Resolución 11 de 2003 CREG

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RESOLUCIÓN 11 DE 2003

(febrero 12)

Diario Oficial No. 45.118 de 6 de marzo de 2003

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.

Resumen de Notas de Vigencia

NOTAS DE VIGENCIA:

- Modificada por la Resolución 102-3 de 2022, 'por la cual se establecen los 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', publicada en el Diario Oficial No. 52.036 de 16 de mayo de 2022.

Establece el artículo 21:

'ARTÍCULO 21. DEROGATORIA. Una vez en firme la presente Resolución, se deroga la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización de gas combustible contenida en la Resolución CREG 011 de 2003.'

- Mediante la Resolución 2 de 2018, 'por la cual se definen los cargos máximo base de comercialización minorista de gas combustible por redes de tubería, aplicables a los mercados relevantes de comercialización que se creen en virtud de los cargos transitorios de distribución expedidos en virtud de la Circular CREG 034 de 2017', publicada en el Diario Oficial No. 50.477 de 15 de enero de 2018

- En criterio del editor para la interpretación de esta resolución debe tenerse en cuenta la expedición de la Resolución 202 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 49.034 de 15 de enero de 2013, 'por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones'

- En criterio del editor para la interpretación de esta resolución debe tenerse en cuenta la Resolución 137 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 48.950 de 21 de octubre de 2013, 'por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados'

- Modificada por la Resolución 75 de 2008, publicada en el Diario Oficial No. 47.057 de 21 de julio de 2008, 'Por la cual se modifica el Artículo 37 de la Resolución CREG 011 de 2003, y se dictan otras disposiciones para la compra de gas combustible con destino a Usuarios Regulados'

Doctrina Concordante

Concepto CREG 3346 de 2020 - Alivio en el pago de los servicios públicos por la contingencia causada por el COVID-19

Concepto CREG 3224 de 2020 - ¿Qué sucedería sin la red de distribuidor se rompe a mitad de un periodo y por ese hecho el usuario no alcance el rango normal de consumo, se le incrementa el cargo de distribución?

Concepto CREG 2730 de 2020 - Aumento en las tarifas del servicio de gas natural

Concepto CREG 1827 de 2020 - Cálculo del CINV

Concepto CREG 1711 de 2020 - Fórmulas de conversión de cargos de distribución de gas natural y cargos de distribución de GLP

Concepto CREG 1677 de 2020 - Quejas por las tarifas en los servicios públicos de energía

Concepto CREG 1268 de 2020 - ¿Es la construcción de la red interna, desde el medidor hasta el artefacto de consumo, una actividad complementaria de comercialización?

Concepto CREG 5748 de 2019 - Facturación eléctrica

Concepto CREG 5594 de 2019 - ¿De existir un acuerdo entre los distribuidores para la separación del mercado, cuál sería el paso para la escisión de este por parte de la CREG?

Concepto CREG 5584 de 2019 - Distribución, comercialización -en todas sus formas- sobre el expendio de cilindros de gas y-o puntos de venta de cilindros de GLP

Concepto CREG 5442 de 2019 - Factor de ajuste por poder calorífico a usuarios no regulados

Concepto CREG 4265 de 2019 - Masificación del servicio del gas en municipio

Concepto CREG 3713 de 2019 - Plántulas de reporte de la información

Concepto CREG 3709 de 2019 - Comentarios de acuerdo a cargue de expediente tarifario en Apligas

Concepto CREG 3492 de 2019 - Mercado Mayorista de Gas natural

Concepto CREG 1930 de 2019 - Subsidio para derechos de conexión e instalaciones internas a usuarios de servicio de gas natural

Concepto CREG 1104 de 2019 - Aprobación de cargos de distribución de gas combustible por redes en el mercado relevante

Concepto CREG 1096 de 2019 - Remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería

Concepto CREG 140 de 2019 - Concepto de interventorías incluido en el valor de las Unidades Constructivas -UCs- de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería

Concepto CREG 11604 de 2018 - ¿El valor de la interventoría técnica, administrativa y financiera externa de un proyecto se debe tener en cuenta en el cálculo de los cargos de distribución?

Concepto CREG 11292 de 2018 - Alcance de las interventorías que se encuentran incluidos en el concepto de AIU de las Unidades Constructivas

Concepto CREG 11250 de 2018 - Manejo de cilindros de gas, en atención a la ley 142 y 143 de 1994

Concepto CREG 10820 de 2018 - Expansión del servicio de gas combustible distribuido por red en el mercado relevante conformado por la Resolución CREG 085 de 2012

Concepto CREG 10643 de 2018 - ¿Cuál es el proceder para incluir o no a poblaciones o sectores en los planes de expansión?

Concepto CREG 8509 de 2018 - Cupo especial ante Ecopetrol para la compra de GLP por parte de un municipio

Concepto CREG 7505 de 2018 - ¿Cómo es el funcionamiento del sector GNL en Colombia?

Concepto CREG 4683 de 2018 - ¿Puede un expendio trabajar para varias comercializadoras minoristas de GLP?

Concepto CREG 107 de 2018 - Administración, Imprevistos y Utilidad en un convenio

Concepto CREG 10125 de 2017 - Solicitud de aprobación de tarifas para cliente residencial de zona rural del municipio de la calera

Concepto CREG 9582 de 2017 - ¿El proyecto presentado por la empresa INGENIERÍA Y SERVICIOS S.A. E.S.P. a la UPME denominado 'IMPLEMENTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL EN EL SECTOR RURAL DE LOS MUNICIPIOS DE GUACHETÁ Y FUQUENE, DEPARTAMENTO DE CUNDINAMARCA', con el propósito de obtener recursos de cofinanciación del Fondo Especial Cuota de Fomento -FECF, se puede estructurar de forma independiente a los mercados existentes, como un MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN ESPECIAL, toda vez que en los sectores rurales de este nuevo proyecto como se mencionó anteriormente, no existe infraestructura construida y por lo tanto no es atendido por ningún distribuidor de gas combustible por redes?

Concepto CREG 9204 de 2017 - ¿ Si a pesar de que la compañía actualmente cuenta con cargos aprobados para inversión mediante una resolución de la CREG para un municipio especifico donde el 100% de la inversión en redes fue a cargo del estado (Fondo Nacional de Regalías, Fondo Especial de Cuota de Fomento, Gobernación o Municipios) y no se están cobrando, y estamos pensando en ampliar la cobertura a nuevos centros poblados de dicho municipio, los cuales no se tuvieron en cuenta en su solicitud inicial del plan de expansión del municipio, podríamos aplicar los cargos aprobados de AOYM e Inversión para los nuevos centros poblados, dado que en dichos centros poblados SURGAS SA ESP si haría inversión en redes?

Concepto CREG 8841 de 2017 - Proyectos de conexión al STN

Concepto CREG 8777 de 2017 - ¿Es posible que un distribuidor minorista de cilindros de GLP que suministre cilindros a un punto de venta le facture directamente a éste último?

Concepto CREG 8729 de 2017 - ¿Una vez liquidado el convenio para el cual fue desarrollado el proyecto cuyo objeto se menciona arriba, posteriormente le asiste razón al contratista para realizar la operación y prestación del servicio., bajo que argumento y fundamentos?

Concepto CREG 8490 de 2017 - ¿Debe la empresa de servicios públicos que participe en una licitación pública estar inscrita en el Registro Único de Proponentes?

Concepto CREG 8190 de 2017 - ¿La actual situación de HEGA (aplicar tarifa existente (sic) de acuerdo a resolución CREG Nro. 026 de 2004) es jurídicamente viable? Va a recuperar recursos que no invirtió vía tarifa?

Concepto CREG 7908 de 2017 - Gestión eficiente de la energía

Concepto CREG 7468 de 2017 - Servicio de gas natural en el sector rural

Concepto CREG 6840 de 2017 - ¿Para la prestación del servicio de distribución de gas natural por redes de tubería, debe el Distribuidor Entrante pedir autorización al Distribuidor Instalado?

Concepto CREG 5518 de 2017 - De acuerdo a las características técnicas del gas natural y al gas GLP, nos certifique si el gas propano puede ser catalogado como gas natural, o no

Concepto CREG 4936 de 2017 - ¿Bajo el Decreto MME 802 de 2004, es factible que el Distribuidor establezca un cargo TVm y Pm diferenciales para los usuarios finales del GNCV ubicados en los mercados relevantes de distribución atendidos con GNC, sin que sea necesario que tal cargo se aplique a la totalidad de los usuarios del gas natural localizados en ese mercado relevante?

Concepto CREG 418 de 2017 - Prestación del servicio de gas por redes de tubería

Concepto CREG 1564 de 2016 - Servicio de GNC por redes

Concepto CREG 7657 de 2015 - Solicitud de información sobre GLP por redes

Concepto CREG 6443 de 2015 - Bajo qué resolución Gas Natural Cundiboyacense inicio a cobrar a partir de junio y con retroactivo a mayo un cargo fijo de 2000 en estrato 3?

Concepto CREG 5333 de 2015 - Requisitos a nivel regulatorio en Colombia, para el montaje de estaciones de servicio móviles de gas natural

Concepto CREG 1707 de 2015 - Cuál ha sido el comportamiento de las tarifas de gas en la costa caribe y en el resto del país para los años 2010 a la fecha?

Concepto CREG 1294 de 2015 - Irregularidades en la prestación del servicio público domiciliario de GLP en cilindros

Concepto CREG 1043 de 2015 - A quien le debo de informar un procedimiento que se realizó con un vehículo repartidor de cilindros para el almacenamiento de gas propano, de una empresa del municipio de Arauca?

Concepto CREG 569 de 2015 - Cuál es el régimen tarifario que se aplica para el mercado regulado en Colombia?

Concepto CREG 185 de 2015 - Parámetros para la publicación por parte del comercializador de las tarifas de gas a los usuarios regulados

Concepto CREG 11396 de 2014 - Qué es la Revisión Periódica y cuáles normas la reglamentan?

Concepto CREG 8255 de 2014 - ¿Cuáles son los criterios que se deben cumplir para clasificar a un usuario comercial y residencial? - Todo aquel usuario que tenga instalado en su vivienda un medidor comercial, ¿se puede clasificar como tal? - ¿Solamente aquellos usuarios que tengan establecimientos debidamente registrados como comerciales y hagan uso de consumos elevados del servicios son los verdaderamente clasificados como comerciales?

Concepto CREG 7614 de 2014 - La 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 consignada en el artículo 12 de la resolución CREG 202 de 2013, deberá iniciar su aplicación una vez se definan los nuevos cargos de distribución según los criterios establecidos en el mismo acto administrativo

Concepto CREG 5429 de 2014 - Los incrementos que se han presentado en el área de servicio exclusivo denominado centro y Tolima pudieron darse por la necesidad que tuvo el comercializador de comprar y transportar el gas firme de otras fuentes diferentes (campos de producción de gas natural) a las localizados cerca de la zona de prestación por la declinación de dichos campos de producción de gas con el propósito de asegurar la prestación del servicio en esa zona

Concepto CREG 5096 de 2014 - El costo unitario del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, resulta de agregar los costos de las diferentes actividades de la cadena de prestación del servicio, las cuales corresponden a las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización

Concepto CREG 4991 de 2014 - ¿La resolución 072 de 2011 expedida por la comisión de regulación de energía y gas mantiene sus efectos sobre el mercado relevante? - ¿Existen otras normas de carácter excepcional que apliquen a la prestación del servicio de gas natural domiciliario en un municipio de Antioquia?

