusivo de distribución de gas natural

ARTÍCULO 6.1.1. REGLAS PARA LA CONFORMACIÓN DE ÁREAS. Para verificar el cumplimiento de los motivos que permiten la inclusión de cláusulas de exclusividad, previstas en los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1994, en los contratos de prestación del servicio de distribución de gas natural por redes físicas o tubería, la Comisión tendrá en cuenta los siguientes criterios:

a) La conformación del área geográfica debe permitir, en condiciones económica y financieramente viables, la masificación y extensión del servicio en aquellos municipios cuyos inmuebles residenciales pertenecen a las categorías 1, 2 y 3 de la estratificación socioeconómica vigente al momento de hacerse la instalación,

b) El conjunto de áreas urbanas que conformen el área de servicio exclusivo debe tener una distribución poblacional que incluya suficientes pequeños consumidores obligados a sufragar la contribución de solidaridad vigente para que, con su recaudo, puedan atenderse en su totalidad los pagos por concepto de subsidios a los consumidores que podrían tener derecho a ellos, tomando como base los subsidios máximos autorizados para cada estrato.

c) Se presume que no es económicamente viable prestar el servicio aisladamente en áreas urbanas con baja densidad poblacional o con proporciones predominantes de población con posibilidad de tener subsidio.

d) Se presume igualmente, que la prestación se hace viable, si esas áreas urbanas son agrupadas en un área servida por redes de tubería, que incluya también municipios con una composición poblacional diferente que permita, dentro del mismo mercado, recaudar las contribuciones requeridas para cubrir los subsidios.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 125)

ARTÍCULO 6.1.2. INTERVENCIÓN DE LA COMISIÓN PREVIA A LA APERTURA DE LA INVITACIÓN. Antes de que el Ministerio de Minas y Energía proceda a abrir la invitación pública, la Comisión señalará por medio de una resolución, que las áreas conformadas por el Ministerio cumplen con las condiciones a que se refiere el artículo anterior. Adicionalmente, verificará, de conformidad con el parágrafo 1o del artículo 40 de la ley 142 de 1994, que las cláusulas de exclusividad sean indispensables para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 126)

ARTÍCULO 6.1.3. ALCANCE DE LA EXCLUSIVIDAD. En los contratos a que se refiere este capítulo se tendrán en cuenta los siguiente criterios:

a) Únicamente el distribuidor adjudicatario del contrato de concesión especial podrá prestar el servicio público de distribución de gas natural por redes de tubería dentro del área geográfica objeto de exclusividad.

b) Los grandes consumidores ubicados dentro de un área de servicio exclusivo podrán conectarse libremente a un sistema o a un subsistema de transporte, pero no podrán conectarse a un sistema de distribución de un distribuidor distinto del contratista del área de servicio exclusivo.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 127)

ARTÍCULO 6.1.4. NORMAS APLICABLES. Los contratistas serán Empresas de Servicios Públicos y estarán sometidos a la ley 142 de 1994, a las disposiciones que la modifiquen y a las cláusulas contractuales. En lo no previsto por ellas, estarán sujetos a las resoluciones expedidas por la Comisión sobre el servicio público de gas natural, en particular las que contienen las disposiciones generales, las referentes al transporte y a distribución y las que las modifiquen, complementen o adicionen.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 128)

ARTÍCULO 6.1.5. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Con independencia de las otras obligaciones sobre separación de actividades, los distribuidores que suscriban contratos con el Ministerio de Minas y Energía para la distribución de gas natural por red física o tubería en un área de servicio exclusivo, deberán separar contablemente las operaciones relacionadas con cada área geográfica concedida, de sus otras operaciones de distribución y comercialización, y dentro de cada área, la actividad de distribución de la de comercialización. Igualmente, deberán presentar los planes de expansión de que trata este capítulo para cada una de las áreas geográficas.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 129)

ARTÍCULO 6.1.6. LIBRE ACCESO A LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo permitirán el acceso a las redes de su propiedad, a cualquier productor, comercializador a grandes consumidores o gran consumidor de gas natural a cambio del pago de los cargos de conexión correspondientes, siempre y cuando observen por lo menos las mismas condiciones de confiabilidad, calidad, seguridad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 130)

ARTÍCULO 6.1.7. CRITERIOS BÁSICOS DE EXPANSIÓN EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. La expansión de los sistemas de distribución en el área de servicio exclusivo será responsabilidad de las empresas contratistas, en condiciones de mínimo costo, de acuerdo con lo previsto en el artículo 14, numerales 3 y 12, y en el artículo 174 de la Ley 142 de 1994, incluyendo los programas de masificación y extensión del servicio que comprenderán las categorías 1, 2 y 3 de la estratificación socioeconómica vigente al momento de hacerse la instalación. El distribuidor presentará ante el Ministerio de Minas y Energía planes quinquenales con la inversión prevista; la empresa de servicios públicos dará cuenta de dichos planes a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Unidad de Planeación Minero-Energética, para lo de su competencia.

Cuando el área de servicio exclusivo no comprenda un número significativo de áreas urbanas con población perteneciente, predominantemente, a los estratos 1, 2 y 3 deberán, adicionalmente, pactarse coberturas mínimas para dichos estratos, de conformidad con el parágrafo primero del artículo 174 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 131)

ARTÍCULO 6.1.8. CRITERIOS DE EXPANSIÓN, SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los distribuidores deben planear, desarrollar, operar y mantener sus sistemas de distribución de acuerdo con el código de distribución y con todas las reglas generales de la Comisión.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 132)

ARTÍCULO 6.1.9. REMUNERACIÓN POR EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN A GRANDES CONSUMIDORES EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Las empresas distribuidoras serán remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores de conformidad con lo previsto en el artículo 86 de esta resolución, pero no será aplicable el último inciso, y la fórmula de regulación de la actividad de distribución en el área de servicio exclusivo (fórmula tarifaria general) definida en este capítulo.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 133)

ARTÍCULO 6.1.10. BASES DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los cargos por el uso del sistema de distribución que adopten los distribuidores en desarrollo de los contratos que contengan cláusulas de exclusividad, deberán ser consistentes con las metodologías y fórmulas establecidas en este capítulo y en el contrato, y publicados conforme a lo previsto en los artículos 87 y 121 de esta resolución.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 134)

ARTÍCULO 6.1.11. NUEVAS CONEXIONES DE ACCESO A LAS REDES DE LOS DISTRIBUIDORES DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Cualquiera de los grandes consumidores, productores o comercializadores a grandes consumidores puede convenir con el distribuidor del área de servicio exclusivo la compra de gas a través del sistema de distribución utilizado para los demás consumidores. Pero los grandes consumidores, productores o comercializadores a grandes consumidores pueden optar, sin que el distribuidor pueda impedírselo, por conectarse directamente al sistema nacional de transporte o a las redes del distribuidor, obligándose a cumplir con el código de transporte o sus normas suplementarias y con el código de distribución y demás reglamentos que expida la Comisión y a sufragar los cargos correspondientes a la conexión y uso de la red. El distribuidor tendrá derecho a inspeccionar que la conexión cumpla con estos requisitos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 135)

ARTÍCULO 6.1.12. CONTRATOS DE CONEXIÓN DE ACCESO A LAS REDES DE LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. A solicitud de un comercializador a grandes consumidores, un transportador o un gran consumidor, los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo deberán ofrecer la posibilidad de celebrar un contrato de conexión de acceso al sistema de distribución, o de modificar una conexión existente según lo previsto en los literales a, b, c y d del artículo 90 de esta resolución.

Los cargos de conexión que deberá pagar el solicitante al distribuidor, se sujetarán a las bases de los cargos de conexión que haya elaborado este último, de conformidad con las normas de la Comisión.

Cuando el comercializador a grandes consumidores, el gran consumidor o el transportador sea propietario del sistema de conexión no pagará cargos por este concepto.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 136)

ARTÍCULO 6.1.13. COTIZACIONES DE CONEXIÓN EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo deben suministrar al comercializador a grandes consumidores, gran consumidor, o un transportador, la información necesaria para que éstos puedan hacerle una solicitud de cotización de conexión al sistema de distribución. Para estos efectos, las cotizaciones y solicitudes se regirán por las normas generales de esta resolución, previstas en el artículo 91.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 137)

ARTÍCULO 6.1.14. RESTRICCIONES E INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO POR CAUSA IMPUTABLE AL DISTRIBUIDOR DE LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo serán responsables por los sobrecostos ocasionados a los usuarios y originados por limitaciones en la capacidad de transporte que sean resultado de incumplimientos en los planes de expansión previstos en este capítulo y en los contratos suscritos con la Nación - Ministerio de Minas y Energía, salvo fuerza mayor o caso fortuito. Su valor será cubierto por el distribuidor causante de la restricción. Los distribuidores serán responsables por cualquier costo en que incurran los usuarios como resultado de su imposibilidad de cumplir con los contratos vigentes con sus usuarios, salvo fuerza mayor o caso fortuito.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 138)

ARTÍCULO 6.1.15. OBLIGACIÓN DE PUBLICAR LOS PLANES DE COBERTURA POR PARTE DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA DE LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Las empresas distribuidoras de gas natural en las áreas de servicio exclusivo deberán publicar anualmente y en un medio de amplia difusión, el plan quinquenal de expansión de cobertura de que trata el artículo 131, con las correspondientes actualizaciones anuales incluyendo resultados obtenidos en desarrollo del mismo.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 139)

ARTÍCULO 6.1.16. IGUALDAD DE OPORTUNIDADES EN EL ACCESO AL GAS EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los planes de expansión de cobertura deberán asegurar igualdad de oportunidades de suministro y de calidad del servicio a todos los usuarios de iguales condiciones, de conformidad con los compromisos adquiridos en los contratos de concesión de áreas de servicio exclusivo, sin perjuicio de lo previsto en el Código de Distribución.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 140)

ARTÍCULO 6.1.17. NORMAS ESPECIALES DE DISTRIBUCIÓN. Para la áreas de servicio exclusivo se aplicarán las siguientes normas, con prevalencia sobre el Código de Distribución de gas combustible por redes de tubería:

141.1. Normas técnicas aplicables:

a) Las normas técnicas aplicables a que se refieren los numerales 2.1 a 2.4 del Código de Distribución, serán aquellas normas técnicas colombianas expedidas. En caso de no existir normas técnicas colombianas, se emplearán las normas pactadas contractualmente.

b) Salvo lo previsto en este capítulo, en las consideraciones técnicas para las redes de distribución a que hace referencia el numeral 2.12 del Código de Distribución, las redes de distribución se proyectarán, ejecutarán y operarán en función del plan de expansión y deberán considerar las necesidades del momento, las previsiones deducidas del crecimiento vegetativo y el desarrollo económico y social dentro del área cubierta por la concesión. Estos planes, no serán la base para el estudio tarifario de las empresas.

c) En las consideraciones técnicas para las redes de distribución a que hace referencia el numeral 2.13 del Código de Distribución, el distribuidor sólo podrá negar las solicitudes de servicio por razones de carácter técnico o económico, en los términos de la ley y la presente resolución.

141.2. Principios básicos del sistema de información y planeamiento de la expansión de la red de distribución:

Los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo de gas natural por red no tendrán que dar aplicación a lo dispuesto en los numerales 3.9 y 3.10 del Código de Distribución.

141.3. Proyecciones de demanda:

Los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo de gas natural por red no tendrán que dar aplicación a lo dispuesto en el numeral 3.16 del Código de Distribución.

141.4. Procedimiento para la elaboración del plan de expansión:

a) Los planes de expansión a que se refiere el numeral 3.18 del Código de Distribución deberán contener para las áreas de servicio exclusivo, la información básica que se detalla en el capítulo III del Código, con las modificaciones previstas por esta resolución. Así mismo, deberán contener la información exigida en los contratos de concesión.

b) Los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo deberán acogerse a lo que se establezca en los contratos de concesión para efectos de la presentación y evaluación del plan en aquellos aspectos a que se refieren los numerales 3.20 a 3.25 del Código de Distribución.

141.5. Costos y estructura de cargos:

En relación con los costos y los cargos a que se refieren los numerales 3.27 y 3.28 del Código de Distribución, los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo deberán tener en cuenta aquellos determinados de conformidad con la metodología contenida en este capítulo y, subsidiariamente, con lo pactado contractualmente.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 141)

ARTÍCULO 6.1.18. DEMANDA EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los contratos de distribución en las áreas de servicio exclusivo podrán incluir acuerdos sobre demanda mínima en volumen de gas. Estos acuerdos no excederán el estimativo del consumo de los usuarios residenciales del área sobre los cuales se pacten coberturas mínimas efectivas y su vigencia estará condicionada al cumplimiento de lo pactado en el contrato en materia de expansión, precios y prestación del servicio.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 142)

ARTÍCULO 6.1.19. RÉGIMEN TARIFARIO. Las ofertas del proponente en materia de precios deberán ser totalmente consistentes con las fórmulas establecidas en este capítulo y los criterios contenidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

El cargo promedio máximo permitido por el uso de la red de distribución (Dt) hará parte del contrato; este cargo será calculado de conformidad con las disposiciones de este capítulo.

En materia de tarifas para la prestación del servicio dentro de cada área geográfica, los distribuidores estarán regulados, en primer término, por la Ley 142 de 1994, en especial por los artículos 86, 87, 89, 90, 91, 92, 93, 94, 95 y 96, por las disposiciones de este capítulo y las previsiones de los contratos y, en lo no previsto por ellas, por las normas generales aplicables a distribuidores que prestan el servicio fuera de las áreas de servicio exclusivo.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 143)

ARTÍCULO 6.1.20. RÉGIMEN DE SUBSIDIOS. Los subsidios en las áreas de servicio exclusivo, se someterán a la Ley 142 de 1994, a las demás normas legales que regulan la materia y a las siguientes reglas:

144.1. En los contratos se pactará que los subsidios se atenderán con los recursos de la contribución de los usuarios ubicados dentro del área geográfica, incluyendo las contribuciones de los grandes consumidores del área, de conformidad con la Ley 286 de 1996.

144.2. Si durante la vigencia del contrato, la ley o alguna disposición reglamentaria del Gobierno Nacional, modifica las reglas sobre otorgamiento de subsidios en forma tal que para atender el subsidio de los usuarios que pudieran legalmente ser subsidiados, se requieran recursos estatales adicionales, el contratista podrá solicitarlos del fondo de solidaridad y redistribución de ingresos a que se refiere el numeral 89.3 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994. Hasta tanto no reciba estos recursos, no podrá aplicarlos a sus usuarios, ni tendrá obligación, sin pacto previo, de atender subsidios con sus recursos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 144)

ARTÍCULO 6.1.21. CAMBIOS EN EL VALOR PORCENTUAL DE LA CONTRIBUCIÓN. Si durante la vigencia del contrato se modifica el porcentaje de la contribución a que se refiere el artículo 89 de la Ley 142 de 1994, en forma tal que no sea posible atender los subsidios de los usuarios que pudieran legalmente ser subsidiados, los subsidios se limitarán al valor de las contribuciones recaudadas por el concesionario, el contratista no tendrá obligación, sin pacto previo, de atender subsidios con sus propios recursos.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 145)

ARTÍCULO 6.1.22. REVISIÓN DE LAS FÓRMULAS TARIFARIAS ESPECIFICAS Y DE LAS TARIFAS O PRECIOS AL USUARIO EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. La Comisión determinará directamente la tarifa en caso de incumplimiento de las disposiciones para su determinación y lo acordado contractualmente, sin perjuicio de las sanciones por incumplimiento pactadas en el contrato. La Comisión también podrá revisar las tarifas establecidas por el distribuidor de áreas de servicio exclusivo de gas cuando considere que no está dando cumplimiento a los criterios contenidos en el artículo 87 de la ley 142 de 1994.

Estados Financieros:

- Estados financieros auditados del último año.

- Proyecciones para el período del estudio.

Costos:

- Estructura de los costos económicos de la prestación del servicio.

- Determinación de los costos asociados con cada etapa de la prestación del servicio, cuando ello sea posible.

- Costos y gastos esperados en la operación, reposición y mantenimiento.

- Costos diferenciados por estratos, en caso que existan marcadas diferencias entre los diferentes usuarios por razones técnicas, físicas, económicas o legales.

- Nivel y estructura de los costos económicos que varían tanto con la cantidad del consumo, como con la demanda por el servicio. Se incluyen aquí los costos de inversión.

- Forma como la empresa calcula sus costos operacionales, y sus costos operacionales promedio.

Competencia:

- Descripción del mercado de grandes usuarios atendidos por otros comercializadores en el área de influencia de la empresa.

Proveedores:

- Principales proveedores de la empresa.

- Indicación de precios y cantidades negociados que, eventualmente, han de negociarse con ellos

- Proveedores alternativos, si los hay.

Propiedad Accionaria:

- Composición del patrimonio de los accionistas o propietarios

- Copia del presupuesto de la entidad que hizo el aporte, en el que se acredite el cumplimiento del requisito que contiene el numeral 87.9 de la ley 142 de 1994.

Proyecciones y Expansiones:

Plan de expansión de la empresa para los siguientes 5 años o modificaciones y actualizaciones efectuadas sobre un plan ya presentado a la Comisión.

- Amortización y depreciaciones relacionadas con la inversión y su justificación

- Efectos de tales inversiones sobre la cobertura, la calidad y el costo del servicio

- Área de cubrimiento, tamaño del mercado potencial, demanda efectiva estimando la que provenga de consumidores no residenciales sujetos a regulación y los de cada estrato residencial.

- Descripción precisa del servicio que se presta y de su calidad, expresando además coberturas por estrato

Subsidios:

- Montos de recaudos por contribuciones, incluyendo las que aportarán los grandes consumidores, así como los subsidios para los estratos 1,2 y 3, con las limitantes de la Ley 142 de 1994, el Decreto que reglamente la materia, esta resolución, y el contrato, sus modificaciones o adiciones.

Otros:

- Plazos previstos para amortizar los cargos de conexión domiciliaria; fuentes y costos de la financiación con la que la empresa otorgará esos plazos.

- Origen y determinación de los aumentos de productividad esperados en la prestación del servicio.

- Periodicidad con la cual la empresa ajustará sus tarifas al variar los elementos de la fórmula.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 150)

ARTÍCULO 6.1.23. INFORMACIÓN QUE DEBEN SUMINISTRAR A LA COMISIÓN LOS DISTRIBUIDORES DE ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Para el desarrollo de las competencias generales de la Comisión y, en particular, para dar cumplimiento a lo dispuesto en los dos artículos anteriores, los distribuidores de áreas de servicio exclusivo deberán enviar anualmente a la Comisión la información que se establece a continuación. Así mismo, los distribuidores deberán enviar copia de esta información al Ministerio de Minas y Energía. Esta información deberá ser substancialmente concordante con las fórmulas tarifarias específicas y las tarifas o precios al usuario. Esta información deberá ser entregada a más tardar el 1 de abril de cada año.

La Comisión podrá solicitar adicionalmente otras informaciones que considere relevantes para el desempeño de sus funciones.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 151)

ARTÍCULO 6.1.24. EXENCIONES DEL PAGO DE LA CONTRIBUCIÓN EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Las exenciones del pago de la contribución que deba ser recaudada por los distribuidores de las áreas de servicio exclusivo estarán reguladas por la ley.

(Fuente: R CREG 057/96, art. 152)

Zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo por culminación de los contratos de concesión

ARTÍCULO 6.2.1. APLICACIÓN PARA LAS ZONAS GEOGRÁFICAS QUE DEJAN DE SER ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Una vez los contratos de concesión suscritos en virtud del artículo 40 de la Ley 142 de 1994 entre el Ministerio de Minas y Energía y las empresas distribuidoras culminen, las zonas geográficas denominadas Áreas de Servicio Exclusivo dejen de serlo, deberán aplicar la metodología establecida en la presente resolución.

PARÁGRAFO. La CREG en resolución aparte establecerá los procedimientos que contendrán los parámetros y las condiciones bajo las cuales los distribuidores que atienden estas zonas geográficas deberán presentar la solicitud de cargos de distribución, con el fin de ajustarse para poder aplicar la metodología aquí definida. Estos aspectos serán divulgados mediante audiencias públicas.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 22)

ARTÍCULO 6.2.2. TRANSICIÓN EN LAS ZONAS GEOGRÁFICAS QUE DEJAN DE SER ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Hasta tanto no se defina el nuevo cargo de distribución con la metodología establecida en esta resolución, en los municipios que conformaban las Áreas de Servicio Exclusivo, se mantendrá vigente el cargo de distribución de gas combustible por redes de tubería que se venía aplicando en dichas áreas.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 23)

ARTÍCULO 6.2.3. CONFORMACIÓN DE MERCADOS RELEVANTES A PARTIR DE MUNICIPIOS QUE PERTENECEN A ZONAS GEOGRÁFICAS QUE DEJARAN DE SER ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO. Los municipios que forman parte de las denominadas Áreas de Servicio Exclusivo podrán conformar mercados relevantes en complemento a lo establecido en el artículo 5° de esta resolución así:

i) Mercados Existentes de Distribución: También corresponderán a este tipo de Mercados Existentes de Distribución las zonas geográficas que hayan pertenecido a las Áreas de Servicio Exclusivo y donde se hayan culminado los contratos de concesión;

ii) Agregación de Mercados Existentes de Distribución: Cuando un distribuidor que atiende en zonas geográficas correspondiente a Áreas de Servicio Exclusivo y desea una vez se culminen los contratos de concesión agregar estas zonas a Mercados Existentes de Distribución conformados según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003, deberá:

a) Hacer la solicitud tarifaria a la CREG del Mercado Existente de Distribución en los plazos establecidos;

b) El Distribuidor deberá indicar en esta solicitud tarifaria el interés de una futura agregación con la zona geográfica que conforma el Área de Servicio Exclusivo;

c) Conforme a esto la CREG establecerá unos cargos de distribución transitorios correspondientes al mercado inicial y que corresponde a los municipios que no son parte del Área de Servicio Exclusivo. Estos cargos podrán ser revisados una vez se finalicen los contratos de concesión y los municipios que conforman el Área de Servicio Exclusivo dejen de corresponder a esta condición y puedan unirse al mercado inicial. Esto siempre y cuando cumplan los criterios para la conformación de los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario establecidos en el numeral 5.2 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 202/13, art. 24)

ARTÍCULO 6.2.4. VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN BASE EN LOS MUNICIPIOS QUE FORMARON PARTE DE UN ÁREA DE SERVICIO EXCLUSIVO. Solo los Distribuidores que atienden municipios que formaron parte de un área de servicio exclusivo deberán elaborar para la solicitud tarifaria un inventario de activos de acuerdo con cada inversión así:

a) Inversión Existente. La Inversión Existente de los municipios que pertenecieron a alguna área de servicio exclusivo corresponderá a la inversión en activos que fueron construidos desde el inicio de la concesión hasta el año 2002, homologados y valorados a las unidades constructivas que se indican en el artículo 2o de la presente resolución. Esta Inversión para efectos de aplicación de la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013 corresponderá y se identificará como (IE) tal y como se trata el literal c) del numeral 9.5 del artículo 9o de la misma resolución.

b) Inversión Ejecutada. La inversión ejecutada en los municipios que formaron parte de alguna área de servicio exclusivo corresponderá a la inversión en activos que fueron realizados desde el año 2003 y hasta la fecha de corte, homologados y valorados a las unidades constructivas y costos conforme a lo dispuesto en el artículo 2o de esta resolución. Esta Inversión para efectos de aplicación de la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013 se asemejará a la Inversión Ejecutada durante el periodo tarifario y no prevista en el programa de nuevas inversiones denominada (INPE) de que trata el literal c) del numeral 9.5 del artículo 9o de la Resolución CREG 202 de 2013.

c) Las demás inversiones que fueron ejecutadas en los municipios que formaron parte de alguna área de servicio exclusivo, se valorarán conforme a lo establecido en la Resolución CREG 202 de 2013.

PARÁGRAFO. La Comisión podrá ordenar a través de una auditoría la verificación de los inventarios de activos reportados por los distribuidores en su solicitud tarifaria.

(Fuente: R CREG 165/14, art. 1)

ARTÍCULO 6.2.5. UNIDADES CONSTRUCTIVAS APLICABLES A LOS MUNICIPIOS QUE FORMARON PARTE DE UN ÁREA DE SERVICIO EXCLUSIVO. Para la identificación y valoración de Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería en los municipios que formaron parte de un área de servicio exclusivo, se adoptan las Unidades Constructivas, las cuales se desagregan para cada tipo de inversión así:

2.1. 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 6 de la Resolución CREG 202 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Sólo se utilizarán las del anexo 8 Grupo A en los casos de Unidades Constructivas no definidas en el anexo 6 Grupo A. Para las Unidades Constructivas Especiales las empresas deberán indicar su costo a pesos de la Fecha Base.

2.2. Unidades Constructivas para la Valoración de la 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 la Resolución CREG 202 de 2013 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Sólo se utilizarán las del anexo 8 en los casos de Unidades Constructivas no definidas en el anexo 6 Grupo A. Para las Unidades Constructivas Especiales las empresas deberán indicar su costo a pesos de la Fecha Base.

PARÁGRAFO 1o. Las demás unidades se valoran conforme a lo definido en la Resolución CREG 202 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2o. Las empresas distribuidoras deberán presentar el inventario de activos homologado a las unidades constructivas de las inversiones ejecutadas durante la concesión hasta la fecha de corte. Estas deberán ser validadas con la información del concedente de la concesión, en relación con parámetros como localización, cantidades, tipo de tuberías y diámetros de las mismas.

PARÁGRAFO 3o. Las empresas deberán presentar el estudio técnico donde se detalle el inventario de activos homologado a las unidades constructivas, así como la metodología que se utilizó para homologar el inventario de las inversiones ejecutadas desde el principio de la concesión hasta la fecha de corte. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), podrá ordenar la verificación de los inventarios de activos que los distribuidores reporten en caso de considerarlo pertinente.

(Fuente: R CREG 165/14, art. 2)

LIBRO 7

Gestor del mercado

Servicios a cargo del gestor del mercado

ARTÍCULO 7.1.1. SERVICIOS A CARGO DEL GESTOR DEL MERCADO. El gestor del mercado prestará los siguientes servicios:

1. Diseño, puesta en funcionamiento y administración del BEC.

El gestor del mercado deberá diseñar, poner en funcionamiento y administrar el BEC, que deberá funcionar en su página web. A través del BEC el gestor del mercado prestará los servicios especificados en los numerales 2 y 4 del presente artículo. Así mismo, el gestor del mercado podrá hacer uso del BEC para prestar los servicios señalados en los numerales 3, 5 y 6 del presente artículo.

2. Centralización de información transaccional y operativa.

El gestor del mercado deberá:

a) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre el resultado de las negociaciones realizadas en el mercado primario y en el mercado secundario, tal como se establece en el Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

b) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información sobre el resultado de las negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados, tal como se establece en el Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

c) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información operativa del sector de gas natural, tal como se establece en el Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

Como parte de este servicio el gestor del mercado publicará a través del BEC la información que se señala en los numerales 1, 2, 3 y 4 del Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que las modifiquen o sustituyan. Cualquier persona podrá acceder, sin costo alguno, a esta información agregada y publicada por el gestor del mercado. El gestor del mercado podrá prestar otros servicios de información que podrán dar lugar a su cobro.

3. Gestión del mecanismo de subasta en el mercado primario de gas natural.

El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de gas natural en el mercado primario, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el Artículo 23 de la presente Resolución.

4. Gestión de los mecanismos de comercialización del mercado secundario de gas natural.

El gestor del mercado deberá facilitar las negociaciones del mercado secundario, para lo cual dará aplicación a los procedimientos de que tratan el Artículo 33 y Artículo 36 de la presente Resolución y 29, 32 y 33 de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que los modifiquen o sustituyan.

5. Gestión del mecanismo de subasta previsto para los contratos con interrupciones en el mercado mayorista de gas natural.

El gestor del mercado deberá facilitar la comercialización de gas natural bajo la modalidad de contrato con interrupciones, para lo cual dará aplicación al procedimiento de negociación mediante el mecanismo de subasta a que se refiere el Artículo 40 de la presente Resolución.

6. Reporte de información para el seguimiento del mercado mayorista de gas natural.

En desarrollo de este servicio, el gestor del mercado pondrá a disposición de las entidades competentes la información transaccional y operativa que las mismas le soliciten para efectos de la regulación, inspección, vigilancia y control del mercado mayorista de gas natural. La entrega de esta información no dará lugar a cobro alguno por parte del gestor del mercado.

PARÁGRAFO 1. Todos los participantes del mercado están obligados a declarar la información señalada en el Anexo 1 de la presente Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, según sea el caso. Dicha información deberá ser declarada de manera completa, ordenada y exhaustiva, de acuerdo con los formatos que establezca el gestor del mercado. En consecuencia, ninguna cláusula de confidencialidad en los contratos celebrados entre los participantes del mercado será oponible al gestor del mercado, pero éste deberá dar el manejo que corresponda a la información que revista carácter reservado.

PARÁGRAFO 2. La no declaración al gestor del mercado de la información señalada en el Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan podrá ser considerada por la autoridad competente como una práctica contraria a la libre competencia. Igual consideración se podrá dar a la declaración reiterada de dicha información de manera inconsistente. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad derivada de la posible falla en la prestación del servicio que se cause por la no declaración de esta información.

PARÁGRAFO 3. El gestor del mercado no tendrá competencia para determinar la ocurrencia de casos de ejercicio de poder de mercado, prácticas contrarias a la libre competencia o similares. Tampoco tendrá potestades para sancionar comportamientos de los participantes del mercado.

PARÁGRAFO 4. En la elaboración de los formatos requeridos para la captura de información transaccional y operativa, según lo establecido en el Anexo 1 de esta Resolución y de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan, el gestor del mercado podrá apoyarse en el CNOG.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 5)

ARTÍCULO 7.1.2. SELECCIÓN DEL GESTOR DEL MERCADO. Con la periodicidad que determine la CREG, ésta adelantará un concurso público para seleccionar al gestor del mercado que prestará los servicios establecidos en el Artículo 5 de esta Resolución. Dicho concurso estará sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva y a la metodología definida por la CREG en resolución aparte.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.3. REMUNERACIÓN DEL GESTOR DEL MERCADO. La remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso se determinará con base en el proceso de selección de que trata el Artículo 6 de esta Resolución.

El ingreso regulado será pagado al gestor del mercado por los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 16 de la presente resolución que hayan suscrito contratos firmes y/o de suministro con firmeza condicionada. Los vendedores podrán incluir este costo en el precio del gas natural, al momento de la suscripción del contrato correspondiente.

(Fuente: R CREG 186/20, art. 7)

Criterios de administración de los riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural

ARTÍCULO 7.2.1. El Gestor del Mercado de Gas Natural deberá implementar los procedimientos por medio de los cuales se administrarán los riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo, para lo cual exigirá en el momento del registro de los agentes en el mercado mayorista de gas natural que estos declaren bajo la gravedad del juramento que no se encuentran involucrados directa o indirectamente en ninguna de las actividades antes mencionadas. Para el cumplimiento de este propósito exigirá las siguientes declaraciones:

a) Origen de los bienes y fondos para el desarrollo de su actividad.

b) No inclusión en ninguna de las listas que hagan referencia a personas naturales o jurídicas involucradas en el financiamiento de actividades delictivas o terroristas.

PARÁGRAFO 1o. El gestor del mercado de gas natural con la periodicidad que considere conveniente deberá exigir la actualización de las respectivas declaraciones.

PARÁGRAFO 2o. En caso de que el gestor del mercado de gas natural encuentre que un agente no cumple con alguno de los criterios de administración de los riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo, él deberá reportar la situación a las autoridades competentes y proceder conforme ellas le ordenen.

(Fuente: R CREG 071/15, art. 1)

ARTÍCULO 7.2.2. Los agentes del mercado, con el objeto de contar con la política de administración de riesgos de la que trata la presente resolución, deberán hacer públicos a través del gestor del mercado de gas natural los formatos que consideren necesarios en aras de verificar que sus contrapartes no tengan relación directa o indirecta con las actividades aquí mencionadas.

No obstante lo anterior, la responsabilidad respecto a la verificación del origen de los bienes y fondos utilizados para el desarrollo de la actividad y la no inclusión en las listas en donde se encuentren personas naturales o jurídicas involucradas en el financiamiento de actividades delictivas o terroristas de sus contrapartes, se encuentra exclusivamente en cabeza de cada uno de los agentes que participen en el mercado de gas natural.

PARÁGRAFO 1o. Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la expedición del presente acto administrativo el Gestor del Mercado de Gas Natural hará público los procedimientos mediante los cuales los agentes participantes deberán revelar en el sitio de Internet del gestor los formatos particulares.

PARÁGRAFO 2o. La práctica de no revelar los formatos de que trata este artículo podrá ser considerado por las autoridades competentes como una práctica contraria a la libre competencia.

PARÁGRAFO 3o. Para el caso de las subastas de contratos firmes bimestrales, las subastas de contratos firmes de largo plazo (i.e. un año y cinco años) y las subastas de contratos firmes de capacidad de transporte en los procesos úselo o véndalo de largo plazo, los agentes deberán haber enviado debidamente diligenciados los respectivos formatos al gestor del mercado de gas natural para poder participar en ellas.

(Fuente: R CREG 071/15, art. 2)

Reglas de selección del gestor del mercado de gas natural, las condiciones en que prestará sus servicios y su remuneración, como parte del Reglamento de Operación de gas natural

Funciones del gestor de mercado

ARTÍCULO 7.3.1.1. SERVICIOS A CARGO DEL GESTOR DEL MERCADO. El gestor del mercado será responsable de la prestación de los servicios señalados en la Resolución CREG 123 de 2013, la Resolución CREG 136 de 2014, la Resolución CREG 163 de 2014, la Resolución CREG 065 de 2015, la Resolución CREG 005 de 2017, la Resolución CREG 114 de 2017 y la Resolución CREG 033 de 2018 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan. Adicionalmente, el gestor del mercado deberá considerar aquellas resoluciones que definan el alcance y/o detalle de sus servicios y que se encuentren vigentes antes de la fecha de presentación de las ofertas que se determine mediante la Circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG, por la cual se dé apertura al proceso de selección del gestor del mercado del que trata el artículo 9o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 4)

ARTÍCULO 7.3.1.2. CONDICIONES ESPECÍFICAS PARA LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS. Para la adecuada prestación de los servicios a su cargo, el gestor del mercado adoptará las medidas necesarias para salvaguardar la información que recopile y asegurar el funcionamiento continuo del Boletín Electrónico Central (BEC). Entre dichas medidas deberán adoptar, por lo menos, las siguientes:

1. Medidas sobre el manejo de la información:

a) Llevará un registro completo de toda la información que recopile durante el período de la prestación de sus servicios.

b) Deberá asegurar la integridad de la información que recopile, para lo cual por lo menos hará un backup que garantice la continuidad del servicio, conforme a prácticas asociadas a la gestión de la seguridad de la información.

c) Será el custodio de la información que recaude y/o publique durante el periodo de vigencia de la obligación de prestación de servicios, la cual deberá entregar a quien lo suceda como gestor del mercado al finalizar dicho periodo, sin guardar copia de la misma.

d) Deberá contar con herramientas para garantizar la migración de la información recopilada por el gestor al que suceda a su plataforma tecnológica, y garantizar que dicha información esté disponible para los agentes del mercado de gas natural en el momento de inicio del periodo de vigencia.

e) Deberá garantizar que la información que recopile esté disponible en formato.txt y.csv que permita su transferencia a quien lo suceda como gestor del mercado. Verificará que los datos históricos se encuentren disponibles para descarga desde el BEC en un formato que sea compatible con software comercial de hojas de cálculo.

2. Medidas sobre el funcionamiento del BEC:

a) Deberá proteger el sistema del BEC con la debida seguridad antivulnerabilidades.

b) Garantizará la protección de datos de los usuarios registrados conforme a las especificaciones establecidas en las Leyes 1266 de 2008 y 1581 de 2012 y aquellas que las modifiquen o sustituyan.

c) Deberá operar el BEC en una plataforma que soporte visualización en múltiples navegadores web que cumplan con estándares de la W3C. Asimismo, el BEC deberá poder ser visto, en dispositivos móviles y tablets que soporten múltiples sistemas operativos disponibles en el mercado.

d) Deberá incluir en el BEC una sección para recibir preguntas, quejas o reclamos, una con respuestas a preguntas frecuentes y una con el glosario más utilizado en el mercado mayorista de gas natural. De todas formas, deberá brindar la capacitación necesaria a los participantes del mercado para reportar y consultar al BEC, inicialmente y de manera programada conforme a las actualizaciones o modificaciones que se vayan incorporando.

e) Deberá mantener actualizada la plataforma del BEC y las demás aplicaciones desarrolladas frente a cambios regulatorios y tecnológicos, durante el período de prestación de sus servicios.

f) Deberá garantizar la disponibilidad de la información histórica del mercado de gas natural en el momento de inicio del periodo de vigencia de prestación de servicios, para los análisis que se consideren.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 5)

Condiciones para la prestación de los servicios del gestor del mercado

ARTÍCULO 7.3.2.1. CONDICIONES GENERALES PARA LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS. Las siguientes condiciones serán requisitos mínimos que el gestor del mercado deberá cumplir durante el período de planeación y durante el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios:

1. Establecer una oficina en Colombia.

2. Establecerse como sociedad y/o sucursal de sociedad extranjera bajo las leyes colombianas.

3. Someterse a la regulación de la CREG.

4. Ser neutral, transparente, objetivo e independiente, lo cual será entendido en los términos del numeral 2 del Literal A del Anexo 1 de esta resolución, para lo cual deberá presentar una declaración anual al auditor en los términos establecidos en ese mismo anexo. También deberá presentar anualmente al auditor la declaración de buena reputación descrita en el numeral 3.1 del literal A del Anexo 1. De igual forma, en caso de realizarse algún cambio en el documento de gobernanza del gestor del mercado al que hace referencia el numeral 2.1 del literal A del Anexo 1, este deberá presentar de manera inmediata un informe con el cambio propuesto al Comité de Expertos para su no objeción.

5. Contar con un certificado de gestión de la calidad vigente conforme a la norma ISO 27001:2013 o aquella que la actualice. Esta condición deberá cumplirse antes de finalizar el segundo año del periodo de vigencia de prestación de servicios y deberá mantenerse vigente mientras sea gestor del mercado.

6. Garantizar el trato confidencial de la información a la que tenga acceso durante la prestación de los servicios como gestor del mercado y durante los diez (10) años siguientes a la terminación de dicho periodo. Además de esta condición, deberá suscribir con todos sus empleados, asesores, directivos y, en caso de tener subcontratado algún servicio para el cumplimiento de sus funciones como gestor del mercado, un acuerdo de confidencialidad de la información, entendiendo como información confidencial, aquella reportada al gestor del mercado a la que se tiene acceso por disposición regulatoria de la CREG, salvo en los siguientes eventos:

a) Por autorización expresa y escrita por parte del propietario de la información o por parte de la CREG.

b) En el caso de aquella información que es catalogada como pública por la ley colombiana.

c) En el caso de aquella solicitada por las autoridades competentes para los casos previstos expresamente en las normas vigentes.

7. Contar con el equipo básico de trabajo conforme a lo establecido en el numeral 6, del literal A del artículo 11 de la presente resolución, a partir del inicio el periodo de planeación. Cualquier intención de cambio en el equipo básico de trabajo del gestor del mercado deberá ser informado a la CREG inmediatamente. El gestor del mercado deberá presentar el perfil para suplir el cambio en el equipo básico, en el término de quince (15) días hábiles contados a partir de la fecha en que informó a la CREG, para ser aprobado por parte del Comité de Expertos. En caso de no aprobarse, el gestor deberá realizar este procedimiento hasta tanto se apruebe el perfil para suplir el cambio.

8. Mantener las condiciones de participación en su capital, de acuerdo a lo establecido en el numeral 2.2. del literal A del Anexo 1.

9. Informar al auditor de gestión, inmediatamente, cualquier fallo o sanción en firme por prácticas contrarias a la libre competencia, fraude, abuso de autoridad, evasión de impuestos, responsabilidad fiscal o violación de reglas relativas a manejo de información reservada.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que el gestor del mercado quiera subcontratar funciones propias del alcance de sus servicios o personas del equipo básico de trabajo, deberá presentar a la Comisión un documento en el que identifique si el contratista tiene conflictos de interés con participantes del mercado de gas natural o mercados complementarios, en cuyo caso deberá describir cómo se administrarían dichos conflictos de interés.

Este documento deberá ser aprobado por parte del Comité de Expertos, antes de formalizarse la subcontratación.

PARÁGRAFO 2o. Las condiciones a las que se refieren los numerales 1 y 2 del presente artículo, deberán ser cumplidas por el gestor seleccionado a partir del inicio del periodo de vigencia de la obligación de prestación de servicios.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 6)

Criterios y procedimiento de selección del gestor del mercado

ARTÍCULO 7.3.3.1. PROCESO DE SELECCIÓN. La Comisión de Regulación de Energía y Gas seleccionará el gestor del mercado mediante un concurso público sujeto a las reglas definidas en esta resolución. Este concurso considerará las siguientes actividades:

Actividad	Plazo
1. Apertura del proceso de selección	La fecha de apertura se establecerá mediante Circular de la Dirección Ejecutiva de la Comisión
2. Atención de preguntas y aclaraciones
2.1. Presentación de preguntas y aclaraciones por parte de los interesados	2 semanas a partir de la fecha de apertura del proceso de selección
2.2. Respuesta a las preguntas y aclaraciones por parte de la CREG	Hasta 2 semanas a partir de la finalización de la actividad 2.1
3. Presentación de propuestas
3.1. Presentación de propuestas por parte de los interesados	13 semanas a partir de la finalización de la actividad 2.2
3.2. Verificación de requisitos habilitantes y solicitud de aclaraciones y subsanaciones por parte de la CREG	1 semana a partir de la finalización de la actividad 3.1
3.3. Definición de interesados habilitados	1 semana a partir de la finalización de la actividad 3.2
4. Evaluación de las propuestas por parte de la CREG
4.1. Evaluación del documento técnico y de la demostración de los interesados	Hasta 2 semanas a partir de la finalización de la actividad 3.3
4.2. Evaluación de la experiencia específica por parte de la CREG	Hasta 2 semanas a partir de la finalización de la actividad 3.3
4.3. Evaluación económica	Hasta 1 semana a partir de la finalización de las actividades 4.1 y 4.2
4.4. Determinación orden de elegibilidad	Hasta 2 semanas a partir de la finalización de la actividad 4.3
5. Selección del gestor del mercado	Hasta 2 semanas a partir de la finalización de la actividad 4.4

PARÁGRAFO. La Comisión podrá modificar los tiempos de las actividades descritas en el presente artículo mediante Circular de la Dirección Ejecutiva.

Si la CREG declara desierto un proceso de selección del gestor del mercado de gas natural, en la Circular de la Dirección Ejecutiva de la Comisión, por la cual se dé apertura a un nuevo proceso, podrá suprimir la actividad 2, caso en el cual la actividad 3.1 se realizará dentro de las cuatro (4) semanas siguientes a la fecha de apertura del nuevo proceso de selección.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 7)

ARTÍCULO 7.3.3.2. INTERESADOS EN PARTICIPAR. Se entenderá por interesado aquella persona jurídica o consorcio que presenta la propuesta que se describe en el artículo 11 de la presente resolución.

Para efectos de la presente resolución, se entenderá que un consorcio es una forma de participación en la cual dos o más personas (mínimo uno de los integrantes deberá ser persona jurídica) presentan en forma conjunta una misma propuesta para ser seleccionado como gestor del mercado, respondiendo solidariamente por todas y cada una de las obligaciones derivadas de la propuesta presentada y de las obligaciones derivadas de la ejecución que ello conlleva en caso de ser seleccionado como gestor del mercado, afectando a todos los miembros que lo conforman.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 8)

ARTÍCULO 7.3.3.3. APERTURA DEL PROCESO DE SELECCIÓN. La Comisión, mediante Circular de la Dirección Ejecutiva, dará apertura al proceso de selección donde se señalará el cronograma establecido en el artículo 7o de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 9)

ARTÍCULO 7.3.3.4. ATENCIÓN DE PREGUNTAS Y ACLARACIONES. Sin perjuicio de la responsabilidad exclusiva de los interesados en la estructuración de sus propuestas, estos dispondrán de un tiempo para remitir preguntas sobre la regulación y las funciones del gestor del mercado de gas natural, con el fin de obtener la información que requieran para la elaboración de las mismas, conforme al cronograma establecido en la Circular de apertura del proceso de selección señalado en el artículo 9o de esta resolución.

Durante este tiempo podrán solicitar a la CREG aclaraciones sobre el alcance de la regulación de la CREG, aplicable al servicio público domiciliario de gas natural, en particular la que involucra los servicios a cargo del gestor del mercado. La CREG publicará las respuestas, mediante Circular de la Dirección Ejecutiva, sin identificar los remitentes de las preguntas.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 10)

ARTÍCULO 7.3.3.5. PRESENTACIÓN DE PROPUESTAS. Conforme a las fechas establecidas en el cronograma descrito en la Circular de apertura del proceso de selección señalado en el Artículo 9o, los agentes interesados en participar en el proceso de selección del gestor del mercado deberán presentar su propuesta conforme al Reglamento de presentación de las propuestas, en tres (3) sobres sellados con el siguiente contenido:

A. Requisitos habilitantes

B. Propuesta técnica y experiencia específica

C. Propuesta económica

Todos los documentos deberán presentarse en español.

A. Requisitos habilitantes

Los interesados deberán anexar en un sobre sellado los documentos para acreditar los siguientes requisitos habilitantes: 1. Documentos legales. 2. Principios de transparencia, neutralidad, objetividad e independencia. 3. Buena reputación. 4. Capacidad financiera. 5. Experiencia mínima habilitante, y 6. Equipo básico de trabajo.

Los procedimientos que se aplicarán para la entrega, el recibo, la apertura y la consulta de la información que entregarán los interesados en participar en el proceso de selección del gestor del mercado, necesaria para la verificación de los requisitos habilitantes establecidos en el presente literal A, están definidos en el Anexo 1.

Cada requisito habilitante deberá contener como mínimo lo siguiente:

1. Documentos legales

1.1. Certificado de existencia y representación legal o su equivalente.

1.2. Documento de constitución del consorcio (cuando aplique).

1.3. Garantía de seriedad de la propuesta.

2. Acreditación de los principios de transparencia, neutralidad, objetividad e independencia

2.1. Documento que describa gobernanza, situaciones de control y conflicto de interés.

2.2. Formatos de declaración de neutralidad, transparencia, objetividad e independencia.

3. Buena reputación

3.1. Formato de declaración de buena reputación.

4. Capacidad financiera

4.1. Formato de declaración de capacidad financiera.

5. Experiencia mínima habilitante:

5.1. Formato de acreditación de experiencia mínima habilitante.

6. Equipo básico de trabajo:

El interesado deberá presentar en su estructura organizacional un equipo básico de trabajo para el desarrollo de las funciones como gestor del mercado de gas natural, que incluya por lo menos una (1) persona en cada uno de los roles conforme a los perfiles que se describen a continuación:

-	Rol a cumplir	Perfil	Experiencia Académica	Experiencia Profesional	Dedicación
1	Experto en el mercado de gas	Ingeniero/ economista/ o áreas afines	Posgrado (mínimo maestría)	Mínimo 10 años en el sector de gas, con experiencia en el proceso de comercialización o en operación y logística de gas natural	100%
2	Experto en regulación	Abogado/ economista/ ingeniero/o áreas afines	Posgrado (mínimo maestría) Minero energético o afines / Regulación / servicios públicos / Economía	Mínimo 10 años de experiencia de regulación de servicios públicos domiciliarios	100%
3	Experto en tecnología	Ingeniero	Posgrado (mínimo maestría) Arquitectura de tecnologías de información o Ingeniería de software o certificación en TOGAF 9 Foundation Open Group	Mínimo 10 años de experiencia en modelamiento de sistemas de información o proyectos de arquitectura de software o arquitectura SOA o arquitectura de aplicaciones o integración en sistemas de información	100%
4	Experto en Análisis de Datos	Economista/ Estadístico/ áreas afines	Posgrado (mínimo maestría) Análisis de datos o áreas afines / Finanzas/ Economía	Mínimo 10 años de experiencia en manejo de bases de datos de información o sistemas de negociación	100%

Para acreditar este requisito, el interesado deberá diligenciar y presentar en su propuesta lo siguiente:

6.1. Formato de equipo básico de trabajo.

6.2. Experiencia de los profesionales propuestos para el gestor del mercado de gas natural.

La experiencia profesional descrita en la tabla anterior es de obligatorio cumplimiento.

En caso que no se cumpla con el requisito de experiencia académica, esta podrá ser reemplazada por tres (3) años de experiencia profesional en las áreas que se describen para cada rol a cumplir en la columna "experiencia profesional".

Los profesionales propuestos para los roles 1 y 2 no podrán ser parte de más de una propuesta en el mismo proceso de selección. En caso de que lo anterior se presente, la Comisión inhabilitará las propuestas de las cuales haga parte el mismo profesional.

B. Propuesta técnica y experiencia específica

Los interesados deberán anexar en un sobre sellado los siguientes documentos a ser evaluados: 1. Propuesta técnica y 2. Experiencia específica. Solo serán abiertos y evaluados los sobres de los interesados habilitados.

Estos requisitos deberán acreditarse como mínimo con los siguientes documentos:

1. Propuesta técnica

1.1. Documento que deberá contener como mínimo la información detallada en el numeral 1 del literal B del Anexo 1 de la presente resolución.

2. Experiencia específica

2.1. Formato de acreditación de experiencia específica

Los anteriores documentos deberán cumplir con los requisitos descritos en el numeral 2 del literal B del Anexo 1 de la presente resolución.

El interesado podrá acreditar experiencia específica en la administración de plataformas de negociación y/o en el procesamiento de información de transacciones en mercados energéticos, según lo dispuesto en el Anexo 1 de la presente resolución.

C. Propuesta económica

Los interesados deberán anexar en un sobre sellado los siguientes documentos: 1. Propuesta económica y 2. Tabla detallada de costos. Sólo será abierto y evaluado el sobre de los interesados habilitados que hayan alcanzado o superado el puntaje mínimo de evaluación de la propuesta técnica descrito en el artículo 14. Los anteriores documentos deberán presentarse en pesos colombianos (COP) y contener como mínimo lo siguiente:

1. Propuesta económica

1.1. Formato de propuesta económica

2. Tabla detallada de costos

2.1. Formato de costos detallados de servicios adicionales regulatorios

Los requisitos para presentar los anteriores documentos están descritos en el Anexo 1 de la presente resolución.

Dentro de la propuesta económica se deberá incluir el valor del ingreso anual esperado para un año de prórroga adicional al periodo de vigencia, según lo dispuesto en el artículo 32 de la presente resolución. Este no podrá ser superior al ingreso anual esperado del último año de vigencia.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 11)

ARTÍCULO 7.3.3.6. COMITÉ EVALUADOR DEL PROCESO DE SELECCIÓN. La CREG designará un comité evaluador conformado por al menos tres (3) miembros de la CREG y por los asesores de los miembros de la CREG, que considere necesarios para apoyar el proceso de evaluación.

Adicionalmente, el comité de expertos podrá invitar expertos especialistas, para apoyar la verificación de los requisitos habilitantes y la evaluación de las propuestas.

Este comité evaluador deberá plasmar en informes los resultados de las actividades 3.2, 3.3 y 4 del artículo 7o de la presente resolución, los cuales deberán ser presentados para la toma de las decisiones correspondientes por parte de la CREG.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 12)

ARTÍCULO 7.3.3.7. PROCEDIMIENTO DE APERTURA Y VERIFICACIÓN DE LOS REQUISITOS HABILITANTES. Al siguiente día hábil del vencimiento del plazo para la presentación de las propuestas, el comité evaluador procederá a abrir la urna a la que se hace referencia en el Anexo 1, en presencia del comité de expertos y se dejará constancia en un acta de la apertura de la urna y de los nombres de las sociedades o consorcios que presentaron la propuesta con tres (3) sobres sellados y debidamente identificables.

El comité evaluador procederá a abrir los sobres que estén identificados con el rótulo de documentos habilitantes, y verificará que la información recibida contenga todos los documentos exigidos en el literal A del artículo 11 de la presente resolución.

El comité evaluador verificará el cumplimiento de los numerales 1 al 6 del literal A del artículo 11 y podrá solicitar las aclaraciones, verificaciones y/o subsanaciones que considere necesarias, mediante comunicación oficial de la Dirección Ejecutiva.

La respuesta a cualquier solicitud de aclaración, verificación y/o subsanación deberá constar en documento físico. El interesado contará con un lapso de 2 días hábiles, hasta las 5:00 p. m., (hora colombiana), una vez recibida la comunicación por parte de la CREG, para radicar respuesta a dicha comunicación en las oficinas de la CREG ubicada en la Calle 116 # 7 - 15 Oficina 901. En caso de no radicarse respuesta por parte del interesado requerido, no será habilitado para continuar en el proceso de selección.

Finalizada la actividad de verificación y solicitud de aclaraciones y subsanaciones por parte de la CREG, el comité evaluador deberá presentar a la CREG un informe de verificación de los requisitos habilitantes de las propuestas presentadas, con los nombres de los interesados habilitados para continuar con el proceso.

El comité de expertos podrá solicitar el detalle de cada uno de los requisitos habilitantes verificados.

La Comisión determinará mediante resolución los interesados habilitados. El acto administrativo contentivo de la decisión será notificado a los interesados, de manera personal, en audiencia pública. Contra el acto administrativo procederá el recurso de reposición, el cual deberá ser interpuesto teniendo en cuenta lo contemplado en la normativa vigente sobre la materia.

En caso de que se presente recurso de reposición, la resolución de la CREG con las que se dé respuesta a dicho recurso podrá ser notificada a los interesados, de manera personal, mediante audiencia pública.

La actividad de verificación de los requisitos habilitantes se entenderá finalizada una vez quede en firme la actuación administrativa.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 13)

ARTÍCULO 7.3.3.8. EVALUACIÓN DE LAS PROPUESTAS TÉCNICA Y ECONÓMICA. Una vez finalizada la actividad 3.3 del artículo 7o de la presente resolución y definidos los interesados habilitados dentro del presente proceso de selección, el comité evaluador procederá a realizar las actividades del numeral 4 del artículo 7o de la presente resolución a las propuestas de dichos interesados habilitados.

La calificación final será el resultado de sumar los puntos obtenidos en las evaluaciones de las propuestas técnica y económica, obteniendo como máximo un puntaje de 1.000 puntos conforme a la siguiente fórmula.

Con base en el resultado de esta evaluación, la CREG seleccionará al proponente con mayor puntaje como gestor del mercado.

Una vez evaluadas las propuestas técnicas y económicas, conforme a los informes presentados por el comité evaluador, la Comisión determinará el orden de elegibilidad mediante resolución de la CREG. En dicha resolución se discriminará la calificación de acuerdo con los criterios que se describen en los siguientes literales.

El acto administrativo contentivo de la decisión será notificado a los interesados habilitados, de manera personal, en audiencia pública. Contra el acto administrativo procederá el recurso de reposición, el cual deberá ser interpuesto teniendo en cuenta lo contemplado en la normativa vigente sobre la materia. La actividad de evaluación de las propuestas se entenderá finalizada una vez quede en firme la actuación administrativa.

En caso de que se presente recurso de reposición contra la resolución que determina el orden de elegibilidad, la resolución de la CREG con las que se dé respuesta a dicho recurso podrá ser notificada a los interesados, de manera personal, mediante audiencia pública.

En el caso en que dos (2) o más interesados habilitados obtengan el mismo puntaje, se seleccionará la propuesta con el menor valor en su propuesta económica.

En caso de que dos (2) o más interesados presenten el mismo valor en la propuesta económica, se seleccionará al interesado que haya radicado la propuesta primero en la Comisión.

En cualquier caso, ningún interesado podrá ser seleccionado como gestor del mercado si, del resultado de la evaluación del documento técnico y de la demostración, obtiene menos de 360 puntos. En este caso, el comité evaluador no procederá abrir la propuesta económica.

A. Evaluación técnica

El comité evaluador realizará la evaluación técnica de la siguiente manera: 1. Evaluación de experiencia específica con un puntaje máximo de 250 puntos y, 2. Documento técnico y de la demostración con un puntaje máximo de 450 puntos, obteniendo como máximo un puntaje total de 700 puntos, conforme se describe a continuación:

Donde:

PEE_i :	Puntaje experiencia específica del habilitado i.
PTD_i :	Puntaje total de la evaluación de la demostración del habilitado i.
PDT_i :	Puntaje total de la evaluación del documento técnico del habilitado i.

El resultado de esta evaluación quedará consignado en un informe del comité evaluador.

1. Evaluación experiencia específica

Para la evaluación de la experiencia específica se tendrá en cuenta la experiencia del proponente en la administración de plataformas de negociación y/o en el procesamiento de información de transacciones en mercados energéticos, según lo dispuesto en el Anexo 1 de la presente resolución. El mayor puntaje posible es 250 puntos, con base en la siguiente fórmula:

Donde:

PEE_i	Puntaje experiencia específica del habilitado i.
EEPi	Experiencia específica del habilitado i, medida en número de meses.
EEP_max	Experiencia específica del habilitado con mayor número de meses, medida en número de meses.

La evaluación de la experiencia específica no considerará la experiencia que se traslape con la experiencia habilitante.

2. Evaluación del documento técnico y de la demostración

La evaluación a que hace referencia este numeral tendrá un máximo de 450 puntos, los cuales se componen de lo siguiente: la calificación del documento técnico, la cual tendrá un máximo puntaje de 150 puntos y la calificación de la demostración, la cual tendrá un máximo puntaje de 300 puntos.

La demostración a que hace referencia la actividad 4.1 del artículo 7o de esta resolución, deberá realizarse en Bogotá, Colombia, en la fecha que determine la Dirección Ejecutiva de la CREG. Esta consistirá en una demostración preliminar de la plataforma que cada habilitado operaría en caso de ser seleccionado como gestor del mercado. La presentación de la demostración se deberá realizar en español.

La demostración tendrá el propósito de:

a) Evidenciar el adecuado entendimiento del alcance de los servicios a cargo del gestor del mercado por parte del habilitado.

b) Mostrar que la plataforma que operaría el habilitado estará en condición de recopilar, verificar, publicar y conservar información sobre transacciones realizadas con una frecuencia horaria.

c) Mostrar que la plataforma que operaría el habilitado servirá para facilitar el desarrollo de negociaciones directas entre vendedores y compradores del mercado mayorista de gas natural.

d) Mostrar que la plataforma que operaría el habilitado servirá como instrumento para dar aplicación a los procedimientos de negociación mediante el mecanismo de subasta en el mercado mayorista de gas natural.

Para la evaluación de la demostración se seguirá lo dispuesto en el Anexo 3 de la presente resolución, donde se establecen los criterios de calificación de las demostraciones.

El mayor puntaje posible es 300 puntos y la fórmula de cálculo se presenta a continuación.

Donde:

PTD_i	Puntaje total de la evaluación de la demostración del habilitado i.
TOTAL A_i	Puntaje total de la evaluación del entendimiento de la regulación del habilitado i.
TOTAL B_i	Puntaje total de la evaluación de la revisión de criterios básicos de funcionamiento del habilitado i.
TOTAL C_i	Puntaje total de la evaluación técnica de IT del habilitado i.

El documento técnico del habilitado i tendrá un puntaje máximo de 150 puntos, PDT_i.

El puntaje mínimo de la sumatoria de los puntajes PTD y PDT de un interesado habilitado debe ser mínimo de 360 para proceder a abrir su propuesta económica. El interesado habilitado que no logre este puntaje mínimo no será considerado para determinar el orden de elegibilidad.

B. Evaluación propuesta económica

El comité evaluador, una vez finalizada la actividad 4.2 descrita en el artículo 7o de la presente resolución, abrirá y evaluará los sobres identificados con el rótulo de propuesta económica de los habilitados que hayan cumplido el puntaje mínimo de la evaluación técnica y procederá a realizar la evaluación de la propuesta económica de la siguiente forma:

La calificación puntaje será el resultado de la propuesta economica relación entre la propuesta con el menor valor presente neto y el valor presente neto de la propuesta ofrecida por cada habilitado, obteniendo como máximo un puntaje de 300 puntos.

Donde:

PPE_mínimo	Equivale al menor valor de las propuestas presentadas calculado como el valor presente neto del ingreso anual esperado.
PPE_i	Equivale al valor de la propuesta del habilitado i, calculado como el valor presente neto del ingreso anual esperado.

Todos los puntajes se calcularán con dos decimales y para los efectos del cálculo del valor presente se utilizará una tasa de descuento del 15%.

El comité evaluador verificará el cumplimiento de los requisitos del literal C del Artículo 11 de la presente resolución y aplicará el procedimiento de calificación antes descrito, únicamente al formato de propuesta económica descrito en el literal C del Anexo 1.

Finalizada la actividad de la evaluación económica, el comité evaluador deberá dejar consignado en un informe los resultados.

La Comisión podrá solicitar el detalle de los cálculos que soportan el informe de resultados del informe de evaluación de la propuesta económica.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 14)

ARTÍCULO 7.3.3.9. SELECCIÓN DEL GESTOR DEL MERCADO. Una vez en firme la resolución que determine el orden de elegibilidad, mediante una resolución de la CREG se establecerá quién fue seleccionado como gestor del mercado, su remuneración, la fecha de inicio del periodo de planeación y la fecha de inicio del período de vigencia de la obligación de prestación de servicios. Este acto administrativo será notificado al proponente seleccionado, de manera personal en audiencia pública. Contra el acto administrativo procederá el recurso de reposición, el cual deberá ser interpuesto teniendo en cuenta lo contemplado en la normativa vigente sobre la materia.

La propuesta sobre la cual se seleccione al gestor del mercado de gas natural, se entenderá de obligatorio cumplimiento durante el periodo de vigencia de la prestación de servicios y sus prórrogas.

La actividad de evaluación de propuestas y selección del gestor del mercado se entenderá finalizada una vez queden en firme las actuaciones administrativas correspondientes.

En caso de que se presenten recursos de reposición contra las resoluciones a las que se hace referencia en el presente artículo, las resoluciones de la CREG con las que se dé respuesta a dichos recursos podrán ser notificadas a los interesados, de manera personal, mediante audiencia pública.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 15)

Periodo de empalme

ARTÍCULO 7.3.4.1. CONDICIONES DEL PERÍODO DE EMPALME. Durante el período de empalme, quien esté prestando los servicios como gestor del mercado y aquel que haya sido seleccionado como gestor del mercado, adoptarán las medidas que contribuyan a asegurar la continuidad del servicio. Entre dichas medidas deberán adoptar, por lo menos, las siguientes:

a) Quien esté prestando los servicios como gestor del mercado, entregará el registro de la información que recopiló durante el período de la prestación de sus servicios a quien sea seleccionado para sucederlo como gestor del mercado, en un periodo máximo de quince (15) días calendario a partir de la solicitud de este último. Será responsabilidad del gestor seleccionado recibir esta información para cumplir con las funciones establecidas en el artículo 5o.

b) Quien esté prestando los servicios como gestor del mercado, entregará la información que recopiló y/o publicó durante el período de la prestación de sus servicios, junto con su backup, a quien sea seleccionado para sucederlo como gestor del mercado, en un periodo máximo de quince (15) días calendario a partir de la solicitud de este último. Será responsabilidad del gestor seleccionado recibir esta información para cumplir con las funciones establecidas en el artículo 5o. El gestor que esté prestando los servicios, no podrá guardar copia de esta información.

c) Quien esté prestando los servicios como gestor del mercado, verificará que la información que recopiló y/o publicó está disponible en un formato que permita su administración por quien lo suceda en la prestación de servicios. Esta labor la hará junto con aquel seleccionado como su sucesor.

d) Quien esté prestando los servicios como gestor del mercado, verificará que los datos históricos se encuentran disponibles para descarga desde el BEC en un formato común que sea compatible con software comercial de hojas de cálculo. Esta labor la hará junto con aquel seleccionado como su sucesor. El gestor que esté prestando los servicios, no podrá guardar copia de esta información.

e) Quien esté prestando los servicios como gestor del mercado, deberá entregar el modelo entidad - relación de la base de datos, los detalles técnicos de su implementación y el diccionario de datos sobre la cual haya estructurado la información recopilada en cumplimiento de las funciones como gestor del mercado de gas natural, incluyendo la información histórica recopilada hasta el momento en que se presente dicha solicitud. Será responsabilidad del gestor seleccionado recibir esta información para cumplir con las funciones establecidas en el artículo 5o.

PARÁGRAFO. Quien esté prestando los servicios como gestor del mercado, deberá cumplir con lo establecido en los literales a), b), c) y d) del presente artículo, hasta finalizar su periodo de vigencia de obligación de servicios.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 16)

ARTÍCULO 7.3.4.2. AUDITORÍA INICIAL. Con esta auditoría se verificará la oportunidad en la implementación y puesta en funcionamiento de los mecanismos requeridos para la prestación de los servicios señalados en el artículo 4o de esta resolución, con excepción de los necesarios para el desarrollo de las subastas que estén a cargo del gestor, para garantizar que el gestor seleccionado dé inicio al periodo de vigencia de la obligación de prestación de servicios en el tiempo que se le requiere en la resolución que lo designó.

Para las verificaciones correspondientes, el auditor tomará en cuenta el avance del cronograma del plan detallado del período de planeación, entregado en la propuesta técnica por el gestor seleccionado, según lo establecido en el literal B del Anexo 1 de esta resolución. Con base en los resultados de estas verificaciones, el auditor presentará a la CREG los siguientes informes:

1. Un primer informe a más tardar una semana después de finalizar el primer tercio del período de planeación. El auditor deberá señalar en forma clara, sin ambigüedades, si el avance del cronograma corresponde al del cronograma propuesto o si presenta atrasos, caso en el cual deberá señalar el atraso correspondiente.

En el caso de que el auditor identifique un atraso menor al 75%, el gestor del mercado deberá adoptar las medidas correctivas necesarias para cubrir los atrasos y alcanzar los avances programados. El auditor deberá incluir en su informe las recomendaciones sobre las acciones a emprender por el gestor del mercado para lograr este objetivo.

Un atraso en el cronograma igual o mayor al 75% dará lugar a que la CREG dé aplicación de lo establecido en el numeral 2 del literal A del artículo 25 de esta resolución.

2. Un segundo informe a más tardar una semana después de finalizar el segundo tercio del período de planeación. El auditor deberá señalar en forma clara, sin ambigüedades, si el avance del cronograma corresponde al del cronograma propuesto o si presenta atrasos, caso en el cual deberá señalar el atraso correspondiente.

En el caso de que el auditor identifique un atraso menor al 50%, el gestor del mercado deberá adoptar las medidas correctivas necesarias para cubrir los atrasos y alcanzar los avances programados. El auditor deberá incluir en su informe las recomendaciones sobre las acciones a emprender por el gestor del mercado para lograr este objetivo.

Un atraso en el cronograma igual o mayor al 50% dará lugar a que la CREG dé aplicación de lo establecido en el numeral 2 del literal A del artículo 25 de esta resolución.

Un tercer informe a más tardar dos semanas antes de la terminación del período de planeación. El auditor deberá señalar en forma clara, sin ambigüedades, si el avance del cronograma corresponde al del cronograma propuesto o si presenta atrasos, caso en el cual deberá señalar el atraso correspondiente.

Si el avance del cronograma corresponde al del cronograma propuesto, este será el informe final de la auditoría, caso en el cual la prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado empezará en la fecha programada para el inicio del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios.

En el caso de que el auditor identifique un atraso menor al 25%, el gestor del mercado deberá adoptar las medidas correctivas necesarias para cubrir los atrasos y alcanzar los avances programados en un tiempo que no se podrá extender más allá de los primeros tres (3) meses del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios. El auditor deberá incluir en su informe las recomendaciones sobre las acciones a emprender por el gestor del mercado para lograr este objetivo. Lo anterior no implicará un aplazamiento de la fecha de inicio, ni un aplazamiento de la fecha de terminación del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios. En este caso el gestor del mercado no recibirá remuneración alguna durante el lapso de vigencia de la obligación que requiera para finalizar el cronograma de implementación, de forma que durante el primer año de este período solo recibirá la porción del ingreso que espera recibir de acuerdo con su propuesta económica en proporción al tiempo en que efectivamente preste el servicio.

Un atraso en el cronograma igual o mayor al 25% dará lugar a que la CREG dé aplicación de lo establecido en el numeral 2 del literal A del artículo 25 de esta resolución.

4. En caso de que aplique, un informe final de la auditoría a más tardar dos semanas antes de la finalización de los primeros tres (3) meses del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios, o antes de esta fecha si el gestor del mercado así lo solicita, el auditor deberá señalar en forma clara, sin ambigüedades, si el gestor del mercado está en condición de iniciar la prestación de los servicios a su cargo dentro de las dos semanas siguientes. Si el auditor señala en su informe que el gestor no está en condición de iniciar la prestación de los servicios a su cargo, la CREG dará lugar a la aplicación de lo establecido en el numeral 2 del literal A del artículo 25 de esta resolución.

En los casos de los numerales 1 a 3 anteriores, el señalamiento de un atraso dentro del porcentaje límite permitido dará lugar a un ajuste en la garantía de cumplimiento de puesta en operación a la que se hace referencia en el numeral 1 del artículo 26 de esta resolución. Este ajuste corresponderá a un incremento del valor de la cobertura en el mismo porcentaje del atraso, sin que el mismo sobrepase el 50%.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 17)

ARTÍCULO 7.3.4.3. SELECCIÓN AUDITORÍA INICIAL. El auditor deberá ser seleccionado por el gestor del mercado, mediante un proceso competitivo al que serán invitadas las empresas de una lista que elaborará el CNO Gas, en un tiempo máximo de un mes después de seleccionado el gestor del mercado. El CNO Gas hará públicos los criterios que considerará para la elaboración de dicha lista, la cual será sometida a la no objeción de la CREG, cuya decisión será publicada por medio de una circular de la Dirección Ejecutiva. El costo de la auditoría será cubierto por el gestor del mercado.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 18)

Período de prestación de servicios

ARTÍCULO 7.3.5.1. INDICADORES DE GESTIÓN. Durante el período de prestación de servicios, la gestión del gestor del mercado se evaluará con base en los siguientes indicadores:

1. Disponibilidad del BEC.

2. Oportunidad de la publicación.

3. Oportunidad del registro de contratos

4. Oportunidad del registro de comercializadores.

5. Oportunidad de la liquidación y facturación de cargos por uso del gestor de mercado.

6. Oportunidad de implementación de la regulación.

Los indicadores de gestión se describen de forma detallada en el Anexo 5.

El gestor calculará estos indicadores de gestión con una frecuencia trimestral, para lo cual utilizará la información de los tres (3) meses previos al cálculo, lo que corresponderá al período de evaluación. El gestor del mercado publicará estos indicadores en informes trimestrales. La verificación del cumplimiento de estos indicadores será realizada por un auditor de gestión externo.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 19)

ARTÍCULO 7.3.5.2. AUDITORÍAS DE GESTIÓN. Los servicios a cargo del gestor del mercado serán objeto de una auditoría de gestión, que tendrá el siguiente alcance:

A. Auditoría anual

1. Verificar que el gestor cumple con lo establecido en el artículo 6o de esta resolución.

2. Auditar los resultados obtenidos del procesamiento de la información declarada por los participantes del mercado responsables de suministrarla y publicados conforme a lo establecido en los numerales 1.3, 2.3, 3.2, 4.2 y 6 del anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, así como las funciones relacionadas y establecidas en la regulación expedida por esta Comisión. Esta auditoría se hará anualmente sobre una muestra escogida aleatoriamente de la información publicada por el gestor del mercado.