Concepto CREG 4584 de 2014 - Si una empresa encuentra inconsistencias en la información que reposa en el SUI, ¿es su deber informarlo a la SSPD para que si es del caso, se tomen las medidas correspondientes?

Concepto CREG 4230 de 2014 - El costo unitario del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, resulta de agregar los costos de las diferentes actividades de la cadena de prestación del servicio, la cuales incluyen las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización del gas y las cuales tienen una regulación independiente

Concepto CREG 4118 de 2014 - Si un comercializador (concesionario de un área de servicio exclusivo) atiende bajo la misma persona jurídica usuarios de un área de servicio exclusivo y usuarios de mercados que no están en zonas de exclusividad, ¿se entendería que dicho agente opera como dos comercializadores diferentes bajo la misma persona jurídica?

Concepto CREG 3218 de 2014 - En virtud a la aplicación de la resolución 138 de 2013, ¿se produce incidencia en el valor monetario de los subsidios al consumo otorgados a los estratos 1, 2 y 3? - En caso afirmativo, ¿cómo sería su cálculo y cuantificación en lo correspondiente a un municipio?

Concepto CREG 2697 de 2014 - ¿Es válido que los distribuidores de gas natural apliquen en sus facturas, además del cargo de distribución, cargos o factores de corrección por pérdidas de gas a los consumidores del mercado no regulado? - ¿Puede el distribuidor - comercializador hacer ajuste por poder calorífico en el cargo de distribución a los usuarios del mercado no regulado?

Concepto CREG 2214 de 2014 - Teniendo en cuenta lo establecido en la resolución 202 de 2013, una empresa prestadora del servicio público de gas natural domiciliario, ¿puede interpretar que los mercados relevantes existentes en los cuales se encuentra intervenida por la superintendencia de servicios públicos domiciliarios se considerarán como municipios nuevos para efectos de la solicitud tarifaria y se le aplicará la metodología del costo medio de mediano plazo?

Concepto CREG 2161 de 2014 - ¿Se les debe hacer ajuste por poder calorífico al facturar el cargo de distribución a los usuarios no regulados? - ¿El distribuidor puede cobrar además del cargo de distribución un componente de pérdidas, cuando el gas tiene como destino a un usuario no regulado?

Concepto CREG 2043 de 2014 - Para los mercados relevantes de distribución con cargos aprobados conforme a la metodología de la resolución CREG 011 de 2003, y que no hayan estado vigentes por cinco (5) años a la entrada en vigencia de la resolución CREG 202 de 2013, no se les podrá modificar la conformación de los municipios que hacen parte del mercado relevante existente

Concepto CREG 1889 de 2014 - El transporte de GNC o por gasoducto virtual para la prestación del servicio público domiciliario de gas natural en poblaciones aisladas de los sistemas de transporte hace parte de la actividad de transporte de gas natural para llevar el gas desde el sistema nacional de transporte hasta un city gate de un sistema de distribución y no incluye el transporte hasta un usuario final

Concepto CREG 1729 de 2014 - Metodologías tarifarias que deben aplicar las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios - Régimen tarifario - Áreas de servicio exclusivo - Resolución CREG 057 de 1996 - Cargo fijo - Cargo por unidad de consumo - Formula tarifaria - Precio del gas - Transporte - Distribución - Comercialización - Pérdidas - Subsidios y contribuciones - Consumo básico o de subsistencia

Concepto CREG 1705 de 2014 - ¿A los Usuarios No Regulados se les debe hacer ajuste por poder calorífico al facturar el Cargo de Distribución?

Concepto CREG 1593 de 2014 - ¿Las fórmulas tarifarias generales dispuestas en el capítulo v, artículos 32, 34 y 40 de la resolución CREG 011 de 2003, quedaron derogadas con la expedición de la resolución CREG 137 de 2013? - ¿Mediante que fórmula se calcula para mercados relevantes atendidos con GNC, o que cuentan con algún municipio atendido con GNC, el costo unitario del transporte?

Concepto CREG 1590 de 2014 - Los incrementos que se han presentado en el área de servicio exclusivo denominado pueden darse por la necesidad que tuvo el comercializador de comprar y transportar el gas firme de otras fuentes diferentes (campos de producción de gas natural) a las localizados cerca de la zona de prestación por la declinación de dichos campos de producción de gas

Concepto CREG 1260 de 2014 - Metodologías tarifarias que deben aplicar las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de gas combustible - Régimen tarifario - Costo de prestación del servicio - Compras de gas - Transporte - Distribución - Comercialización - Subsidios y contribuciones - Continuidad del servicio - Subsidios a las conexiones de los usuarios

Concepto CREG 1235 de 2014 - ¿Cuál es la vigencia tarifaria de los cargos aprobados en la resolución CREG 151 de 2009, para el mercado relevante conformado por el municipio de San Andrés en el departamento de Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina?

Concepto CREG 1017 de 2014 - Todas las empresas que se dediquen a la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería deben aplicar lo establecido en la resolución CREG 202 de 2013 dado que ésta remplaza la resolución CREG 011 de 2003

Concepto CREG 862 de 2014 - ¿Qué norma contempla y permite que en bodegas del sector urbano de un municipio se lleve a cabo el almacenamiento de pipetas de GLP?

Concepto CREG 185 de 2014 - Si un usuario pertenece al municipio o grupo de municipios, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG establece cargos por uso del sistema de distribución al cual están conectados, debe aplicarse el cargo que se fijó en la resolución de aprobación de éstos

Concepto CREG 131 de 2014 - ¿Un transportador debe exigirle a un usuario no regulado que solicita una nueva conexión en un punto que se encuentra fuera del sistema de distribución presentar el documento expedido por el distribuidor en donde se indiquen las razones técnicas del por qué no le es posible prestarle el servicio a dicho usuario?

Concepto CREG 63 de 2014 - ¿Los cilindros que son universales, sin placa, pulidos y soldados deben ser decomisados por la policía? - ¿Cuáles son las medidas de prevención en los sitios de expendio?

Concepto CREG 61 de 2014 - ¿Cuál es la normatividad vigente que las empresas (grandes) consumidoras del servicio de gas deben tener presente al momento de realizar operaciones que tengan que ver con dicho servicio?

Concepto CREG 29 de 2014 - El costo unitario del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería resulta de agregar los costos de las diferentes actividades de la cadena de prestación del servicio, las cuales incluyen las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización

Concepto CREG 11589 de 2013 - ¿Cuál es la normatividad expedida en la comisión de regulación de energía y gas sobre la elaboración y presentación de proyectos para distribución y transporte para la prestación de servicio público de gas domiciliario (gas natural) y conexiones a los usuarios finales?

Concepto CREG 11492 de 2013 - La aplicación de la fórmula del tm definida en el artículo 4 de la resolución CREG 008 de 2005 se considera que todo el gas natural comprimido, GNC, usa el sistema de transporte; en aquellos casos en los que el prestador no utiliza el sistema nacional de transporte, no es aplicable la fórmula antes citada

Concepto CREG 11412 de 2013 - ¿Cuál es la periodicidad de la toma las mediciones de densidad en Kg-galón consignadas en el artículo 10 de la resolución CREG 137 de 2013 y que formula se debe aplicar para dicho calculo? - En el artículo 13 menciona un porcentaje de pérdidas del 3.7%, ¿este mismo porcentaje se aplica tanto para gas natural como para GLP?

Concepto CREG 11326 de 2013 - ¿Cuál es la forma adecuada de incluir en la fórmula tarifaria de prestación de servicios de gas domiciliario por red, los valores de operación de los puntos de salida de la red de transporte de gas?

Concepto CREG 11270 de 2013 - Teniendo en cuenta la resolución CREG 089 de 2013, ¿cuál es el soporte teórico y con base a qué estudios se paga el 1,67% sobre el valor resultante de aplicar a la capacidad de transporte y al volumen transportado, etc.?

Concepto CREG 10738 de 2013 - ¿Cuál es el riesgo que pueden representar las pipetas de gas como elementos empleados en el espacio público? ¿Cuáles son las recomendaciones que se deben tener para su uso?

Concepto CREG 10558 de 2013 - ¿Cuál es el valor de la reconexión del servicio de gas natural domiciliario por concepto de falta de pago, teniendo en cuenta se trata de una zona residencial de estrato 3?

Concepto CREG 10210 de 2013 - ¿Qué se debe hacer para solicitar tarifas para un nuevo mercado de redes de distribución de glp; ya que actualmente está vigente la resolución CREG 137 de 2013? - ¿Actualmente se sigue aplicando la resolución CREG 011 de 2013 en lo que se refiere a la metodología para las unidades constructivas y solicitud de los cargos de distribución y comercialización?

Concepto CREG 9241 de 2013 - ¿Puede un comercializador calcular un componente Gt únicamente para los pequeños consumidores? - ¿Debe un comercializador calcular un componente Gt único para todos los consumidores del mercado que atiende? - ¿Puede un comercializador calcular un Gt para los pequeños consumidores con la fórmula de la resolución CREG 057 de 1996 y no tener en cuenta el costo y las cantidades de los grandes consumidores que están ubicados físicamente en las áreas de servicio exclusivo y a estos aplicarle el régimen de la resolución CREG 011 de 2003?

Concepto CREG 9161 de 2013 - Resolución CREG 011 de 2003 - Metodología tarifaria del servicio público de gas combustible por redes de tubería - Variaciones - Compras de gas - Costos de las actividades de producción - Transporte - Distribución - Comercialización - Subsidios y contribuciones

Concepto CREG 8682 de 2013 - ¿Las transacciones diarias en la bolsa de energía únicamente se destinan para satisfacer demanda de energía no cubierta por los contratos bilaterales (si aún se utilizan) y las obligaciones de energía firme? - ¿Los costos de compra de energía por parte del comercializador están regulados bajo alguna norma o por el contrario son pactados libremente entre el generador y el comercializador?

Concepto CREG 8628 de 2013 - ¿Cuál es la documentación y requisitos necesarios para realizar presentación de diseños y estudios ante la comisión reguladora de energía y gas de proyectos de gasificación en municipios del departamento de norte de Santander?

Concepto CREG 7965 de 2013 - ¿Cuál es el tiempo estimado para que la CREG expida la resolución tarifaria para un mercado relevante de gas combustible por redes después haber cumplido con lo solicitado en la resolución CREG 011 de 2003? - Si dentro de los cargos tarifarios considerados en la respectiva resolución tarifaria que se expida o se expidió, ¿están incluidos los costos de las conexiones domiciliarias (acometida, medidor y otros elementos?

Concepto CREG 7577 de 2013 - ¿Cuáles son los pasos a seguir y los requisitos a cumplir para crear e inscribir comercializadora de gas ante CREG?