3. Auditar los sistemas de tecnologías de información y de comunicaciones para verificar el funcionamiento de las herramientas tecnológicas utilizadas por el gestor del mercado para la prestación de los servicios definidos en el artículo 4o de esta resolución y, para cumplir las condiciones establecidas en el artículo 5o de esta resolución.

La auditoría a que hace referencia el presente literal deberá ser presentada por el auditor de gestión con la certificación de cumplimiento o de incumplimiento de los numerales descritos. Un incumplimiento será considerado como una no conformidad, para la cual el auditor presentará sus recomendaciones al gestor del mercado. En todo caso, el siguiente informe de auditoría presentará un seguimiento a la no conformidad. El cumplimiento de las recomendaciones hechas por el auditor será parte de las funciones del gestor del mercado.

Si el gestor del mercado no subsana la no conformidad expuesta por el auditor, y esto es certificado en el siguiente informe anual de auditoría, será considerado una causal de terminación anticipada de la prestación de servicios del gestor del mercado conforme al numeral 3 del literal B del artículo 25.

B. Auditoría trimestral

1. Auditar el cálculo de los indicadores obtenidos conforme a lo establecido en el artículo 19 de esta resolución. Cada informe de la auditoría trimestral deberá reflejar el cumplimiento de los indicadores y el acumulado de los incumplimientos de los mismos. Los resultados de esta auditoría serán considerados para efectos de lo establecido en el numeral 1 del literal A del artículo 25 de esta resolución.

En la auditoría del último trimestre de cada año de prestación de servicios, el auditor deberá certificar el cumplimiento o el incumplimiento de los indicadores de gestión del año correspondiente, a efectos de aplicar los incentivos a la remuneración de los que trata el artículo 23 de la presente resolución.

C. Otros informes de auditoría

1. Cumplir las responsabilidades y deberes establecidos para el auditor de las subastas en los numerales 4.2 de cada uno de los anexos 5, 6, 8 y 9 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, así como las funciones relacionadas y establecidas en la regulación expedida por esta Comisión.

2. En caso de ser informado de fallos o sanciones conforme al numeral 10 del artículo 6o, el auditor deberá informar a la CREG, inmediatamente, para que esta la establezca como causal de terminación anticipada.

3. En caso de que en la auditoría anual a la que hace referencia el literal A del presente artículo, se presente una no conformidad respecto al numeral 4 del artículo 6o, el auditor deberá revisar dentro de los tres meses siguientes que el gestor del mercado haya llevado a cabo los correctivos necesarios. En caso contrario, el auditor deberá informar a la CREG, inmediatamente, para que esta la establezca como causal de terminación anticipada.

4. Informes de auditorías de aspectos específicos que solicite la CREG.

El auditor emitirá un informe de cada una de las auditorías que realice según lo dispuesto en los literales anteriores.

Para el efecto, el auditor emitirá un informe preliminar dentro de los diez (10) días calendario siguientes al periodo a ser auditado. Una vez finalizado este periodo, el auditor dispondrá de diez (10) días calendario para validar dicho informe con el gestor del mercado y de diez (10) días calendario, adicionales, para emitir el informe final. Copia del informe final deberá ser entregada a la CREG.

Los informes finales de la auditoría del gestor del mercado deberán ser publicados en el BEC para conocimiento de los agentes y terceros interesados, en un plazo máximo de cinco (5) días calendario después de tenerse disponible el citado informe.

Los informes de auditoría deberán incluir el detalle de las pruebas realizadas y las recomendaciones del auditor. Si se utilizan muestras para aplicar las pruebas de auditoría, estas deberán ser aleatorias y deberán ser diseñadas por el auditor, garantizando que el resultado obtenido sea estadísticamente representativo y tenga una confiabilidad mínima del 95% con un error máximo del 5%.

Las recomendaciones del auditor deberán cumplirse por el gestor del mercado, como parte de sus funciones.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 20)

ARTÍCULO 7.3.5.3. SELECCIÓN AUDITORÍA DE GESTIÓN. El auditor deberá ser seleccionado por el gestor del mercado, mediante un proceso competitivo al que serán invitadas las empresas de una lista que elaborará el CNO Gas, antes de finalizar el primer mes del periodo de prestación de servicios del gestor del mercado. El CNO Gas hará públicos los criterios que considerará para la elaboración de dicha lista, la cual será sometida a la no objeción, cuya decisión será publicada por medio de una circular de la Dirección Ejecutiva de la CREG. El costo de la auditoría será cubierto por el gestor del mercado.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 21)

ARTÍCULO 7.3.5.4. REMUNERACIÓN DEL GESTOR DEL MERCADO. La remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado, conforme al alcance de los servicios descritos en el artículo 4o, estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso corresponderá a la oferta económica de quien sea seleccionado como gestor del mercado.

El ingreso regulado será pagado al gestor del mercado por los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, que hayan suscrito contratos que garanticen firmeza.

El procedimiento de cálculo del valor a ser remunerado seguirá lo dispuesto en el literal A del Anexo 6 de la presente resolución.

La remuneración del gestor establecida en la propuesta con la cual fue seleccionado, podrá variar en función de lo siguiente:

1. Incentivos a la remuneración del gestor del mercado, conforme a lo establecido en el artículo 23 y el Anexo 6 de la presente resolución.

2. Remuneración de servicios adicionales regulatorios conforme a lo establecido en el artículo 24 y el Anexo 4 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. El gestor del mercado será el responsable de hacer la liquidación y facturación del pago que deberá realizar cada uno de los responsables a los que se hace referencia en el presente artículo, conforme a lo establecido en el literal B del Anexo 6 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. El no pago de los servicios al gestor del mercado, o cuando no se haya obtenido la aprobación de la garantía de pago, tendrá como consecuencia la interrupción de los servicios del gestor del mercado al agente incumplido, conforme a lo establecido en el literal C del Anexo 6 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 22)

ARTÍCULO 7.3.5.5. INCENTIVOS A LA REMUNERACIÓN. La remuneración del gestor del mercado seguirá el siguiente esquema de incentivos:

1. Se incrementará el ingreso anual esperado del año siguiente cuando se presente alguna de las siguientes situaciones:

a) El cumplimiento de todos los indicadores de gestión de funciones durante un (1) año de prestación de servicios, dará lugar al reconocimiento del 1% en el IAE, solo por el año siguiente, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 6 de la presente resolución El cumplimiento deberá estar certificado en los informes anuales que presente el auditor.

Este incentivo será reconocido al gestor del mercado, siempre y cuando el siguiente año tenga vigente el periodo de prestación de servicios.

b) Cuando el gestor del mercado presente una propuesta de productos, mecanismos de comercialización o nuevos servicios de información que sea aceptada por la CREG y adoptada mediante resolución. Lo anterior, dará lugar al reconocimiento por cada propuesta aceptada del 1% en el IAE del siguiente año. Este incentivo no podrá superar el 5% del IAE de cada año.

2. La CREG disminuirá el ingreso regulado del gestor del mercado cuando se presente las siguientes situaciones:

a) Cuando en la evaluación de auditoría de gestión de un (1) año de prestación del servicio, el auditor verifique que durante ese año el gestor del mercado incumplió dos indicadores de gestión durante dos (2) o más trimestres conforme al Anexo 5, se disminuirá el IAE del siguiente año en un 3%.

b) Cuando el auditor de gestión verifique con base en lo establecido en el numeral 1 del literal B del artículo 20 de esta resolución, que el gestor del mercado incumplió tres (3) o más indicadores de gestión por un trimestre, en un periodo de un año, conforme al Anexo 5 de esta resolución. El IAE del año siguiente se reducirá en 5%.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 23)

ARTÍCULO 7.3.5.6. SERVICIOS ADICIONALES REGULATORIOS. Serán adoptados mediante Resoluciones CREG, los siguientes servicios:

1. Cuando la CREG establezca para el gestor del mercado la obligación de prestar un nuevo servicio o cuando modifique el alcance de los servicios a cargo del gestor conforme a lo establecido en el artículo 4o.

2. Cuando la Comisión de aval a alguna propuesta a las que se hace referencia en el literal b), del numeral 1 del artículo 23, y los incorpore a través de una resolución como servicios del gestor del mercado.

En los eventos en que la modificación de la remuneración obedezca a los casos descritos en los numerales anteriores, la remuneración adicional considerará como costo de oportunidad del capital (patrimonio y deuda) un valor igual al costo de oportunidad sobre el patrimonio reconocido en la regulación vigente aplicable al operador del mercado eléctrico.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 24)

ARTÍCULO 7.3.5.7. TERMINACIÓN ANTICIPADA DE LOS SERVICIOS. La CREG determinará que la prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado se terminará anticipadamente en caso de que el gestor del mercado incurra en alguna de las siguientes causales:

A. Causales directas

1. El incumplimiento de los porcentajes mínimos fijados para los indicadores de gestión, establecidos en el artículo 19 de esta resolución, así:

a) El incumplimiento de 5 o 6 de los indicadores de gestión durante un trimestre, en el tiempo transcurrido entre el segundo año y el tercer trimestre del último año del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios.

b) El incumplimiento del porcentaje mínimo de 3 o 4 indicadores en un trimestre, en tres (3) trimestres comprendidos entre el segundo año y el tercer trimestre del último año del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios.

c) El incumplimiento del porcentaje mínimo de 1 o 2 indicadores en un (1) trimestre, durante cinco (5) trimestres. De cualquier forma, si incumplidos 2 indicadores en tres trimestres comprendidos entre el segundo año y el tercer trimestre del último año del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios, e incumplido en 3 o 4 indicadores en un trimestre del mismo lapso, aplicará la condición de terminación anticipada

El no cumplimiento de los porcentajes mínimos de los indicadores establecidos en el Anexo 5 de esta resolución, durante el primer año del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios, no dará lugar a la terminación anticipada de los servicios a cargo del gestor del mercado.

Para la determinación de estos incumplimientos, la CREG tendrá en cuenta los resultados de la auditoría de gestión de que trata el numeral 1 del literal B del artículo 20 de esta resolución.

2. La identificación en cualquiera de los informes establecidos en los numerales 1 a 3 del artículo 17 de esta resolución, de que el cronograma del período de planeación tiene un atraso superior al porcentaje especificado en dichos numerales. En el caso del informe establecido en el numeral 4 del artículo 17 de esta resolución, si el auditor identifica que el gestor del mercado no está en condición de iniciar la prestación de los servicios a su cargo.

3. Cuando el auditor informe a la CREG de algún fallo o sanción en firme, de acuerdo a lo establecido en el numeral 2 del literal C del artículo 20 de la presente resolución.

4. Cuando el auditor informe a la CREG que persiste la no conformidad a la que se hace referencia en el numeral 3 del literal C del artículo 20 de la presente resolución.

B. Causales indirectas

1. El incumplimiento de los servicios a cargo del gestor conforme al artículo 4o y las condiciones específicas para la prestación de servicios del artículo 5o de esta resolución. Lo anterior será certificado por el auditor mediante el informe de auditoría anual al que se hace referencia del literal A del artículo 20.

2. El incumplimiento de cualquiera de las condiciones generales para la prestación de los servicios establecidas en los numerales 1, 2, 4, 6, 7, 8 y 9 del artículo 6o de esta resolución. Lo anterior será certificado por el auditor mediante el informe de auditoría anual al que se hace referencia en el literal A del artículo 20.

3. El incumplimiento certificado por el auditor mediante el informe de auditoría anual al que se hace referencia en el numeral 2 del literal A del artículo 20.

Las causales anteriores podrán constituir un evento de terminación anticipada, una vez se compruebe que el gestor del mercado no acató las recomendaciones formuladas por el auditor de gestión para corregir los incumplimientos evidenciados en el informe de auditoría anual inmediatamente anterior, conforme a lo establecido en el literal A del artículo 20.

PARÁGRAFO 1o. La terminación anticipada de los servicios de que trata el presente artículo dará lugar a la ejecución de la(s) garantía(s) correspondiente(s), de acuerdo con lo establecido en el artículo 26 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Cuando la CREG determine que el gestor del mercado debe terminar anticipadamente la prestación de los servicios a su cargo, el gestor deberá continuar prestando los servicios durante los tres (3) meses siguientes al anuncio de la determinación tomada por la CREG. Durante este tiempo la CREG seleccionará al prestador provisional de los servicios en los términos establecidos en el artículo 31 de esta resolución y se llevará a cabo un empalme con el alcance previsto en el artículo 16 de esta resolución.

PARÁGRAFO 3o. La terminación anticipada de los servicios a cargo del gestor del mercado será determinada por la CREG mediante una resolución motivada de carácter particular y concreto. Contra la mencionada resolución procederán los recursos previstos en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 25)

Garantías

ARTÍCULO 7.3.6.1. GARANTÍAS EXIGIDAS. El gestor del mercado seleccionado deberá presentar las garantías aquí señaladas, cumpliendo con lo establecido en el Anexo 7 de la presente resolución:

1. Garantía de cumplimiento de puesta en operación: el proponente seleccionado como gestor del mercado deberá constituir un mecanismo de cubrimiento que garantice que durante el período de planeación implementará los mecanismos requeridos para la prestación de los servicios establecidos en el artículo 5o de esta resolución, conforme a lo que señale en el plan detallado que entregó en la propuesta técnica. Este mecanismo de cubrimiento también servirá para garantizar que el gestor del mercado obtendrá oportunamente la aprobación de la garantía a que hace referencia el numeral 2 de este artículo.

Esta garantía, deberá ser recibida y aprobada por el fideicomiso al que se hace referencia en el artículo 29 de esta resolución, dentro de los veinte (20) días calendario siguientes a la fecha de selección del gestor del mercado, y deberá cumplir las siguientes condiciones:

a) Valor de la cobertura: 10% del valor presente del ingreso anual esperado durante el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios. Para los efectos del cálculo del valor presente se utilizará una tasa de descuento del 15%.

El valor de la cobertura se deberá incrementar en los eventos señalados en el artículo 17 de esta resolución.

b) Vigencia: período de planeación y cuatro (4) meses más.

c) Beneficiario de las garantías: el fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforma por la celebración del contrato de fiducia mercantil que suscriba el proponente seleccionado como gestor del mercado con una sociedad fiduciaria autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

d) Beneficiarios de los dineros que resulten de la ejecución de las garantías por parte del fideicomiso o patrimonio autónomo: los vendedores de gas natural en el mercado primario, en proporción a las ventas de gas que hayan realizado mediante los contratos que garanticen firmeza se encuentren vigentes conforme se ordena en el parágrafo 1 de este artículo.

e) Eventos de incumplimiento: la garantía se hará efectiva si el gestor del mercado no realiza oportunamente los incrementos en el valor de la cobertura a los que se hace referencia en el literal a) de este numeral. También se hará efectiva en los eventos señalados en el numeral 2 del literal A del Artículo 25 de esta resolución.

2. Garantía de cumplimiento: El proponente seleccionado como gestor del mercado deberá constituir una garantía de cumplimiento de los servicios establecidos en el artículo 4o de esta resolución.

Esta garantía deberá estar aprobada un (1) mes antes de la fecha de inicio del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios y se renovará anualmente. Deberá cumplir las siguientes condiciones:

a) Valor de la cobertura: 20% del ingreso anual esperado de cada año. En todo caso si el Ingreso Anual Esperado incrementa de acuerdo a lo establecido en el artículo 22, artículo 23 y artículo 24 de la presente resolución, la garantía deberá ser actualizada.

b) Vigencia: tendrá una vigencia de trece (13) meses. El gestor del mercado deberá renovarla anualmente para mantener vigente la garantía constituida y amparar la obligación de prestación de los servicios a su cargo, incluyendo las prórrogas a que haya lugar.

c) Beneficiario de las garantías: el fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforma por la celebración del contrato de fiducia mercantil que suscriba el gestor del mercado seleccionado por la CREG con una sociedad fiduciaria autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

d) Beneficiarios de los dineros que resulten de la ejecución de las garantías por parte del fideicomiso o patrimonio autónomo: los vendedores de gas natural en el mercado primario, en proporción a las ventas de gas que hayan realizado mediante los contratos que garanticen firmeza que se encuentren vigentes conforme se ordena en el parágrafo 1 de este artículo.

e) Eventos de incumplimiento: la garantía se hará efectiva en los eventos señalados en los numerales 1 y 3 del literal A y las causales del literal B del Artículo 25 de esta resolución. También se hará efectiva si el proponente no obtiene oportunamente la aprobación de la renovación de la garantía de cumplimiento a que hace referencia este numeral.

PARÁGRAFO 1o. Mensualmente quien se encuentre prestando los servicios del gestor del mercado, hará público los beneficiarios de los dineros que resulten de la ejecución de las garantías por parte del fideicomiso o patrimonio autónomo, con la información disponible del último día hábil del mes anterior a la publicación.

En caso de que el fideicomiso o patrimonio autónomo no pueda trasladar los dineros producto de la ejecución de las garantías, a alguno(s) de los beneficiarios, en la medida en que se compruebe la inexistencia de alguno(s) de estos, los dineros no distribuidos serán trasladados a prorrata de la participación de los beneficiarios que recibieron los recursos.

PARÁGRAFO 2o. En todo caso, el proponente seleccionado como gestor del mercado deberá mantener vigente alguna de las garantías a las que se hace referencia en los numerales 1 y 2 del presente artículo.

PARÁGRAFO 3o. Una vez aprobada la garantía de cumplimiento de puesta en operación, el proponente seleccionado como gestor del mercado deberá emitir copia de dicha aprobación al fideicomiso que esté administrando la garantía de seriedad a la que se hace referencia en el numeral 1.3 del literal A del ANEXO 1.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 26)

ARTÍCULO 7.3.6.2. EJECUCIÓN DE GARANTÍAS POR INCUMPLIMIENTO. La CREG declarará mediante acto administrativo los incumplimientos que ocurran con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, para lo cual deberá agotar el trámite previsto en los artículos 106 y siguientes de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo que sean compatibles, salvo en los siguientes casos, en los cuales el fideicomiso o patrimonio autónomo correspondiente las ejecutará inmediatamente tenga conocimiento del hecho constitutivo de incumplimiento:

a) En el caso de la garantía de que trata el numeral 1.3 del literal A del artículo 11, cuando el proponente seleccionado como gestor del mercado no obtiene oportunamente la aprobación de la garantía de que trata el numeral 1 del artículo 26 de la presente resolución.

b) En el caso de la garantía de que trata el numeral 1 del artículo 26 de la presente resolución, si el gestor del mercado no obtiene oportunamente la aprobación de la garantía a la que hace referencia el numeral 2 del artículo 26 de la presente resolución.

c) En el caso en el que el gestor del mercado no amplíe la cobertura de la garantía de cumplimiento de puesta en operación según lo ordenado en el artículo 17 de esta resolución.

d) En el caso en el que el gestor del mercado no amplíe la cobertura o no obtenga oportunamente la aprobación de la renovación anual de la garantía de cumplimiento exigida en el numeral 2 del artículo 26 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 27)

ARTÍCULO 7.3.6.3. FIDEICOMISO O PATRIMONIO AUTÓNOMO PARA LA GARANTÍA DE SERIEDAD DE LA PROPUESTA. La CREG constituirá un fideicomiso o patrimonio autónomo para efectos de que una fiduciaria reciba, apruebe, administre la garantía de seriedad de las ofertas que presenten los interesados en el marco del presente proceso de selección a las que hace referencia el numeral 1.3 del literal A del artículo 11, lo cual incluirá todas las gestiones tendientes al cobro de las mismas, y traslade los recursos obtenidos en moneda nacional a los beneficiarios del fideicomiso o patrimonio autónomo, conforme a lo establecido en esta resolución.

El fideicomiso o patrimonio autónomo debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución, en la cuenta bancaria en Colombia que para tales efectos establezca el fideicomiso o patrimonio autónomo.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 28)

ARTÍCULO 7.3.6.4. FIDEICOMISO O PATRIMONIO AUTÓNOMO PARA LAS GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO DE PUESTA EN OPERACIÓN Y DE CUMPLIMIENTO. Para el caso de las garantías a las que se refiere el numeral 1 y el numeral 2 del artículo 26 de la presente resolución, el proponente seleccionado como gestor del mercado deberá celebrar un contrato de fidecomiso con una sociedad fiduciaria debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera para efectos de administrar dichas garantías. La fiduciaria recibirá y aprobará las garantías que presente el gestor del mercado, y las ejecutará conforme a la presente resolución.

La fiduciaria ejecutará las garantías y pagará a los beneficiarios, según la proporción dispuesta en el literal d) de los numerales 1 y 2 del artículo 26, conforme a lo establecido en el artículo 27.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 29)

Otras disposiciones

ARTÍCULO 7.3.7.1. SERVICIOS ADICIONALES A TERCEROS. En concordancia con lo establecido en el numeral 2 del artículo 6o de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan, el gestor del mercado podrá prestar otros servicios de información que podrán dar lugar a su cobro a quienes los soliciten. El ofrecimiento de estos servicios o de otros diferentes a los establecidos en la regulación vigente deberán ser aprobados mediante comunicado por parte de la Dirección Ejecutiva de la CREG y considerará para su evaluación, como mínimo, lo siguiente:

1. Los servicios ofrecidos por el gestor del mercado deberán tener como objetivo la prestación eficiente del servicio público domiciliario de gas natural. En todo caso los servicios adicionales no podrán generar competencia desleal.

2. Este ofrecimiento deberá ser realizado públicamente a todos los interesados a través del BEC, en el cual se deberá especificar el valor de cada uno de dichos servicios.

3. Los costos asociados para ejecución de la propuesta no involucrarán los recursos que ya están siendo reconocidos en el ingreso regulado del gestor.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 30)

ARTÍCULO 7.3.7.2. EFECTOS DE LA TERMINACIÓN ANTICIPADA Y PRESTACIÓN PROVISIONAL DE LOS SERVICIOS. La prestación provisional de los servicios, una vez en firme el acto por el cual se declara la terminación anticipada de los servicios por parte del gestor del mercado, se hará con base en los siguientes criterios:

1.1. En caso en que se presente terminación anticipada entre el periodo de planeación y hasta dos años después del inicio del periodo de vigencia de prestación de servicios, se solicitará la manifestación de interés para prestar los servicios como gestor del mercado, a aquellos interesados habilitados que se definieron en la resolución por la cual se determinó el orden de elegibilidad en el proceso de selección del incumplido, en su correspondiente orden.

Estos tendrán la opción de ser el gestor del mercado en las condiciones de su propuesta.

El IAE será actualizado con el índice de precios correspondiente.

El periodo de vigencia de la obligación de prestación de servicios será el definido en el artículo 3o.

En caso de que no haya orden de elegibilidad en el proceso de selección del incumplido, o no manifiesten su interés de ser el gestor del mercado, la Comisión podrá realizar la selección de un gestor provisional de manera directa. El periodo de prestación de servicios del gestor provisional será hasta que se cumpla con las condiciones descritas en el artículo 16, durante el tiempo que determine la Comisión mediante el acto por el cual sea seleccionado el nuevo gestor del mercado.

1.2. En caso de que se presente terminación anticipada durante el tercer año o los años posteriores de vigencia de la obligación de prestación del servicio, la Comisión dará inicio a un nuevo proceso de selección. Mientras tanto, la Comisión podrá realizar la selección de un gestor provisional de manera directa, para que preste sus servicios hasta que se cumpla con las condiciones descritas en el artículo 16, del gestor seleccionado en el nuevo proceso.

Cuando la terminación anticipada se presente durante el periodo de vigencia de prestación de servicios, el prestador provisional tendrá a su disposición toda la infraestructura, el hardware y el software del gestor saliente, con los correspondientes manuales de funcionamiento. Al gestor saliente se le reconocerá el 10% de su ingreso mensual durante los meses en que el prestador provisional sea requerido.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 31)

ARTÍCULO 7.3.7.3. PRÓRROGA DEL PERIODO DE VIGENCIA DE LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS DEL GESTOR DEL MERCADO. Cuando la CREG lo considere conveniente, el periodo de vigencia de la prestación de los servicios del gestor del mercado se podrá prorrogar en los siguientes casos:

1. Prórroga anual

A. A más tardar 15 meses antes de la finalización del periodo de vigencia de la prestación de los servicios, el gestor del mercado deberá comunicar a la Comisión su interés o no de prorrogar por un (1) año adicional el periodo de vigencia, de acuerdo con lo establecido en el presente artículo.

B. A más tardar 14 meses antes de la finalización del periodo de vigencia de la prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado, la Comisión evaluará el cumplimiento de todos los indicadores establecidos en el artículo 19 con el fin de prorrogar el periodo de vigencia por un (1) año.

Lo anterior se verificará conforme a los informes de la auditoría de gestión realizados durante el tiempo de prestación de servicios como gestor del mercado.

C. En caso en que el gestor del mercado decida optar nuevamente por la prórroga del servicio por un año adicional, se deberá seguir el procedimiento de los literales A y B del presente numeral. En todo caso, la suma de las prórrogas anuales no podrá superar el total de la vigencia de cinco (5) años.

2. Prórroga automática por continuidad del servicio

El gestor del mercado, en caso en el que no haya sido seleccionado su sucesor seis (6) meses antes de la finalización del periodo de vigencia de la prestación de los servicios, deberá continuar con la prestación de los servicios hasta por un (1) año adicional.

Si una vez finalizado el año adicional, conforme a lo anterior, y en firme un acto administrativo por el cual se declare desierto nuevamente el proceso de selección, se seguirá el siguiente procedimiento:

a) Se solicitará al gestor que esté prestando los servicios su manifestación de interés de ser el prestador provisional, hasta que sea seleccionado un nuevo gestor del mercado en un proceso competitivo.

b) En caso de que el gestor que esté prestando los servicios no acepte fungir como prestador provisional con base en las anteriores condiciones, la Comisión podrá realizar la selección del gestor provisional de manera directa. El periodo de prestación de servicios del gestor provisional será hasta que se cumpla con las condiciones descritas en el artículo 16, durante el tiempo que determine la Comisión mediante el acto por el cual sea seleccionado el nuevo gestor del mercado.

PARÁGRAFO 1o. La prórroga del periodo de vigencia del gestor del mercado será adoptada por la CREG mediante una resolución motivada de carácter particular y concreto. Para estos efectos se dará aplicación a las disposiciones contenidas en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

PARÁGRAFO 2o. En todo caso, la garantía de cumplimiento a la que se hace referencia en el numeral 2 del artículo 26 deberá ser renovada conforme a las prórrogas a que haya lugar.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 32)

ARTÍCULO 7.3.7.4. REMUNERACIÓN DE LA PRÓRROGA. La prórroga establecida en el artículo 32 se remunerará de acuerdo al valor establecido en la propuesta de la que trata el numeral 2 del literal C del artículo 11 y a lo establecido en el artículo 24 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 33)

ARTÍCULO 7.3.7.5. EFECTOS DE DECLARACIÓN DE INCUMPLIMIENTO. En caso de verificarse el incumplimiento del numeral 6 del artículo 6o, la sociedad o los integrantes que hagan parte del consorcio del gestor del mercado, no podrán presentarse a un nuevo proceso de selección del gestor del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 055/19, art. 34)

Reglamento para la presentación de propuestas(Anexo)

Reglamento para la presentación de propuestas

ARTÍCULO 7.3.8.1.1. Reglamento para la presentación de propuestas. El objetivo del presente reglamento es establecer las reglas para la presentación de las propuestas que conforman la actividad 3 del artículo 7o, conforme a las condiciones establecidas en el artículo 11 de la presente resolución.

Esta actividad se desarrollará con base en las fechas que la CREG defina mediante circular de su Dirección Ejecutiva por la cual se dé apertura al proceso de selección.

A continuación, se describe las reglas de la actividad 3.1 del artículo 7o de la presente resolución:

PRESENTACIÓN DE LAS PROPUESTAS

Conforme a las fechas que se determinen en la Circular de la Dirección Ejecutiva de la Comisión, por la cual se dé apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas, los interesados en presentar propuesta deberán depositar tres (3) sobres sellados, marcados con el nombre del interesado, identificados cada uno con un rótulo del cual se lea documentos habilitantes, propuesta técnica o propuesta económica. Estos sobres deberán recibir un sello con hora y fecha de entrega y ser depositados en la urna que disponga la CREG en sus oficinas localizadas en la Calle 116 # 7-15 Oficina 901, y deberán contener las condiciones definidas en el artículo 11 de la presente resolución.

Al momento de presentación de las propuestas por parte de los interesados, la CREG depositará un sobre sellado con un valor de reserva. Si el desarrollo de la actividad de determinación de los interesados habilitados conduce a que solo un interesado quede habilitado, la CREG utilizará el valor de reserva en el momento de la evaluación a que hace referencia el literal B del artículo 14 de esta resolución.

La propuesta del único interesado habilitado deberá cumplir con el puntaje mínimo establecido en el numeral 2 del literal A del artículo 14 y será seleccionado como gestor del mercado siempre y cuando el valor presente de su ingreso anual esperado de su propuesta económica sea inferior al valor de reserva que la CREG haya fijado.

A. Sobre con documentos para verificar requisitos habilitantes:

Los interesados en participar en el proceso de selección deberán enviar los documentos exigidos para habilitar sus propuestas, establecidos en el literal A del artículo 11 de la presente resolución, tal como se establece a continuación:

1. Documentos legales:

1.1. Certificado de existencia y representación legal o su equivalente: Los interesados que tengan la calidad de persona jurídica deberán presentar el certificado de existencia y representación legal o su equivalente cuya expedición no sea superior a 30 días calendario anteriores a la fecha máxima señalada para presentar la propuesta conforme al artículo 9o de la presente resolución.

En caso de persona jurídica extranjera, deberán adjuntar documento expedido por lo menos dentro de los cuatro (4) meses anteriores a la fecha máxima señalada para presentar la propuesta conforme al artículo 9o de la presente resolución, donde evidencie que el objeto social permite ejecutar el objeto del presente proceso de selección, así como acreditar sucursal en el país en virtud de las normas del Código de Comercio. Adicionalmente, deberá adjuntarse fotocopia del documento de identificación del representante legal de la persona jurídica.

En caso de consorcios, se deberán adjuntar los certificados de existencia y representación de cada uno de los integrantes que lo compongan (en caso de ser personas jurídicas).

Si la presentación de la propuesta implica la trasgresión del deber establecido en el numeral 7 del artículo 23 de la Ley 222 de 1995 reglamentado parcialmente por el Decreto Nacional 1925 de 2009, o si el representante legal tiene limitaciones derivadas de los estatutos sociales, el interesado individual o el integrante del consorcio deberá, además, allegar autorización de la junta de socios o asamblea general de accionistas, según corresponda.

1.2. Documento de constitución del consorcio: Cuando el proponente sea un consorcio, deberá anexar un documento suscrito por todos los integrantes del consorcio, o por sus representantes debidamente facultados, en el que conste la constitución del consorcio, en el cual se exprese lo siguiente:

1. Identificación de cada uno de sus integrantes: Nombre o razón social, tipo y número del documento de identificación y domicilio.

2. Designación del representante: Deberá allegarse su identificación.

3. Deberá constar que la duración del consorcio no es inferior a la duración descrita en el artículo 3o de la presente resolución y un (1) año más, para cubrir la prórroga automática.

4. Indicación de la participación porcentual de cada uno de los integrantes del consorcio, así como la descripción de las responsabilidades de cada integrante dentro del consorcio. La sumatoria de los porcentajes de participación no podrá exceder ni ser menor del 100%.

Con la suscripción del documento de constitución del consorcio, se entenderá para todos los efectos legales que el representante del consorcio tiene las siguientes facultades referentes a la etapa del proceso de selección, adjudicación y prestación de servicios:

i. Presentación de la propuesta y representación del consorcio en todas las diligencias del proceso de selección.

ii. Notificarse del acto de adjudicación del proceso de selección y sus modificaciones.

El documento de constitución del consorcio deberá contener la promesa de los integrantes de que, en caso de ser seleccionados como gestor del mercado, el consorcio deberá cumplir con lo establecido en el artículo 6o de la presente resolución.

Cualquier manifestación contraria a lo previsto en el presente numeral que condicione tales preceptos, se entenderá por no escrita.

El documento deberá ir acompañado de aquellos otros que acrediten que quienes lo suscriben tienen la representación y capacidad necesarias para dicha constitución y para adquirir las obligaciones solidarias derivadas de la propuesta y del acto administrativo resultante.

Cualquier modificación al documento de constitución del consorcio deberá ser suscrita por la totalidad de integrantes del consorcio y deberá tener la aprobación previa de la CREG.

Sin perjuicio de lo anterior, los interesados deberán tener en cuenta que después de la presentación de la propuesta, no podrán modificar o alterar el contenido sustancial de la información de los numerales 1, 2, 3 y 4 del presente numeral 1.2., ni tampoco alguno de los integrantes podrá desistir o ser excluido en la participación, so pena de no ser habilitado para participar en el presente proceso de selección del gestor del mercado de gas natural.

1.3. Garantía de seriedad de la propuesta: La garantía de seriedad se deberá constituir para responder por el cumplimiento oportuno por parte del proponente de las estipulaciones y especificaciones contenidas en la propuesta que ampara y, en especial, las de aceptar el vínculo que entre él y los participantes del mercado surge como resultado del proceso de selección que se regla en esta resolución.

Esta garantía deberá cumplir las condiciones que se establecen en el Anexo 7 de la presente resolución.

Este mecanismo de cubrimiento también servirá para garantizar que el interesado obtendrá oportunamente la aprobación de la garantía de que trata el numeral 1 del artículo 26 de la presente resolución.

Esta garantía deberá cumplir las siguientes condiciones:

a) Valor de la cobertura: quinientos mil dólares de los Estados Unidos de América (USD 500.000) o al valor equivalente en pesos colombianos (COP), calculado a la tasa representativa del mercado del último día hábil del mes anterior a su presentación.

b) Vigencia: seis (6) meses contados a partir de la fecha máxima de entrega de la propuesta conforme al artículo 9o de la presente resolución.

c) Beneficiario de las garantías: fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforma por la celebración del contrato de fiducia mercantil que suscriba la CREG con una sociedad fiduciaria autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

d) Beneficiarios de los dineros que resulten de la ejecución de las garantías por parte del fideicomiso o patrimonio autónomo: los vendedores de gas natural en el mercado primario en proporción a las ventas de gas que hayan realizado mediante los contratos que garantizan firmeza que se encuentren vigentes en la fecha máxima prevista para la presentación de ofertas por parte de los interesados habilitados.

e) Eventos de incumplimiento: la garantía se hará efectiva si el proponente es seleccionado como gestor del mercado y no obtiene oportunamente la aprobación de la garantía de que trata el numeral 1 del Artículo 26 de la presente resolución.

En caso de consorcios, la garantía de seriedad deberá constituirse a nombre del consorcio o a nombre de las personas naturales o jurídicas que integran el consorcio.

La aprobación de la garantía de seriedad deberá ser otorgada por parte de la entidad fiduciaria seleccionada por la CREG para el manejo de las garantías, según lo establecido en el artículo 28 de la presente resolución.

Mediante Circular de la Dirección Ejecutiva de la Comisión se informará la entidad fiduciaria correspondiente y los datos necesarios para contactarla. Esta circular será publicada por lo menos catorce (14) días calendario antes de la fecha máxima de presentación de propuestas.

El comité evaluador verificará que la aprobación de la garantía de seriedad cumple las condiciones dispuestas en el presente numeral. El comité evaluador podrá solicitar las aclaraciones y/o verificaciones que considere necesarias. En caso de no cumplir las condiciones, el interesado no será habilitado para la evaluación de los otros sobres que contienen su propuesta.

2. Requisitos habilitantes para acreditar los principios de transparencia, neutralidad e independencia:

2.1. Documento que describa gobernanza, situaciones de control y conflicto de interés: Este documento deberá ser suscrito por el representante legal de la sociedad o el consorcio y deberá describirse en un máximo de veinte (20) páginas. Este documento deberá describir la estructura de los órganos decisorios, así como sus facultades y limitaciones. De la misma manera deberá incluir la declaración de situación de control o conflicto de interés.