Concepto CREG 7305 de 2013 - Con el ánimo de satisfacer la necesidad básica del servicio de gas natural domiciliario, con el que actualmente no cuenta el área rural de un municipio, ¿es posible que se contrate con una empresa reconocida como distribuidora del servicio público de gas natural a nivel nacional, la construcción de las redes de distribución y operación del mismo, ya que en el área rural del municipio, donde la empresa que tiene a su cargo la prestación de este servicio, ha manifestado no estar interesada en expandir su cobertura?

Concepto CREG 6808 de 2013 - Inquietudes sobre el servicio público domiciliario de gas natural - ¿Cuál es el marco tarifario del servicio de gas? - ¿Quién controla a las empresas de ingeniería que hacen las revisiones y las empresas que hacen los arreglos manejando las bases de datos de los usuarios de manera irregular y personalizada?

Concepto CREG 6776 de 2013 - ¿Los municipios (alcaldías municipales) deben agotar algún procedimiento legal para instaurar en el municipio la distribución domiciliaria de gas por red? - ¿Cuál es la normatividad que regula todo lo relacionado con la distribución de gas combustible por red? - Las empresas que pretenden instaurar la distribución de gas domiciliario por red en municipios, ¿deben vincular en el negocio a los distribuidores de gas domiciliario por pipeta?

Concepto CREG 6481 de 2013 - Información relacionada con la normatividad expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas para los proyectos de gas combustible domiciliario que se presentan al sistema general de regalías

Concepto CREG 6480 de 2013 - Si un centro poblado hace parte de un municipio que ya cuenta con tarifas aprobadas para la distribución de gas por redes de tubería, ¿se puede presentar una solicitud de tarifas solamente para ese centro poblado independiente de las tarifas que ya existen aprobadas para el municipio donde se encuentra u obligatoriamente se deben adoptar las tarifas ya aprobadas para el municipio respectivo?

Concepto CREG 6383 de 2013 - Artículo 87 de la ley 142 de 1994 - Aportes de bienes o derechos a las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios por parte de entidades públicas - Metodología general establecida en la resolución CREG 011 de 2003 - Cargo promedio de distribución - Cálculo de la tarifa final a cobrar a los usuarios - Aprobación de cargos de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería - Artículo 98 de la Ley 142 de 1994 - Prácticas tarifarias restrictivas de la competencia

Concepto CREG 6319 de 2013 - ¿Cuál es el trámite a seguir para adjudicar la infraestructura de redes principales de gasoducto y planta de almacenamiento de GLP a una empresa de servicios públicos teniendo en cuenta que la infraestructura es del municipio y que tarifa debe ser la que se le solicite al posible contratista para operar dentro del municipio? - ¿Es posible solo realizar un proceso de escogencia de empresa prestadora de servicios públicos solo para operación y mantenimiento, de acuerdo a las tarifas que ellos pueden o deben cobrar?

Concepto CREG 5658 de 2013 - ¿Cuál es el valor señalado por la comisión de regulación de energía y gas en la actualidad para el kilovatio en el departamento de Boyacá, el periodo de tiempo para el cual rige dicha tarifa, si está autorizada la variación mensual y cuáles son los valores autorizados para dichos incrementos? - ¿Cuál valor se aplica el subsidio de energía eléctrica a que hace referencia las fracturas de venta y se explique por qué razón tal porcentaje es variable?

Concepto CREG 5336 de 2013 - Resolución CREG 011 de 2003 - Metodología tarifaria del servicio público de gas combustible por redes de tubería - Compras de gas - Transporte - Distribución - Comercialización - Subsidios y contribuciones - Variaciones en las tarifas de gas - Precios internacionales del gas - Costos de la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas

Concepto CREG 5275 de 2013 - Resolución CREG 085 de 2012 - Cargo promedio de distribución por uso del sistema de distribución - Cargo máximo base de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados - Tarifas - Resolución CREG 011 de 2003 - Fondo nacional de regalías - Cálculos para la aprobación de los cargos promedio de distribución - Vigencia de las fórmulas de tarifas

Concepto CREG 4941 de 2013 - ¿Cuáles son las bases con las que el distribuidor de gas en la ciudad de Neiva está fijando los precios del gas natural, ya que en lo corrido de este año se han presentado incrementos que van cerca de quince veces el IPC del país en ese mismo período?

Concepto CREG 4886 de 2013 - ¿Puede la administración de un municipio bajo los parámetros establecidos en la ley 142 de 1994 y la regulación, aportar recursos para la cofinanciación de infraestructura del sistema de distribución y en qué condiciones se reflejaría estos aportes en la contabilidad de la empresa prestadora del servicio que los recibe?

Concepto CREG 4847 de 2013 - Cuestionamientos relacionados con recursos provenientes del fondo nacional de regalías destinados a proyectos de masificación de gas - Administración de estos recursos - Aprobación de los cargos de distribución y comercialización - Solicitudes tarifarias presentadas para aprobación de la CREG

Concepto CREG 4582 de 2013 - ¿Cuáles son los decretos y resoluciones vigentes para el gas combustible que deben cumplir los distribuidores en la república de Colombia? - ¿Cuáles son los decretos y resoluciones vigentes para el gas combustible que deben cumplir los usuarios de este servicio en la república de Colombia?

Concepto CREG 4277 de 2013 - Un centro poblado hace parte de un municipio que ya cuenta con tarifas aprobadas para la distribución de gas por redes de tubería, ¿puede presentar una solicitud de tarifas solamente para ese centro poblado independientes de las tarifas que ya existen aprobadas para el municipio donde se encuentra u obligatoriamente se deben adoptar las tarifas ya aprobadas para el municipio? - Cuando se va a prestar el servicio público de distribución domiciliaria de gas en un municipio aplicando las tarifas aprobadas para el mercado relevante especifico, ¿simplemente se aplican o antes de aplicarlas se debe informar a la CREG o pedir su autorización?

Concepto CREG 4030 de 2013 - ¿Está permitido que se realice la prestación del servicio público de gas natural comprimido sin antes haber solicitado la aprobación del respectivo cargo de distribución a la CREG? - ¿Cuáles son las resoluciones que deben cumplir las empresas en temas regulatorios, tarifarios y técnicos, para la prestación del servicio público de gas natural comprimido? - ¿Regulatoriamente, es posible realizar la prestación del servicio de gas natural comprimido, sin que éste se encuentre conectado y-o vinculado a una red de distribución?

Concepto CREG 3922 de 2013 - Teniendo en cuenta las definiciones escritas en la NTC 2505 en cuanto armario, local, caceta o nicho de medidores se hace referencia a que este elemento de protección es exclusivo para los medidores y no para la instalación interna, ¿porque las empresas distribuidoras de gas natural y glp por redes obligan a las empresas instaladoras de redes internas de gas a dejar instalada la cajilla para medidores?

Concepto CREG 3797 de 2013 - Ley 142 de 1994 - Mecanismos para la defensa de los usuarios - Peticiones, quejas y recursos - Resolución CREG 108 de 1997 - Recurso de reposición - Recurso de apelación - Consumos - Variaciones - Diferencias significativas - Diferencias en las tarifas entre el usuario residencial y el usuario comercial - Costo unitario del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería - Compra de gas - Transporte - Distribución - Comercialización

Concepto CREG 3542 de 2013 - Usuarios deben pagar derechos de conexión a un centro comercial que se ha constituido como empresa de servicios públicos - ESP y que desarrolla la actividad de comercialización de gas - Límite de participación de generación de energía eléctrica - Concentración permitida en el mercado mayorista de electricidad de Colombia - Resolución CREG 060 de 2007 - Elementos tarifarios para las empresas distribuidoras de gas - Cargo máximo por conexión a usuarios residenciales

Concepto CREG 3518 de 2013 - ¿Cómo se debe introducir el valor de las inversiones de la entidad pública al cargo promedio de distribución ya aprobado en función de lo que define la Ley, en el evento de que una empresa prestadora del servicio público de energía eléctrica en conjunto con la Gobernación tengan el interés de hacer las inversiones para prestar el servicio con los cargos aprobados al mercado?

Concepto CREG 3355 de 2013 - En la construcción de las obras de gas natural domiciliario, las definiciones relacionadas con gasoductos, redes de distribución, conexiones o acometidas, centros de medición y red interna entre otros, a luz de la Ley 142 de 1994, las resoluciones CREG 011 de 2003, 067 de 1995 y 14471 de 2002 de la superintendencia de industria y comercio, no definen la distancia de una acometida domiciliaria o conexión tanto para el sector urbano como para el área rural - ¿Existe alguna distancia o longitud de la acometida o conexión que va desde el sistema de distribución, red de distribución o anillado hasta el centro de medición?

Concepto CREG 3347 de 2013 - Cuestionamientos generados por la ejecución de decisiones administrativas de diferentes autoridades municipales o distritales relacionadas con el cobro de ciertos gravámenes impuestos por estas autoridades

Concepto CREG 3307 de 2013 - Solicitud de aclaraciones sobre metodología presentada por una empresa de servicios públicos para la demanda de gas natural en el mercado relevante comprendido por un municipio en el departamento de Antioquia

Concepto CREG 243 de 2013 - Resolución CREG 053 de 2011 - Distribuidor de GLP - Actividad de distribución de GLP - Resolución CREG 108 de 2001 - Distribuidor de GLP por redes - Resolución CREG 165 de 2008 - Distribución de GLP por redes - Resolución CREG 004 de 2010 - Comercializador minorista de GLP - Comercialización minorista de GLP

Concepto CREG 6826 de 2012 - ¿Porque siendo el gas natural un recurso propio el valor de los componentes mvm tiene una variación de julio de 2011 a julio de 2012 en un valor del 20% de incremento?

Concepto CREG 6222 de 2012 - ¿Cuál es el procedimiento y en que momento se solicitan las tarifas ante la CREG cuando se va a trabajar con inversión propia por parte de una empresa prestadora del servicio público de gas? - ¿Que procedimiento y en que momento se solicitan las tarifas ante la CREG cuando se va a trabajar con los recursos que se solicitan al fondo especial cota fomento?

Concepto CREG 6162 de 2012 - Frente a la conversión de cargos de tarifas para distribución de GLP por redes aprobados mediante resolución CREG a cargos de distribución de gas natural por redes de algunos municipios ¿se requiere realizar publicación de esta solicitud en un diario de amplia circulación? y ¿se requiere la presentación ante la UPME de la metodología para establecer la demanda de gas natural para municipios?

Concepto CREG 5714 de 2012 - ¿Cuál es el marco legal que rige la distribución y comercialización de gas natural no regulado?

Concepto CREG 5431 de 2012 - Conexiones y puntos de salida del sistema de transporte de gas natural - Transportador - Remitente potencial - Cargos promedio de distribución - Fórmulas tarifarias

Concepto CREG 690 de 2012 - ¿Cuál es la normativa aplicable para la creación de un gasoducto?

Concepto CREG 332 de 2012 - Metodología para calcular el por qué el costo del m3 de gas natural, para la ciudad de Bogotá, estrato 4

Concepto CREG 211 de 2012 - ¿Que sanciones tiene una empresa que presta un servicio público como el de gas natural sin estar constituida legalmente como una E.S.P.?