El interesado deberá presentar esta declaración escrita a la CREG en la que identifique si se encuentra en situación de control, en los términos definidos en los artículos 260 y 261 del Código de Comercio y el numeral 4 del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, o conflictos de interés con participantes del mercado de gas natural o mercados complementarios en cuyo caso se deberá describir cómo se administran dichas situaciones de control y conflictos de interés.

La situación de control debe ser declarada tanto en los casos donde se tiene el rol de controlante como en los casos donde se tiene el rol de controlado.

Adicionalmente, el documento deberá incluir la descripción de un mecanismo de uso adecuado de la información a la que se tenga acceso por prestar los servicios del gestor del mercado. Este mecanismo deberá contener como mínimo lo siguiente:

i. Las reglas de gestión de la información propia o de un tercero cuya divulgación tenga el propósito, la capacidad o el efecto de restringir la oferta disponible en el mercado, restringir el acceso al mercado, discriminar entre agentes o distorsionar el funcionamiento eficiente del mercado.

ii. Los procedimientos y criterios para salvaguardar la información, propia o de un tercero, para que la misma no pueda ser utilizada por cualquier agente del mercado y que: a) tenga valor comercial para la estrategia competitiva del titular; b) no sea de conocimiento público; y c) su divulgación total o parcial tenga efectos sobre el grado de la competencia en el mercado.

El interesado que sea conformado por diferentes sociedades debe presentar dichas declaraciones de manera individual por todas las personas que conformen la estructura plural.

Por conflicto de interés se entiende la existencia de situaciones que puedan o resulten obstaculizando o imposibilitando su independencia e imparcialidad, en la realización de la gestión como gestor del mercado de gas natural o con respecto de los participantes del mercado de gas natural que tengan participación directa o indirecta en el interesado.

La Comisión determinará si la situación de control o el conflicto de interés inhibe al interesado o a alguno de sus integrantes para poder llevar a cabo la gestión como gestor del mercado.

Sin perjuicio del cumplimiento de las disposiciones anteriores, ninguno de los participantes del mercado de gas natural podrá tener pactos, acuerdos, o cualquier tipo de documento que tenga por objeto o como efecto la constitución de una situación de control, como controlantes o como controlados.

Esta declaración se entenderá hecha bajo la gravedad del juramento, en los términos del artículo 7o del Decreto 019 de 2012. Lo anterior, sin perjuicio de que en algún momento la Comisión pueda solicitar la certificación de quién o quiénes son los asociados, accionistas o socios. Si la información sobre quién o quiénes son los asociados, accionistas o socios no es suministrada en el tiempo y en las condiciones establecidos en la solicitud de la Dirección Ejecutiva de la CREG, este hecho dará lugar al rechazo de la propuesta por parte de la Comisión.

Este documento no será subsanable por parte del interesado, sin embargo, la Comisión podrá solicitar aclaraciones sobre el contenido descrito en dicho documento.

El interesado que sea conformado por diferentes sociedades deberá presentar dicho documento como consorcio y de manera individual por todas las personas que conformen dicho consorcio.

2.2. Formatos de declaración de neutralidad, transparencia, objetividad e independencia:

Los interesados deberán cumplir con las siguientes condiciones:

a) Ningún participante del mercado de gas natural podrá tener una participación total, directa o indirecta, en el capital del interesado que exceda el 5%.

b) Una sociedad que tenga participación directa o indirecta, mayor al 5% en un participante del mercado de gas natural, no podrá tener una participación total, directa o indirecta, en el capital del interesado que exceda el 5%.

c) La suma agregada de las participaciones de los agentes a los que se hace referencia en los anteriores literales no podrá exceder el 30% del capital del interesado.

d) La suma agregada de las participaciones de los agentes que hagan parte de mercados complementarios, o de las sociedades que tengan participaciones directas o indirectas, mayores al 5% en un participante de mercados complementarios, no podrá exceder el 30% del capital del interesado.

e) El interesado no puede tener participación directa o indirecta en el capital de alguno de los participantes del mercado de gas natural.

La suma agregada de los participantes de los agentes de gas natural a los que se hace referencia en el anterior literal c), es independiente de la suma agregada de los agentes de mercados complementarios, a los que se hace referencia en el anterior literal d).

Para acreditar lo establecido en los literales anteriores, los interesados deberán diligenciar y suscribir el Formato 1 (para interesados individuales) o el Formato 2 (para interesados que conformen un consorcio) del presente anexo.

El cálculo de la participación indirecta de una empresa o la participación indirecta agregada de los participantes del mercado en el capital del interesado en el presente proceso de selección, se deberá realizar de conformidad con lo dispuesto en el ANEXO 2.

Sin perjuicio del cumplimiento de las disposiciones anteriores, ninguno de los participantes del mercado de gas natural ni de mercados complementarios podrá tener pactos, acuerdos, o cualquier tipo de documento que tenga por objeto o como efecto la constitución de una situación de control, como controlantes o como controlados.

3. Documentos para acreditar la buena reputación:

3.1. Formato de declaración de buena reputación: El interesado deberá tener buena reputación, lo cual se acredita mediante una declaración en la que señale que no ha sido objeto de fallos o sanciones en firme por prácticas contrarias a la libre competencia, fraude, abuso de autoridad, evasión de impuestos, responsabilidad fiscal o violación de reglas relativas a manejo de información reservada.

Para acreditar lo anterior, el interesado deberá suscribir el Formato 3 del presente anexo.

Esta declaración se entenderá hecha bajo la gravedad del juramento, en los términos del artículo 7o del Decreto 019 de 2012.

4. Documentos para acreditar capacidad financiera:

El interesado deberá tener la capacidad financiera necesaria para prestar los servicios a cargo del gestor del mercado. La Comisión entenderá que el interesado cumple esta condición si:

a) Ha tenido un EBITDA anual de al menos quinientos mil dólares de los Estados Unidos de América durante los últimos tres (3) años.

b) Ha tenido ingresos anuales de al menos cinco (5) millones de dólares de los Estados Unidos de América durante los últimos tres (3) años.

c) Tiene activos corrientes valorados en al menos un (1) millón de dólares de los Estados Unidos de América.

La TRM corresponderá al 31 de diciembre de cada año a declarar.

En el caso de los interesados que participen a través de consorcios, para la acreditación de la capacidad financiera establecida en este numeral, se podrán sumar las capacidades individuales de los integrantes del consorcio.

Para acreditar el cumplimiento de este requisito habilitante, el interesado deberá suscribir el Formato 4 del presente anexo.

También deberá presentar los documentos que respalden dicha declaración, como reportes anuales; balances generales; estados de pérdidas y ganancias; clasificación crediticia de la casa matriz cuando haya deuda garantizada; etc.

Lo anterior, sin perjuicio de que, durante el proceso de selección del gestor del mercado, el comité evaluador pueda solicitar aclaraciones o información adicional sobre la información declarada.

5. Documentos para acreditar la experiencia mínima habilitante:

El interesado deberá tener amplia experiencia en la administración de plataformas de negociación y/o en el procesamiento de información de transacciones, así como amplia experiencia en la administración de subastas.

La Comisión entenderá que el interesado cumple este requisito si cumple lo establecido en los literales a) y c) o b) y c) que se describen a continuación:

a) La administración de plataformas de negociación en que se hayan realizado transacciones diarias y/u horarias durante no menos de cinco (5) años.

b) El procesamiento de información de transacciones diarias y/u horarias durante no menos de cinco (5) años.

c) La implementación, administración y mantenimiento de la infraestructura tecnológica y la plataforma de negociación de al menos una subasta de alguno de los siguientes tipos: i) simultánea de reloj ascendente; ii) simultánea de reloj descendente; o iii) simultánea de sobre cerrado. En cada una de dichas subastas deben haber participado al menos diez (10) vendedores o compradores, o se deben haber realizado transacciones por al menos cien millones de dólares de los Estados Unidos de América.

La experiencia que se acredite deberá corresponder a trabajos realizados durante los quince (15) años anteriores al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior a la expedición de la Circular de la Dirección Ejecutiva de la Comisión por la cual se dé apertura del proceso de selección.

En el caso de los interesados que participen a través de consorcios, para la acreditación de la experiencia en cada uno de los aspectos establecidos en este numeral, no se podrán sumar las experiencias individuales de los integrantes del consorcio.

La acreditación de la experiencia en cada uno de los aspectos establecidos en este numeral deberá ser realizada por uno de los integrantes del consorcio. Pero uno de los integrantes del consorcio podrá acreditar la experiencia en los dos aspectos aquí exigidos.

Para acreditar este requisito habilitante, los interesados deberán diligenciar y suscribir el Formato 5 del presente anexo.

6. Equipo básico de trabajo:

Todos los interesados deberán diligenciar y suscribir el Formato 6 del presente anexo, indicando el equipo básico de trabajo de su estructura organizacional al que se hace referencia en el numeral 6 del literal A del artículo 11 de la presente resolución.

Adicionalmente, cada profesional propuesto por el interesado deberá diligenciar y suscribir el Formato 7 del presente anexo, describiendo y relacionando la experiencia profesional conforme al numeral 6 del literal A del artículo 11 junto con sus certificaciones.

La experiencia que se acredite para cada profesional deberá corresponder a trabajos realizados durante los quince (15) años anteriores al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior a la expedición de la Circular de la Dirección Ejecutiva de la Comisión por la cual se dé apertura del proceso de selección.

Cada profesional deberá presentar como máximo diez (10) experiencias para cumplir con este requerimiento.

Los profesionales propuestos deberán indicar de manera clara, para efectos de la verificación del requisito habilitante, el perfil al cual se encuentran asignados. Un profesional no podrá presentarse para más de uno de los roles propuestos.

B. SOBRE CON LA PROPUESTA TÉCNICA Y EXPERIENCIA ESPECÍFICA

Este sobre deberá contener los documentos que acrediten los requisitos del literal B del artículo 11 de la presente resolución, con el fin de verificar lo siguiente:

1. Documento técnico (150 puntos): Documento de máximo treinta (30) páginas debidamente foliado. Deberá contener como mínimo lo siguiente:

a) Descripción de la organización prevista, incluyendo la estructura corporativa. (20 puntos)

b) Plan detallado del período de planeación y periodo de prestación de servicios, en el que deberá describir las acciones previstas para el inicio de la prestación de los servicios a cargo del gestor del mercado (130 puntos):

i. De manera detallada la forma en la que realizará el proceso de migración de datos en conjunto con el gestor del mercado a quien suceda, conforme a lo establecido en el artículo 16.

ii. La manera en que desarrollará la plataforma del BEC y especificar el software que utilizará, aclarando si el mismo ha sido utilizado para fines similares en otros mercados. Además, deberá describir los mecanismos mediante los cuales recopilará, verificará, publicará y conservará la información a ser declarada por los participantes del mercado.

iii. Las características de seguridad del BEC. Deberá describir un plan general de manejo de datos, incluyendo la manera en que procesará, almacenará y recuperará los datos, según se requiera, y los sistemas que utilizará para ello. Deberá entregar detalles de cómo propone asegurar los datos frente a pérdidas como intentos no autorizados por parte de terceros para acceder a los datos.

iv. La manera en que desarrollará la(s) plataforma(s) con las que dará aplicación a los procedimientos de negociación mediante el mecanismo de subasta en el mercado primario y en el mercado secundario, en caso de que no planee hacer uso del BEC para estos efectos. Deberá especificar el software que utilizará, aclarando si el mismo ha sido utilizado para fines similares en otros mercados.

v. El plan detallado del período de planeación también deberá incluir el cronograma previsto por el interesado para la ejecución de cada una de las actividades del plan. En el cronograma se deberán identificar claramente los hitos que el interesado prevé alcanzar cada mes durante el período de planeación, los cuales deberán ser medibles, verificables y permitir la medición del avance del cronograma. La acumulación del avance en estos hitos representará el avance total del cronograma que será utilizado para la evaluación del desarrollo del período de planeación en los términos del artículo 17 de esta resolución.

vi. Descripción de las acciones previstas para administrar los procedimientos de negociación mediante el mecanismo de subasta en el mercado primario y en el mercado secundario.

El anterior documento deberá ser consistente con lo que se verificará en la demostración, conforme a lo establecido en el reglamento de demostración del ANEXO 3, y se le asignará el puntaje conforme a lo establecido en el artículo 14 de esta resolución.

2. Experiencia específica: Todos los interesados deberán diligenciar y suscribir el Formato 8 del presente anexo.

Los interesados que participen, ya sea a través de consorcios o de manera individual, para la acreditación de la experiencia específica descrita en el numeral 2 del literal b) del artículo 11 de la presente resolución, no podrán sumar las experiencias individuales de los integrantes del consorcio o las del proponente individual, que se traslapen en el tiempo.

De la misma manera, en la evaluación de la experiencia específica no se considerará la experiencia que se traslape con la experiencia habilitante.

C. SOBRE CON LA PROPUESTA ECONÓMICA

Este sobre deberá contener los documentos descritos en el literal C del artículo 11 de la presente resolución, conforme a las siguientes condiciones:

1. Formato de propuesta económica: El interesado deberá especificar de manera clara, sin ambigüedades, su Ingreso Anual Esperado (IAE), discriminando el ingreso en cada uno de los años del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios y para un posible año de prórroga. Lo anterior deberá expresarse en pesos colombianos (COP).

Para estos efectos, el representante legal de la empresa o consorcio deberá diligenciar y suscribir el Formato 9 del presente anexo, teniendo en cuenta las siguientes condiciones:

- El ingreso anual esperado deberá considerar todos los costos y los gastos en que incurra durante el período de planeación y durante el período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios, incluyendo el costo de oportunidad del capital.

- El valor del ingreso esperando en cada año del período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios, no podrán representar más del de la sumatoria de los valores esperados en todos los años, ni menos del de dicho valor, siendo n el número de años del período de vigencia de la obligación de prestación de los sevicios. Esto no aplicará para el posible año de prórroga.

2. Tabla detallada de costos: El interesado deberá describir en pesos colombianos (COP) los costos asociados a la prestación de servicios adicionales regulatorios como gestor del mercado. Entendiendo por servicios adicionales regulatorios, aquellos que la CREG establezca para el gestor del mercado a través de una resolución conforme al artículo 24 de esta resolución, una vez inicie el periodo de planeación conforme al artículo 3o de esta misma resolución.

Para estos fines, se deberá diligenciar y suscribir por parte del representante legal de la sociedad o consorcio el Formato 10 del presente Anexo, el cual detalla los costos de personal asociados a los perfiles y los costos tecnológicos de software y hardware, que serán utilizados como referencia por parte de la Comisión, para evaluar las propuestas económicas que presente el gestor del mercado para desarrollar servicios adicionales regulatorios.

Este formato no será vinculante para la CREG, pero será vinculante para el interesado. En caso de desarrollarse nuevos servicios adicionales regulatorios, la Comisión solicitará la correspondiente propuesta económica y la justificación de los recursos y costos asociados para su reconocimiento. Por lo tanto, los costos reportados en este formato, solo se considerarán si son necesarios en adición al equipo básico definido en el numeral 6 del literal A del artículo 11 de la presente resolución, y todos los contemplados en la propuesta económica con la que fue seleccionado el gestor del mercado.

(Fuente: R CREG 055/19, ANEXO 1)

Declaración de independencia, objetividad, neutralidad y transparencia para empresas individuales

ARTÍCULO 7.3.8.2.1. Declaración de independencia, objetividad, neutralidad y transparencia para empresas individuales. Señores

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG)

Calle 116 No. 7-15 Torre 2 Oficina 901

Bogotá, D. C.

Respetados Señores:

(Nombre y apellidos), identificado con (pasaporte o cédula de ciudadanía) No. ######## de (país o ciudad), actuando en mi calidad de Representante Legal de la empresa (Nombre de la empresa), realizo la siguiente declaración:

• Ningún participante del mercado de gas natural tiene una participación total, directa o indirecta, en el capital de la empresa que represento, que exceda el 5%.

- Ninguna sociedad que tenga participación directa o indirecta, mayor al 5% en un participante del mercado de gas natural, tiene una participación total, directa o indirecta, en el capital de la empresa que represento, que exceda el 5%.

- La suma agregada de las participaciones de los agentes del mercado de gas, o de las sociedades que tienen participación mayor al 5% en estos agentes, no excede el 30% del capital de la empresa que represento.

- La suma agregada de las participaciones de los agentes de mercados complementarios, o de las sociedades que tienen participación mayor al 5% en estos agentes, no excede el 30% del capital de la empresa que represento.

- La empresa que represento no tiene participación directa o indirecta en el capital de alguno de los participantes del mercado de gas natural.

Hago esta declaración bajo la gravedad del juramento, en los términos del artículo 7o del Decreto 019 de 2012. Lo anterior, sin perjuicio de que en algún momento la CREG pueda solicitar la certificación de quién o quiénes son los asociados, accionistas o socios.

Cordialmente,

(Nombre y Firma).

Identificación No. ####### de

Representante Legal

(Nombre empresa)

Este formato no puede ser modificado

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 1-ANEXO 1)

Declaración de independencia, objetividad, neutralidad y transparencia para consorcios

ARTÍCULO 7.3.8.3.1. Declaración de independencia, objetividad, neutralidad y transparencia para consorcios. Señores

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG)

Calle 116 No. 7-15 Torre 2 Oficina 901

Bogotá, D. C.

Respetados Señores:

(Nombre y apellidos), identificado con (pasaporte o cédula de ciudadanía) No. ######## de (país o ciudad), actuando en mi calidad de Representante Legal del consorcio (Nombre del consorcio), realizo la siguiente declaración:

- Ningún participante del mercado de gas natural tiene una participación total, directa o indirecta, en el capital del consorcio que represento, que exceda el 5%.

- La empresa que represento no tiene participación directa o indirecta en el capital de alguno de los participantes del mercado de gas natural.

Cordialmente,

(Nombre y Firma).

Identificación No. ####### de.

Representante Legal

(Nombre consorcio)

Este formato no puede ser modificado

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 2 -ANEXO 1)

Declaración de buena reputación

ARTÍCULO 7.3.8.4.1. Declaración de buena reputación. Señores

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG)

Calle 116 No. 7-15 Torre 2 Oficina 901

Bogotá, D. C.

Respetados señores:

(Nombre y apellidos), identificado con (pasaporte o cédula de ciudadanía) No. ######## de (país o ciudad), actuando en mi calidad de Representante Legal de la firma (Nombre de la sociedad o consorcio), de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 7o del Decreto 019 de 2012, declaro que (la sociedad o consorcio) que represento, no ha sido objeto de sanciones en firme por prácticas contrarias a la libre competencia, fraude, abuso de autoridad, evasión de impuestos, responsabilidad fiscal o violación de reglas relativas a manejo de información reservada.

Cordialmente,

(Nombre y Firma).

Identificación No. ####### de.

Representante Legal

(Nombre sociedad o consorcio)

Este formato no puede ser modificado

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 3 -ANEXO 1)

Declaración de capacidad financiera

ARTÍCULO 7.3.8.5.1. Declaración de capacidad financiera. Señores

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG)

Calle 116 No. 7-15 Torre 2 Oficina 901

Bogotá, D.C.

Respetados señores:

(Nombre y apellidos), identificado con (pasaporte o cédula de ciudadanía) No. ######## de (país o ciudad), actuando en mi calidad de Representante Legal de (Nombre de la sociedad o consorcio), de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 7o del Decreto 019 de 2012, declaro que (la sociedad o consorcio) cumple los requisitos de capacidad financiera, así:

1. Ha tenido un EBITDA anual de al menos quinientos mil dólares de los Estados Unidos de América durante los últimos tres (3) años, como se indica en el formato adjunto.

2. Ha tenido ingresos anuales de al menos cinco (5) millones de dólares de los Estados Unidos de América durante los últimos tres (3) años, como se indica en el formato adjunto.

3. Tiene activos corrientes valorados en al menos un (1) millón de dólares de los Estados Unidos de América, como se indica en el formato adjunto.

Como respaldo de esta declaración, anexo la siguiente documentación correspondiente a (la sociedad o cada una de las empresas que conforman el consorcio):

- Reporte anual 2016, 2017, 2018

- Balances Generales 2016, 2017, 2018

- Estados de pérdidas y ganancias 2016, 2017, 2018.

- Clasificación crediticia de la casa matriz cuando tiene deuda garantizada.

En el caso de los interesados que participen a través de consorcios, para la acreditación de la capacidad financiera establecida, se podrán sumar las capacidades individuales de los integrantes del consorcio.

Cordialmente,

(Nombre y Firma).

Identificación No. ####### de.

Representante Legal

(Nombre sociedad o consorcio)

Este formato no puede ser modificado

Declaración de capacidad financiera

	EBITDA	Ingreso anual	Activos Corrientes
	2016	2017	2018	2016	2017	2018	2018
Nombre sociedad que acredita capacidad financiera	A	A	A	A	A	A	A
-	-	-	-	-	-	-	-
Nombre sociedad que acredita capacidad financiera (sólo si aplica en caso de consorcios) (1)	B	B	B	B	B	B	B
-	-	-	-	-	-	-	-
TOTAL	A+B	A+B	A+B	A+B	A+B	A+B	A+B

*Agregue tantas filas y firmas como empresas conformen el consorcio
** La TRM corresponderá al 31 de diciembre de cada año a declarar.

________________________________Nombre y firma del representante legal de la sociedad 1

_______________________________Nombre y firma del representante legal de la sociedad 2

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 4 -ANEXO 1)

Acreditación de experiencia mínima habilitante

ARTÍCULO 7.3.8.6.1. Acreditación de experiencia mínima habilitante. Sociedad que acredita experiencia:

Nombre del consorcio:
(si no procede dejar en blanco)
Acreditación de experiencia en:
(marque con una x solo uno de los dos)

Operación de plataformas de negociación.
Procesamiento de información de transacciones diaria y/u horaria.

No.	Proyecto	Fecha	Descripción y alcance del proyecto
-	Nombre, lugar	Desde Mes - Año	Hasta Mes - Año	-
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-

* La acreditación de experiencia mínima deberá corresponder a trabajos realizados conforme a los literales a), b) y c) del numeral 5 del literal A del Artículo 11 de la presente resolución.

**Las certificaciones relacionadas con la experiencia descrita en este cuadro, deberán adjuntarse a la propuesta de manera ordenada, numerada y deberán corresponder con el número descrito en la casilla (No.).

***Agregue las filas que requiera para relacionar las experiencias habilitantes.

Confirmo la veracidad de toda la información diligenciada en este formato.

______________________________________

Nombre y firma del representante legal de la firma que acredita la experiencia

Sociedad que acredita experiencia:	_______________________________
Nombre de consorcio: (si no procede dejar en blanco)	_______________________________
Acreditación de experiencia en:	Implementación, administración y mantenimiento de la plataforma tecnológica de al menos una subasta de alguno de los tipos descritos en el literal c) del numeral 5 del literal A del artículo 8o de la presente resolución.

No	Ejecución	Subasta	Contraste de la	Participantes	Monto de transacciones
-	Desde Mes - Año	Hasta Mes - Año	Tipo de subasta	Productos	subasta	Número de vendedores	Número de compradores	USD
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-
-	-	-	-	-	-	-	-	-

* En cada una de dichas subastas deben haber participado al menos diez (10) vendedores o compradores, o se deben haber realizado transacciones por al menos cien millones de dólares de los Estados Unidos de América.

** Las certificaciones relacionadas con la experiencia descrita en este cuadro, deberán adjuntarse a la propuesta de manera ordenada, numerada y deberán corresponder con el número descrito en la casilla (No.).

Confirmo la veracidad de toda la información diligenciada en este formato.

______________________________________

Nombre y firma del representante legal de la sociedad o consorcio que acredita la experiencia

Este formato no puede ser modificado

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 5 -ANEXO 1)

Equipo básico requerido

ARTÍCULO 7.3.8.7.1. Equipo básico requerido.

-	Rol a cumplir	Nombre
1	Experto en el mercado de gas	-
2	Experto en regulación	-
3	Experto en tecnología	-
4	Experto en análisis de datos	-

Confirmo que las personas antes mencionadas conformarán el equipo básico para prestar los servicios del gestor del mercado de gas natural.

______________________________________

Nombre y firma del representante legal de la sociedad o consorcio

Este formato no puede ser modificado

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 6 -ANEXO 1)

Experiencia de los profesionales propuestos para el gestor del mercado de gas natural

ARTÍCULO 7.3.8.8.1. Experiencia de los profesionales propuestos para el gestor del mercado de gas natural.

ROL PROPUESTO:

NOMBRE:

PROFESIÓN:

FORMACIÓN POSGRADO:

Número	Experiencia	Fecha	Empresa	Cargo ocupado	Actividad principal	# de certificación
-	-	Desde (mes-año)	Hasta (mes-año)	-	-	-	-
1	-	-	-	-	-	-	-
2	-	-	-	-	-	-	-
3	-	-	-	-	-	-	-
4	-	-	-	-	-	-	-
5	-	-	-	-	-	-	-
6	-	-	-	-	-	-	-
7	-	-	-	-	-	-	-
8	-	-	-	-	-	-	-
9	-	-	-	-	-	-	-
10	-	-	-	-	-	-	-

* En la casilla de # de certificación, relacione exactamente el documento para acreditar cada una de las experiencias.

** No se podrán describir más de 10 experiencias.

Certifico mi voluntad y compromiso de participar en el proceso de selección del gestor del mercado y confirmo la veracidad de la información diligenciada.

______________________________________

Firma (del profesional propuesto por el interesado)

Este formato no puede ser modificado

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 7 -ANEXO 1)

Acreditación de experiencia específica

ARTÍCULO 7.3.8.9.1. Acreditación de experiencia específica.

Firma que acredita experiencia:	_______________________________
Nombre del consorcio: (si no procede dejar en blanco)	_______________________________

A continuación, describa en orden cronológico la experiencia especifica a acreditar:

No.	Proyecto	Fecha	Descripción y alcance del proyecto
-	Nombre, lugar	Desde Mes - Año	Hasta Mes - Año	-
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
-	-	--	-	-
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-

*La acreditación de experiencia específica del interesado deberá corresponder a trabajos realizados conforme al numeral 2 del literal B del ARTÍCULO 11 de la presente resolución.

***Agregue las filas que requiera para relacionar las experiencias específicas.

Confirmo la veracidad de toda la información diligenciada en este formato.

______________________________________

Nombre y firma del representante legal de la sociedad que acredita la experiencia

Este formato no puede ser modificado

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 8 -ANEXO 1)

Propuesta económica

ARTÍCULO 7.3.8.10.1. Propuesta económica. Nombre de la sociedad o del consorcio: _____________________________

El ingreso Anual (IAE) correspondiente a la propuesta técnica durante el periodo de vigencia de la obligación de prestación de los servicios y un posible año de prórroga, es el siguiente:

IAE (COP de Diciembre de 2018)*

Año 1	-
Año 2	-
Año 3	-
Año 4	-
Año 5	-
Año prórroga	-

*Los valores a ingresar en el cuadro, no deberán contener cifras decimales ni separadores de miles.

** El espacio de año de prórroga debe ser llenado de manera obligatoria y será vinculante de acuerdo a las condiciones establecidas en esta resolución.

______________________________________

Nombre y firma del representante legal de la sociedad o consorcio

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 9 -ANEXO 1)

Costos detallados para servicios adicionales regulatorios

ARTÍCULO 7.3.8.11.1. Costos detallados para servicios adicionales regulatorios. Nombre de la sociedad o del consorcio: _________________________________

1. Costos detallados de personal:

Identificación del perfil	Descripción del perfil	Costo asociado ($/mes) (COP de diciembre 2018)
-	-	-
-	-	-
-	-	-
-	-	-
-	-	-

*Agregue las filas que requiera para relacionar el personal requerido para prestar los servicios adicionales de gestor del mercado.

** Los costos descritos en esta tabla serán actualizados con el IPP mensual de Colombia.

2. Costos tecnológicos de software y hardware

Recurso Tecnológico	Descripción del recurso	Costo asociado ($/unidad de medida) (COP de diciembre 2018)
-	-	-
-	-	-
-	-	-
-	-	-
-	-	-

*Agregue las filas que requiera para relacionar el personal requerido para prestar los servicios adicionales de gestor del mercado.

** Los costos descritos en esta tabla serán actualizados con el IPP mensual de Colombia.

______________________________________

Nombre y firma del representante legal de la sociedad o consorcio

(Fuente: R CREG 055/19, Formato 10 -ANEXO 1)

Cálculo de la participación indirecta en el capital o en la propiedad(Anexo)

ARTÍCULO 7.3.9.1. Cálculo de la participación indirecta en el capital o en la propiedad(Anexo). A. Participación indirecta individual

La participación indirecta de una empresa.. en el capital de una empresa.. se calculará como la suma de:

1. La sumatoria de los valores que resultan de multiplicar:

a) La participación porcentual directa de la empresa.. en el capital de cada empresa.. que tiene participación directa en el capital de la empresa.., y:

b) La participación porcentual directa de la empresa.. correspondiente en el capital de la empresa...

2. La sumatoria de los valores que resultan de multiplicar:

a) La participación porcentual directa de la empresa.. en el capital de cada empresa.. que tiene participación indirecta en el capital de la empresa.., y:

b) La participación indirecta de la empresa.. correspondiente en el capital de la empresa... Para determinar esta participación se deben repetir los pasos 1 y 2 del literal A de este anexo tantas veces como sea necesario.

Para el cálculo de la participación indirecta de una empresa.. en el capital de un consorcio se seguirá el procedimiento establecido en este literal A. En este caso se entenderá que la empresa.. corresponde al consorcio y la empresa.. corresponde a un integrante del consorcio.

B. Participación indirecta agregada

1. La participación indirecta agregada de los participantes del mercado en el capital de una empresa z se calculará así:

a) Se determinará la participación indirecta de cada participante del mercado en la empresa.., de acuerdo con lo dispuesto en el literal A de este anexo.

b) Se realizará la sumatoria de los valores resultantes del cálculo del literal anterior.

2. La participación indirecta agregada de los participantes del mercado en el capital de un consorcio.. se calculará así:

a) Se determinará la participación indirecta agregada de los participantes del mercado en el capital de cada uno de los integrantes del consorcio.., de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1 del literal B de este anexo.

b) Se realizará la sumatoria de los valores resultantes del cálculo del literal anterior para todos los integrantes del consorcio.

(Fuente: R CREG 055/19, ANEXO 2)

TÍTULO 10

Reglamento de evaluación de la demostración(Anexo)

ARTÍCULO 7.3.10.1. Reglamento de evaluación de la demostración(Anexo). Para llevar a cabo la evaluación de la demostración de los interesados habilitados, además de la presentación, se considerará el documento técnico al que hace referencia el literal B del Artículo 11.

1. Fecha y orden de la presentación de las demostraciones

Cada uno de los interesados habilitados que haya presentado propuesta será citado mediante comunicación de la Dirección Ejecutiva de la CREG para realizar la demostración de la que trata el literal B del Artículo 11 de la presente resolución. Los interesados habilitados tendrán un tiempo de hasta 5 horas para realizar su demostración.

Las presentaciones se realizarán en la ciudad de Bogotá, en las oficinas de la CREG. El orden para la presentación de las demostraciones será inverso al orden de recibo de las propuestas, es decir, el último de los interesados habilitados en hacer llegar su propuesta será el primero en ser programado para realizar la presentación. Para definir la fecha y hora de las demostraciones se tendrán en cuenta los sellos con hora y fecha de recepción de las propuestas.

2. Metodología para la evaluación de las demostraciones y del documento técnico

La demostración realizada por cada interesado habilitado deberá sujetarse a los términos y condiciones establecidos en el literal B del Artículo 11 de la presente resolución. La demostración tiene el propósito de evidenciar que el proponente entiende el alcance de los servicios a cargo del gestor del mercado y que está en plena capacidad de prestar los mismos.

Esta actividad consistirá en una demostración preliminar de la plataforma que cada interesado habilitado operaría en caso de ser seleccionado como gestor del mercado. Así, se espera que esta permita conocer las principales características de la plataforma que desarrollaría para asegurar la prestación de los servicios a cargo del gestor.

Las demostraciones, a efectos de seguir con el proceso de evaluación de los interesados habilitados tendrá en cuenta dos enfoques: i) el entendimiento del alcance de la regulación para el desarrollo de las subastas establecidas en los anexos 5, 6, 8 y 9 de la resolución CREG 114 de 2017 y la resolución CREG 136 de 2014, modificada por la resolución CREG 005 de 2017 y, ii) el uso de tecnologías de información.

Los criterios de evaluación de cada uno de estos dos aspectos están definidos en los numerales 4 y 5 de este anexo, respectivamente.

3. Evaluación de las demostraciones

El puntaje total de la demostración corresponderá a la suma de los totales de los numerales 4, 5.1 y 5.2 que se describen a continuación. La fórmula para el cálculo será la siguiente:

PTD = TOTAL A + TOTAL B + TOTAL C

4. Evaluación del entendimiento de la regulación (100 puntos)

La evaluación técnica de este criterio se realizará con base en las demostraciones. Los interesados habilitados deberán evidenciar en las presentaciones el adecuado entendimiento de los servicios a cargo del gestor de mercado.

Para el cálculo del puntaje total se considerarán los factores y porcentajes de ponderación que se refieren a puntos específicos de la regulación, específicamente en el desarrollo de procesos de subasta requeridos.

La siguiente tabla presenta los grupos de criterios ponderables considerados y los porcentajes de ponderación para cada uno de los aspectos asociados al cumplimiento de cada grupo:

Tabla 1

No.	REQUISITO	DESCRIPCIÓN	-
1	Úselo o véndalo de corto plazo	25 PUNTOS	SI=1 / NO=0
-	Se evidencia el entendimiento de:	La forma de determinar la energía disponible para las subastas de suministro de gas.	-
-	-	La forma de determinar la capacidad disponible de transporte para la subasta de transporte	-
-	-	Cómo se forman las curvas de oferta agregada en las dos subastas (suministro y transporte)	-
-	-	Cómo se forman las curvas de demanda agregada en las dos subastas (suministro y transporte)	-
-	-	Cómo se define el resultado de las subastas (suministro y transporte) según sea el caso	-
-	-	Cómo asigna las cantidades finales entre los participantes en las subastas (suministro y transporte)	-
-	-	TOTAL 1	*SUMA25/6**
2	Úselo o véndalo de largo plazo	25 PUNTOS	SI=1 / NO=0
-	Se evidencia el entendimiento de:	La forma de determinar la capacidad excedentaria de cada comprador del primario	-
-	-	La forma de conformar cada ruta que será objeto de subasta	-
-	-	La forma de estimar el precio de reserva para cada ruta objeto de subasta	-
-	-	Cómo se forma la curva de oferta agregada	-
-	-	Cómo se forma la curva de demanda agregada	-
-	-	Resultado de la subasta de acuerdo con los tres casos de asignación establecidos	-
-	-	La aplicación de la regla de minimización de contratos	-
-	-	TOTAL 2	*SUMA25/7**
3	Descripción del proceso de negociación mercado primario	25 PUNTOS	SI=1 / NO=0
-	Se evidencia el entendimiento de:	Servicios a cargo del gestor en las negociaciones bilaterales	-
-	-	Servicios a cargo del gestor en la reserva de gas	-
-	-	Servicios a cargo del gestor en las subastas C1 y C2	-
-	-	Características de los productos C1 y C2	-
-	-	Cálculo de la firmeza mínima de C2	-
-	-	Características de subastas de C1 y C2: Desarrollo de la subasta, regla de terminación de la subasta, regla de racionamiento, regla de minimización de contratos, entre otros	-
-	-	TOTAL 3	*SUMA25/6**
4	Subasta de contrato con interrupciones y firmes bimestrales	25 PUNTOS	SI=1 / NO=0
-	Se evidencia el entendimiento de:	Cómo se forman la curva de oferta agregada	-
-	-	Cómo se forma la curva de demanda agregada	-
-	-	Cómo se define el resultado de la subasta según sea el caso	-
-	-	Cómo asigna las cantidades finales entre los participantes	-
-	-	Servicios a cargo del gestor con respecto a información de campos en declinación	-
-	-	TOTAL 4	*SUMA25/5**
-	TOTAL A	TOTAL 1+ TOTAL 2+ TOTAL 3 + TOTAL 4

5. Evaluación del aspecto IT

5.1. Revisión de criterios básicos de funcionamiento (50 puntos)

Los criterios básicos de funcionamiento son aspectos técnicos que deberán cumplir las soluciones de las plataformas tecnológicas para ajustarse sustancialmente a los requerimientos que tengan los sistemas de información para dar soporte a los servicios que prestará el gestor de mercado.