Concepto CREG 10218 de 2011 - Fórmulas tarifarias del servicio público de gas natural por redes de tubería

Concepto CREG 8534 de 2011 - Consulta por la cual será responsabilidad de la empresa aplicar la fórmula tarifaria general que permite a los Distribuidores y Comercializadores Minoristas establecer los costos de prestación del servicio de Gas Licuado de Petróleo - GLP, a usuarios regulados que corresponda en cada caso

Concepto CREG 4996 de 2011 - Revisión de estudios anteriores, bases de datos y documentos que sean relevantes para el análisis de mercados calóricos y carburantes penetrables con gas natural

Concepto CREG 4568 de 2011 - Pago del derecho de conexión de usuarios de servicio de gas domiciliario por redes

Concepto CREG 4039 de 2011 - Los costos por Conexión y por Instalación

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 1601 de 2011 - Cobro de distintos bienes y servicios en la misma factura

Concepto CREG 1346 de 2011 - Fórmula Tarifaria General aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público de distribución domiciliaria de GLP por redes

Concepto CREG 1334 de 2011 - 1) ¿La responsabilidad de acondicionar el gas natural a especificaciones RUT para que sea transportado en el Sistema Nacional de Transporte (SNT) corresponde al productor, transportador o distribuidor? - 2) ¿El gasoducto construido en acero al carbón en un diámetro de 3' y 80 km de longitud que inicia a partir de la nueva Estación Reguladora de Puerta de Ciudad (City Gate) construida en la zona rural del municipio de Yopal se considera como una red de distribución, teniendo en cuenta lo conceptuado en radicado CREG No. S-2006-001158?

Concepto CREG 1134 de 2011 - Consulta para determinar si las resoluciones tarifarias de gas domiciliario por red expedidas por la comisión de regulación de energía y gas CREG son aprobadas a las empresas de servicio de público o son aprobadas a los mercados relevantes de cada municipio

Concepto CREG 522 de 2011 - Fórmula para los componentes de la tarifa de gas o quien regula o fija estos precios

Concepto CREG 261 de 2011 - ¿Ya se expidió la nueva resolución de tarifas para el servicio público de distribución domiciliaria de gas natural? - ¿sigue vigente la resolución 011 de 2003? - ¿Sigue vigente la resolución 069 de 2006? o ha cambiado la tasa de descuento para estos proyectos de gas domiciliario?

Concepto CREG 2449 de 2010 - ¿Una empresa de Distribución de Gas Natural que tiene una canasta de compras de gas natural variada, podría bajar la tarifa a un sector No regulado, de un día para otro, sin la suscripción de nuevos contratos de suministro, aún en detrimento de algunos de sus clientes, por cuanto al redistribuir los contratos de compra de gas, transfiere los descuentos que otorga a un sector, con el incremento a otro sector?

Concepto CREG 2211 de 2010 - ¿Si una E.S.P., a la cual esa comisión le definió mediante resolución unas tarifas para la prestación del servicio de gas natural en un municipio determinado, y teniendo en cuenta que esta empresa no ha dado el servicio o que la administración municipal no está conforme con la prestación del mismo, puede otra empresa de servicios públicos, operar esas redes?

Concepto CREG 2126 de 2010 - El Art. 29 de la ley 1150 de 2007, dispone 'la CREG regulará el contrato y el costo de facturación y recaudo conjunto con el servicio de energía de la contribución '. ¿La CREG cumplió lo dispuesto por el art. 29 de la ley 1150 de 2007? afirmativa la respuesta, a través de cuáles actos administrativos

Concepto CREG 4668 de 2009 - costo unitario de prestación del servicio

Concepto CREG 3361 de 2009 - Tarifa del servicio del gas combustible distribuido por red física

Concepto CREG 2700 de 2009 - ¿La CREG aprobaría la fusión de E.S.P. al comprobarse que una de ellas, uno de los socios, el mayoritario, es un fondo de inversión?

Concepto CREG 2616 de 2009 - ¿EGETSA puede ser distribuidor de gas natural (GLP) en los municipios donde construya la red de gas domiciliario?

Concepto CREG 2523 de 2009 - ¿De qué manera la CREG mide la eficiencia en sus investigaciones económicas?

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

Concepto CREG 1112 de 2009 - ¿Por medio de qué resolución se autorizo el alza del 38% al gas domiciliario a partir de 2009?

Concepto CREG 938 de 2009 - Constantes que se aplican a los consumos de gas natural y con la cual se realizan los respectivos cobros a los usuarios

Concepto CREG 937 de 2009 - Requisitos que deben cumplir los: distribuidores, comercializadores, fabricantes, instaladores, inspectores y entes de control con respecto al gas combustible (gas natural - glp) en los sectores residenciales, comerciales e industriales

Concepto CREG 243 de 2009 - ¿Qué entidades públicas intervienen en la regulación del servicio público de gas?

Concepto CREG 167 de 2009 - ¿Cuáles son los componentes que tienen en cuenta para la tarifación, es decir los parámetros y la fórmula con la que calculan las tarifas que se cobran por el servicio?

Concepto CREG 48 de 2009 - ¿Puede una empresa de servicios públicos (s.a e.s.p) convertirse en una empresa s.a.s esp? ¿Puede solamente ser contratista s.a.a.? ¿Cuál es la normatividad que regula las empresas de servicios públicos domiciliarios de glp por redes y cuáles son las normas técnicas colombianas que debe cumplir?

Concepto CREG 43039 de 2004 - Prestación del servicio público domiciliario de gas combustible.

Concepto CREG 42827 de 2004 - Aumento de las tarifas de gas natural.

Concepto CREG 42816 de 2004 - Transporte y distribución de gas natural.

Concepto CREG 42781 de 2004 - Transporte y distribución de gas natural.

Concepto CREG 42733 de 2004 - Calidad del servicio y tarifas de energía eléctrica y de gas natural.

Concepto CREG 42713 de 2004 - Requisitos legales para distribución y transporte de gas.

Concepto CREG 42553 de 2004 - Transporte de gas.

Concepto CREG 42443 de 2004 - Tarifas para los servicios de energía eléctrica y gas.

Concepto CREG 42122 de 2004 - Incremento de las tarifas de gas.

Concepto CREG 41744 de 2004 - Leyes 142 y 143 de 1994.

Concepto CREG 41151 de 2004 - Conexión de un Gran Consumidor de gas natural al Sistema de Transporte.

Concepto CREG 40881 de 2004 - Gas natural.

Concepto CREG 33082 de 2003 - Gas combustible

Concepto CREG 32710 de 2003 - Gas natural sintético o aire propanado.

Concepto CREG 3082 de 2003 - Redes de distribución de gas combustible

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia;

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

Que según lo establecido en el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, en virtud del principio de eficiencia económica, se deben tener en cuenta "los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo";

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

Que el artículo 87.7 de la Ley 142 de 1994, dispuso que "los criterios de eficiencia y suficiencia financiera tendrán prioridad en la definición del régimen tarifario", y que "si llegare a existir contradicción entre el criterio de eficiencia y el de suficiencia financiera, deberá tomarse en cuenta que, para una empresa eficiente, las tarifas económicamente eficientes se definirán tomando en cuenta la suficiencia financiera";

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

Que según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión Reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;

Que según lo dispone el artículo 90 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de regulación al definir sus tarifas pueden definir varias alternativas y siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas;

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

Que el artículo 91 de la Ley 142 de 1994 dispuso que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio;

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;

Que según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos;

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 35 de la Ley 142 de 1994, las Comisiones de Regulación podrán exigir, por vía general, que las empresas adquieran el bien o servicio que distribuyan, a través de licitaciones públicas o cualquier otro procedimiento que estimule la concurrencia de oferentes;

Que la Ley 142 de 1994, artículo 87.9, estableció que "cuando las entidades públicas aporten bienes o derechos a las empresas de servicios públicos, podrán hacerlo con la condición 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, de acuerdo con la ley. Pero en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figurarán el valor de este y, como un menor valor del bien o derecho respectivo, el monto del subsidio implícito en la prohibición de obtener los rendimientos que normalmente habría producido".

Que de acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos;

Que mediante la Resolución CREG-039 de 1995, la cual fue incorporada y subrogada por la Resolución CREG-057 de 1996, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó las fórmulas tarifarias aplicables al servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería prestado a pequeños consumidores, actualmente vigentes; y dispuso que la actual Fórmula Tarifaria General tenía vigencia de cinco años a partir del 2 de noviembre del año 1995;

Que con base en la mencionada Fórmula Tarifaria General, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el Cargo Promedio Máximo Unitario de Distribución (Dt) y el Margen de Comercialización a cada una de las empresas prestadoras del servicio público de gas combustible. Asimismo previó, en las respectivas resoluciones, que de conformidad con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, la fórmula tarifaria de cada Empresa tendría una vigencia de cinco (5) años contados a partir de la fecha en que quedó en firme la respectiva resolución, salvo que antes haya acuerdo entre la Empresa y la Comisión para modificarla;

Que el régimen tarifario definido en las resoluciones antes citadas, fue aprobado bajo la modalidad de Libertad Regulada;

Que mediante Resolución CREG-104 de 2000, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales conceptuales sobre los cuales se efectuaría el estudio para establecer la fórmula tarifaria y la remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería;

Que a partir de las observaciones y sugerencias recibidas y de los análisis internos efectuados, mediante la Resolución CREG-001 de 2002, la Comisión de Regulación de Energía y Gas nuevamente sometió a consideración de agentes, usuarios y terceros interesados los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería;

Que la Comisión adelantó estudios para la definición de los estándares de calidad del servicio de distribución de gas natural por redes de tubería; para la estimación del factor de productividad de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por red; para la determinación de gastos de administración, operación y mantenimiento y para la definición de Unidades Constructivas con sus costos eficientes correspondientes;

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

Que mediante Resolución CREG-059 de 2002, la Comisión sometió a consideración de los Agentes, Usuarios y demás interesados el Reglamento de Comercialización de gas combustible por redes de tubería;

Que mediante el Decreto 1515 de 2002, el Gobierno Nacional fijó el orden de atención prioritaria cuando se presenten situaciones insalvables en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda;

Que mediante Circular número 002 de 2003, la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas divulgó el documento interno de trabajo correspondiente a la "fórmula tarifaria y criterios generales para la remuneración de la distribución y comercialización de gas combustible por redes";

Que con base en las observaciones recibidas y en análisis internos de la CREG, cuyos resultados están contenidos en los documentos CREG-001 y CREG-11 de 2003, la Comisión consideró necesario efectuar modificaciones a la propuesta contenida en la Resolución CREG-001 de 2002;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 208 del 12 de febrero de 2003, aprobó los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y la fórmula general para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. <Ver Notas del Vigencia y Notas del Editor> La presente resolución tiene como objeto establecer los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y la fórmula general para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados en áreas de servicio no exclusivo.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Notas del Editor

- En relación con los criterios de remuneración de la actividad de distribución, en criterio del editor debe tenerse en cuenta la expedición de la Resolución 202 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 49.034 de 15 de enero de 2013, 'por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones'.