Para la evaluación de los criterios básicos de funcionamiento se analizará que los mismos se evidencien tanto en el documento técnico como en las demostraciones. Los criterios técnicos básicos de funcionamiento se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 2

No.	CRITERIO TÉCNICO BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO	SI =1 / NO=0
1	El interesado habilitado propone un sitio web para la gestión del BEC (Boletín Electrónico Central)	-
2	El interesado habilitado propone al menos una solución tecnológica para el registro en el BEC de los participantes del mercado de gas natural	-
3	El interesado habilitado propone al menos una solución tecnológica para recopilar, verificar y conservar la información transaccional y operativa	-
4	El interesado habilitado propone al menos una solución tecnológica para la publicación de la información transaccional y operativa	-
5	El interesado habilitado propone al menos una solución tecnológica para conservación de toda la información que recopile	-
6	El interesado habilitado propone al menos una solución tecnológica para la migración de la información recopilada por el gestor vigente	-
7	El interesado habilitado propone herramientas computacionales para la gestión de los mecanismos de negociación mediante subasta y que el BEC pueda ser utilizado como plataforma para facilitar negociaciones directas	-
8	El interesado habilitado propone al menos una solución tecnológica para garantizar la confidencialidad de la información y la verificación de confidencialidad de la misma	-
9	El interesado habilitado propone facilidades para la creación de los formatos requeridos para la captura de información transaccional y operativa	-
10	El interesado habilitado propone al menos un mecanismo para la verificación del registro de contratos como pre-requisito obligatorio para el despacho de suministro y transporte	-
TOTAL B Si SUMA es igual a 10 = 50 puntos Si SUMA es menor a 10 = 0 puntos	SUMA

5.2. Evaluación técnica de IT (150 puntos)

La evaluación técnica de los criterios ponderables para las soluciones propuestas se realizará con base en el análisis de las propuestas técnicas presentadas por los interesados habilitados y en las demostraciones.

Para el cálculo del Puntaje Técnico se considerarán los factores y porcentajes de ponderación que se refieren a puntos específicos de la presente resolución, así como las resoluciones CREG 136 de 2014, 114 de 2017 y de aquellas que las modifiquen y/o complementen, y a los criterios basados en la experiencia del asesor contratado por la Comisión en la evaluación de plataformas tecnológicas similares.

El puntaje deberá considerar los siguientes niveles:

-	-	PUNTAJE MÁXIMO DEL REQUISITO SEGÚN TABLA 3
-	-	4	5	7	10
NIVELES	Excelente	4	5	7	10
-	Bueno	3	4	5	7
-	Regular	2	2	3	4
-	Malo	1	1	1	1

La siguiente tabla presenta los grupos de criterios ponderables considerados y los porcentajes de ponderación para cada uno de los aspectos asociados al cumplimiento de cada grupo.

Tabla 3

-	REQUISITO	DESCRIPCIÓN
Puntaje máximo	Diseño general del sistema	20 PUNTOS	Puntaje
4	1.1	Arquitectura conceptual	Este requisito presenta el sistema como componentes que incluya las funcionalidades requeridas, tanto las principales como las de soporte, con la finalidad de dar una visión general del sistema	-
4	1.2	Diseño del software	Sistemas operativos en los que se ejecuta el sistema. Servicios del sistema: impresión, copiado, restauración y almacenamiento de largo plazo	-
4	1.3	Arquitectura de datos	Facilidades para el acceso, transmisión y almacenamiento de datos. Descripción de los componentes de base de datos y sus relaciones	-
4	1.4	Arquitectura de seguridad	Requisitos para garantizar la seguridad del sistema, el cual deberá incluir un perímetro de seguridad electrónica claramente definido dentro del cual residirán todos los componentes asociados. Se implementará un esquema para controlar el acceso del usuario al sistema (como mínimo ID más contraseña).	-
4	1.5	Administración del sistema	Descripción de las facilidades para la gestión y monitoreo de los recursos del sistema. Facilidades para el registro de eventos del sistema y facilidades para auditoría del sistema.	-
Puntaje máximo	Capacidad, desempeño y disponibilidad	21 PUNTOS	Puntaje
7	2.1	Capacidad del sistema	Requisito relacionado con la capacidad que tendría el sistema conforme a un número de transacciones por día o volumen total de transacciones manejadas.	-
7	2.2	Desempeño del sistema	Se espera que el sistema presente un desempeño consistente, incluso cuando opere en una configuración de alta actividad. Para este fin, el sistema cumplirá con requerimientos de desempeño relacionados con el tiempo de respuesta a solicitudes del usuario y a los accesos a la información requerida	-
7	2.3	Disponibilidad del sistema	El sistema garantizará una disponibilidad mayor al 99%, se deberá proponer un mecanismo de verificación de esta disponibilidad	-
Puntaje máximo	Funciones de gestión de mercado	80 PUNTOS	Puntaje
10	3.1	Interfaz del usuario	La principal interacción de los usuarios y el sistema serán los despliegues, tablas, gráficos y demás elementos presentados en el sitio web. Los despliegues se cargarán rápidamente (con tiempos de respuesta adecuados), tanto en operación normal como de alta actividad. Los despliegues tendrán una apariencia y estilo consistentes. Los botones de control, ayudas de navegación, ventanas de mensajes, ventanas emergentes y demás funciones de ventanas tendrán apariencia, función y ubicación consistente. Se implementarán ayudas de navegación entre despliegues	-
10	3.2	Recopilación de información	El sistema deberá contar con las facilidades para la recopilación de información relacionada con: 1. Información transaccional del mercado primario: suministro de gas natural y contratos de transporte. 2. Información transaccional del mercado secundario: suministro de gas y contratos de transporte. 3. Información sobre negociaciones entre comercializadores y usuarios regulados. 4. Información operativa relacionada con el suministro y transporte de gas con entregas a usuarios finales. 5. Otra información que determine la regulación.	-
10	3.3	Gestión del mecanismo de subastas	El gestor del mercado deberá implementar en su sistema mecanismos para facilitar, operar y mantener el sistema de subastas, las cuales estarán relacionadas con: 1. Comercialización de gas natural en el mercado primario 2. Negociación de la capacidad de transporte de gas natural (Proceso úselo o véndalo de largo plazo) 3. Negociación de suministro y de capacidad de transporte de gas natural (proceso úselo o véndalo de corto plazo) 4. Contratos con interrupciones y firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural. La plataforma tecnológica que soporte el sistema de subastas deberá cumplir con requisitos específicos de facilidad de acceso, autenticación de usuarios, cumplimiento de legislación vigente, garantía de confidencialidad, capacidad de respaldo de la información y registro de procesos.	-
10	3.4	Gestión de registro	Facilidades para la gestión del registro de participantes del mercado y registro de contratos. Esto incluirá mecanismos para la habilitación y actualización de los participantes	-
10	3.5	Verificación de la información	El sistema contará con mecanismos para la verificación de la siguiente información en términos de completitud, consistencia y oportunidad: 1. Transaccional declarada por los participantes del mercado mayorista 2. Información operativa declarada por las partes que intervienen en los contratos. En este proceso de verificación deberá existir las facilidades para la notificación a las partes involucradas y a los organismos de inspección, vigilancia y control	-
10	3.6	Publicación de la información	El sistema contará con las facilidades para la publicación de información. Esta funcionalidad permitirá la divulgación periódica en el BEC de la información agregada del mercado primario, del mercado secundario y de las negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados.	-
10	3.7	Conservación de la información	El sistema contará con las soluciones tecnológicas adecuadas y seguras que son requeridas para la conservación de la información recopilada por el gestor del mercado en sistemas de almacenamiento externo. Esta solución deberá contar con las capacidades de redundancia y respaldo requeridas para toda la información. Se deberá incluir facilidades tanto de copiado como de recuperación y archivo a largo plazo de la información. Adicionalmente. Este sistema de almacenamiento de la información deberá contar con registro de eventos y cambios con el fin de hacer seguimientos para propósitos de auditoría.	-
10	3.8	Verificación de registro de contratos para despacho de gas	El sistema contará con la capacidad de verificación del registro de contratos enviados por los participantes del mercado con el fin de que esto permita el despacho de gas. Esta capacidad deberá contar con mecanismos de control y seguimiento de tal forma que permita realizar auditorías posteriores.	-
Puntaje máximo	Funciones asociadas con la plataforma tecnológica	15 PUNTOS	Puntaje
5	4.1	Documentación	El gestor del mercado pondrá a disposición de las partes interesadas la documentación necesaria para el entendimiento del funcionamiento y operación de la plataforma tecnológica del sistema. Esta documentación deberá estar en línea de forma pública o privada, según corresponda, y deberá estar orientada a personal ejecutivo técnico con los niveles adecuados de detalle. Se deberá garantizar la seguridad de la documentación disponible.	-
5	4.2	Aseguramiento de la calidad	El gestor del mercado deberá hacer seguimiento de un programa de aseguramiento de la calidad de las actividades y procesos relacionados con sus funciones y responsabilidades de la plataforma tecnológica que da soporte al mercado de gas natural.	-
5	4.3	Capacitación	El gestor del mercado deberá ofrecer e impartir cursos de capacitación y asistencia a los participantes del mercado. Estos cursos estarán relacionados con la operación y funcionamiento de la plataforma tecnológica y deberá estar orientados según personal que participe y con el nivel de profundidad que se requiera.	-
Puntaje máximo	Implementación de la plataforma tecnológica	14 PUNTOS	Puntaje
7	5.1	Plan de implementación de la plataforma tecnológica	El gestor del mercado presentará un plan general de las actividades requeridas para la implementación y mantenimiento de la plataforma tecnológica, incluyendo aquellas tareas durante el periodo de planeación y durante la vigencia de la prestación de los servicios. Para el control del avance de las actividades, el gestor de mercado deberá implementar un sistema de gestión de avance (curva S)	-
7	5.2	Estructura organizacional	El gestor de mercado deberá establecer una estructura organizacional acorde con cada una de las etapas, desde la planeación e implementación de la plataforma tecnológica, como durante la vigencia de la prestación de los servicios.	-
TOTAL C	SUMA Puntajes

(Fuente: R CREG 055/19, ANEXO 3)

TÍTULO 11

Metodología para la remuneración de servicios adicionales regulatorios

ARTÍCULO 7.3.11.1. Metodología para la remuneración de servicios adicionales regulatorios. La remuneración del incremento del ingreso del que trata el artículo 24 de la presente resolución, que se reconocerá al gestor del mercado por la prestación de servicios adicionales regulatorios, se realizará de acuerdo con la siguiente metodología:

1. El gestor del mercado deberá presentar a la CREG una propuesta para el reconocimiento de sus gastos e inversiones adicionales, la cual debe discriminar los valores requeridos para aplicar la siguiente ecuación de remuneración:

a) Recup.Capital+Rent.Capital: Recuperación del capital que invierta para prestar el servicio adicional, esto es el software y el hardware adicional requerido, más la rentabilidad indicada en el artículo 24 de la presente resolución sobre esta inversión.

Para la recuperación de capital deberán discriminarse los costos asociados de inversión de acuerdo con lo establecido en el Formato 10 del Anexo 1.

Dado que la vida útil de una inversión en software y/o hardware está alrededor de los cinco años, el período de recuperación de capital será igual al del período de prestación del servicio, esto es cinco años, o los años restantes para finalizar el período de prestación del servicio, aplicando una depreciación lineal.

b) Gastos AOM: Recuperación de los gastos necesarios para desarrollar el servicio regulatorio adicional, gastos que serán reconocidos en su totalidad en el primer año de ajuste del ingreso por este nuevo servicio. Incluye además los gastos necesarios para continuar prestando el servicio adicional durante los años restantes del periodo de prestación del servicio, los cuales serán reconocidos durante ese periodo faltante. Estos valores deberán por lo tanto ser claramente diferenciados para identificar el tiempo de remuneración. Los costos de personal requeridos se deben presentar de forma discriminada de acuerdo con la tabla detallada en el Formato 10 del Anexo 1 de la presente resolución;

c) % Gestión: Pago de un margen sobre los gastos como reconocimiento a la gestión por prestar el servicio, el cual será determinado por la CREG con base en el margen que obtengan empresas de servicios comparables, tomada con base en información disponible.

2. Con base en lo expuesto anteriormente, la CREG analizará y establecerá los ingresos, costos y gastos para determinar el flujo anual que se aprobará al gestor del mercado por la prestación de servicios adicionales regulatorios.

A partir del valor anual establecido se calculará el porcentaje del incremento en el ingreso I de que trata el numeral II del literal A del Anexo 6 de la presente resolución.

Si hay una prórroga en la prestación de los servicios del gestor del mercado y se haya reconocido un incremento en el ingreso por servicios adicionales regulatorios durante el periodo de vigencia inicial de 5 años, se reconocerá el valor del año de prórroga presentado en la propuesta de la que trata el numeral 1 del literal C del artículo 11 de la presente resolución más el valor de los gastos AOM necesarios para continuar prestando los servicios adicionales, sin perjuicio de lo establecido para la variación de la remuneración del servicio indicada en esta resolución.

(Fuente: R CREG 055/19, ANEXO 4)

TÍTULO 12

Indicadores de gestión

ARTÍCULO 7.3.12.1. Indicadores de gestión. Los indicadores de gestión a que hace referencia el artículo 19 se describen a continuación:

1. Disponibilidad del BEC: Porcentaje de tiempo en que el BEC se encuentra disponible.

A. Este porcentaje deberá ser igual o superior a 99% entre las 00:00 a. m. y las 11:59 p. m. El indicador se determinará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

D :	Porcentaje de tiempo en que el BEC estuvo disponible durante el período de evaluación.
t_{disponible_d} :	Número de minutos entre las 00:00 a.m y las 11:59 p.m del período de evaluación en que el BEC estuvo disponible
t_total :	Número de minutos entre las 0:00 a.m y las 11:59 p.m del período de evaluación

2. Oportunidad de la publicación: Porcentaje de tiempo en que el gestor del mercado cumple el horario de publicación de la información transaccional y operativa establecido en los siguientes apartes del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan:

A. Literales b) y d) del numeral 2.3.

B. Literal b) del numeral 4.2.

Este porcentaje deberá ser igual o superior al 98%.

El indicador se determinará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

O_p :	Porcentaje de tiempo en que el gestor del mercado publicó oportunamente la información transaccional y operativa durante el período de evaluación.
d_p :	Número de dias del período de evaluación en que el gestor del mercado publicó oportunamente la información transaccional y operativa.
d_total :	Número de dias del periodo de evaluación en que el gestor del mercado debió publicar la información.

3. Oportunidad del registro de contratos. Porcentaje de veces en que el gestor del mercado realiza el registro de los contratos a que hace referencia el literal b) del numeral 1.3 del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan dentro de los términos allí señalados. Este porcentaje deberá ser igual al 100%. El indicador se determinará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

O_rr :	Porcentaje de veces en que el gestor del mercado registró oportunamente los contratos durante el período de evaluación
O_r :	Número de veces durante el período de evaluación en que el gestor del mercado registró oportunamente los contratos.
O_total :	Número de veces durante el período de evaluación en que el gestor del mercado debío registrar contratos.

4. Oportunidad del registro de comercializadores: Porcentaje de veces en que el gestor del mercado realiza el registro de los comercializadores dentro de los términos del artículo 7o de la Resolución CREG 123 de 2013 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Este porcentaje deberá ser del 100%. El indicador se determinará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

O_rr :	Porcentaje de veces en que el gestor del mercado registró oportunamente a los comercializadores.
O_r :	Número de ocasiones durante el período de evaluación en que el gestor del mercado registró oportunamente a los comercializadores.
O_total :	Número de ocasiones durante el período de evaluación en que el gestor del mercado debío registar comercializadores.

5. Oportunidad de la liquidación y facturación de cargos por uso: Porcentaje de veces en que el gestor del mercado realiza la liquidación y facturación del pago establecido en el Anexo 6 dentro de los términos establecidos en la presente resolución. Este porcentaje deberá ser del 100%. El indicador se determinará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

O_if :	Porcentaje de veces en que el gestor del mercado realizó la liquidación y fcaturación de cargos por uso oportunamente.
O_nif :	Número de ocasiones durante el período de evaluación en que el gestor del mercado debío realizar la liquidación y facturación de cargos por uso oportunamente.
O_total :	Número de ocasiones durante el período de evaluación en que el gestor del mercado debío realizar la liquidación y facturación de cargos por uso.

6. Oportunidad de la implementación de la regulación: Cumplimiento en la implementación de la regulación expedida por la Comisión. Este porcentaje deberá ser del 100%. El indicador se determinará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

O_ir :	Porcentaje de veces en que el gestor del mercado implementó la regulación expedida por la Comisión en los términos establecidos por la misma.
O_nir :	Número de ocasiones durante el período de evaluación en que el gestor del mercado implementó la regulación expedida por la Comisión en los términos establecidos por la misma.
O_total :	Números de ocasiones durante el período de evaluación en que el gestor del mercado debió implementar la regulación expedida por la Comisión.

(Fuente: R CREG 055/19, ANEXO 5)

TÍTULO 13

Remuneración, facturación e interrupción de los servicios prestados por el gestor del mercado

ARTÍCULO 7.3.13.1. Remuneración, facturación e interrupción de los servicios prestados por el gestor del mercado. A. REMUNERACIÓN DE LOS SERVICIOS PRESTADOS POR EL GESTOR DEL MERCADO

La remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado estará sujeta a un esquema de ingreso regulado. Dicho ingreso corresponderá a la oferta económica de quien sea seleccionado como gestor del mercado.

Modificaciones a la remuneración de los servicios prestados por el gestor del mercado será adoptada por la CREG mediante una resolución motivada de carácter particular y concreto conforme al artículo 24 de la presente resolución.

I. Responsables del pago

El ingreso regulado será pagado al gestor del mercado por los vendedores a los que se hace referencia en el artículo 17 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, que hayan suscrito contratos que garanticen firmeza. Los vendedores podrán incluir este costo en el precio del gas natural, al momento de la suscripción del contrato correspondiente.

II. Cálculo del valor a pagar

Cada uno de los responsables del pago de los servicios a cargo del gestor del mercado deberá pagar a este último, con una periodicidad mensual, el valor que resulte de la siguiente expresión:

Donde:

Pago_v,m :	Pago a realizar por el vendedor v, en el mes m, por los servicios prestados por el gestor del mercado durante el mes m-1. Este valor se expresará en pesos.
v :	Responsable del pago según el artículo 22 de esta resolución
ECV_v,m-1 :	Cantidad de energía garantazada por el vendedor v mediante los contratos que garanticen firmeza: i) hayan estado registrados ante el gestor del mercado el vigesimo quinto dia calendario del mes m-1; y ii) tuvierón como fecha de inicio de la obligación de suministro una fecha no posterior al vigésimo quinto dia calendario del mes m-1. Esta cantidad se expresará en MBTUD.
CU_m-1 :	Costo unitario de los servicios a cargo del gestor del mercado durante el mes m-1, expresado en pesos por MBTUD.

El costo unitario de los servicios a cargo del gestor del mercado, CUm-1 se determinará de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde:

m :	Mes en que se realiza el pago.
IAE_a :	Ingreso que el gestor del mercado espera recibir durante el año al cual pertenece el mes m-1 del periodo de vigencia de la obligación de prestación de los servicios, de acuerdo con su propuesta económica.
I :	Incremento en el ingreso que el gestor del mercado espera recibir en el año a la cual pertenece el mes m-1, de acuerdo con lo establecido en los numerales 1 y 2 del articulo 22 y el Anexo 4 de esta resolución. Este incremento se expresara en terminos porcentuales.
IPP_m-1 :	Indice de precios al productor de Colombia, para el mes m-1.
IPP₀ :	Indice de precios al productor de Colombia, para el año base de presentación de la propuesta economica.
ECV_i,v :	Cantidad de energia garantizada por el vendedor v mediante cada contrato firme i que i) haya estado registrado ante el gestor del mercado el vigesimo quinto dia calendario del mes m-1-, y ii) tuvo como fecha de inicio de la obligación de suministro una fecha no posterior al vigesimo quinto dia calendario del mes m-1. Esta cantidad se expresará en MBTUD
ECV_j,v :	Cantidad de energia cuyo suministro fue garantizado por el vendedor v mediante cada contrato de suministro con firmeza condicionada j que: i) hayan estado registrados ante el gestor del mercado el vigesimo quinto dia calendario del mes m-1; y ii) tuvieron como fecha de inicio de la obligación de suministro una fecha no posterior al vigesimo quinto dia calendario del mes m-1. Esta cantidad se expresará en MBTUD.

B. Facturación de los servicios prestados por el gestor del mercado

El gestor del mercado será el responsable de aplicar mensualmente las ecuaciones definidas en el literal A del presente anexo a efectos de hacer la liquidación y facturación del pago que deberá realizar cada uno de los responsables a los que se hace referencia en el artículo 22 de esta resolución.

El gestor del mercado deberá entregar la factura correspondiente al responsable del pago a más tardar el quinto día hábil del mes siguiente de la prestación de los servicios. Se entenderá como fecha de entrega la que conste en recibo de correo, reporte de fax o de un medio electrónico.

El gestor del mercado deberá entregar al responsable del pago la factura original o la factura electrónica que cumpla con lo dispuesto en las normas vigentes sobre este tipo de documentos.

En todo caso, si después de entregada la factura, el gestor del mercado identifica valores adeudados no incluidos en la factura, podrá incluir dichos valores en la factura del siguiente mes calendario.

I. Objeciones a la factura

El responsable del pago podrá objetar la factura mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la factura.

Las objeciones procederán cuando se presenten errores aritméticos, valores incorrectos, fecha de vencimiento incorrecta o cobro de conceptos no autorizados por la regulación. En estos casos se podrá glosar la factura, indicando claramente el valor objetado y el motivo.

Presentada formal y oportunamente la objeción, el gestor del mercado deberá seguir lo dispuesto en relación con la facturación electrónica, conforme a las normas vigentes sobre este tipo de documentos.

La factura deberá ser pagada por el responsable del pago dentro de los términos previstos en esta resolución.

II. Rechazo de la factura

El responsable del pago podrá rechazar la factura mediante comunicación escrita debidamente soportada, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la factura.

Presentado formal y oportunamente el rechazo, el gestor del mercado deberá cumplir lo dispuesto para la facturación electrónica, conforme a las normas vigentes sobre este tipo de documentos.

La factura deberá ser pagada por el responsable del pago dentro de los términos previstos en esta resolución.

III. Pago de la factura

El vencimiento de la factura será el cuarto (4) día hábil posterior a la entrega de la misma, siempre y cuando esta se emita una vez se haya agotado el procedimiento establecido en los numerales anteriores de este literal. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento, el gestor del mercado deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por el responsable del pago; en caso contrario se entenderá que no se ha realizado el pago.

El responsable del pago deberá utilizar los procedimientos de pago que indique el gestor del mercado y suministrar vía fax, correo o medio electrónico, la información completa del pago efectuado, a más tardar el día hábil siguiente a la fecha de pago.

Si el pago no se realiza dentro del plazo estipulado, el responsable del pago incurrirá en incumplimiento de sus obligaciones y el gestor del mercado podrá ejecutar los mecanismos de cubrimiento definidos en el numeral IV del literal B del presente anexo.

El responsable del pago deberá pagar, dentro del plazo de la factura expedida según lo dispuesto en este literal, las sumas que no son motivo de objeción o, de lo contrario, el gestor del mercado podrá hacer efectivos los mecanismos de cubrimiento definidos en el numeral IV del literal B del presente anexo hasta por el valor correspondiente a las sumas que no son objetadas.

Una vez el gestor del mercado resuelva la diferencia que motiva la objeción, y si existieran valores faltantes, el responsable del pago deberá cancelarlos reconociendo la tasa de interés de mora si la objeción no es aceptada. En caso contrario, la DTF vigente al momento del vencimiento de la factura expedida según lo dispuesto en el presente anexo.

El retraso en la emisión de la factura por parte del gestor del mercado no afectará la vigencia o los valores de los mecanismos de cubrimiento para el pago de los servicios.

IV. Garantía de pago

El pago del valor mensual señalado en el numeral II del literal A del presente anexo será garantizado por el responsable del pago mediante la presentación de una garantía sujeta a lo dispuesto en el reglamento al que hace referencia el Anexo 7 de esta resolución. La garantía deberá estar vigente hasta el décimo quinto día hábil del mes en que se debe realizar el pago de la factura del mes que se está garantizando.

A más tardar el quinto (5) día hábil del mes calendario anterior al mes a cubrir, el gestor del mercado calculará el valor de la cobertura de la garantía que debe presentar cada responsable del pago. Para el efecto aplicará la siguiente ecuación:

Donde:

C_v,m-1 :	Valor de la cobertura de la garantía que el vendedor v debe presentar en el mes m-2 para cubrir el pago por los sevicios que serán prestados por el gestor del mercado durante el mes m-1. Este valor se expresara en pesos.
v :	Responsable del pago según el articulo 22 de esta resolución.
ECV_v,m-3 :	Cantidad de energía garantizada por el vendedor v mediante los contratos firmes y/o los contratos de suministro con firmeza condicionada que: i) hayan estado registrados ante el gestor del mercado el vigesimo quinto dia calendario del mes m-3; y ii) tuvieron como fecha de inicio de la obligacion de suministro una fecha no posterior al vigesimo quinto dia calendario del mes m-3. Esta cantidad se expresara en MBTUD Durante los primeros meses de presentación del servicio, el gestor del mercado estimará estas cantidades con base en la mejor información disponible sobre los contratos firmes y los contratos de suministro con firmeza condicionada que esten vigentes.
CU_m-3 :	Costo unitario de los servicios a cargo del gestor del mercado durante le mes m-3, expresado en pesos por MBTUD. Este valor correspondera al componente CU_m-3 de la formula establecida en el numeral II del literal A del presentew anexo. Durante los primeros meses de prestación del servicio, el gestor del mercado estimará estas cantidades con base en la mejor información disponible sobre los contratos firmes y los contratos de suministro con firmeza condicionada que esten vigentes.

El plazo para la aprobación de la garantía será de cuatro (4) días hábiles contados a partir de la fecha de presentación de la misma por parte del responsable del pago. En todo caso, el responsable del pago deberá prever que la garantía deberá estar debidamente aprobada a más tardar siete (7) días hábiles antes del inicio del mes a cubrir.

El gestor del mercado deberá constituir un instrumento fiduciario para efectos de administrar las garantías a las que se hace referencia en este numeral. La fiduciaria recibirá y aprobará si es del caso las garantías que presenten los responsables del pago, y las ejecutará cuando el gestor del mercado se lo ordene con base en las disposiciones del numeral III del literal B del presente anexo.

El pago del valor mensual señalado en el numeral II del literal A del presente anexo también podrá ser garantizado por el responsable del pago mediante el mecanismo de prepago, caso en el cual el valor a prepagar corresponderá al valor de la cobertura Cv,m-1 que le corresponda. En este caso, a más tardar siete (7) días hábiles antes del inicio del mes a cubrir, el gestor del mercado deberá tener disponibles y efectivos los recursos del prepago.

C. Interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado

I. Causales de interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado

Al responsable del pago que incumpla una o varias de las siguientes obligaciones se le interrumpirán los servicios a cargo del gestor del mercado:

1. Cuando presente mora en el pago de la factura en los términos del literal B del presente anexo y dicho pago no esté respaldado por mecanismos de cubrimiento.

2. Cuando no haya obtenido la aprobación de los mecanismos de cubrimiento de que trata el numeral IV del literal B del presente anexo.

II. Etapas para la interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado

La interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado a un responsable del pago que incurra en alguna de las causales de que trata el numeral anterior, se hará efectiva una vez se cumplan las siguientes etapas:

1. El día hábil siguiente al día en que el responsable del pago incurra en una de las causales de que trata el numeral I del literal C del presente anexo, el gestor del mercado enviará una comunicación al respectivo agente informándole sobre el inicio del procedimiento para la interrupción de servicios. Así mismo, informará de tal situación a todos los agentes registrados ante el gestor del mercado y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

2. Ese mismo día el gestor del mercado iniciará la publicación de hasta tres (3) avisos, en la página principal del BEC, dirigidos a los participantes del mercado y a los usuarios, informándoles sobre el inicio del procedimiento para la interrupción de los servicios. En dichos avisos informará que: i) esta interrupción imposibilita al responsable del pago para mantener los registros de los contratos de suministro y para registrar nuevos contratos, y por tanto para suministrar gas natural para el servicio público; y ii) la imposibilidad para suministrar gas genera perjuicios graves e indebidos a la prestación del servicio público domiciliario de gas natural a los usuarios finales. En la página web del gestor del mercado se publicará mayor información sobre los efectos de la interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado a un responsable del pago de estos servicios.

3. Estos avisos deberán ser publicados en fechas diferentes dentro del mes calendario en que el responsable del pago incurra en una de las causales de que trata el numeral I del literal C del presente anexo. El primero de estos avisos se publicará durante los primeros tres (3) días posteriores a la ocurrencia del evento y el último deberá publicarse el día anterior a que esta se haga efectiva.

4. Si el responsable del pago subsana las causales de interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado antes de la publicación del primer aviso, se suspenderá el procedimiento de interrupción de los servicios y el gestor del mercado informará de tal hecho a todos los agentes registrados ante él.

5. Si el responsable del pago subsana las causales de interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado después de iniciada la publicación de los avisos, pero antes de la interrupción, se continuarán prestando los servicios por parte del gestor del mercado y se ordenará la publicación de un aviso en los mismos medios en que se publicaron los avisos anteriores, informando ampliamente sobre tal hecho.

6. A partir de las veinticuatro (24:00) horas del último día calendario del mes en que el responsable del pago incurrió en una de las causales de interrupción de que trata el numeral I del literal C del presente anexo, sin que el responsable del pago haya subsanado el incumplimiento de sus obligaciones, se le interrumpirán los servicios a cargo del gestor del mercado.

La información de que tratan los numerales 2, 4 y 5 antes descritos deberá publicarse también en la página web del gestor del mercado.

Las causales de interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado establecidas en el numeral I del literal C del presente anexo se podrán subsanar así: i) las del numeral 1 con el pago de la obligación en mora con el gestor del mercado; y ii) las del numeral 2 con la aprobación de los mecanismos de cubrimiento.

En todos los casos, los costos de las publicaciones en prensa serán asumidos por el responsable del pago que originó este procedimiento.

III. Efectos de la interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado

La interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado tendrá los siguientes efectos:

1. No exime al responsable de las obligaciones adquiridas en el mercado, ni de las obligaciones que tiene con el gestor del mercado.

2. Los daños y perjuicios ocasionados a otros participantes del mercado y a los usuarios y terceros por la interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado al responsable del pago serán responsabilidad exclusiva del responsable del pago.

3. Solo se podrán volver a prestar los servicios a cargo del gestor del mercado cuando el responsable del pago haya cumplido la totalidad de sus obligaciones pendientes.

4. La interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado será considerada como un incumplimiento a la regulación de la CREG y por lo tanto el incumplido estará sujeto a las investigaciones y sanciones correspondientes por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Los efectos de la interrupción de los servicios a cargo del gestor del mercado de que trata este artículo tendrán aplicación sin perjuicio de las acciones legales que se adelanten contra el incumplido.

(Fuente: R CREG 055/19, ANEXO 6)

ARTÍCULO 7.3.13.2. El valor de la componente I de la cual trata el artículo 21 de la Resolución CREG 124 de 2013, modificado por el artículo 9o de la Resolución CREG 200 de 2013, para determinar el Ingreso Anual Esperado que el gestor del mercado debe recibir en un mes m del año al cual pertenece el mes m-1 de prestación del servicio será el siguiente:

Incremento	año 5
ingreso	2019
anual I%	59%

PARÁGRAFO. El incremento I establecido en este artículo será aplicado en la fórmula de cálculo del pago mensual del mes de diciembre de 2019 correspondiente a los servicios prestados del mismo mes.

(Fuente: R CREG 023/15, art. 1)

TÍTULO 14

Reglamento de garantías

ARTÍCULO 7.3.14.1. Reglamento de garantías. A. Garantías admisibles

Las garantías a las que hacen referencia el numeral 1.3 del literal A del artículo 11, el artículo 26 de esta resolución, y las definidas en el numeral IV del literal B del Anexo 6 deberán corresponder a uno o varios de los siguientes instrumentos:

1. Instrumentos admisibles para garantías nacionales:

a) Garantía bancaria: instrumento mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables;

b) Carta de crédito stand by: crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera, debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by. La forma y perfeccionamiento de esta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

2. Instrumentos admisibles para garantías internacionales:

a) Carta de crédito stand by: crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal al pago de las obligaciones establecidas en la presente resolución, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by.

B. Principios y otorgamientos de las garantías

Las garantías a las que hacen referencia el numeral 1.3 del literal A del artículo 11, el artículo 26 de esta resolución, y las definidas en el numeral IV del literal B del anexo 6 deberán corresponder a uno o varios de los siguientes instrumentos:

1. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión, por parte de una agencia calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia.

2. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior, esta deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el anexo número 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 de 2003 del Banco de la República o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y acreditar una calificación de deuda de largo plazo de Standard & Poor's Corporation, Fitch Ratings o de Moody's Investor's Services Inc., de al menos grado de inversión.

3. La entidad financiera otorgante deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario en la ciudad en donde este se encuentre localizado.

4. Las garantías deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del fideicomiso o patrimonio autónomo que se conforme.

5. Las garantías deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas.

6. La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.

7. El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme con lo indicado en la presente resolución. Por tanto, el valor pagado deberá ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.

8. La entidad financiera otorgante de la garantía deberá renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior.

9. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América, a la tasa representativa del mercado del último día hábil del mes anterior a su presentación, y ser exigible de acuerdo con la Ley Colombiana.

10. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en dólares de los Estados Unidos de América a la tasa representativa del mercado del último día hábil del mes anterior a su presentación, y ser exigible de acuerdo con las Normas RRUU 600 de la Cámara de Comercio Internacional (CCI) (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600) o aquellas Normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan y con las normas del estado Nueva York de los Estados Unidos de América. Estas garantías deberán prever mecanismos expeditos y eficaces para resolver definitivamente cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante aplicando las normas que rigen su exigibilidad, tales como la decisión definitiva bajo las reglas de conciliación y arbitraje de la CCI, por uno o más árbitros designados según lo establecen las mencionadas reglas, o a través de los jueces del estado de Nueva York.

Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios 1 y 2 del presente literal, los interesados deberán acreditar a la fiduciaria, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios.

El interesado deberá informar a la fiduciaria cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 1 y 2 del presente artículo, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar quince (15) días hábiles después de ocurrido el hecho.

Para la aceptación de una garantía otorgada por una entidad financiera del exterior, el agente generador o persona jurídica interesada deberá adjuntar los formularios debidamente diligenciados y registrados ante el Banco de la República y que, de acuerdo con las normas del mismo, sean necesarios para el cobro de la garantía por parte de la fiducia.

C. Disposiciones generales para la constitución del fideicomiso o patrimonio autónomo que administrará las garantías de cumplimiento de puesta en operación y de cumplimiento de que tratan los numerales 1 y 2 del artículo 26 de esta resolución

1. Objeto del fideicomiso o patrimonio autónomo que se constituya

A través de una sociedad fiduciaria, constituir un fideicomiso o patrimonio autónomo con el objeto exclusivo de realizar la administración de las garantías de cumplimiento de puesta en operación y de cumplimiento, de que tratan los numerales 1 y 2 del artículo 26 de esta resolución.