Concordancias

Resolución CREG 20 de 2006

Circular CREG 46 de 2009 - Solicitud de información y diligenciamiento de formatos en linea

Circular CREG 36 de 2009 - Solicitud de información

Circular CREG 91 de 2008 - Invitación taller - consultoria para la evaluación de la metodología de canasta de tarifas de la actividad de distribución de gas combustible por redes

Circular CREG 35 de 2004 - Aplicación del artículo 7.7.2 y 39 de la resolución creg 011 de 2003

Circular CREG 26 de 2003 - Gastos de AOM relacionados con los estándares de calidad adoptados mediante la resolución creg-100 de 2003

Circular SUPERSERVICIOS-- CREG 1 de 2007

Jurisprudencia Concordante

- Consejo de Estado Acción Popular, Expediente No. 2211 de 2 de junio de 2006, C.P. Dr. Gabriel Eduardo Mendoza Martelo

Doctrina Concordante

Concepto CREG 2478 de 2014 - ¿Qué norma regula la aplicación de las tarifas de prestación del servicio de gas natural? - ¿Qué requisitos deben cumplir las empresas prestadoras para con la CREG? - ¿Qué diferencia hay entre gas comprimido y gas combustible? - ¿Cómo se componen las tarifas de gas natural?

Concepto CREG 5227 de 2013 - Inquietudes sobre las áreas de servicio exclusivo de gas natural - ¿Las restricciones en las áreas de servicio exclusivo aplican para usuarios industriales? - ¿Cuáles son los requisitos, regulación aplicable y demás aspectos a tener en cuenta por la empresa que presta el servicio de gas virtual? - Si un usuario industrial (regulado y no regulado) no tiene cerca la red del distribuidor exclusivo por lo que no le es posible acceder al servicio, ¿puede ser atendido mediante gas virtual por un comercializador?

Concepto CREG 10218 de 2011 - Fórmulas tarifarias del servicio público de gas natural por redes de tubería

Concepto CREG 31956 de 2003 - Servicio de gas natural.

Concepto SUPERSERVICIOS 330 de 2008

CAPITULO I.

DEFINICIONES Y ASPECTOS GENERALES.

ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. <Ver Notas del Vigencia y Notas del Editor> Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Notas del Editor

Acceso al Sistema de Distribución: Es la utilización de los Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, por parte de los Almacenadores, Comercializadores, otros Distribuidores y usuarios, a cambio del pago de cargos por uso de la red y de los cargos de conexión correspondientes, con los derechos y deberes establecidos en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas disposiciones que lo sustituyan, modifiquen o complementen.

Canasta de tarifas: Metodología de control tarifario consistente en la fijación, por parte del Distribuidor, de cargos máximos diferenciados por rangos de consumo. Dichos cargos y rangos de consumo deben cumplir con la condición de que sus ingresos asociados no superen los ingresos asociados al Cargo Promedio de Distribución aprobado por la comisión.

Cargo promedio de distribución: Es el cargo promedio unitario de distribución en pesos por metro cúbico ($/m3), aprobado por la comisión, aplicable a un Sistema de Distribución de Gas Combustible.

Comercialización: Actividad de compraventa o suministro de gas combustible a título oneroso.

Comercializador: Persona cuya actividad es la Comercialización de gas combustible.

Conexiones de acceso al Sistema de Distribución (conexión): Activos de uso exclusivo, que no hacen parte del Sistema de Distribución, que permiten conectar un comercializador, un almacenador, otro distribuidor, o un usuario a un Sistema de Distribución de gas combustible por redes de tuberías. La conexión se compone básicamente de los equipos que conforman el centro de medición y la acometida, activos que son propiedad de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión.

Demanda de volumen: Cantidad de gas combustible que el Distribuidor proyecta entregar anualmente a los consumidores finales para el Horizonte de Proyección, expresado en metros cúbicos.

Distribución de gas combustible: Es el transporte de gas combustible a través de redes de tubería, desde las Estaciones Reguladoras de Puerta de Ciudad, o desde un Sistema de Distribución, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994.

Distribuidor de gas combustible por redes (distribuidor): Persona encargada de la administración, la gestión comercial, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un Sistema de Distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros.

Empresas de servicios públicos: Las que define el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994.

Estación reguladora de puerta de ciudad o puerta de ciudad: Estación reguladora de presión, en la cual se efectúan labores de tratamiento y medición del gas. A partir de este punto inician las redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución y el Distribuidor asume la custodia del gas combustible.

Fecha base: Es la fecha de referencia que se tiene en cuenta para realizar los cálculos de los cargos que el Distribuidor o el Comercializador presentan a la CREG en cada período tarifario, y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria. Con respecto a la Fecha Base se hacen los cálculos de valor presente utilizados en la metodología de remuneración y se expresan los valores de las inversiones y gastos.

Fórmula tarifaria específica: Conjunto de criterios y de métodos de carácter particular, sujetos a la Fórmula Tarifaria General, resumidos por medio de una fórmula, en virtud de los cuales cada Comercializador puede modificar periódicamente las tarifas que cobra a sus Usuarios Regulados. Cuando se haga referencia a fórmula tarifaria de una empresa debe entenderse la Fórmula Tarifaria Específica.

Fórmula tarifaria general: Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina, a los Comercializadores de gas que atienden a Usuarios Regulados, la tarifa promedio por unidad de gas combustible.

Gas combustible: Es cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

Gas licuado de petróleo (GLP): Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseosos en condiciones atmosféricas, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El G LP está constituido principalmente por propano y butano.

Gas natural: Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

Gas natural comprimido (GNC): Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

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

Mercado relevante de comercialización: Conjunto de usuarios conectados directamente a un mismo Sistema de Distribución, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha aprobado el cargo respectivo.

Mercado relevante de distribución: Conjunto de usuarios pertenecientes a un municipio o a un grupo de municipios, para el cual la CREG establece cargos por uso del Sistema de Distribución al cual están conectados.

Pérdidas de gas en distribución: Es la diferencia entre el gas combustible medido (en condiciones estándar) en Puerta(s) de Ciudad y el gas combustible medido (en condiciones estándar) en las conexiones de los usuarios, excluyendo el gas combustible requerido para operar el Sistema de Distribución.

Período tarifario: Período por el cual la Fórmula Tarifaria General con sus respectivos componentes tienen vigencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

Red primaria de distribución: Sistemas de tuberías destinados a la conducción de gas hacia sectores puntuales de consumo en los centros urbanos o la interconexión de varias comunidades. Para el caso de gas natural están comprendidas entre la estación receptora (city gate) de cada localidad y las estaciones reguladoras secundarias dispuestas en la red de distribución. Por lo general, se componen de tuberías de acero operadas a alta presión.

Red secundaria de distribución: Sistemas de tuberías que se derivan de las Redes Primarias en las estaciones reguladoras de distrito y se extienden hacia las instalaciones de los usuarios en un sector determinado de la red de distribución. Por lo general se componen de tuberías de materiales plásticos especiales, operadas a media presión.

Reglamento de comercialización: Conjunto de disposiciones expedidas por la comisión, a las cuales deben someterse las Empresas de Servicios Públicos, los usuarios y demás Agentes que desarrollen la actividad de comercialización de gas combustible en un mercado relevante de comercialización.

Reglamento de distribución: Conjunto de disposiciones expedidas por la Comisión, a las cuales deben someterse las Empresas de Servicios Públicos, los usuarios y demás Agentes que utilicen Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería. Hasta tanto la Comisión establezca uno diferente, el Reglamento de Distribución será el adoptado mediante Resolución CREG-067 de 1995;

Senda tarifaria: Conjunto de Cargos Máximos de Distribución definidos por el Distribuidor para cada uno de los períodos anuales de un horizonte de diez años, conforme a la metodología establecida en esta resolución.

Sistema de distribución: Es el conjunto de gasoductos que transporta gas combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o desde otro Sistema de Distribución hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición.

Unidad constructiva: Componente típico de los Sistemas de Distribución adoptado por la Comisión para el inventario y/o valoración de dichos Sistemas, según se establece en la presente resolución.

Concordancias

Circular CREG 21 de 2020 - Cargos de distribución y comercialización de gas combustible aprobados que, conforme a la metodología vigente, pierden vigencia

Doctrina Concordante

Concepto CREG 3492 de 2019 - Mercado Mayorista de Gas natural

Concepto CREG 1159 de 2019 - Construcción de redes de distribución en municipio

Concepto CREG 7908 de 2017 - Gestión eficiente de la energía

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 5311 de 2009 - ¿La ley 1274 de 2009 solo es el procedimiento de avalúo de servidumbres petroleras o si también se puede utilizar para avalúo de servidumbres de gas natural?

Concepto CREG 43039 de 2004 - Prestación del servicio público domiciliario de gas combustible.

ARTÍCULO 3o. AMBITO DE APLICACIÓN. <Ver Notas del Vigencia y Notas del Editor> 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 combustible a través de Sistemas de Distribución, en cualquier municipio del país, con excepción de aquellos donde la prestación del servicio se haga bajo el esquema de áreas de servicio exclusivo.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Notas del Editor

Doctrina Concordante

Concepto CREG 5160 de 2013 - Definiciones establecidas en la regulación y en la ley acerca de los sistemas de interconexión y transmisión - Sistema Interconectado Nacional (SIN) - Red nacional de interconexión - Redes regionales o interregionales de transmisión - Redes de distribución - Sistema de Transmisión Nacional (STN) - Sistema de Transmisión Regional (STR) - Sistema de Distribución Local (SDL) - Niveles de Tensión

CAPITULO II.

CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.

Notas del Editor

ARTÍCULO 4o. MERCADO RELEVANTE DE DISTRIBUCIÓN. <Ver Notas del Editor> Para la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución, el Mercado Relevante 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 podrá ser como mínimo un municipio o podrá estar conformado por un grupo de municipios.

PARÁGRAFO. El Distribuidor podrá incluir en su solicitud tarifaria Mercados Relevantes conformados por municipios atendidos con gas natural transportado y distribuido por gasoductos y municipios atendidos con tecnología de gas natural comprimido.

Notas del Editor

Concordancias

Resolución CREG 137 de 2013; Art. 12

Doctrina Concordante

Concepto CREG 7885 de 2017 - Cargos aprobados para la comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados para el mercado relevante

Concepto CREG 33082 de 2003 - Gas combustible

ARTÍCULO 5o. PRINCIPIOS GENERALES. <Ver Notas del Editor> La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución tendrá en cuenta los siguientes principios generales:

a) Los cargos por uso de los Sistemas de Distribución serán aprobados por la CREG de forma tal que los usuarios de las redes paguen un único cargo por el uso de cada sistema, independientemente del número de propietarios del mismo;

b) Los cargos remunerarán al Distribuidor la infraestructura necesaria para llevar el suministro desde el Punto de Salida del Sistema Nacional de Transporte o desde los tanques de almacenamiento en los casos de distribución de GLP y GNC por redes, hasta el punto de entrega al usuario. Incluyen los costos de conexión del Sistema de Distribución al Sistema de Transporte, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo Sistema de Distribución;

c) Los almacenadores, los comercializadores y los usuarios conectados a un Sistema de Distribución, según corresponda, pagarán al distribuidor o a los distribuidores correspondientes los cargos por uso aprobados por la CREG de acuerdo con la metodología que se define en la presente Resolución para el cálculo de estos cargos;

d) El cargo por uso del Sistema de Distribución que se cobre a un usuario deberá ser el mismo independientemente del Comercializador que lo atienda;

e) Cuando un Sistema de Distribución se deriva de otro Sistema de Distribución, la custodia del gas combustible es asumida por el segundo Distribuidor a partir de la frontera comercial correspondiente.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

Concepto CREG 9293 de 2013 - ¿El distribuidor de una determinada zona puede definir sus cargos de distribución según sea el comercializador del cliente, es decir, pudiera desarrollar de esta forma un arbitraje en cuanto a sus cargos de distribución a fin de impedir la entrada en su sistema de un nuevo comercializador?