Para los anteriores efectos se entiende por la administración de las garantías los procesos de: i) recibir; ii) aprobar o rechazar; iii) custodiar; iv) ejecutar las garantías de cumplimiento de puesta en operación o de cumplimiento, si es del caso; v) trasladar los recursos producto de la ejecución de las garantías a los beneficiarios del fideicomiso o patrimonio autónomo; y vi) devolver las garantías si las mismas no son ejecutadas, de conformidad con lo establecido en esta resolución, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

2. Alcance de los procesos a cargo del fideicomiso o patrimonio autónomo que administra las garantías

Los procesos correspondientes a la administración de garantías tienen como mínimo el siguiente entendimiento:

Recibir: Corresponde al recibo de las garantías. Dicho recibo sólo podrá ser realizado directamente por la sociedad fiduciaria responsable del fideicomiso o patrimonio autónomo.

Aprobar o rechazar: Corresponde como mínimo al análisis y estudio que realiza la sociedad fiduciaria responsable del fideicomiso o patrimonio autónomo de las garantías de cumplimiento de puesta en operación y/o de cumplimiento que entregue el proponente que resulte seleccionado como gestor del mercado, en relación con la forma y contenido. Lo anterior a efectos de verificar: i) su autenticidad, idoneidad y si cuenta con la autorización para su expedición por parte de la entidad que lo expide; ii) si estos cumplen con los requisitos de expedición, cobertura, vigencia, beneficiarios de acuerdo con lo previsto en esta resolución, así como de aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan; iii) si estos son ejecutables y pagables; y iv) demás requisitos, características y elementos que le son propios de acuerdo con la naturaleza de estos instrumentos, como garantía a la vista, ejecutables al primer requerimiento, incondicionales y liquidez.

En virtud de lo anterior dentro de esta actividad de aprobación o rechazo de las garantías, la sociedad fiduciaria, según lo dispuesto en esta resolución, deberá emitir certificado de aprobación de las garantías en el que por lo menos conste esta información:

- Proponente al que se le aprueba o rechaza la garantía.

- Fecha de expedición.

- Razón por la cual se aprueba o rechaza la garantía.

- Nombre del funcionario de la fiduciaria encargado de ello.

La actividad de aprobar o rechazar tendrá un plazo máximo de tres (3) días hábiles, a partir del recibo de las garantías.

Custodiar: Corresponde como mínimo a la guarda, vigilancia y cuidado que debe realizar la sociedad fiduciaria responsable del fideicomiso o patrimonio autónomo de las garantías y documentos que de esta hagan parte en un lugar seguro y confiable.

Ejecutar: Corresponde como mínimo al cobro de la garantía a la entidad que lo expidió o al responsable de su pago. En caso de no realizarse el pago por parte de la entidad que expidió el instrumento o del responsable de dicho pago, se deberá realizar el cobro judicial o extrajudicial con las actividades que para este efecto se requieran.

La ejecución de las garantías debe tener en cuenta los eventos de incumplimiento de acuerdo con las condiciones previstas en esta resolución.

Trasladar: Corresponde como mínimo a la entrega de los recursos a los beneficiarios de los dineros que resulten de la ejecución de las garantías por parte del fideicomiso o patrimonio autónomo. Este traslado deberá realizarse a los beneficiarios, conforme a lo establecido en esta resolución, en el menor término posible.

Devolver las garantías: Corresponde a la actividad de restitución de las garantías, en caso de que estas no se ejecuten.

3. Calidades de la sociedad fiduciaria que se utilice para la constitución del fideicomiso o patrimonio autónomo que se constituya

La sociedad fiduciaria que escoja el proponente seleccionado como gestor del mercado deberá estar autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia y deberá comprometerse por escrito a actuar conforme a todas las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

(Fuente: R CREG 055/19, ANEXO 7)

Condiciones de prórroga del periodo de obligación de prestación de servicios del gestor del mercado de gas natural

ARTÍCULO 7.4.1. PRÓRROGA DEL PERIODO DE OBLIGACIÓN DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS. El período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios del gestor del mercado, seleccionado mediante Resolución CREG 094 de 2014, se prorrogará por un período de hasta doce (12) meses, contados a partir del 5 de enero de 2020.

Sin embargo, el período de obligación de prestación de servicios no podrá extenderse más allá de la fecha de terminación del período de planeación que fije la Comisión, según lo dispuesto en la Resolución CREG 055 de 2019, una vez quede en firme el acto administrativo por el cual se selecciona al gestor del mercado de gas natural.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 1) (Fuente: R CREG 103/20, art. 1) (Fuente: R CREG 022/20, art. 1) (Fuente: R CREG 186/19, art. 1)

ARTÍCULO 7.4.2. CONDICIONES DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS DURANTE EL PERIODO DE PRÓRROGA. El gestor del mercado prestará los servicios durante el periodo de prórroga conforme a las condiciones establecidas en la Resolución CREG 124 de 2013 y aquellas que la han modificado o adicionado.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 2)

ARTÍCULO 7.4.3. INGRESO ANUAL ESPERADO, IAE. El ingreso anual esperado (IAE) que recibirá el gestor del mercado durante la prórroga es de 1'878.790 de dólares de diciembre de 2013, correspondiente al valor del IAE del año 5 aprobado en la Resolución CREG 094 de 2014 adicionando los gastos AOM reconocidos mediante resoluciones por el ejercicio de nuevas funciones.

PARÁGRAFO: El gestor del mercado podrá recibir el incentivo al que se refiere el numeral 2 del artículo 19 de la Resolución CREG 124 de 2013, de forma proporcional al periodo de prórroga definido en el artículo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 3)

ARTÍCULO 7.4.4. VALOR DEL INCREMENTO I EN EL PERÍODO DE PRÓRROGA. El valor del incremento I, del cual trata el artículo 21 de la Resolución CREG 124 de 2013 en el ingreso definido en el artículo 3 de la presente resolución, durante el período de prórroga será 17.02%.

PARÁGRAFO. El incremento I establecido en este artículo será aplicado en la fórmula de cálculo del pago mensual de los servicios prestados durante los meses de noviembre y de diciembre de 2020.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 3A) (Fuente: R CREG 215/20, art. 1) (Fuente: R CREG 186/19, art. 3)

ARTÍCULO 7.4.5. CÁLCULO DEL VALOR A PAGAR. El valor a pagar durante los meses de prórroga de la prestación de servicios se realizará conforme al artículo 21 de la Resolución CREG 124 de 2013.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 4)

ARTÍCULO 7.4.6. GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIOS TEMPORAL. El gestor del mercado debe renovar la garantía de cumplimiento descrita en el numeral 3 del artículo 30 de la Resolución CREG 124 de 2013, extendiendo la vigencia a catorce (14) meses, contados a partir del 5 de enero de 2020.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 5) (Fuente: R CREG 103/20, art. 2) (Fuente: R CREG 022/20, art. 2) (Fuente: R CREG 186/19, art. 2)

ARTÍCULO 7.4.7. AUDITORÍAS DURANTE EL PERÍODO DE PRÓRROGA DE SERVICIOS. El gestor del mercado debe garantizar la realización de las auditorías de gestión durante el periodo de prórroga de prestación de servicios del artículo 1 de la presente resolución, conforme a lo establecido en el artículo 16 de la resolución CREG 124 de 2013.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 6)

ARTÍCULO 7.4.8. NOTIFICACIÓN. Notificar de manera personal a la Bolsa Mercantil de Colombia el contenido de esta resolución.

(Fuente: R CREG 056/19, art. 7)

Servicios prestados por el gestor del mercado de gas natural y su alcance

ARTÍCULO 7.5.1. SERVICIOS A CARGO DEL GESTOR DEL MERCADO DE GAS NATURAL. Los servicios a cargo del Gestor del Mercado de gas natural son los siguientes:

1. Centralizar la información transaccional y operativa del Mercado Mayorista de gas natural en los términos establecidos en esta resolución y en la regulación vigente al momento de inicio del proceso de selección de que trata la Resolución CREG 055 de 2019 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, entre estas, las Resoluciones CREG 089 de 2013 compilada por la Resolución CREG 114 de 2017, Resoluciones CREG 123 y CREG 137 de 2013, Resolución CREG 136 de 2014 modificada por la Resolución CREG 005 de 2017, Resolución CREG 163 de 2014 modificada por la Resolución CREG 120 de 2017, Resolución CREG 065 de 2015 modificada por la Resolución CREG 005 de 2017, Resolución CREG 152 de 2017, Resolución CREG 033 de 2018 y Resolución CREG 021 de 2019 y aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

2. Promover y gestionar la comercialización del Mercado Mayorista de gas natural.

3. Monitorear el Mercado Mayorista de gas natural.

4. Asignar los servicios asociados a la Infraestructura de Gas del Pacífico.

PARÁGRAFO. Cuando la Comisión así lo determine, el Gestor del Mercado prestará otros servicios que, por iniciativa propia, por solicitud de los Participantes del mercado y por solicitud de Organismos de Vigilancia y Control se identifiquen como necesarios para el desarrollo eficiente del Mercado Mayorista de gas natural.

(Fuente: R CREG 076/19, art. 3)

ARTÍCULO 7.5.2. ALCANCE DE LOS SERVICIOS DEL GESTOR DEL MERCADO DE GAS NATURAL. El Gestor del Mercado, a través de un Sistema de Información que será diseñado, implementado y puesto en funcionamiento, con la oportunidad exigida y en los términos establecidos en la presente resolución y en las Resoluciones CREG 114 de 2017, CREG 055 de 2019 y todas aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, prestará de manera total y completa, los servicios de que trata el artículo anterior.

Durante la etapa de ejecución de prestación de sus servicios y conforme a los mismos, el Gestor del Mercado deberá adelantar programas de capacitación y entrenamiento a usuarios del Sistema de Información y mantendrá disponible documentación acerca de su funcionamiento y operación.

Los servicios del Gestor del Mercado tendrán el siguiente alcance:

4.1. Centralizar la información transaccional y operativa del Mercado Mayorista de gas natural

Este servicio consiste en recopilar, organizar, verificar y conservar centralmente datos e información transaccional y operativa del Mercado Mayorista de gas natural, obtenida de los Participantes del mercado, directamente o a través de fuentes de información a las que tenga acceso o disponga de acuerdo con la regulación vigente. De estos datos e información se realizarán publicaciones vía web a través del Boletín Electrónico Centralizado (BEC), y podrán ser consultados por los Participantes del mercado, la CREG y los Organismos de Vigilancia y Control, conforme a las disposiciones de seguridad de la información que se tenga para su acceso.

Para el cumplimiento de este alcance el Gestor del Mercado desarrollará las actividades que se establecen a continuación, conforme a los requerimientos tecnológicos contenidos en el Anexo 1 de la presente resolución, así:

a) Administrar, operar, mantener y actualizar permanentemente el Sistema de Información, incluyendo el BEC, con el objeto de contar con información organizada, verificada, conservada y publicada oportunamente para los Participantes del mercado, la CREG, los Organismos de Vigilancia y Control y/o cualquier autoridad competente que así lo solicite, lo cual será verificado de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 055 de 2019 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. En todo caso, la información publicada debe ser clara y verificada y no debe tener ni el propósito ni el efecto de inducir a error;

b) Conforme a la Resolución CREG 055 de 2019 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, durante el periodo de planeación de los servicios, el Gestor del Mercado deberá desarrollar los medios, mecanismos y procedimientos para recopilar, verificar, organizar y conservar la información del Mercado Mayorista de gas natural, descritos en el literal b) del numeral 1 del literal B del Anexo 1 de dicha resolución, así como para acceder o disponer de toda aquella información que se requiera para el cumplimiento de sus servicios;

c) Establecer los protocolos y procesos para el acceso y el intercambio de datos con el Sistema Único de Información (SUI) de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios;

d) Solicitar a la CREG, cuando ello sea necesario, ajustar las disposiciones regulatorias concernientes a la información a ser exigida a los Participantes del mercado, así como aquellas para acceder o disponer de cualquier otra información que sea necesaria para el cumplimiento de los servicios a su cargo;

e) Adelantar todas las actividades necesarias para centralizar la información transaccional y operativa del Mercado Mayorista de gas natural.

4.2. Promover y gestionar la Comercialización del Mercado Mayorista de gas natural

Este servicio consiste en diseñar, proponer y presentar a la CREG para su aprobación, además de ejecutar cuando así se determine, nuevos productos y/o mecanismos para la comercialización del suministro y/o del transporte de gas natural, que sean identificados por el Gestor para la promoción, gestión y la dinamización del Mercado Mayorista de gas natural.

Los productos y mecanismos de comercialización propuestos por el Gestor del Mercado deberán cumplir los principios y condiciones establecidos en el Anexo 2 de esta resolución para ser aprobados por la CREG.

En desarrollo de este servicio, el Gestor del Mercado deberá continuar ejecutando los mecanismos de comercialización previstos para el Mercado Mayorista de gas natural establecidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o en aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan y en los términos previstos en los Anexos 5 y 6 de esa resolución, entre estos:

a) Subasta en el Mercado Primario (Artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan);

b) Subastas en el Mercado Secundario.

i. Subasta del Proceso Úselo o Véndalo de Largo Plazo (Artículo 43 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan).

ii. Subasta del Proceso Úselo o Véndalo de Corto Plazo (artículos 44 y 45 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan).

iii. Gestión del mecanismo de Subasta para Contratos con Interrupciones en el Mercado Mayorista de gas natural (Artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan);

c) Subasta de contratos firmes bimestrales, conforme a la Resolución CREG 136 de 2014, modificada por la Resolución CREG 005 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan;

d) Recopilar la información necesaria para la gestión de garantías y coberturas contenidas en la Resolución CREG 065 de 2015, modificada por la Resolución CREG 120 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan;

e) Otros servicios conforme a la regulación que expida esta Comisión.

Para la ejecución de los mecanismos de comercialización previstos para el Mercado Mayorista de gas natural establecidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o en aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan el Gestor del Mercado deberá cumplir, conforme a lo establecido en la regulación vigente, dos roles: uno como Administrador de las Subastas y otro, como Subastador en el caso de que no contrate dicha actividad con un tercero o la CREG así lo determine.

4.3. Monitorear el Mercado Mayorista de Gas Natural

Este servicio consiste en el análisis y publicación permanente de la información transaccional y operativa del Mercado Mayorista de gas natural o de cualquier otra fuente de información a la que tenga acceso o disponga, para ofrecer periódicamente reportes, informes o boletines, entre otros de:

a) Cantidades de gas natural, entregado, recibido, disponible para la venta en los Puntos de Entrada, puntos de entrega, Puntos de Salida en el Sistema Nacional de Transporte, de los gasoductos dedicados, de los gasoductos de Conexión y de las Interconexiones internacionales y la infraestructura de importación, y,

b) Precios de venta del gas natural pactados en los contratos que se suscriban por los Participantes del mercado desde la producción o fuente de importación hasta el usuario final.

De estos datos e información se realizarán publicaciones vía web a través del Boletín Electrónico Centralizado (BEC), y podrán ser consultados por los Participantes del mercado, la CREG y los Organismos de Vigilancia y Control, conforme a las disposiciones de seguridad de la información que se tengan para su acceso.

Conforme a la Resolución CREG 055 de 2019 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, durante el periodo de planeación de los servicios, el Gestor del Mercado deberá proponer a la CREG los medios, mecanismos y procedimientos para publicar la información del Mercado Mayorista de gas natural todo esto sujeto a la aprobación de la CREG.

El Gestor del Mercado deberá prestar este servicio conforme a lo dispuesto en la regulación vigente. Además, deberá elaborar, entre otros, los siguientes informes acerca del comportamiento del mercado:

i. Informe trimestral y anual sobre la información transaccional y operativa del Mercado Mayorista de gas natural.

ii. Informes de resultados de la aplicación de los mecanismos de comercialización contemplados en las Resoluciones CREG 114 de 2017 y CREG 136 de 2014, modificada por la Resolución CREG 005 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

iii. Informes con los indicadores del Mercado Primario previstos por la Comisión, con la periodicidad determinada en el Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, y en aquellas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

iv. Informes mensuales para la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la Superintendencia de Industria y Comercio y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con los resultados de los indicadores contemplados en el Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan, determinados como de consulta restringida para estas entidades.

v. Reportes de información sobre Cuentas de Balance entre: (i) Transportador y Productor, (ii) Transportador y Remitentes, por perfil de demanda; y, (iii) Transportador y Transportador.

Los informes a que hacen referencia los numerales anteriores, deberán contener el respectivo análisis operativo, económico y prospectivo, según corresponda, y deben ser publicados en el BEC para consulta de los Participantes del mercado, la CREG y los Organismos de Vigilancia y Control conforme a sus respectivos perfiles de usuario.

El Gestor del Mercado propondrá a la CREG los indicadores e informes que considere pertinentes y necesarios para monitorear el Mercado, así como para brindar información transaccional y operativa a los Participantes del mercado, la CREG y los Organismos de Vigilancia y Control.

4.4. Asignar los servicios asociados a la Infraestructura de Gas del Pacífico.

El Gestor del Mercado asignará los servicios asociados a la infraestructura de gas del Pacífico de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 152 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, conforme a los procedimientos y reglas que determine la CREG.

Para este efecto, el Gestor del Mercado adelantará todas las actividades necesarias para el cumplimiento de este servicio.

(Fuente: R CREG 076/19, art. 4)

ARTÍCULO 7.5.3. INDICADORES DE GESTIÓN Y RESULTADOS DEL MERCADO. El Gestor del Mercado deberá realizar una evaluación permanente de la forma como los servicios a su cargo dinamizan el Mercado Mayorista de gas natural de acuerdo con lo dispuesto en la regulación vigente, con el objeto de proponer a la Comisión los ajustes a la regulación. Para este efecto, el Gestor del Mercado propondrá durante el primer año de la etapa de prestación de sus servicios, las características y los indicadores de gestión y de resultados esperados para el Mercado Mayorista de gas natural, que se derivarán de la prestación de los servicios a su cargo. Estos indicadores de gestión y resultados serán aprobados por la CREG.

(Fuente: R CREG 076/19, art. 5)

ARTÍCULO 7.5.4. ACCESO A LA INFORMACIÓN. El Gestor del Mercado deberá gestionar y obtener el acceso a la información transaccional y operativa de los Participantes del mercado de gas natural. Además, deberá gestionar y obtener el acceso a la información de la que se dispone en el Consejo Nacional de Operación de Gas (CON) Gas, del Ministerio de Minas y Energía y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y que sea necesaria para el cumplimiento de sus servicios, entre esta:

a) Los Boletines Electrónicos de Operación (BEO);

b) Del Sistema de Información de Mantenimiento e Intervenciones (SIMI);

c) Las declaraciones de producción por campo realizadas por productores y productores comercializadores de gas natural;

d) Los pronósticos de producción y producción fiscalizada de gas natural.

(Fuente: R CREG 076/19, art. 6)

ARTÍCULO 7.5.5. MEJORA CONTINUA EN LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS. El Gestor del Mercado propondrá durante el primer año de la etapa de prestación de sus servicios a la CREG un esquema de comunicación y retroalimentación permanente con los Participantes del mercado con el objeto de que se identifiquen oportunidades de mejora continua en la prestación de los servicios a cargo del Gestor del Mercado.

(Fuente: R CREG 076/19, art. 7)

Selección al gestor del mercado de gas natural

ARTÍCULO 7.6.1. SELECCIÓN DEL GESTOR DEL MERCADO. Con base en lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución, se selecciona como gestor del mercado de gas natural a la BOLSA MERCANTIL DE COLOMBIA S.A.

(Fuente: R CREG 135/20, art. 1)

ARTÍCULO 7.6.2. INGRESO ANUAL ESPERADO, IAE. El gestor del mercado seleccionado en el Artículo 1 de esta Resolución recibirá, para cada uno de los años del período de vigencia de la prestación de los servicios, conforme al Artículo 22 de la Resolución CREG 055 de 2019, lo señalado en su oferta económica, la cual contiene lo siguiente:

INGRESO ANUAL ESPERADO (*)	AÑO 1	AÑO 2	AÑO 3	AÑO 4	AÑO 5
Bolsa Mercantil de Colombia	3.735.909.472	3.735.909.472	4.981.212.630	6.226.515.787	6.226.515.787

* Pesos colombianos de diciembre de 2018

(Fuente: R CREG 135/20, art. 2)

ARTÍCULO 7.6.3. PERÍODO DE PLANEACIÓN. El período de planeación del cual trata el artículo 1 de la Resolución CREG 055 de 2019 iniciará inmediatamente quedé en firme la presente Resolución y finalizará el día cinco (5) de enero de 2021.

(Fuente: R CREG 135/20, art. 3)

ARTÍCULO 7.6.4. INICIO DEL PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN DE PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS. El período de vigencia de la obligación de prestación de los servicios iniciará el día seis (6) de enero de 2021.

(Fuente: R CREG 135/20, art. 4)

ARTÍCULO 7.6.5. REMUNERACIÓN DE LA PRÓRROGA DE LA PRESTACIÓN DE SERVICIOS. En el caso en que la CREG determine que se cumplen las condiciones dispuestas en el Artículo 32 de la Resolución CREG 055 de 2019, y como consecuencia decida prorrogar el período de vigencia de la obligación de prestación de servicios del gestor del mercado descrito en el Artículo 1 de la Resolución CREG 055 de 2019, el gestor del mercado seleccionado mediante la presente resolución recibirá la remuneración anual correspondiente a la prórroga de la prestación del servicio, según lo señalado en el Artículo 33 de la Resolución CREG 055 de 2019, y conforme a su oferta económica, así:

INGRESO ANUAL ESPERADO (*)	AÑO PRÓRROGA
Bolsa Mercantil de Colombia	5.340.000.000

* Pesos colombianos de diciembre de 2018

(Fuente: R CREG 135/20, art. 5)

ARTÍCULO 7.6.6. NOTIFICACIÓN. La presente resolución deberá notificarse electrónicamente a la BOLSA MERCANTIL DE COLOMBIA S.A., atendiendo lo previsto en el artículo 4o del Decreto Legislativo 491 de 2020.

(Fuente: R CREG 135/20, art. 6)

LIBRO 8

Gas natural importado

Opción con gas natural importado para respaldar obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad y se adoptan otras disposiciones

Participación en la subasta o en el mecanismo de asignación de obligaciones de energía firme con gas natural importado

ARTÍCULO 8.1.1.1. OPCIÓN PARA PARTICIPAR EN LAS ASIGNACIONES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CON PLANTAS Y/O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN GAS NATURAL IMPORTADO, OPACGNI. Quienes aspiren a participar en asignaciones de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad con plantas y/o unidades térmicas podrán utilizar gas natural importado desde un mercado líquido para respaldar su ENFICC, para lo cual deberán cumplir las disposiciones contenidas en esta resolución.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 2)

ARTÍCULO 8.1.1.2. REQUISITOS PARA ACOGERSE A LA OPACGNI. Para acogerse a la OPACGNI el representante de la planta y/o unidad de generación térmica deberá manifestarlo por escrito a la CREG en la oportunidad que se establezca en el cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, indicando por lo menos la siguiente información y cumpliendo las siguientes reglas:

a) Deberá presentar una declaración de que cumplirá las condiciones establecidas en el artículo 4o de esta resolución en caso de que se requiera nueva infraestructura para importar gas natural;

b) Deberá señalar las cantidades de gas a respaldar con gas importado para lo cual se deberán utilizar los formatos del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006;

c) Deberá indicar el año o años de vigencia de la Obligación de Energía Firme que va a respaldar.

PARÁGRAFO. Quienes se acojan a la OPACGNI para cubrir parcialmente las OEF deberán cumplir con la regulación vigente en lo que respecta a las garantías y entrega de contratos de suministro y transporte para la parte que no se respalde con gas natural importado.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 3)

ARTÍCULO 8.1.1.3. CONDICIONES PARA RESPALDAR LAS OEF CON GAS NATURAL IMPORTADO CUANDO SE REQUIERA NUEVA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN. Si para la importación del gas natural con el que se respaldará la OEF se requiere nueva infraestructura de importación, el o los generadores deberán cumplir los siguientes requisitos en las fechas que defina la regulación:

i) Organización. Entregar un esquema de organización y el cronograma detallado por actividades del proceso a seguir para obtener gas natural importado;

ii) Esquema de selección. Entregar un documento en el que conste el esquema para seleccionar el constructor y operador de la infraestructura de importación;

iii) Construcción y operación de la infraestructura de importación. Entregar, auditados, como se señala más adelante, los contratos de construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción.

La auditoría deberá verificar, utilizando las mejores prácticas de ingeniería, que el cronograma de construcción de la infraestructura de importación permita establecer que esta estará en operación antes del inicio del período de vigencia de las OEF. Adicionalmente, el auditor verificará que la capacidad contratada sea suficiente para garantizar las OEF asignadas.

El cronograma de construcción, la curva S y el informe del auditor deberán ser entregados a la CREG en la misma fecha de los contratos de construcción y operación;

iv) Contratos de suministro y transporte de gas. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato para el suministro de gas natural importado desde un mercado líquido.

Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme que garantice el transporte del gas importado hasta la planta. El contrato deberá entregarse al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme.

La auditoría deberá verificar que el suministro de gas y la capacidad de transporte contratados sean suficientes para garantizar las OEF asignadas y respaldadas con este combustible.

El incumplimiento de cualquiera de los requisitos anteriormente señalados en los plazos que se definan dará lugar, según corresponda, a que el agente no pueda participar en la subasta o el mecanismo de asignación o, si se trata de requisitos que se deban cumplir con posterioridad a la subasta o el mecanismo de asignación, a la pérdida de la totalidad de la Obligación de Energía Firme respaldada parcial o totalmente con gas natural importado.

PARÁGRAFO 1o. El auditor será contratado por el (los) agente(s) generador(es) que se acoja(n) a la OPACGNI, observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas.

El CNO gas publicará la lista en un plazo de seis (6) meses, contados a partir de la vigencia de la presente resolución. El CNO gas podrá actualizar la lista cuando lo considere conveniente.

PARÁGRAFO 2o. Quienes para respaldar las OEF con gas natural importado requieran nueva infraestructura de importación de gas natural deberán entregar la garantía de suministro combustible definida en el Capítulo 5 de la Resolución CREG 061 de 2007 o el contrato de suministro señalado en el numeral iv. de este artículo, en la fecha definida para entrega de garantías o contratos, según el cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

PARÁGRAFO 3o. Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 se aplicará lo siguiente:

i) Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006;

ii) Para el cálculo del índice IMM la CREG utilizará la capacidad de la infraestructura de importación, asimilándola a la capacidad de producción del campo, y los contratos para el uso de esa infraestructura.

PARÁGRAFO 4o. El gas natural importado que entre al SNT deberá cumplir las disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 4) (Fuente: R CREG 002/19, art. 9)

ARTÍCULO 8.1.1.4. AUDITORÍA DE CONSTRUCCIÓN DE NUEVA INFRAESTRUCTURA PARA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL PARA LA OPACGNI. Los agentes generadores que se acojan a la OPACGNI con la construcción de la infraestructura nueva para importación de gas natural de un mercado líquido deberán adoptar las medidas necesarias para garantizar que se realice una auditoría durante el proceso de construcción para cada nueva infraestructura que deberá cumplir los siguientes requisitos:

1. Será contratada por el ASIC observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas.

2. El costo de auditoría será pagado por la(s) planta(s) y/o unidad(es) térmica(s) que se hayan acogido a la OPACGNI con la misma nueva infraestructura, en proporción a la cantidad respaldada con esta opción.

3. El Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción, la curva S y la puesta en operación de la infraestructura, deberá entregar cada trimestre al Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Unidad de Planeación Minero-Energética y al Centro Nacional de Despacho un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación.

4. El Auditor deberá observar las condiciones definidas en los numerales 4, 5, 6, 7 y 9 del numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

5. Cuando sea del caso, el Auditor será el responsable de informar al ASIC el número de días de retraso de entrada en operación de la infraestructura de importación con relación a la curva S entregada por el agente a la CREG.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 5)

ARTÍCULO 8.1.1.5. INCUMPLIMIENTO EN EL CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN. El retraso en el cronograma de construcción de la Nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación, IPVO, que no constituya incumplimiento grave e insalvable dará lugar a las siguientes obligaciones: i) Obligación de el o los agentes de garantizar el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada mediante alguno de los Anillos de Seguridad, y ii) Obligación de el o los agentes de constituir y entregar garantía de construcción de la Nueva infraestructura de gas importado por todas la OEF respaldadas con dicha infraestructura, que cumpla con las condiciones definidas en el Anexo de esta Resolución, teniendo en cuenta el ajuste por incumplimiento de cronograma. Las anteriores obligaciones se deberán cumplir en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe de que trata el artículo 5o de esta resolución. Habrá lugar a la pérdida de las asignaciones de las Obligaciones de Energía Firme y a la ejecución de la garantía, si es del caso.

El retraso en el cronograma de construcción de la infraestructura de la importación frente al IPVO, que constituya incumplimiento grave e insalvable, entendido como aquel mayor a un año, dará lugar a la pérdida de la asignación de las Obligaciones de Energía Firme que hayan sido respaldadas parcial o totalmente con gas natural importado y a la ejecución de la garantía, si es del caso, cuando no se cumpla con las obligaciones antes descritas en los plazos señalados.

PARÁGRAFO. Si en la fecha de presentación de los contratos de construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción, hay un retraso en la entrada en operación de la nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación (IPVO), dentro del tiempo que no constituya incumplimiento grave e insalvable, se da la opción para que a más tardar el 1o de diciembre de 2014, presenten la constitución, verificada por el auditor, de las obligaciones i) y ii) contempladas en el inciso primero del presente artículo.

En relación con la constitución de la garantía de construcción de la Nueva Infraestructura de Gas Importado, la misma puede ser constituida ya sea por el representante legal de la empresa o por un tercero interesado en el proyecto.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 6) (Fuente: R CREG 142/14, art. 1)

ARTÍCULO 8.1.1.6. ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DEL CARGO POR CONFIABILIDAD A PLANTAS TÉRMICAS QUE SE ACOJAN A LA OPACGNI CON NUEVA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL. Las plantas y/o unidades térmicas que se acojan a la OPACGNI con nueva infraestructura de importación podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación, según defina la CREG en la resolución que expida en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, siempre que el gas natural importado con el que se respalde la obligación represente por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta y/o unidad.

En caso de que la cantidad de gas natural importado sea inferior al porcentaje anteriormente señalado, la asignación será de un (1) año.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 7)

ARTÍCULO 8.1.1.7. CONDICIONES PARA RESPALDAR LAS OEF CON GAS IMPORTADO HACIENDO USO DE INFRAESTRUCTURA EXISTENTE DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL DE UN MERCADO LÍQUIDO. En caso de contar con infraestructura existente para importar el gas natural de un mercado líquido y con el acceso a la misma, los representantes de las plantas y/o unidades de generación térmica que deseen acogerse a la OPACGNI deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. Entregar, en la fecha de la declaración, debidamente auditado, el contrato celebrado con el propietario o representante de la infraestructura de importación. En el contrato deberá señalarse expresamente la capacidad en firme contratada.

2. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato celebrado con comercializador de gas natural importado de un mercado líquido para el suministro de gas.

3. Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme hasta la planta, al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme.

La auditoría deberá verificar que las cantidades de gas y de capacidad de transporte contratadas sean suficientes para garantizar las OEF asignadas.

El incumplimiento en la entrega oportuna de alguno de los documentos definidos en este artículo dará lugar a la pérdida de los derechos a la asignación de la Obligación de Energía Firme que hayan sido respaldadas total o parcialmente con gas importado.

PARÁGRAFO 1o. A quienes se acojan a la OPACGNI haciendo uso de infraestructura existente de importación de gas natural, no les aplicará lo definido en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado mediante la Resolución CREG 061 de 2007, específicamente en los siguientes aspectos: i) Garantía para amparar la disponibilidad de contratos de combustible durante el período de planeación, ii) Garantía para amparar la continuidad de contratos de combustible cuando su duración sea inferior al período de vigencia de la obligación.

PARÁGRAFO 2o. Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 se aplicará lo siguiente:

i) Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006;

PARÁGRAFO 3o. El gas natural importado que entre al Sistema Nacional de Transporte deberá cumplir las disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 8)

ARTÍCULO 8.1.1.8. COMBUSTIBLE PARA LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS TÉRMICAS QUE UTILIZAN GAS NATURAL IMPORTADO. Las plantas de generación térmica que declaren gas natural importado como único combustible para respaldar Obligaciones de Energía Firme, podrán optar por hacer las pruebas de que tratan las Resoluciones CREG 085 de 2007 y CREG 177 de 2008, y las que las modifiquen o adicionen, con un combustible alterno al gas natural importado.

Las plantas o unidades de generación que declaren gas natural importado y otro combustible, podrán hacer las pruebas con este último combustible.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 9)

ARTÍCULO 8.1.1.9. VERIFICACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE PLANTAS TÉRMICAS CON GAS NATURAL IMPORTADO. Las plantas y/o unidades de generación térmica que respalden las OEF con gas natural importado en una cantidad de por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta, podrán generar con un combustible alterno para la verificación del cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme durante los períodos fuera del Período de Riesgo de Desabastecimiento, para lo cual se aplicarán las siguientes reglas:

Se determina el factor k como la relación entre la Capacidad Efectiva Neta con el combustible alterno y la Capacidad Efectiva Neta con gas natural importado, cuando en un día la planta genere con varios combustibles alternos el factor k, se determinará como:

Donde:

CEN_c,h :	Capacidad Efectiva Neta del combustible alterno c, utilizado en la hora h.
CEN_GNI :	Capacidad Efectiva Neta con Gas Natural Importado.

El factor k, multiplicará las Obligaciones Diarias de Energía Firme siempre que sea menor que uno (1).

i. La Remuneración Real Individual Diaria RRID, de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m (RRID _i,d,m) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

DC_i,h,d,m:

Disponibilidad Comercial de la planta i en la hora h del día d del mes m, expresado en kilovatios (kW), sin considerar la indisponibilidad respaldada mediante contratos de respaldo, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad diferente a Subasta de Reconfiguración de Venta. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Para los contratos de mercado secundario cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación se considerarán las cantidades despachadas de estos tipos de cubrimiento. Cuando no se cumpla la condición anterior, se considerará la cantidad registrada de estos tipos de cubrimiento.

El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma:

Donde:

CCR_i,d,m:	Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m. La planta o unidad de generación que brinde este tipo de respaldos CCR deberán tener una Disponibilidad Comercial Normal en el día d del mes m, mayor o igual a la suma de sus OEF y al respaldo asociado para el día d.
DDV_i,d,m:	Demanda Desconectable Voluntaria asociada a la planta i en el día d del mes m. Para los casos en que el precio de bolsa haya superado el precio de escasez de activación en algunos períodos horarios del día d, se considerará la Demanda Desconectable Voluntaria Verificada, DDVVi,d,m, de la planta i. Mientras el precio de bolsa haya sido inferior al precio de escasez de activación en todos los períodos horarios del día d, se considerará el registro de la DDV contratada, CDDVi,d,m, de la planta i, así la DDV no se haya activado de acuerdo con lo definido en el artículo 6o de la Resolución CREG 063 de 2010.
DispComNormal_i,h,d:	Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la Resolución CREG-024 de 1995 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d.
OEFV_i,d,m:	OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).
ODEFR_i,d,m:	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).
VCP_i,d,m:	Ventas en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo con la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m.
PCC_i,m:	Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (USD/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

P_i,m,s:	Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces o en los menús, expresado en dólares por kilovatio hora (USD/kWh).
ODEFR_i,m,s:	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el mes m, asignada en la subasta s o el mecanismo que haga sus veces.
s:	Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, mecanismo que haga sus veces o Subasta de Reconfiguración.

El valor de PCC_i,m se convertirá a pesos por kilovatio hora (COP/kWh), utilizando la TRM correspondiente al último día del mes liquidado, publicada por la Superintendencia Financiera.