Concepto CREG 4996 de 2011 - Revisión de estudios anteriores, bases de datos y documentos que sean relevantes para el análisis de mercados calóricos y carburantes penetrables con gas natural

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 41151 de 2004 - Conexión de un Gran Consumidor de gas natural al Sistema de Transporte.

ARTÍCULO 6o. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. <Ver Notas del Editor> La actividad de distribución de Gas Combustible por redes de tubería se remunerará utilizando la metodología de Canasta de Tarifas, aplicada con base en los cargos por uso aprobados por la CREG a partir de cálculos de costos medios de mediano plazo, como se establece en la presente resolución.

Notas del Editor

Concordancias

Resolución CREG 137 de 2013; Art. 12

Doctrina Concordante

Concepto CREG 2449 de 2010

Concepto CREG 5594 de 2019 - ¿De existir un acuerdo entre los distribuidores para la separación del mercado, cuál sería el paso para la escisión de este por parte de la CREG?

Concepto CREG 1930 de 2019 - Subsidio para derechos de conexión e instalaciones internas a usuarios de servicio de gas natural

Concepto CREG 7468 de 2017 - Servicio de gas natural en el sector rural

ARTÍCULO 7o. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS MEDIOS DE MEDIANO PLAZO. <Ver Notas del Editor> Los costos medios de mediano plazo, para el mercado relevante de distribución, se calculan a partir de la Inversión Base, el Costo de Capital Invertido, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y la Demanda de Volumen del mercado correspondiente, aplicando los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994:

Notas del Editor

7.1 Inversión base

La inversión base comprenderá la inversión existente a la fecha de la solicitud tarifaria y el programa de nuevas inversiones que proyecte el distribuidor:

a) Inversión existente a la fecha de la solicitud tarifaria en activos inherentes a la operación (puertas de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación y accesorios) y otros activos

Los activos correspondientes a la inversión existente serán los activos reconocidos en la última revisión tarifaria más los activos construidos durante el período tarifario anterior. Todos los activos de la inversión existente deberán inventariarse, homologándolos a las Unidades Constructivas definidas en la presente resolución. Activos tales como cruces subfluviales y otros no homologables a las Unidades Constructivas, deberán ser reportados separadamente.

Activos inherentes a la operación: Los distribuidores deberán elaborar un inventario de los activos que efectivamente utilizan en la prestación del servicio, siempre y cuando se trate de activos inherentes a la operación de Sistemas de Distribución. Este inventario se debe realizar de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 1 de la presente resolución.

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. Las inversiones reportadas por las empresas, correspondientes a estos activos, serán revisadas de conformidad con los criterios establecidos por la CREG, mediante esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. La Comisión podrá ordenar la verificación de los inventarios de activos en servicio que los Distribuidores reporten en su solicitud tarifaria.

PARÁGRAFO 2o. 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.

PARÁGRAFO 3o. El monto de los Otros Activos reportados por la empresa tanto en la Inversión Existente como en su Programa de Nuevas Inversiones no podrá ser superior al 6% del monto de la inversión en Activos Inherentes a la Operación e Inversiones en terrenos e inmuebles;

b) Programa de nuevas inversiones en activos inherentes a la operación y en otros activos

La empresa reportará, en pesos de la fecha base, el programa de nuevas inversiones que proyecta realizar durante el siguiente período tarifario, así como la fecha de entrada en operación de activos inherentes a la operación, o la fecha de ejecución de la inversión en otros activos. Las inversiones proyectadas reportadas por la empresa serán revisadas y ajustadas, de ser necesario, de conformidad con los criterios de eficiencia adoptados por la CREG, mediante esta resolución, para establecer la inversión base.

El Distribuidor presentará a la Comisión el Programa de Nuevas Inversiones indicando las metas de cobertura anual y dará cuenta de dicho Programa a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para lo de su competencia.

En el evento en que un distribuidor ejecute, durante el respectivo período tarifario, una inversión no prevista en el Programa de Nuevas Inversiones presentado a la CREG en su solicitud de cargos, estos activos serán considerados en la revisión de los cargos que se efectúe a mitad del período tarifario, tal y como lo establece el artículo 9o. de esta resolución, o en el período tarifario siguiente, según corresponda; mientras esto sucede, dichas inversiones serán remuneradas con los cargos regulados vigentes para el Sistema de Distribución del cual hagan parte. Asimismo, las inversiones no ejecutadas y previstas en el Programa de Nuevas Inversiones serán consideradas en la revisión de los cargos que se efectúe a mitad del período tarifario, en los términos establecidos en el artículo 9o. de esta resolución.

Los activos correspondientes al Programa de Nuevas Inversiones se reportarán de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 1 de la presente resolución.

c) Ajuste de la inversión base correspondiente a la Red Secundaria de Distribución por Criterio de Eficiencia

La determinación de la eficiencia en la utilización de Redes Secundarias de Distribución considerará la relación entre la longitud total de la Red Secundaria, estimada para el último año del período tarifario y el número de usuarios totales proyectados a esa fecha, según la metodología descrita en el Anexo 8. El ajuste correspondiente a este criterio de eficiencia se aplicará a la inversión base asociada a Redes Secundarias, de acuerdo con la metodología del Anexo 8 de la presente resolución;

d) Activos asociados al control y monitoreo de la calidad del servicio

Los activos asociados al control y monitoreo de la calidad del servicio se reportarán de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 1 de la presente resolución;

e) Inversiones en terrenos e inmuebles

Los terrenos 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 7.6% del valor catastral reportado por la empresa de estas inversiones;

f) Inversiones no incluidas en los cargos de distribución

Las inversiones correspondientes a activos tales como conexiones, activos para uso particular y activos no requeridos para el desarrollo de la actividad de Distribución de Gas Combustible, no serán consideradas en la inversión base para los cálculos de los cargos de distribución.

7.2 Valoración de la inversión base

La valoración de los activos reportados en el inventario de la inversión base se hará de la siguiente forma:

a) La Inversión Existente será la suma del valor total de los siguientes activos:

Los activos existentes en la última revisión tarifaria, reportados por la empresa, tal como fueron considerados y valorados en dicho momento por la Comisión;

ii. Los activos de expansión reportados por la empresa en la última revisión tarifaria, valorados con el costo reconocido por la comisión en dicho momento, y que están efectivamente construidos en la actualidad.

iii. Bajo ninguna circunstancia se incluirá en el monto de la inversión base aquellos Activos Inherentes a la Operación retirados del servicio;

b) El Programa de Nuevas In versiones se valorará utilizando los costos unitarios eficientes definidos por la Comisión para cada Unidad Constructiva reportada por el distribuidor en dicho programa, conforme a lo dispuesto en el Anexo 2 de la presente resolución.

7.3 Costo de capital invertido

El costo de capital invertido para remunerar los activos de la actividad de Distribución de Gas Combustible, corresponderá al definido mediante Resolución CREG-045 de 2002.

7.4 Gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM)

Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de cada empresa se determinarán con base en la metodología de análisis envolvente de datos que se describe en el Anexo 3 de la presente resolución. La proyección de gastos de AOM durante el Horizonte de Proyección deberá ser reportada por las empresas en pesos de la fecha base.

PARÁGRAFO. Se reconocerá en forma adicional a los gastos de AOM resultantes de aplicar la Frontera de Eficiencia, los gastos de AOM para el control y monitoreo de los estándares de calidad del producto y del servicio que defina la Comisión en resolución independiente, y que no hayan sido reportados con anterioridad.

7.5 Demandas de volumen

El distribuidor reportará, para el Horizonte de Proyección, los volúmenes anuales proyectados de consumo de los usuarios del Sistema de Distribución (expresados en metros cúbicos) desagregados conforme al Anexo 4 de la presente resolución. Los volúmenes proyectados deben ser consistentes con la inversión existente, con el Programa de Nuevas Inversiones y con la evolución de la demanda.

Para la elaboración de estas proyecciones, el distribuidor utilizará la metodología contenida en el Anexo 5 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.

Una vez se reciba el concepto de la UPME, la CREG analizará esta información, la confrontará con la disponible en la Comisión y podrá exigir al Agente explicaciones y correcciones, de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición. De ser necesario, el distribuidor deberá modificar la proyección de demanda, y el resultado será la base para el cálculo de los cargos de distribución.

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

7.6 Cálculo del cargo promedio de distribución

La CREG aprobará para cada mercado relevante de distribución, los cargos por uso correspondientes, establecidos a partir de los costos medios de mediano plazo que remuneren la inversión base y los gastos de AOM respectivos. La estimación de los costos medios para la prestación del servicio de Distribución de Gas Combustible se basa en el cálculo de valores presentes, de la siguiente forma:

a) La inversión existente se refiere a precios de la fecha base utilizando el Indice de Precios al Productor reportado por el Banco de la República;

b) Para cada uno de los años del período tarifario se toma el Programa de Nuevas Inversiones correspondiente y se descuenta a valor presente de la fecha base, utilizando la tasa de Costo de Capital Invertido;

c) Se calcula el valor presente de los Gastos de AOM determinados como se indica en el numeral 7.4 de este artículo. Estos gastos serán descontados con la tasa de Costo de Capital Invertido;

d) Se calcula el valor presente de la Demanda de Volumen correspondiente a la inversión base como se indica en el numeral 7.5 de este artículo. Esta demanda será descontada con la tasa de Costo de Capital Invertido;

e) Los costos medios correspondientes se determinarán como la relación entre el valor presente descontado de los costos de inversión y los gastos de AOM según se establece en los literales a), b) y c), y el valor presente descontado de la Demanda de Volumen (literal d) de este numeral;

f) El costo medio calculado corresponderá al Cargo Promedio de Distribución del mercado relevante de distribución.