La Remuneración Real Total Mensual para el mes m (RRTm) se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:

Donde:

RRID_i,d,m:	Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m.
n:	Número de días del mes m.
k:	Número de plantas y/o unidades de generación.

ii En el numeral 3.4.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006, la variable de Obligación Diaria de Energía Firme, ODEFR, utilizada en el denominador de la ecuación de cálculo de la capacidad disponible equivalente durante la hora h, CDeh, se le multiplicará por el factor k determinado en el numeral i.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 10)

ARTÍCULO 8.1.1.10. COMERCIALIZACIÓN DE EXCEDENTES DE GAS NATURAL IMPORTADO. La comercialización de gas natural importado a usuarios diferentes a los agentes generadores térmicos que se acojan a la OPACGNI se hará a través de los mecanismos regulados por la CREG para la comercialización de gas natural.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 11)

Traslado de plantas

ARTÍCULO 8.1.2.1. OPCIÓN DE TRASLADO DE PLANTAS DE GENERACIÓN TÉRMICA. Aquellos agentes que, con el fin de garantizar el abastecimiento de combustibles para participar en la asignación de Obligaciones de Energía Firme, requieran realizar el traslado de una planta de generación en operación comercial de la ubicación en la que se encuentre al momento de asignación de la OEF a otro sitio del Sistema Interconectado Nacional, SIN, podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación entre uno (1) y tres (3) años, contados a partir de la fecha de finalización del Período de Planeación de la asignación.

Para acogerse a la opción planteada en este artículo, al agente generador deberá entregar los siguientes documentos e información:

1. Comunicación suscrita por el representante de la planta en la cual manifiesta acogerse a la opción y selecciona el Período de Vigencia de la Obligación.

2. Garantía de construcción para amparar el traslado de la planta, tal como se define la garantía prevista en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad contenido en la Resolución CREG 061 de 2007. El cumplimiento del traslado se dará a partir de la fecha en que la planta se encuentre localizada en su nueva ubicación y que una firma auditora de la lista definida por el CNO eléctrico para la auditoría de construcción de las plantas de generación, contratada por el generador, haga la auditoría de los parámetros declarados para el Cargo por Confiabilidad y cumpla lo definido en la Resolución CREG 071 de 2006.

3. Cronograma de traslado, cuya duración no podrá ser superior a un período de cargo, es decir, de diciembre de año t a noviembre del año t+1.

4. Curva S.

Adicionalmente, cuando el traslado se haga durante un Período de Vigencia de la Obligación, la planta deberá cubrir sus OEF con contratos en el Mercado Secundario o cualquier otro Anillo de Seguridad. En este caso la variable CmttP, de que trata el artículo 7o de la Resolución CREG 148 de 2010, podrá ser igual al máximo valor entre los contratos registrados para cubrir las OEF y el cálculo definido para esta variable en el citado artículo.

Los anteriores documentos e información se deberán entregar en la fecha establecida para entrega de los contratos de acuerdo con el cronograma que para tal efecto defina la CREG en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

La omisión en la entrega oportuna de los anteriores documentos e información, impedirá la participación en la asignación de la Obligación de Energía Firme.

(Fuente: R CREG 106/11, art. 12)

Garantía para amparar la construcción y puesta en operación de la infraestructura de importación de gas natural que respalde obligaciones de energía firme

ARTÍCULO 8.1.3.1. Garantía para amparar la construcción y puesta en operación de la infraestructura de importación de gas natural que respalde obligaciones de energía firme. La garantía de construcción de infraestructura de importación de que trata el artículo 6o de esta resolución deberá cumplir lo dispuesto en los siguientes artículos:

(Fuente: R CREG 106/11, ANEXO)

LIBRO 9

Normas aplicables al servicio público domiciliario de gas combustible con biogás y biometano

ARTÍCULO 9.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a las actividades desde la producción, transporte, distribución y comercialización del servicio público domiciliario de gas combustible con biogás y biometano que realice cualquiera de las personas autorizadas con base en lo dispuesto por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 1)

ARTÍCULO 9.2. OBJETO. Esta resolución establece las condiciones de calidad y seguridad, así como las condiciones tarifarias para desarrollar la prestación de servicios domiciliarios de gas combustible con biogás y biometano.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 2)

ARTÍCULO 9.3. RÉGIMEN PARA EL SPDBG A TRAVÉS DE REDES AISLADAS, PARA ATENDER USUARIOS NO REGULADOS Y GNV. El SPDBG a través de redes aisladas para atender usuarios no regulados y gas natural vehicular, en adelante GNV, se prestará bajo el régimen de libertad vigilada.

Los prestadores de este servicio deberán:

i) Informar a los usuarios del biogás comercializado, con la periodicidad que acuerden en los respectivos contratos, la cual en todo caso no será superior a un año:

- Las propiedades que definan de mutuo acuerdo.

- La composición, que definan de mutuo acuerdo.

ii) Acordar con los usuarios no regulados y GNV en el contrato de prestación del servicio de gas combustible con biogás, las condiciones de entrega y de recibo del gas, las condiciones y características de las instalaciones receptoras, y las responsabilidades que en relación con estos y los riesgos asociados al uso del combustible deberán asumir cada una de ellas.

En todo caso, quien tenga a cargo la operación y el mantenimiento de la red será responsable por el adecuado funcionamiento y operación de la misma.

iii) Informar a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios inmediatamente celebren un contrato para atender usuarios no regulados y GNV con biogás a través de redes aisladas, las tarifas que determinen según el régimen de libertad vigilada. En todo caso, estarán obligados a informar las tarifas cada vez que se produzca una modificación en ellas.

PARÁGRAFO 1o. Las empresas que presten el SPDBG a través de redes aisladas deberán cumplir las normas técnicas y ambientales que sobre la materia hayan adoptado o llegaren a adoptar las autoridades competentes.

PARÁGRAFO 2o. Las personas que deseen prestar el SPDBG a través de redes aisladas, a usuarios no regulados y GNV, deberán constituirse como una empresa de servicios públicos domiciliarios E.S.P. en los términos establecidos en el Título I de la Ley 142 de 1994 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 4)

ARTÍCULO 9.4. CONDICIONES GENERALES PARA LOS PRESTADORES DEL SPDBG Y DEL SPDBM. El SPDBG para atender a usuarios regulados a través de redes aisladas y el SPDBM para atender a usuarios regulados y usuarios no regulados interconectados al SNT deberá cumplir con las siguientes condiciones para la prestación del servicio:

i) Dar tratamiento neutral a todos aquellos usuarios que utilicen o deseen prestar el SPDBG a través de redes aisladas o el SPDBM a través de redes interconectadas al SNT, absteniéndose de cualquier actuación que pueda conducir a discriminaciones, prácticas restrictivas de la competencia, competencia desleal o abuso de posición de dominio;

ii) Informar a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios las tarifas que determinen según el régimen de libertad vigilada, así como la forma en que estas serán actualizadas, inmediatamente celebren un contrato para atender usuarios regulados con biogás a través de redes aisladas, o usuarios regulados y usuarios no regulados con biometano a través de redes interconectadas al SNT. En todo caso, estarán obligados a informar las tarifas cada vez que se produzca una modificación en ellas.

PARÁGRAFO 1o. Las personas que deseen prestar el SPDBG a través de redes aisladas o el SPDBM a través de redes interconectadas al SNT, deberán constituirse como una empresa de servicios públicos domiciliarios E.S.P. en los términos establecidos en el Título I de la Ley 142 de 1994 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2o. Los agentes y actividades relacionadas con la cadena de prestación del servicio público domiciliario con biogás y biometano, estarán encuadrados e inmersos dentro de las mismas definiciones y condiciones establecidas en la regulación para la prestación del servicio público mediante gas natural.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 5)

ARTÍCULO 9.5. RÉGIMEN PARA EL SPDBG A TRAVÉS DE REDES AISLADAS, PARA ATENDER USUARIOS REGULADOS. El SPDBG a través de redes aisladas para atender usuarios regulados, se prestará bajo el régimen de libertad vigilada y los prestadores de este servicio deberán:

i) Cumplir con las condiciones de calidad establecidas en el cuadro 1a. y 1b del artículo 8o, de la presente resolución.

ii) Informar semestralmente, de manera veraz y oportuna a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios:

- Las propiedades, donde se establecerá como mínimo: el poder calorífico y el índice de Wobbe.

- La composición, donde se establecerá como mínimo: la cantidad de metano, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Para el biogás generado con residuos industriales y urbanos deberá informarse adicionalmente el contenido de siloxanos y cloro.

iii) Acordar con los usuarios regulados, en un contrato de condiciones uniformes el cual deberá cumplir con lo establecido en la Ley 142 de 1994, en especial lo dispuesto por el Título VIII referente a los Contratos de Servicios Públicos. Así mismo se deberá tener en cuenta lo dispuesto por la Resolución CREG 108 de 1997 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan y se deberá contar con el concepto de legalidad de la CREG en los términos del numeral 73.10 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994.

iv) Las empresas que presten el SPDBG a través de redes aisladas deberán cumplir las normas técnicas y ambientales que sobre la materia hayan adoptado o llegaren a adoptar las autoridades competentes.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 6)

ARTÍCULO 9.6. VERIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE CALIDAD DEL BIOGÁS PARA EL SPDBG A TRAVÉS DE REDES AISLADAS, PARA ATENDER USUARIOS REGULADOS. Para la prestación del SPDBG a través de redes aisladas para atender usuarios regulados, se deberá verificar el cumplimiento de las condiciones de calidad establecidas en la presente resolución teniendo en cuenta las siguientes disposiciones:

i) La verificación de la calidad del gas es responsabilidad del productor, quien deberá instalar al menos un punto de verificación de calidad del biogás a la salida de la planta de producción, con analizadores portátiles o en línea que permitan determinar, como mínimo:

a) Poder calorífico del gas;

b) Metano;

c) Sulfuro de hidrógeno;

d) Dióxido de carbono;

Para el biogás generado con residuos urbanos adicionalmente se deberá determinar:

e) Siloxanos

f) Cloro.

En el punto de verificación, el productor deberá estar en capacidad de garantizar e informar mediante los equipos adecuados o mediante la metodología y periodicidad que acuerden las partes, la calidad del gas entregado, que será mínimo en reportes semestrales a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, como se establece en el artículo 6o de la presente resolución.

ii) Cuando el biogás no cumple con las condiciones de calidad mínimas pactadas en los respectivos contratos, el comercializador deberá responder por todas las obligaciones que posea con los demás agentes de la cadena. Sin perjuicio de las obligaciones que tenga el productor con el comercializador.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 7)

ARTÍCULO 9.7. CONDICIONES DE CALIDAD PARA EL SPDBG A TRAVÉS DE REDES AISLADAS, PARA ATENDER USUARIOS REGULADOS. El SPDBG a través de redes aisladas para atender usuarios regulados, deberá cumplir con las condiciones mínimas de calidad establecidas en los cuadros 1a. y 1b.:

Cuadro 1a. Especificaciones de calidad mínimas del biogás para redes aisladas.

BIOGÁS PARA REDES

Especificaciones	Cantidad	Unidad
Poder calorífico inferior	>16	Mj/m3
Índice de Wobbe	>18	Mj/m3
CH4	>50	mol %
H2s	<20	Mg/m3
Dióxido de Carbono	<45	mol %

Para el biogás proveniente de fuentes residuales, industriales y urbanas, se deberán controlar adicionalmente las variables del cuadro 1b.

Cuadro 1b. Especificaciones de calidad mínimas adicionales para el biogás proveniente de fuentes residuales, industriales y urbanas, para redes aisladas.

ESPECIFICACIONES	Cantidad	Unidad
Xiloxanos	<10	Mg/m3
Compuestos halogenados	<1	Mg (Cl) /m3

Nota 1: Todos los datos referidos a metro cúbico o pie cúbico de gas se referencian a condiciones estándar (cuadro 1a y 1b).

(Fuente: R CREG 240/16, art. 8)

ARTÍCULO 9.8. RÉGIMEN PARA EL SPDBM A TRAVÉS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE INTERCONECTADAS AL SNT, PARA ATENDER USUARIOS REGULADOS Y USUARIOS NO REGULADOS. El SPDBM a través de redes de distribución y transporte interconectadas al SNT, para atender tanto usuarios regulados como usuarios no regulados, se prestará de forma tal que se dará aplicación a la regulación vigente en relación con lo que tiene que ver con las componentes de Transporte (T), de Distribución (Dt), de Comercialización (C) de la fórmula del CU de Gas Natural.

Por su parte y en relación con la componente de Producto (G) se deberá tener en cuenta el régimen de libertad vigilada que se establece en la Ley 142 de 1994.

Los prestadores de este servicio deberán:

i) Cumplir con las condiciones de calidad establecidas en el artículo 11 de la presente resolución.

ii) Informar al transportador, con cada entrega, las propiedades que para el biometano se tengan establecidas.

iii) Acordar con los usuarios regulados, en un contrato de condiciones uniformes el cual deberá cumplir con lo establecido en la Ley 142 de 1994, en especial lo dispuesto por el Título VIII referente a los Contratos de Servicios Públicos. Así mismo se deberá tener en cuenta lo dispuesto por el la Resolución CREG 108 de 1997 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan y se deberá contar con el concepto de legalidad de la CREG en los términos del numeral 73.10 del Artículo 73 de la Ley 142 de 1994.

iv) Las empresas que presten el SPDBM a través de redes interconectadas al SNT deberán cumplir las normas técnicas y ambientales que sobre la materia hayan adoptado o llegaren a adoptar las autoridades competentes.

v) Teniendo en cuenta que las empresas que presten el SPDBM, lo van a hacer en cantidades menores por debajo de los 30 MPCD, se asimilan a campos menores y podrán realizar negociaciones bilaterales en cualquier momento del año, sin embargo esa información debe ser reportada al gestor del mercado de gas natural, en los términos contemplados en la regulación.

PARÁGRAFO 1o. Para el caso de los distribuidores de gas combustible integrados verticalmente con el productor de biometano, el precio de venta máximo será igual al precio promedio de adquisición del gas natural por parte de la empresa distribuidora en el mes anterior.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 9)

ARTÍCULO 9.9. VERIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE CALIDAD DEL BIOMETANO PARA EL SPDBM A TRAVÉS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE INTERCONECTADAS AL SNT, PARA ATENDER USUARIOS REGULADOS Y NO REGULADOS. Para la prestación del SPDBM a través de redes de distribución y transporte interconectadas al SNT para atender usuarios regulados y no regulados, se deberá verificar el cumplimiento de las condiciones de calidad establecidas en la presente resolución teniendo en cuenta las siguientes disposiciones:

La verificación de la calidad del gas, las condiciones de entrega y la responsabilidad de los agentes, tanto en el punto de entrada como en el punto de salida del SNT se hará de acuerdo con lo establecido en el RUT. Igualmente, se aplicará el RUT cuando se haga entrega directamente de la fuente de producción a un sistema de distribución interconectado al SNT.

La verificación de las variables adicionales a las especificadas en el RUT, establecidas en el artículo 11 de la presente resolución, correspondientes a siloxanos y cloro, solo serán medidas a la salida de la planta de producción en el punto de transferencia de custodia y dicha certificación será responsabilidad exclusiva del productor.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 10)

ARTÍCULO 9.10. CONDICIONES DE CALIDAD PARA EL SPDBM A TRAVÉS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE INTERCONECTADAS AL SNT, PARA ATENDER USUARIOS REGULADOS Y NO REGULADOS. El SPDBM a través de redes de distribución y transporte interconectadas al SNT para atender usuarios regulados y no regulados, deberá cumplir con las especificaciones de calidad del gas natural, establecidas en el RUT y el cuadro 2:

Cuadro 2. Especificaciones de calidad del biometano adicionales a las establecidas en el RUT para redes interconectadas al SNT.

BIOMETANO PARA EL SNT

Especificaciones	Cantidad	Unidad
Xiloxanos	<10	mg/m3
Compuestos halogenados	<1	Mg (Cl) /m3

Nota 1: Todos los datos referidos a metro cúbico o pie cúbico de gas se referencian a condiciones estándar.

Nota 2: En el cuadro se establecen las condiciones mínimas que pueden exigir los operadores del SNT a cualquier productor de biometano.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 11)

ARTÍCULO 9.11. INTEGRACIÓN VERTICAL. Las personas interesadas en prestar el SPDBG por redes aisladas podrán realizar de manera integrada las actividades de comercialización desde la producción, transporte, distribución y comercialización de este servicio, pero en todo caso deberán llevar contabilidad separada para cada una de estas actividades y garantizar el libre acceso a las redes, a todos aquellos usuarios regulados y no regulados que lo soliciten.

Las personas interesadas en prestar el SPDBM por redes interconectadas al SNT podrán realizar de manera integrada las actividades de comercialización desde la producción, distribución y comercialización de este servicio, pero en todo caso deberán llevar contabilidad separada para cada una de estas actividades y garantizar el libre acceso a las redes, a todos aquellos usuarios regulados y no regulados que lo soliciten.

No obstante lo anterior, y con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural, el transporte de biometano es independiente de las actividades de producción, comercialización y distribución del biometano por redes interconectadas. En consecuencia, los contratos de transporte y las tarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de las condiciones de las de compra o distribución y de su valoración.

(Fuente: R CREG 240/16, art. 12)

LIBRO 10

Protocolo operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, importación y transporte de gas natural

ARTÍCULO 10.1. OBJETO. Mediante esta resolución se establece el protocolo a seguir por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOG y los agentes para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, programadas y no programadas, para minimizar los efectos sobre la demanda de gas natural causadas por las indisponibilidades en la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.

El protocolo de coordinación del programa de mantenimientos e intervenciones tiene como finalidad:

i. Coordinar el programa de mantenimientos e intervenciones de productores, comercializadores de gas importado y transportadores de gas natural, con el fin de minimizar el impacto sobre las demandas correspondientes.

ii. Coordinar el esquema de programación de mantenimientos e intervenciones propuesto para el sector gas con el esquema vigente en el sector eléctrico, con el fin de facilitar la coordinación de los mantenimientos y las intervenciones de ambos sectores y viabilizar la coordinación Gas-Electricidad.

iii. Planear eficientemente los mantenimientos e intervenciones programadas de la infraestructura de producción, importación y transporte de gas natural.

iv. Divulgar oportunamente a los agentes, la demanda y autoridades correspondientes los resultados de la coordinación de los mantenimientos e intervenciones programadas y no programadas, lo mismo que las implicaciones que se pudieran presentar en la atención de la demanda, y

v. Divulgar oportunamente a los agentes, la demanda y autoridades correspondientes los resultados de la ejecución real de los mantenimientos e intervenciones programadas y no programadas, así como las paradas de emergencia. Esta información podrá ser referente para que los participantes del mercado de gas natural determinen lo establecido en los artículos 12 y 13 de la Resolución CREG 089 de 2013, entre otros.

(Fuente: R CREG 147/15, art. 1)

ARTÍCULO 10.2. CRONOGRAMA DE ELABORACIÓN Y EJECUCIÓN DEL PAMI. La programación de mantenimientos e intervenciones se llevará a cabo entre las 00:00 horas del 1o de abril del año n y las 24:00 horas del 30 de septiembre del año n, y entre las 00:00 horas del 1o de octubre del año n y las 24:00 horas del 31 de marzo del año n+1.

Los programas de mantenimiento de cada agente serán ingresados al SIMI por cada uno de los agentes a más tardar a las 24:00 horas del último día hábil de la primera semana de febrero y de la primera semana de agosto de cada año respectivamente. El horizonte del PAMI es de 12 meses contados a partir del primero de abril o primero de octubre según corresponda. Para los primeros 6 meses es obligatorio la inscripción del programa de mantenimiento por parte de las empresas, para los seis (6) meses restantes dicho registro será opcional.

Para la elaboración del cronograma, se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

a) En la primera semana de los meses de febrero y de agosto de cada año, el CNOG citará a reuniones entre los agentes productores, importadores, transportadores de gas y a los miembros del COMI, con el objetivo de coordinar previamente los PAMI enviados por los diferentes Agentes. En el PAMI se incluirán los mantenimientos e intervenciones programadas.

b) El PAMI del primer semestre comprende el período desde las 00:00 horas del 1o de abril a las 24:00 horas del 30 de septiembre del año n; el PAMI del segundo semestre desde las 00:00 horas del 1o de octubre del año n a las 24:00 horas de 30 de marzo del año n+1. Estos períodos coinciden con los períodos de elaboración del Plan de Mantenimiento del Sector Eléctrico.

c) A más tardar el 15 de marzo y el 15 de septiembre del año n, el COMI realizará el análisis de los PAMI presentados por cada agente y generará las recomendaciones del caso. Si el COMI considera que no se cumplen los objetivos del proceso de coordinación y/o las directrices generales establecidas en el presente documento, recomendará las reprogramaciones de los mantenimientos a que haya lugar. Cada agente registrará, a más tardar a las 24:00 horas del 25 de marzo y 24:00 horas del 25 de septiembre del año n, en el SIMI, la reprogramación de los mantenimientos recomendada por el COMI y aceptadas por el Agente.

d) El COMI, como parte del análisis del PAMI, realizará balances oferta-demanda para aquellos mantenimientos que generen restricción a la demanda y que requieran informar de tal situación al Ministerio de Minas y Energía. Los balances oferta-demanda realizados al PAMI, se revisarán con dos (2) meses de anticipación a la realización del mantenimiento registrado en el PAMI. Se desarrollarán análisis adicionales, para eventos que se registren fuera de este período y que impliquen desatención de la demanda.

e) En el COMI del día miércoles de la semana n se confirmarán los mantenimientos firmes del lunes a las 00:00 horas a domingo a las 24:00 horas, para la semana n+1. El COMI podrá este día hacer recomendaciones de reprogramaciones que modifiquen el PAMI por requerimientos del Centro Nacional de Despacho eléctrico, CND, entre otros para consideración de los agentes.

f) Para las fallas que requieren mantenimiento correctivo, que no se den a consecuencia de una parada de emergencia, el agente ingresará al SIMI el mantenimiento con una anterioridad mínima de 48 horas, previas al inicio de dichos trabajos, e informará a los Agentes afectados con igual anticipación.

g) Para cualquier solicitud de modificación adición o cancelación de un registro de mantenimiento programado o intervención del PAMI, el secretario técnico del CNOG y el agente respectivo desarrollarán un análisis de impacto sobre la demanda y los demás agentes. Dado este resultado deberán convocar a una teleconferencia extraordinaria del COMI, si el resultado amerita actividades de coordinación e información.

h) Todo evento ejecutado, programado y no programado, debe contar con una trazabilidad de todos los eventos registrados en el SIMI así como su consignación, ejecución, modificación o cancelación en el PAMI.

i) Es posible realizar cancelaciones en la programación de mantenimientos e intervenciones en cualquier momento por eventos que estén fuera del control del agente a cargo de la misma y efectuar las reprogramaciones correspondientes. Las reprogramaciones se podrán realizar hasta el miércoles de la semana anterior a la cual se tenía previsto el mantenimiento programado, según lo establecido en el literal e) del presente artículo.

(Fuente: R CREG 147/15, art. 3)

ARTÍCULO 10.3. RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA COORDINACIÓN. Para lograr los objetivos planeados en este documento, se seguirán entre otros las siguientes recomendaciones generales:

a) Programar, en lo posible, los trabajos de alto impacto los fines de semana y durante los periodos de baja demanda de gas natural.

b) Evitar trabajos simultáneos sobre los principales sistemas de producción de gas.

c) Incorporar condiciones especiales que se presenten en el sector energético en el país que pueden conllevar a la reprogramación de trabajos o a generar situaciones de riesgo para la atención de la demanda. Entre los principales se tiene: orden público, condiciones climáticas, paros declarados por terceros, fuera del control de agente que realiza el mantenimiento o actividad.

d) Distribuir los mantenimientos e intervenciones a lo largo del año.

e) Ejecutar los trabajos de mantenimiento con producción y transporte de tal forma que la restricción a la demanda se minimice.

f) Coordinar, en la medida de lo posible, simultáneamente los mantenimientos de las plantas termoeléctricas con los campos de producción y los sistemas de transporte que les proveen el servicio, para lo cual el CND deberá informar la programación de mantenimiento de plantas termoeléctricas.

g) Comunicar a las autoridades competentes las situaciones que potencialmente puedan comprometer la continuidad de servicio.

h) Diligenciar en forma clara, completa y oportuna los diferentes tipos de consignaciones.

(Fuente: R CREG 147/15, art. 4)

ARTÍCULO 10.4. GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN. La gestión de la información incluye tanto el contenido y procesamiento de la información de mantenimientos e intervenciones, como la definición de los responsables de su suministro, procesamiento y custodia.

5.1 Información primaria a reportar.

La siguiente información se considera de carácter básico y necesario para realizar el análisis y la coordinación de los mantenimientos e intervenciones. Cuando no sea diligenciada la totalidad de los datos básicos, será devuelto para subsanar las deficiencias.

El CNOG es el ente responsable de la prestación del servicio de gestión de la información operativa de que trata el presente protocolo y que se registra en el SIMI así:

Empresa solicitante. Agente que registra la información en el SIMI.

Sistema de producción o de importación o de transporte. Identificación del sistema sobre el cual se realizará la intervención.

Inicio del evento. Fecha y hora en la cual se hace efectiva la consignación de un equipo o una instalación de producción, importación o transporte del sector gas, que puede generar una restricción total o parcial de elemento.

Fin del evento. Fecha y hora en el cual se levanta la consignación de un equipo o una instalación de producción, importación o transporte del sector gas, a partir del cual se restablece la capacidad o disponibilidad del equipo.

Duración: Período comprendido entre el inicio del evento y el fin del evento reportado.

Tipo de trabajo. Identificación de uno de los siguientes tipos de eventos: mantenimiento preventivo, mantenimiento correctivo, intervención de expansión, intervención de conexión, intervención para pruebas y parada de emergencia.

Trabajos a efectuar. Descripción de los trabajos en los equipos que se van a intervenir.

Disponibilidad y restricción. Identificación de la restricción diaria por la ejecución del trabajo en la capacidad de suministro de gas o capacidad de transporte disponible. Si la disponibilidad o la capacidad varían durante el día, se debe incluir el perfil horario.

Identificación del nivel de impacto de los trabajos. Los trabajos se identificarán con los colores rojo, amarillo o verde dependiendo del nivel de restricción y el sector afectado durante su desarrollo y aplicará para mantenimientos en infraestructura de producción, importación o transporte:

-- Evento de Alto Impacto (color rojo): Son eventos que presentan una reducción mayor o igual al 10% de la capacidad de suministro, comercialización de gas importado o transporte del campo o activo afectado.

-- Eventos de Impacto Medio (amarillo): Son aquellos eventos que presentan una reducción mayor al 5% y menor al 10% de la capacidad de suministro, comercialización de gas importado o transporte del campo o activo afectado.

-- Eventos de Bajo Impacto (verde): Son aquellos eventos que presentan una reducción igual o menor al 5% de la capacidad de suministro, comercialización de gas importado o transporte del campo o activo afectado.

Observaciones generales. Condiciones especiales del trabajo que deban ser consideradas para la coordinación, y que no hayan sido incluidas en la información anterior.

5.2 Responsables del reporte de la información.

Son responsables del reporte de la información:

-- Productores-comercializadores, comercializadores de gas importado y transportadores responsables de mantenimientos e intervenciones en los sistemas de producción, importación y transporte de gas natural.

El resultado de la gestión del SIMI y el PAMI relacionada con estadísticas, información primaria, información agregada, entre las más usadas, será revisada en forma periódica - semestral y se definirán los ajustes requeridos, de ser necesario.

Para el cálculo de los indicadores de gestión del SIMI y el PAMI, los agentes responsables del reporte de la información deberán reportar fechas reales de inicio y finalización del evento. En condiciones normales, esta información deberá ser ingresada a más tardar cinco (5) días calendario a partir de la finalización del evento. En casos de eventos de fuerza mayor, caso fortuito o causa extraña, esta información debe ser ingresada al SIMI dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes a la ocurrencia del mismo.

Durante las reuniones para la coordinación y análisis de los mantenimientos e intervenciones programadas se debe disponer simultáneamente de la información, suministrada por el CND, de mantenimientos en el sector eléctrico y en las grandes industrias, suministrada por las mismas industrias, los comercializadores que los atienden o por la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia, ANDI, quien a su vez, será invitada a las reuniones mencionadas.

Aquellos participantes del mercado que deban reportar planes de mantenimiento e intervenciones al PAMI y acceder a los reportes del SIMI, deberán acordar con el CNOG su participación y los aspectos a tener en cuenta para la gestión de la información.

5.3 Cargue, manejo y publicación de la información.

El cargue y reporte de la información estará a cargo de los agentes definidos en el numeral 5.2, del presente documento. El manejo y publicación de la información ingresada y/o reportada en el SIMI y registrada en el PAMI, estará a cargo del CNOG, según lo previsto en la Resolución CREG 089 de 2013, artículo 12, parágrafo 3o.

Los participantes del mercado, las autoridades correspondientes y el público en general podrán tener acceso a la información de los mantenimientos e intervenciones programadas y eventos no programados. Para tal efecto, el COMI determinará los requisitos, y en cada solicitud, los niveles de acceso y seguridad para la consulta de la información consignada en el SIMI.

5.4 Políticas de divulgación de la información.

Por razones de seguridad energética y de orden público se considera necesario establecer el alcance de la divulgación de la información de Mantenimientos e Intervenciones de acuerdo con los siguientes parámetros:

5.4.1 Acceso a información primaria de eventos reportados al SIMI por productores, comercializadores de gas importado, transportadores, el CND y remitentes de gas natural a consideración del COMI.

5.4.2 Todos los Agentes y comercializadores del mercado podrán tener acceso a los reportes del PAMI y su ejecución en relación con lo programado en la página del SIMI.

5.4.3 Los Agentes, definidos en el numeral 5.2, deberán informar a sus compradores y remitentes, y los comercializadores deberán informar a sus usuarios no regulados de la programación de los mantenimientos e intervenciones que los afecten, así como el resultado de la ejecución de los mismos.

Lo anterior, sin detrimento de lo suscrito en los contratos firmados entre las diferentes partes.

Los usuarios no regulados atendidos por comercializadores deberán ser informados mediante correo electrónico certificado de la programación de los mantenimientos e intervenciones que los afecten. No obstante, en caso de controversia le corresponderá al comercializador acreditar el envío de dicha información.

Para el cumplimiento de lo anterior, el CNOG publicará un informe mensual, dentro de los cinco primeros días (5) hábiles, con la información de los resultados de la ejecución real de los mantenimientos e intervenciones programadas y no programadas, así como las paradas de emergencia del mes inmediatamente anterior al mes de publicación del informe.

El mismo informe debe presentar la programación de los mantenimientos e intervenciones programadas en el PAMI, y registradas en el SIMI, de los dos (2) meses siguientes al de publicación del informe.

En caso de eventuales cambios en la programación, el literal e) del artículo 3o. Cronograma de elaboración y ejecución, establece el mecanismo para confirmar los mantenimientos e interrupciones programadas para la semana n+1, a partir del jueves anterior a la semana de su ejecución.

En cualquier caso para el acceso a la información, los agentes y comercializadores deben estar registrados en el SIMI de acuerdo con los criterios fijados en el numeral 5.3 de esta resolución.

5.4.4 <Numeral eliminado por el artículo 3 de la Resolución 57 de 2017>

5.5 Registro de activos. Los agentes productores, comercializadores de gas importado y transportadores efectuarán el ingreso en el PAMI y registro en el SIMI de la información relevante para la coordinación de mantenimientos e intervenciones, en el formato que se definirá en el SIMI, por parte del CNOG y que contendrá al menos la siguiente información:

5.5.1 Fecha y hora del sistema. Permite identificar el momento en el cual se ingresa o registra la información en el SIMI. Este hito será parte del diseño de la herramienta informática.

5.5.2 Tipo de mantenimiento o intervención. Identifica el mantenimiento y/o consignación realizada, según del artículo 2o, Definiciones, del presente Protocolo.

5.5.3 Usuario de la sesión. Identifica la persona que ingresa al SIMI.

5.5.4 Equipo a intervenir. Identifica el equipo/unidad al cual se le realizará el mantenimiento o intervención. Esta información deberá contener:

-- Nombre del equipo.

-- Ubicación del equipo. El productor deberá indicar el campo productor. El transportador deberá indicar el tramo regulatorio y el kilómetro en el cual se encuentra el activo o estación.

-- Capacidad nominal del equipo/estación, capacidad restringida y capacidad nominal disponible durante la intervención.

-- Identificación del nivel de impacto de los trabajos, según el numeral 5.1 del artículo 5o, relacionado con la Información a reportar del presente Protocolo.

-- Fecha programada para inicio y finalización del mantenimiento.

5.5.5 Descripción de los trabajos a realizar. Permite conocer las generalidades del trabajo que se va a realizar.

Los agentes que ingresen o registren información en el SIMI o PAMI, dispondrán de un código que les permita ejecutar esta actividad, como también consultar información en el SIMI.

(Fuente: R CREG 147/15, art. 5) (Fuente: R CREG 057/17, art. 1)

ARTÍCULO 10.5. ESQUEMA INSTITUCIONAL PARA LA COORDINACIÓN. La coordinación de mantenimientos e intervenciones de instalaciones de producción, importación y transporte será realizada por el COMI de acuerdo a la Resolución CREG 115 del 2013 o aquella que la adicione, modifique o sustituya, la cual se basa en la información primaria generada por productores-comercializadores, comercializadores de gas importado y transportadores, así como por el plan de mantenimientos de generación y transmisión del sector eléctrico que consolida el CND, como miembro del Comité.

En aquellos casos donde se presenten dificultades para la coordinación de mantenimientos entre el sector eléctrico y el sector de gas natural, el CNOG convocará a un COMI virtual con el fin de analizar las acciones a adelantar conjuntamente con el CND. El secretario técnico del CNOG informará al Ministerio de Minas y Energía de estas situaciones y de las decisiones tomadas por parte de las dos entidades para superar los problemas de coordinación entre estos sectores.

(Fuente: R CREG 147/15, art. 6)

LIBRO 11

Otras disposiciones generales en relación a las solicitudes de información, las peticiones de resolución de conflictos y la metodología para la clasificación de personas prestadoras de servicios públicos

Regulación de las solicitudes de información que de acuerdo con la Ley 142 de 1994, artículo 73, puede efectuar la CREG, a quienes realizan las actividades propias de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible

ARTÍCULO 11.1.1. De acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994, quienes realizan las actividades propias de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, inclusive si sus tarifas no están sometidas a regulación, deberán suministrar a la Comisión, en la forma y oportunidad requeridas, toda la información amplia, exacta, veraz y oportuna que se les solicite mediante comunicación suscrita por el Director Ejecutivo.

(Fuente: R CREG 064/98, art. 1)

ARTÍCULO 11.1.2. De acuerdo con lo previsto en los artículos 73 y 81 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sancionará con multas equivalentes a diez (10) salarios mínimos mensuales legales vigentes, por cada día de retraso, sin exceder el monto máximo de 2000 salarios mínimos mensuales vigentes, a quienes no atiendan en forma adecuada, conforme a lo previsto en el artículo anterior, las siguientes solicitudes de información:

a. Información para el cálculo de la contribución especial de regulación, de acuerdo con lo establecido en las Leyes 142 de 1994, artículo 85, 143 de 1994, artículo 22, Decreto 30 de 1995 y demás normas que las complementen, adicionen, modifiquen o sustituyan.

b. Información para el ejercicio de las funciones relacionadas con la libre competencia y las prácticas restrictivas de la misma, criterios generales sobre abuso de posición dominante y prevención del mismo, y composición accionaria de las empresas.

c. Información necesaria para el establecimiento de fórmulas tarifarias y/o fijación de tarifas o cargos.

d. Las demás solicitudes sobre cualquier otro tipo de información que la Comisión requiera en ejercicio de la facultad prevista en el inciso final del artículo 73 de la Ley 142 de 1994, en la forma indicada en el artículo anterior, que sea indispensable para el ejercicio de las funciones regulatorias.

(Fuente: R CREG 064/98, art. 2)

ARTÍCULO 11.1.3. En caso de que se reincida en la no atención en forma adecuada de las solicitudes de información, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, una vez evaluados los hechos que dieron lugar al incumplimiento reiterado, aplicará cualquiera de las sanciones establecidas en la Ley 142 de 1994, artículo 81, que guarde proporción con las causas de dicho incumplimiento y la situación reincidente del infractor.