7.7 Aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Con base en el Cargo Promedio de Distribución aprobado por la Comisión, el distribuidor aplicará la metodología de Canasta de Tarifas teniendo en cuenta las siguientes reglas:

7.7.1 Condiciones para la Aplicación de la Canasta de Tarifas

a) En la estructuración de la canasta de tarifas, el cargo más alto (cargo techo de la canasta de tarifas), aplicable al primer rango de consumo no podrá exceder en un 10% del Cargo Promedio de Distribución del mercado relevante de distribución;

b) El cargo más bajo (cargo piso de la canasta de tarifas), o aquel que aplica a los usuarios con más alto consumo, no debe ser menor al costo medio de la Red Primaria, calculado de la siguiente manera:

i. El costo medio se determinará aplicando la metodología descrita en el numeral 7.6 considerando la demanda total del Sistema de Distribución e incluyendo los gastos de AOM correspondientes a la Red Primaria, las inversiones en estaciones de recibo en puerta de ciudad y la correspondiente inversión en los gasoductos de la Red Primaria del Sistema de Distribución.

ii. Los gastos de AOM de la Red Primaria corresponderán a una fracción de los gastos de administración, operación y mantenimiento. Dicha fracción se calculará como la relación entre la suma de los productos de cada diámetro de tubería perteneciente a la Red Primaria por su longitud correspondiente, y la suma de los productos de cada diámetro de tubería de toda la red por su longitud correspondiente.

iii. En caso de que el Sistema de Distribución no cuente con Red Primaria, se considerará para el cálculo del cargo piso, los costos de inversión y AOM correspondientes a la red de polietileno de diámetros mayores o iguales a cuatro (4) pulgadas, o en su defecto, la red de mayor diámetro;

c) Tanto el Cargo Promedio de Distribución como el cargo techo y el cargo piso de la canasta de tarifas serán aprobados por la CREG al inicio del período tarifario y tendrán vigencia durante todo el período, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 9o. de la presente resolución.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 2449 de 2010

7.7.2 Procedimiento para la Aplicación de la Canasta de Tarifas

Con base en el Cargo Promedio de Distribución, el cargo techo y el cargo piso de la canasta de tarifas, definidos en el numeral anterior, las empresas aplicarán la metodología de Canasta de Tarifas teniendo en cuenta lo siguiente:

Concordancias

Resolución CREG 20 de 2006; Art. 2

a) Definición de rangos

- El distribuidor definirá máximo seis (6) rangos de consumo, con los cuales clasificará a sus Usuarios de acuerdo a su volumen de consumo. A cada rango se le asignará un cargo de distribución diferente. Sin embargo, los cargos serán iguales para todos los usuarios cuyo consumo esté comprendido en el mismo rango.

- El primero (1o.) de enero de cada año del período tarifario y a la entrada en vigencia de los cargos aprobados, el distribuidor publicará, de acuerdo con lo establecido en el artículo 39 de esta resolución, los rangos de consumo que aplicará a sus usuarios.

- El primer rango de consumo debe incluir a los usuarios con consumos más bajos y como mínimo a todos los Usuarios residenciales.

- 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;

Doctrina Concordante

Concepto CREG 2449 de 2010

b) Definición de cargos

- A partir de los rangos definidos, el distribuidor establecerá mensualmente los distintos cargos unitarios aplicables a cada rango de consumo 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 consumo.
m	=	mes m.
Q _j(m-3)	=	Consumo total de los usuarios del rango j de consumo, durante el trimestre anterior al mes m.
D _jm	=	Cargo de distribución definido por el distribuidor aplicable en el mes m a los usuarios del rango j de consumo.
D _m	=	Cargo Promedio de Distribución definido por la CREG para el Mercado Relevante aplicable en el mes m.

El D_m corresponde al Cargo Promedio de Distribución definido por la comisión, de que trata el numeral 7.6 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Los consumos empleados para definir los cargos de distribución Q_{j (m-3)}, serán los facturados por el distribuidor durante el trimestre anterior, m-3. Para el caso de mercados nuevos, el distribuidor utilizará la proyección de consumos incluida en su soli citud tarifaria para el primer mes de prestación del servicio.

PARÁGRAFO 2o. Los cargos definidos aplicando la metodología de canasta de tarifas son cargos máximos por rango. El distribuidor podrá ofrecer cargos menores en cada rango, con las siguientes condiciones:

i) Ser iguales para todos los usuarios del mismo rango.

ii) Conservar una tendencia continua descendente.

iii) Tener en cuenta lo establecido en los artículos 34 y 98 de la Ley 142 de 1994.

iv) No afectar los cargos máximos definidos con la aplicación de la metodología de canasta de tarifas.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 2449 de 2010

7.8 Fórmula de actualización de cargos promedio de distribución

Los cargos promedio de distribución aprobados en resoluciones particulares de la CREG, expresados en pesos de la fecha base, se actualizarán mes a mes de acuerdo con la siguiente fórmula general:

Donde:

D_m	=	Cargo Promedio de Distribución correspondiente al mes m de prestación del servicio.
D_o	=	Cargo Promedio de Distribución aprobado por resolución de la CREG y expresado en precios de la fecha base.
IPP_m-1	=	Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para el mes (m-1).
IPP₀	=	Indice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de la República para la fecha base del cargo por distribución D₀.
X_D	=	Factor de productividad mensual de la actividad de Distribución equivalente a 0.00106. Dicho factor aplicará a partir de la entrada en vigencia de la resolución que establece el Cargo Promedio de Distribución para cada mercado.
nm	=	Número de meses transcurrido desde la entrada en vigencia de la resolución que establece el Cargo Promedio de Distribución para cada mercado hasta el mes m.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 4668 de 2009

Concepto CREG 1899 de 2009

Concepto CREG 938 de 2009

7.9 Unidades constructivas

Para la identificación y valoración de Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, se adoptan las Unidades Constructivas definidas en el Anexo 1 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Excepto los activos incluidos en el rubro de Otros Activos, los terrenos e inmuebles y los casos justificados por los Agentes, 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.

Concordancias

Circular CREG 35 de 2004 - Aplicación del artículo 7.7.2 y 39 de la resolución creg 011 de 2003

Circular CREG 21 de 2003 - Publicación del resumen de la solicitud tarifaria arts. 20 y 29 resolución CREG 011 de 2003

Doctrina Concordante

Concepto CREG 7908 de 2017 - Gestión eficiente de la energía

Concepto CREG 328 de 2014 - De acuerdo con lo dispuesto en el numeral 7.8 de la resolución CREG 011 de 2003, la variable número de meses transcurridos, nm, tiene en cuenta el número de meses desde la entrada en vigencia de la resolución particular que establece el cargo promedio de distribución al respectivo mercado relevante de distribución, la cual corresponde a la fecha de publicación de ésta

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

Concepto CREG 1899 de 2009 - ¿una empresa de gas domiciliario puede incrementar la tarifa del gas en más del 40% de un mes al otro argumentando costos de compra de gas, costo de transporte, cargo por distribución y cargo de comercialización?

ARTÍCULO 8o. ESTRUCTURA DEL CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN. <Ver Notas del Editor> Los distribuidores de Gas Combustible por redes de tubería, podrán diseñar diferentes estructuras de cargos fijos y cargos variables para el cargo de distribución correspondiente a cada rango de consumo, con excepción del primer rango de consumo, de acuerdo con la siguiente expresión:

Notas del Editor

Donde:

D_jm	=	Cargo de distribución correspondiente al mes m de prestación del servicio, aplicable a todos los usuarios del rango de consumo j.
Dv_jm	=	Componente variable del cargo de distribución, expresado en $/m3, aplicable a usuarios del rango de consumo j en el mes m.
Df_jm	=	Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable a usuarios del rango j de consumo en el mes m.
	=	Fracción del cargo de distribución (D_jm) asignado al cargo fijo aplicable a usuarios del rango de consumo j en el mes m. Podrá tomar valores entre 0.0 < < 0.5. y se mantendrá sin modificación por períodos no inferiores a un (1) año. Para el primer rango de consumo será igual a cero (0).
Q_jm	=	Consumo facturado por la empresa a los usuarios del rango de consumo j durante el trimestre anterior al mes m.
F_jm	=	Número total de facturas expedidas a los usuarios del rango de consumo j durante el trimestre anterior al mes m. No se considerarán las facturas emitidas como consecuencia de errores de facturación.

El distribuidor calculará mensualmente dichos cargos y los publicará conforme se establece en el artículo 39 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Para cada rango de consumo j el distribuidor deberá establecer un único valor de D_jm y de .

PARÁGRAFO 2o. Cuando el distribuidor no cuente con datos sobre facturación y consumo del trimestre anterior al mes m en un mercado en particular, deberá utilizar la proyección de consumos y facturas incluida en su solicitud tarifaria para el primer trimestre de prestación del servicio.

PARÁGRAFO 3o. Para los efectos de que tratan el artículo 7o. y el artículo 8o. de la presente resolución, el Comercializador deberá entregar al distribuidor información sobre consumos y usuarios totalizados por rangos de consumo.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 7908 de 2017 - Gestión eficiente de la energía

Concepto CREG 5410 de 2013 - ¿Por qué en los recibos de los servicios públicos de agua, saneamiento y gas se cobra un cargo fijo mensual además del consumo mensual?

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

ARTÍCULO 9o. REVISIÓN DEL CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN. <Ver Notas del Editor> A mitad del período tarifario, contado a partir de la fecha de entrada en vigencia de la resolución que establece el Cargo Promedio de Distribución para cada mercado, las empresas presentarán a la CREG el reporte de las inversiones en Activos Inherentes a la Operación y en Otros Activos efectivamente ejecutadas y la demanda realmente atendida, con el fin de determinar si se incorporan las desviaciones respecto a las proyecciones iniciales en el cargo de distribución y si hay lugar a modificaciones en el mismo. En todo caso, en la revisión se tendrá en cuenta que la ley no permite trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente.

PARÁGRAFO 1o. En caso de considerar necesario hacer modificaciones a los cargos, se tendrá en cuenta, para su definición, el Costo de Capital Invertido de acuerdo con el numeral 7.3 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. No serán objeto de revisión del cargo promedio de distribución a mitad de período tarifario, aquellas empresas con desviaciones en la demanda proyectada que sean imputables a este agente.

Notas del Editor

Concordancias

Circular CREG 57 de 2006 - Reporte de información

Doctrina Concordante

ARTÍCULO 10. CARGOS PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN PARA NUEVOS MERCADOS. <Ver Notas del Editor> El distribuidor podrá emplear la metodología de cálculo de cost os medios de mediano plazo para mercados nuevos, de acuerdo con las siguientes alternativas:

a) Si el nuevo mercado tiene costos medios comparables a un mercado relevante cercano ya atendido por un distribuidor, el distribuidor interesado podrá solicitar a la CREG su aprobación para aplicar el cargo promedio de distribución establecido para el mercado ya atendido;

b) Si los costos medios del nuevo mercado no son comparables, a juicio de la comisión, con los de un mercado cercano con cargo promedio de distribución aprobado, o cuando el distribuidor que desee atenderlo lo requiera, podrá tramitar ante la CREG la solicitud tarifaria, conforme se establece en esta resolución.

PARÁGRAFO. En cualquiera de los dos casos señalados anteriormente, el cargo promedio de distribución para el nuevo mercado deberá ser aprobado por la Comisión mediante resolución de carácter particular.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

ARTÍCULO 11. SENDA TARIFARIA PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE MERCADOS NUEVOS. <Ver Notas del Editor> Para los mercados relevantes nuevos, el distribuidor podrá emplear, para la determinación del cargo promedio de distribución, la metodología de costos medios de mediano plazo en las condiciones establecidas en el artículo anterior o proponer una Senda Tarifaria. Dicha Senda estará conformada por un conjunto de cargos máximos de distribución, expresados en precios de la fecha base, establecidos libremente por el distribuidor con una duración equivalente al tiempo que reste del período tarifario vigente y el siguiente período tarifario en un mercado relevante, con la obligación de no modificarla dentro de este período de tiempo. La aplicación de esta Senda requiere mutuo acuerdo entre el Agente y la Comisión y aprobación, mediante resolución, por parte de la CREG.