(Fuente: R CREG 064/98, art. 3)

ARTÍCULO 11.1.4. Las multas que se impongan de acuerdo con lo establecido en esta resolución, ingresarán al patrimonio de la Nación en la forma como lo prevé la Ley 142 de 1994, artículo 81 y demás normas pertinentes aplicables a la materia.

(Fuente: R CREG 064/98, art. 4)

ARTÍCULO 11.1.5. El Director Ejecutivo de la Comisión controlará la atención adecuada de las solicitudes de información hechas en la forma prevista en el artículo 1o. de esta resolución. Para el efecto iniciará e impulsará de oficio las respectivas actuaciones en cualquier caso en que las solicitudes de información no se atiendan en forma adecuada, de acuerdo con las normas aplicables para tal fin, garantizando el principio constitucional del debido proceso.

De acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 81, las sanciones que imponga la Comisión a personas naturales, se harán previo el análisis de la culpa del eventual responsable y no podrán fundarse en criterios de responsabilidad objetiva.

(Fuente: R CREG 064/98, art. 5)

Reglas mediante las cuales la CREG, tramitará y resolverá las peticiones sobre resolución de los conflictos de que trata la Ley 142 de 1994, artículo 73, numerales 73.8 y 73.9

ARTÍCULO 11.2.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se precisan las normas que se aplicarán para resolver, a petición de cualquiera de las partes, los conflictos a que se refiere la Ley 142 de 1994, artículo 73, numerales 73.8 y 73.9.

Los asuntos que corresponde resolver a la Comisión, a petición de cualquiera de las partes, en ejercicio de las funciones atribuidas en la Ley 142 de 1994, numerales 73.8 y 73.9, son los siguientes:

* Conflictos que surjan entre empresas, por razón de los contratos o servidumbres que existan entre ellas y que no corresponda decidir a otras autoridades administrativas.

* Conflictos que surjan entre empresas, y que no corresponda decidir a otras autoridades administrativas, acerca de quién debe servir a usuarios específicos, o en qué regiones deben prestar sus servicios. La resolución debe atender, especialmente, al propósito de minimizar los costos en la provisión del servicio.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 1)

ARTÍCULO 11.2.2. PETICIONES. a) Presentación de las peticiones. Las empresas que sean parte en un conflicto, de los previstos en los numerales 73.8 y 73.9 de la Ley 142 de 1994, podrán, por su propia iniciativa, solicitar mediante una petición en interés particular, que la Comisión resuelva dicho conflicto. Para el efecto, la petición deberá ser presentada a través del representante legal de la empresa interesada, o de su apoderado.

De conformidad con lo establecido en el artículo 9o. del Código Contencioso Administrativo, la petición deberá contener por lo menos, los requisitos establecidos en el Artículo 5o. del mismo Código, teniendo en cuenta que el objeto de la petición deberá recaer exclusivamente sobre cualquiera de los conflictos a que se refieren los numerales 73.8 y 73.9 de la Ley 142 de 1994. En la misma petición la empresa interesada deberá indicar las pruebas que pretende hacer valer para la resolución del conflicto, así como aquellas cuya práctica se requiera con el mismo objeto.

La petición de que trata este artículo no requiere presentación personal, de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 114.

b) Peticiones Incompletas. Cuando una petición no se acompañe de los documentos o informaciones necesarias, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 11 del Código Contencioso Administrativo.

No obstante, si las informaciones o documentos que proporcione el interesado al iniciar una actuación administrativa de aquellas a las que se refiere esta resolución, no son suficientes para decidir, la Comisión podrá requerir dicha información a la empresa interesada, en la forma prevista en el artículo 12 del Código Contencioso Administrativo.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 2)

ARTÍCULO 11.2.3. DETERMINACION DE LA COMPETENCIA DE LA CREG. Cuando el objeto de la petición presentada a la Comisión no recaiga sobre cualquiera de los conflictos que expresamente señalan los numerales 73.8 y 73.9 de la Ley 142 de 1994, o cuando la petición no sea presentada por cualquiera de las partes en el conflicto, o no esté dentro de la finalidad prevista en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, o cuando por cualquier otro motivo la Comisión considere que el asunto sometido a su consideración no es de su competencia, así se lo comunicará al peticionario o peticionarios, con indicación precisa de los motivos por los cuales la Comisión no podrá resolver el conflicto.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 3)

ARTÍCULO 11.2.4. CITACION DE LA EMPRESA O EMPRESAS INTERESADAS. De conformidad con lo establecido en el artículo 14 del Código Contencioso Administrativo, la Comisión citará a la Empresa o Empresas que aparezcan involucradas en el conflicto sometido a su decisión y que puedan estar directamente interesados en las resultas de la decisión, para que puedan hacerse parte y hacer valer sus derechos.

La citación deberá hacerse de conformidad con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 107, con indicación del nombre del peticionario y del objeto de la petición.

Conforme a lo dispuesto en el Artículo 14 del Código Contencioso Administrativo, si la citación no fuere posible, o pudiere resultar demasiado costosa o demorada, se hará la publicación de que trata el artículo 15 del Código Contencioso Administrativo.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 4)

ARTÍCULO 11.2.5. PRUEBAS. El trámite de cualquiera de las peticiones de que tratan los artículos 73.8 y 73.9 de la Ley 142, se adelantará dando aplicación a la presunción de buena fe prevista en el artículo 83 de la Constitución. Sin embargo, en caso de requerirse, se podrán practicar pruebas dentro de dicho trámite, de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículos 108 y 109 cuando no contravenga las normas presupuestales a las que está sujeta la CREG.

El valor de las pruebas lo asumirá la parte que la solicitó, en la forma prevista en la Ley 142 de 1994, sin perjuicio de que ella pueda asumir el costo total de la misma, cuando exista un impedimento de carácter presupuestal que impida a la CREG asumir la correspondiente parte del costo de la prueba.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 5)

ARTÍCULO 11.2.6. IMPULSO DE LA ACTUACION. El Director Ejecutivo de la Comisión impulsará la actuación, sin perjuicio del reparto interno que haga para el trámite aquí previsto.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 6)

ARTÍCULO 11.2.7. DESISTIMIENTO. Para efectos del desistimiento de las peticiones a que se refiere esta resolución, se aplicarán los artículos 8 y 13 y demás normas pertinentes del Código Contencioso Administrativo.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 7)

ARTÍCULO 11.2.8. DECISION. En cumplimiento de lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, artículo 111, la Comisión de Regulación de Energía y Gas tomará la decisión del caso, dentro de los cinco meses siguientes al día en el que se haya hecho la primera de las citaciones o publicaciones de que trata el artículo 108 de dicha Ley.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 8)

ARTÍCULO 11.2.9. NOTIFICACION. La resolución que se adopte deberá ser notificada en la forma indicada en los artículos 44 y 45 del Código Contencioso Administrativo. Para el efecto, deberá hacerse la citación de que trata el artículo 107 de la Ley 142 de 1994.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 9)

ARTÍCULO 11.2.10. RECURSOS. Contra la decisión que ponga fin a la actuación administrativa a que se refiere esta resolución, procederá el recurso de reposición en la forma indicada en la Ley 142 de 1994, artículo 113.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 10)

ARTÍCULO 11.2.11. CONTROL DE LEGALIDAD. De conformidad con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 73, numerales 73.8 y 73.9, la resolución que se adopte estará sujeta al control jurisdiccional de legalidad.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 11)

ARTÍCULO 11.2.12. NORMATIVIDAD COMPLEMENTARIA. En todos aquellos aspectos no previstos en las normas anteriormente indicadas, se aplicarán para efecto de resolver los conflictos de que trata esta resolución, en primer lugar, las demás normas de la Ley 142 de 1994, y de la Ley 143 de 1994 cuando el conflicto verse sobre el servicio público de electricidad, y en todo aquello que no regulen estas Leyes, por las demás normas del Código Contencioso Administrativo, que sean compatibles, según lo establecido en el artículo 1o. de dicho Código, sin perjuicio de las demás normas legales que sean aplicables a la materia.

(Fuente: R CREG 066/98, art. 12)

Metodología para clasificar las personas prestadoras de los servicios públicos, de acuerdo con el nivel de riesgo y se definen los criterios, metodologías, indicadores, parámetros y modelos de carácter obligatorio

Disposiciones generales

ARTÍCULO 11.3.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible y tiene como objetivos los siguientes:

a. Definir los criterios, metodologías, indicadores, parámetros y modelos de carácter obligatorio que permitan evaluar la gestión y resultados de las entidades prestadoras, y

b. Establecer las metodologías para clasificar las personas prestadoras de los servicios públicos, de acuerdo con el nivel de riesgo, características y condiciones, con el propósito de determinar cuáles de ellas requieren de una inspección y vigilancia especial o detallada por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Esta clasificación se define exclusivamente como una herramienta para la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y, en consecuencia, no limita los análisis adicionales que ésta realice en ejercicio de sus funciones ni se constituye en un análisis o clasificación equivalente al que efectúan las empresas especializadas en calificación de riesgo.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 1) (Fuente: R CREG 034/04, art. 1)

ARTÍCULO 11.3.1.2. INDICADORES DE GESTIÓN. El control de gestión y resultados de las Entidades Prestadoras se debe realizar evaluando el comportamiento de los Indicadores de Gestión que a continuación se establecen:

1. Indicadores financieros

1.1 Rotación Cuentas por Cobrar (días)

1.2 Rotación Cuentas por Pagar (días)

1.3 Razón Corriente (veces)

1.4 Margen Operacional (%)

1.5 Cubrimiento de Gastos Financieros (veces)

2. Indicadores técnicos y administrativos

2.1 Relación Suscriptores Sin Medición (%)

2.2 Cobertura (%)

2.3 Relación Reclamos Facturación (por 10.000 facturas)

2.4 Atención Reclamos Servicio (%)

2.5 Atención Solicitud de Conexión (%)

2.6 Confiabilidad por Almacenamiento de GLP (días)

3. Indicadores de calidad

Para estos indicadores se adoptarán las resoluciones vigentes de la CREG sobre este tema y las que posteriormente se expidan.

Las fórmulas de los Indicadores de Gestión aquí establecidos se consignan en el Anexo 1 de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 3)

ARTÍCULO 11.3.1.3. GRUPOS DE ENTIDADES PRESTADORAS. Las Entidades Prestadoras se agruparán de acuerdo con el servicio que prestan y con la actividad que desarrolla cada una de ellas. Cuando una Entidad Prestadora ejecute varias actividades, el grupo lo conformarán las que desarrollan las mismas actividades, como se define a continuación:

Servicio	Grupo	Actividades
Energía Eléctrica	G GC T GDC GDC (ZNI) DC C	Generador Generador-Comercializador Transmisor Generador-Distribuidor-Comercializador GDC en Zonas No Interconectadas Distribuidor-Comercializador Comercializador
Gas Natural	T C DC DC (ASE)	Transportador Comercializador Distribuidor-Comercializador DC de área de servicio exclusivo
GLP	GC-T CM-D CM D	Gran Comercializador - Transportador Comercializador Mayorista - Distribuidor Comercializador Mayorista Distribuidor

Las empresas distribuidoras y comercializadoras de GLP por redes se incluyen dentro del grupo DC de gas natural. Las empresas de Zonas No Interconectadas (ZNI) se incluyen en el grupo GDC (ZNI).

(Fuente: R CREG 072/02, art. 4)

ARTÍCULO 11.3.1.4. AMBITO DE APLICACIÓN DE LOS INDICADORES. Los Indicadores de Gestión serán aplicables a las Entidades Prestadoras de acuerdo con el grupo a que pertenezcan.

Los Indicadores Técnicos y Administrativos se aplican a los siguientes grupos:

Grupos

Energía Eléctrica

Gas Natural y GLP por Redes

GLP

Indicador

GDC

GDC(ZNI)

DC (ASE)

GC-T

CM-D

Relación Suscriptores sin Medición

Cobertura

Relación de Reclamos Facturación

Atención Reclamos Servicios

Atención Solicitud Conexión

Confiabilidad por Almacenamiento.

Los Indicadores Financieros serán aplicables a todas las Entidades Prestadoras y los de Calidad, de acuerdo con las resoluciones vigentes de la CREG que los establecen o las posteriores que se definan para el efecto. Para los Transmisores de energía eléctrica no aplica el Indicador de Cuentas por Cobrar.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.1.5. REFERENTES. Para cada uno de los Indicadores de Gestión, se fijarán anualmente referentes por grupo, que serán la base para la evaluación de las Entidades Prestadoras.

La Superintendencia de Servicios Públicos, con base en la evaluación realizada para el año anterior publicará, antes del 31 de mayo de cada año, en un medio de amplia divulgación los Referentes para cada grupo, los cuales se determinarán con el siguiente procedimiento:

- Para los Indicadores de Gestión que tienen resoluciones vigentes de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, donde se les fijen metas relacionadas con ellos, se utilizarán los valores de las metas establecidos en tales resoluciones.

- Para el Indicador de Cobertura en Áreas de Servicio Exclusivo se tomarán las metas pactadas en los contratos.

- Para el Indicador de usuarios sin medición se tendrá en cuenta lo establecido en el último inciso del artículo 146 de la Ley 142 de 1994. Es decir, el Referente corresponde al 5%.

- Para los Indicadores de Gestión que no tengan un Referente definido, se calculará uno para cada grupo de Entidades Prestadoras, a partir de los resultados obtenidos en el año anterior.

- Para este cálculo se ordenarán dichos resultados y se obtendrá un promedio a partir de los valores de las Entidades Prestadoras que, en número, representen hasta el 80% de los mejores del grupo. El nuevo Referente será el valor más exigente entre el promedio así calculado y el Referente definido para el año anterior, de tal forma que el indicador tienda a mejorar cada año.

- El grupo GC-T de Gas Licuado de Petróleo se incluirá dentro del grupo CM para el cálculo de los Referentes.

PARÁGRAFO. A partir de la vigencia de la presente resolución, la Superintendencia de Servicios Públicos calculará y publicará los Referentes con la información disponible del año 2001, la cual será utilizada para definir los Referentes con los que se evaluará la gestión de las Entidades Prestadoras en el primer semestre de 2003, y para adecuar los planes de gestión de las empresas.

PARÁGRAFO. Para realizar la evaluación de gestión de los resultados del año 2003, los referentes respectivos se deberán publicar antes del 30 de septiembre de 2003.

PARÁGRAFO 2o. Antes de la fecha de publicación anual de los referentes, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios calculará unos topes de exigencia para cada uno de los Indicadores de Gestión de cada uno de los grupos de empresas y los informará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Para el cálculo del respectivo Referente, los valores obtenidos para cada Entidad Prestadora con resultados mejores comparados con los topes de exigencia, se sustituirán por estos últimos.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 6) (Fuente: R CREG 248/16, art. 1) (Fuente: R CREG 046/16, art. 1) (Fuente: R CREG 091/03, art. 1) (Fuente: R CREG 026/03, art. 1)

ARTÍCULO 11.3.1.6. ELABORACIÓN DE PLANES. Las empresas de servicios públicos deberán tener un Plan de Gestión, para cada una de las actividades del servicio que prestan, de corto (un año), mediano (dos años) y largo plazo (tres años), el cual debe actualizarse anualmente. Dichos planes no estarán sujetos a aprobación dada la modificación introducida por la Ley 689 de 2001 a la Ley 142 de 1994.

PARÁGRAFO. Las actividades de los servicios corresponden a las señaladas en el artículo 4o. de esta resolución. Para las nuevas actividades que surjan como resultado de la regulación que se expida, la CREG indicará en resolución posterior los Indicadores de Gestión que se aplicarán.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 7)

ARTÍCULO 11.3.1.7. CONTROL INTERNO. Dentro del proceso de Control Interno se deberán tener en cuenta la medición y el seguimiento de los indicadores definidos en esta resolución e incluidos dentro de los Planes de Gestión de las empresas, con una periodicidad que permita su control detallado y tomar los correctivos, cuando sea necesario, para que los resultados tiendan a los valores de referencia.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 8)

ARTÍCULO 11.3.1.8. INFORMACIÓN PARA LA EVALUACIÓN. De conformidad con lo establecido en los Artículos 14 y 15 de la Ley 689 de 2002<sic, 2001>, la información requerida para evaluar la gestión y resultados de las Entidades Prestadoras, y para las necesidades y requerimientos de información de las Comisiones de Regulación, debe formar parte del Sistema Único de Información.

Por lo tanto para las evaluaciones previstas en esta resolución se utilizará la información de las Entidades Prestadoras, correspondiente al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior, que esté disponible en el Sistema Único de Información a más tardar el 15 de abril del año siguiente al que se evalúa. Este plazo no aplica para la evaluación del año 2002.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 9) (Fuente: R CREG 248/16, art. 2) (Fuente: R CREG 046/16, art. 2) (Fuente: R CREG 034/04, art. 2)

ARTÍCULO 11.3.1.9. METODOLOGÍA PARA EVALUAR LA GESTIÓN. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a partir de la información obtenida de acuerdo con el artículo anterior, evaluará la gestión de las Entidades Prestadoras dependiendo de los valores calculados para los indicadores de que trata el Artículo 3 de esta Resolución.

Los resultados obtenidos se presentarán en una tabla donde se informe, como mínimo, si se cumplen los Referentes vigentes y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios podrá incluir los comparativos que considere.

En la tabla se deberá indicar el servicio público, el grupo (Artículo 5 de la presente resolución) y el tipo de evaluación, donde la evaluación de la gestión se dividirá en dos partes: evaluación empresarial y evaluación social. La primera hace referencia a la evaluación de los indicadores financieros y la segunda, a los indicadores técnicos y administrativos, y a los indicadores de calidad.

Los resultados de la evaluación deberán ser publicados de manera oficial, a más tardar el 31 de mayo de cada año.

El índice de pérdidas, aunque no hace parte de la evaluación, se debe calcular de acuerdo con el Anexo 3 de la presente Resolución.

De acuerdo con los resultados de la evaluación empresarial y de la evaluación social, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios determinará las acciones a seguir.

PARÁGRAFO. Los resultados de la evaluación de gestión correspondientes al año 2002 deberán ser publicados de manera oficial, a más tardar el 31 de marzo de 2004.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 10) (Fuente: R CREG 248/16, art. 3) (Fuente: R CREG 046/16, art. 3) (Fuente: R CREG 034/04, art. 3) (Fuente: R CREG 121/03, art. 1) (Fuente: R CREG 026/03, art. 2)

ARTÍCULO 11.3.1.10. METODOLOGÍA PARA CLASIFICACIÓN POR NIVEL DE RIESGO. Con el fin de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios clasifique a las Entidades Prestadoras por nivel de riesgo, características y condiciones para el año t, se establece el siguiente procedimiento:

1. A partir de la información financiera disponible en el Sistema Único de Información para el año t, se clasificarán inicialmente a las Entidades Prestadoras en cuatro niveles de riesgo: 0, 1, 2 y 3, de acuerdo con lo previsto en el Anexo 2. Una clasificación 0 indica un bajo nivel de riesgo y 3 un nivel de riesgo alto.

Para las Entidades Prestadoras que están obligadas a contratar la Auditoría de Gestión se deberá incluir en el respectivo contrato la obligación, por parte del auditor, de entregar un informe sobre los factores o circunstancias que puedan desmejorar el nivel de riesgo de la Entidad Prestadora.

2. Utilizar el modelo logístico descrito en el Anexo 2.

3. Con base en los resultados obtenidos del modelo, se asigna a cada Entidad Prestadora, el nivel de riesgo i para el cual se obtiene la máxima probabilidad.

4. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios evaluará la posibilidad de clasificar las empresas en un riesgo mayor al obtenido con el anterior procedimiento, teniendo en cuenta criterios adicionales tales como:

- Resultado de la evaluación de gestión.

- Información suministrada por las Auditorías de Gestión u otros organismos de control de las empresas de servicios públicos.

- Información adicional que conozca el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios.

De acuerdo con las competencias establecidas en la Ley 142 de 1994 y la Ley 689 de 2001 y, dependiendo del nivel de riesgo que presenta cada Entidad Prestadora, la Superintendencia de Servicios Públicos definirá las acciones a seguir. Para dichas acciones se podrán tener en cuenta aspectos como el tamaño del mercado relevante, si las actividades que desarrolla la Entidad Prestadora son monopolísticas o se desarrollan en condiciones de competencia, y si la prestación continua y eficiente del servicio se encuentra amenazada en forma grave.

PARÁGRAFO 1. Una vez la CREG disponga de nueva información podrá realizar ajustes a la metodología prevista en este Artículo.

PARÁGRAFO 2. La metodología prevista en este artículo deberá aplicarse por primera vez dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución y posteriormente por lo menos una vez al año.

(Fuente: R CREG 072/02, art. 11) (Fuente: R CREG 034/04, art. 4) (Fuente: R CREG 121/03, art. 2) (Fuente: R CREG 026/03, art. 11)

Formulación de indicadores de gestión (Anexo 1)

Introducción

ARTÍCULO 11.3.2.1.1. Introducción.

Para cada indicador de los incluidos en el Artículo 3 de esta Resolución, se debe determinar un Referente de acuerdo con el procedimiento establecido en el Artículo 5 de este Acto Administrativo, siempre teniendo en cuenta los topes que se establecen para algunos indicadores particulares.

Para el cálculo de los indicadores se deben tomar bases anuales. Si la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios solicita indicadores para una fracción del año, informará a las Entidades Prestadoras el procedimiento a seguir para ajustarlos y hacerlos comparables con los calculados anualmente.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5) (Fuente: R CREG 091/03, art. 2) (Fuente: R CREG 091/03, art. 3)

Indicadores financieros

ARTÍCULO 11.3.2.2.1. ROTACIÓN CUENTAS POR COBRAR (DÍAS). Este indicador mide la gestión realizada por la Entidad Prestadora para el cobro efectivo de los servicios prestados:

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 1.1) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.2.2. ROTACIÓN CUENTAS POR PAGAR (DÍAS). Este indicador mide la gestión de la Entidad Prestadora en el pago oportuno de los insumos necesarios:

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 1.2) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.2.3. RAZÓN CORRIENTE (VECES). Indica el cubrimiento que tiene la Entidad Prestadora de sus obligaciones de corto plazo:

El valor del Referente para este indicador no debe ser inferior a uno (1).

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 1.3) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.2.4. MARGEN OPERACIONAL (%).

EBITDA corresponde a la utilidad antes de intereses, impuestos, depreciaciones, amortizaciones y resultados no operacionales (Earning Before Interest, Taxes, Depreciation, Amortization).

El valor del Referente para este indicador no será inferior a cero (0).

Si EBITDA es negativo se considera que no se cumple con el indicador y los resultados obtenidos en estos casos no se tendrán en cuenta para el cálculo del nuevo Referente.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 1.4) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.2.5. CUBRIMIENTO DE GASTOS FINANCIEROS (VECES). Informa sobre la capacidad de generación de fondos por parte de la empresa para el pago de los gastos financieros:

El Referente para este indicador no podrá ser inferior a uno punto dos (1.2).

Si EBITDA es negativo se considera que no se cumple con el indicador y los resultados obtenidos en estos casos no se tendrán en cuenta para el cálculo del nuevo Referente.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 1.5) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

Indicadores técnicos y administrativos

ARTÍCULO 11.3.2.3.1. RELACIÓN SUSCRIPTORES SIN MEDICIÓN (%). El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.3.2. COBERTURA (%). Este indicador es aplicable a las empresas distribuidoras de gas:

Áreas de Servicio Exclusivo:

Suscriptores en Contrato corresponde al compromiso anual sobre el número de usuarios a conectar establecidos en el contrato.

Para los demás:

El número de Suscriptores Proyectados corresponde a la proyección de usuarios reportada por el agente, con base en la cual elaboró el programa de nuevas inversiones.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 2.2) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.3.3. RELACIÓN RECLAMOS FACTURACIÓN (POR 10,000).

Se contabilizan únicamente los reclamos resueltos a favor del suscriptor, para el caso de los comercializadores, o a favor de quien presenta el reclamo, si se trata de las otras actividades de la cadena.

Para las actividades que no se estaba calculando este indicador, su resultado no se tendrá en cuenta para la evaluación del año 2002; sin embargo, la información requerida debe incluirse en el Sistema Único de Información a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 2.3) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.3.4. ATENCIÓN RECLAMOS SERVICIO (%). Este indicador mide el porcentaje de usuarios al que se le atiende su reclamo en un número de días superior al "tiempo referencia":

Para este indicador se procederá de la siguiente forma:

1. El "tiempo referencia" para este indicador corresponde al establecido en el Artículo 158 de la Ley 142 de 1994.

2. A partir de la vigencia de la presente resolución, las Entidades Prestadoras reportarán el número de usuarios a quienes se les resuelven los reclamos presentados en un número de días superior al "tiempo referencia".

3. Para el cálculo definitivo del indicador, teniendo en cuenta que se pretende trabajar sobre una base anual, se harán los ajustes necesarios, considerando la proporción del año para el cual se cuenta con los reportes de usuarios afectados.

Este indicador no se tendrá en cuenta en la evaluación del año 2002.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 2.4) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.3.5. ATENCIÓN SOLICITUD DE CONEXIÓN (%). Este indicador es aplicable a las empresas transmisoras (transportadoras), distribuidoras y comercializadoras. Mide el porcentaje de usuarios a quienes se les atiende la solicitud de conexión en un número de días superior al "tiempo referencia".

El "tiempo referencia" corresponde a los plazos establecidos en la regulación vigente o en su defecto al plazo previsto en el Artículo 158 de la Ley 142 de 1994.

Este indicador no se tendrá en cuenta en la evaluación del año 2002.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 2.5) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.3.6. CONFIABILIDAD ALMACENAMIENTO GLP (DÍAS). El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras mayoristas de GLP. Depende de la capacidad de almacenamiento y del tiempo promedio de entrega por parte de los productores a los distribuidores mayoristas:

donde:

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 2.6) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

Indicadores de calidad

ARTÍCULO 11.3.2.4.1. Indicadores de calidad. Para la determinación de los Indicadores de Calidad y sus Referentes, y para su evaluación se adoptarán las metas aprobadas por la CREG en esta materia.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 3) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

Indicadores adicionales para el modelo

ARTÍCULO 11.3.2.5.1. Indicadores adicionales para el modelo. Adicionalmente a los Indicadores de Gestión financieros establecidos en el Artículo 3 de esta Resolución, se deberán incluir en el modelo utilizado para la clasificación de riesgo, los siguientes:

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.2. PERIODO DE PAGO DEL PASIVO DE LARGO PLAZO (AÑOS).

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.1) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.3. RENTABILIDAD SOBRE ACTIVOS (%).

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.2) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.4. RENTABILIDAD SOBRE PATRIMONIO (%).

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.3) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.5. ROTACIÓN ACTIVOS FIJOS (VECES).

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.4) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.6. CAPITAL DE TRABAJO SOBRE ACTIVOS.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.5) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.7. SERVICIO DE DEUDA SOBRE PATRIMONIO.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.6) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.8. FLUJO DE CAJA SOBRE SERVICIO DE DEUDA.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.7) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.9. FLUJO DE CAJA SOBRE ACTIVOS.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.8) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.10. CICLO OPERACIONAL.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.9) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.11. PATRIMONIO SOBRE ACTIVO.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.10) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.12. PASIVO CORRIENTE SOBRE PASIVO TOTAL.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.11) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.2.5.13. ACTIVO CORRIENTE SOBRE ACTIVO TOTAL.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 4.12) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

Fuente de información

ARTÍCULO 11.3.2.6.1. Fuente de información. Dado que los datos para calcular los indicadores financieros de los numerales 1 y 4 de este Anexo, se tomarán de la información contable de la Entidad Prestadora, en la siguiente tabla se indican los valores a incluir en las variables utilizadas para el cálculo de dichos indicadores. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, previo a la aplicación de la metodología definida en esta resolución, identificará los códigos y los nombres de las cuentas del PUC que se deben utilizar y los dará a conocer oportunamente.

Variable	Contenido
Activo Corriente	Efectivo, Inventarios y porción corriente de Deudores e Inversiones
Activo Fijo	Propiedades, planta y equipo, incluyendo depreciables y no depreciables.
Activo Total	Activo total de la Entidad Prestadora
Capital de Trabajo	Activo Corriente (sin incluir efectivo) menos Pasivo Corriente (únicamente Cuentas por Pagar y Obligaciones Laborales)
Costo de Ventas	Costo de ventas de los bienes y servicios ofrecidos por la Entidad Prestadora
Cuentas por Cobrar	Los saldos que aún no se han recaudado de los clientes por la venta de los bienes y servicios.
Cuentas por Pagar	Obligaciones pendientes de pago con los proveedores de bienes y servicios. No se incluyen las obligaciones fiscales pendientes.
EBITDA	Corresponde a la utilidad antes de intereses, impuestos, depreciaciones, amortizaciones y resultados no operacionales
Flujo de Caja	EBITDA menos el incremento del Capital de Trabajo (con respecto al año anterior) y menos el incremento de los Activos Fijos (en el mismo periodo)
Gastos Financieros	Gastos por intereses y comisiones causados en virtud de las obligaciones financieras adquiridas por la Entidad Prestadora
Impuesto de Renta	Valor de la provisión para este impuesto
Ingresos Operacionales	Ingresos por venta de bienes y servicios
Pasivo Corriente	Corresponde a la parte del pasivo que debe atenderse dentro del año siguiente
Pasivo Total	Pasivo total de la Entidad Prestadora
Servicio de Deuda	Gastos Financieros más las obligaciones financieras de corto plazo del año anterior

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 1 Num. 5) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

Modelo de clasificación de riesgo (Anexo 2)

ARTÍCULO 11.3.3.1. MODELO LOGÍSTICO. El modelo logístico es frecuentemente usado para investigar la relación entre la probabilidad de la respuesta y las variables explicativas. Para este caso, asigna una probabilidad de clasificación de una entidad prestadora dentro de un grupo o escala de riesgo establecida.

El modelo logístico está definido por:

donde:

Yt:	Clasificación inicial por nivel de riesgo del año t
i:	Número de categorías de la variable Yt. i = 0, 1, 2 y 3
	Parámetro de intercepto del modelo
b:	Vector de parámetros de las variables independientes
X:	Matriz que contiene los valores de las variables independientes.

En el numeral 2 de este Anexo se indica el procedimiento para la creación de la variable Yt y como variables independientes se toman los indicadores definidos en el numeral 3 de este Anexo.

Con el modelo formulado en (1) se estima la probabilidad P de que la j-ésima observación tenga respuesta i así:

donde

Para la corrida de este modelo, se requiere de un programa estadístico, que permita llevar a cabo la estimación de los parámetros del modelo de regresión logística, la cual se realizará inicialmente por servicio: electricidad, gas natural y GLP. Si no hay convergencia en alguno de los modelos o el modelo depende sólo de los interceptos (ai), se deben unir los servicios y realizar nuevamente la estimación.

En la construcción del modelo se podrá utilizar el criterio de parsimonia, (Opción Backward) tratando de obtener el mayor grado de explicación con el menor número de variables.

Cuando se obtenga la convergencia, se deberá:

A partir de los parámetros estimados, calcular la probabilidad de clasificación de una empresa dentro de un grupo o escala de riesgo

Revisar si el modelo ajustado es el adecuado, mediante pruebas de hipótesis sobre los parámetros del modelo, esto es Ho: b=0.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 2 Num. 1) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.3.2. VARIABLE DEPENDIENTE. Utilizando la técnica cluster-analysis se conforman cuatro grupos de empresas dependiendo del total de activos y de los ingresos por ventas de servicios.

Para la definición de la variable dependiente se toman los siguientes indicadores financieros:

De Rentabilidad:

a. Rentabilidad sobre Activos

b. Rentabilidad sobre Patrimonio

c. Flujo de Caja sobre Activos

De Liquidez:

d. Ciclo Operacional

e. Cubrimiento de Gastos Financieros

f. Razón Corriente

De Solidez:

g. Patrimonio sobre Activo

h. Pasivo Corriente sobre Pasivo Total

i. Activo Corriente sobre Activo Total

A cada uno de estos indicadores se le da una calificación de 0 o 1, de acuerdo con las siguientes condiciones:

Indicador	Calificación
	0	1
Rentabilidad sobre Activos	>= 0	< 0
Rentabilidad sobre Patrimonio	>= 0	< 0
Flujo de Caja sobre Activos	>= 0	< 0
Ciclo Operacional	<= 0	> 0
Cubrimiento de Gastos Financieros	>= 1	< 1
Razón Corriente	>= 1	< 1
Patrimonio sobre Activo	>= Mediana del grupo	< Mediana del grupo
Pasivo Corriente sobre Pasivo Total	<= Mediana del grupo	> Mediana del grupo
Activo Corriente sobre Activo Total	>= Mediana del grupo	< Mediana del grupo

Cada uno de estos grupos de indicadores financieros se ponderan de la siguiente forma: 40% los de liquidez, 35% los de solidez y 25% los de rentabilidad y, dentro de cada grupo, se divide el peso asignado entre el número de indicadores (tres en este caso).

Con base en los anteriores porcentajes, para cada empresa, dentro de cada uno de los grupos de empresas, se calcula un promedio ponderado de las calificaciones obtenidas en cada indicador, tal como se muestra en la siguiente ecuación:

La diferencia entre el valor mínimo de los promedios ponderados y el valor máximo se divide entre cuatro de tal forma que se obtengan cuatro intervalos iguales. La clasificación inicial de 0, 1, 2 o 3 se asigna dependiendo de cuál intervalo contiene el promedio de la empresa: si este promedio está en el intervalo más bajo se le asigna el nivel 0, en el siguiente intervalo, el nivel 1 y los niveles 2 y 3, para los promedios que se sitúen en los intervalos que siguen en orden ascendente. A las empresas con patrimonio negativo se les asignará el nivel 3.

Esta clasificación inicial constituye la variable dependiente del modelo de regresión logística.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 2 Num. 2) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.3.3. VARIABLES INDEPENDIENTES. Como variables independientes se toman las siguientes:

a. Capital de Trabajo sobre Activos

b. Rotación de Cuentas por Cobrar

c. Rotación de Cuentas por Pagar

d. Servicio de Deuda sobre Patrimonio

e. Margen Operacional

f. Rotación de Activos Fijos

g. Periodo de Pago de Pasivo de Largo Plazo

h. Flujo de Caja sobre Servicio de la Deuda

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 2 Num. 3) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

ARTÍCULO 11.3.3.4. VALORES CERO DE ALGUNOS DATOS. Algunos de los datos extractados de la información financiera, que son utilizados como denominadores de los indicadores financieros, pueden tener valor cero y conducir a errores en la división.

Se debe entonces considerar los siguientes casos para evitar este error:

- Cuando el Pasivo Corriente sea igual a cero (0), el indicador Razón Corriente tomará el valor de uno (1) siempre que el Activo Corriente sea mayor que cero (0) y tomará el valor de cero (0) en los demás casos.

- Cuando los Gastos Financieros sean iguales a cero (0), el indicador Cubrimiento de Gastos Financieros tomará el valor de uno (1) siempre que EBITDA sea mayor que cero (0) y tomará el valor de cero (0) en los demás casos.

- Cuando el Servicio de Deuda sea igual a cero (0), el indicador Flujo de Caja sobre Servicio de Deuda tomará el valor de uno (1) siempre que Flujo de Caja sea mayor que cero (0) y tomará el valor de cero (0) en los demás casos.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 2 Num. 4) (Fuente: R CREG 034/04, art. 5)

Indicador de pérdidas (Anexo 3)

ARTÍCULO 11.3.4.1. PARA GAS NATURAL. Para la actividad de Transporte de gas natural, las pérdidas se calcularán de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.9 del Reglamento Unico de Transporte (Resolución CREG-071 de 1999), o en las resoluciones que lo sustituyan o modifiquen.

Para la actividad de Distribución, se utiliza el volumen medido en metros cúbicos.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 3 Num. 2)

ARTÍCULO 11.3.4.2. PARA GLP.

El índice es aplicable a las empresas que desarrollan actividades relacionadas con el servicio de Gas Licuado de Petróleo.

(Fuente: R CREG 072/02, ANEXO 3 Num. 3)