11.1 Características de la regulación por senda tarifaria

El conjunto de cargos de distribución que conforman la Senda Tarifaria tendrá las siguientes características:

a) Es inmodificable, salvo en los casos excepcionales previstos en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994;

b) No otorga exclusividad al distribuidor. El carácter de no exclusividad sobre el mercado relevante permite a otros distribuidores su entrada al mismo con la obligación de ofrecer una Senda con valores iguales o inferiores a los establecidos por el distribuidor inicial;

c) La Senda se refiere únicamente al cargo promedio de distribución. Los demás componentes de la fórmula tarifaria corresponden a los valores regulados conforme lo establece la Fórmula Tarifaria General;

d) Al cabo del período de vigencia, el distribuidor que haya optado por la Senda Tarifaria deberá someterse al régimen regulatorio general que esté vigente.

11.2 Condiciones para adoptar la senda tarifaria

a) Para optar por el conjunto de cargos que conforman la Senda Tarifaria el distribuidor divulgará de manera efectiva y en forma clara y precisa toda la información pertinente, entre otros medios, mediante el contrato de condiciones uniformes;

b) Dentro de los cinco (5) días siguientes a la presentación de la solicitud de aprobación de la senda tarifaria a la CREG, el distribuidor solicitante hará pública esta senda en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde pretenda aplicar esta Senda y en uno de circulación nacional. Los comentarios que reciba la Comisión al respecto serán considerados en la decisión de aprobación de la Senda.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

Concepto CREG 10643 de 2018 - ¿Cuál es el proceder para incluir o no a poblaciones o sectores en los planes de expansión?

Concepto CREG 6636 de 2015 - Consulta sobre estimación de componentes tarifarios para cargos a aplicar en el mercado relevante conformado por los municipios de Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao en el Departamento del Quindío

ARTÍCULO 12. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDAD MÚLTIPLE. <Ver Notas del Editor> Si en un Sistema de Distribución existen dos o más propietarios, o cuando un distribuidor utiliza activos de terceros para uso general, el procedimiento que se aplicará para la asignación de la remuneración y para la administración, operación y mantenimiento (AOM) del respectivo sistema tendrá en cuenta las siguientes reglas generales:

a) La asignación de los ingresos que remuneran la inversión base de distribución, considerados por la CREG para establecer los cargos regulados de este servicio, se efectuará de acuerdo con el porcentaje de participación en la inversión base de cada propietario;

b) La administración, operación y mantenimiento de dichos activos será realizada por el distribuidor que acuerden las partes, y a este le corresponderá el cargo de AOM que establezca la CREG para el mercado correspondiente. De existir más de un distribuidor en el mercado relevante, la asignación de los ingresos que remuneran los gastos de AOM considerados por la CREG para establecer los cargos regulados, se efectuará de común acuerdo entre las partes.

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. 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 2o. 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.

PARÁGRAFO 3o. En caso de existir más de un distribuidor en el mercado relevante, por ningún motivo los Cargos a los usuarios deberán superar los Cargos aprobados por la Comisión para el Sistema de Distribución del mercado atendido, de acuerdo con la metodología tarifaria aprobada en la presente resolución. En todo caso, los Sistemas de Distribución de cada propietario deberán cumplir con los criterios de eficiencia definidos en la presente resolución.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

Concepto CREG 33082 de 2003 - Gas combustible

ARTÍCULO 13. OBLIGACIÓN DE PUBLICAR LOS PLANES DE COBERTURA POR PARTE DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA. <Ver Notas del Editor> Las empresas distribuidoras deberán publicar anualmente, en forma resumida y en un medio de amplia difusión, el plan quinquenal de cobertura que presentaron a la Comisión para la aprobación de la fórmula tarifaria, con las correspondientes actualizaciones anuales incluyendo los resultados obtenidos en desarrollo del mismo.

Notas del Editor

ARTÍCULO 14. REMUNERACIÓN POR EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN A USUARIOS NO REGULADOS. <Ver Notas del Editor> Las empresas distribuidoras serán remuneradas por el uso del Sistema de Distribución por parte de los Usuarios No Regulados y demás usuarios que se conecten al Sistema. Esta remuneración debe corresponder al cargo de distribución establecido por el distribuidor para cada rango de consumo con la estructura de cargos fijos y variables ofrecida para dicho rango.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

Concepto CREG 2449 de 2010

ARTÍCULO 15. NEUTRALIDAD. <Ver Notas del Editor> 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.

Notas del Editor

ARTÍCULO 16. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES. <Ver Notas del Editor> 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.

Notas del Editor

ARTÍCULO 17. FÓRMULAS DE CONVERSIÓN DE CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL Y CARGOS DE DISTRIBUCIÓN DE GLP. <Ver Notas del Editor> La metodología para establecer los factores de equivalencia energética, F_e, para hacer correspondientes los cargos promedio de distribución de gas natural con los Cargos de Distribución de GLP por redes de tubería, expresados en $/m3 seguirá el procedimiento consignado en el Anexo 6 de esta resolución.

PARÁGRAFO. La empresa que solicite la conversión del cargo de distribución deberá, si es el caso, reportar a la Comisión:

a) Las inversiones adicionales requeridas para la distribución del nuevo combustible de acuerdo con las Unidades Constructivas establecidas para tal fin; y

b) Las Unidades Constructivas que se retiren del servicio, las cuales serán excluidas de la inversión base.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

ARTÍCULO 18. VIGENCIA DE LOS CARGOS. <Ver Notas del Editor> Los cargos promedio de distribución que apruebe la Comisión tendrán una vigencia de cinco (5) años, contados a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe la fórmula tarifaria específica correspondiente. Vencido este período, dichas fórmulas continuarán rigiendo hasta tanto la Comisión no fije las nuevas.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

ARTÍCULO 19. ACTUACIÓN PARA LA DEFINICIÓN DE CARGOS PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN. <Ver Notas del Editor> La empresa solicitará a la CREG la definición de cargos promedio de distribución por uso del Sistema de Distribución, de acuerdo con el siguiente trámite:

a) La empresa remitirá a la CREG la información señalada en el artículo 5o. del Código Contencioso Administrativo, y la demás información requerida según esta resolución;

b) Después de recibida la solicitud con el cumplimiento de todos los requerimientos de información solicitados por la CREG, se aplicará la metodología respectiva, se definirá la propuesta de cargo por uso para cada mercado y se someterá a consideración de la Comisión la resolución definitiva, salvo que se requiera practicar pruebas, caso en el cual el término para la aprobación del cargo se suspenderá durante el trámite de las mismas.

PARÁGRAFO. Los distribuidores para quienes haya concluido su período tarifario deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los cargos aplicables para el próximo período tarifario, sujetos a la metodología establecida en la presente resolución, a más tardar, dentro de los dos meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, de conformidad con el siguiente cronograma:

a) Antes de finalizar el primer mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, los distribuidores deberán entregar la información histórica a 31 de diciembre de 2002, correspondiente a la inversión existente y los gastos de AOM;

b) Antes de finalizar el segundo mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, los distribuidores deberán entregar la información restante necesaria para la determinación del cargo de distribución.

Notas del Editor

ARTÍCULO 20. INFORMACIÓN QUE DEBE CONTENER LA SOLICITUD. <Ver Notas del Editor> Los estudios tarifarios que se presenten a la Comisión deben contener la información especificada en los Anexos 1, 3, 4 y 5 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 factible de ser suministrada por este m edio. Sin embargo, la Comisión podrá solicitar otra información que considere relevante para el desempeño de sus funciones.

PARÁGRAFO. Dentro de los cinco (5) días siguientes al envío de la totalidad de la información a la comisión, cada distribuidor deberá publicar en un diario de amplia circulación en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional, un resumen de la solicitud tarifaria presentada a la comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar ante la CREG observaciones sobre tal solicitud, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación. Adicionalmente, deberá enviar copia del aviso de prensa respectivo a la CREG.

Notas del Editor

Concordancias

Circular CREG 21 de 2003 - Publicación del resumen de la solicitud tarifaria arts. 20 y 29 resolución CREG 011 de 2003

Doctrina Concordante

Concepto CREG 1711 de 2020 - Fórmulas de conversión de cargos de distribución de gas natural y cargos de distribución de GLP

Concepto CREG 42713 de 2004 - Requisitos legales para distribución y transporte de gas.

ARTÍCULO 21. PRUEBAS. <Ver Notas del Editor> Teniendo en cuenta que existen muchas variables para el reporte adecuado de la información, la CREG aplicará el mecanismo de verificaciones que se describe en el Anexo número 9 de la presente resolución.

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

Notas del Editor

Concordancias

Circular CREG 21 de 2003 - Publicación del resumen de la solicitud tarifaria arts. 20 y 29 resolución CREG 011 de 2003

CAPITULO III.

CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES A

USUARIOS REGULADOS.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

ARTÍCULO 22. PRESTADORES DEL SERVICIO DE COMERCIALIZACIÓN. <Ver Notas de Vigencia> De conformidad con el artículo 3o. de esta resolución, sólo podrán prestar el servicio de Comercialización de gas combustible por redes las personas de que trata el Título I de la Ley 142 de 1994.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

ARTÍCULO 23. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DEL CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. <Ver Notas de Vigencia> El cargo máximo base de comercialización C₀ se determinará como el cociente de la suma de los componentes a) y b) descritos a continuación, sobre el número de facturas del año para el cual se tomaron los parámetros de cálculo de dichos componentes:

a) Los gastos anuales de AOM y la depreciación anual de las inversiones en equipos de cómputo, paquetes computacionales y demás activos atribuibles a la actividad de Comercialización que resulten de aplicar la metodología de Análisis Envolvente de Datos, tal como se describe en el Anexo 7 de esta resolución;

b) El ingreso anual del Comercializador correspondiente al año en el cual se efectuaron los cálculos de los gastos de AOM multiplicado por un margen de comercialización de 1.67%. El ingreso anual incluirá el valor facturado para todos los componentes del Mst o del Msm, según sea el caso.

PARÁGRAFO 1o. Para el caso de Comercializadores que no cuenten con la anterior información, se les fijará un Cargo de Comercialización igual al de otro Comercializador que atienda un mercado similar.

PARÁGRAFO 2o. El valor de C₀ así calculado se referirá a la fecha base de la solicitud tarifaria.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Concordancias

Circular CREG 21 de 2003 - Publicación del resumen de la solicitud tarifaria arts. 20 y 29 resolución CREG 011 de 2003

Doctrina Concordante

ARTÍCULO 24. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CARGO DE COMERCIALIZACIÓN. <Ver Notas de Vigencia> El Cargo de Comercialización se actualizará mensualmente utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

C_m	=	Cargo máximo de comercialización, expresado en pesos por factura, correspondiente al mes m de prestación del servicio.
C₀	=	Cargo base de comercialización aprobado por la CREG para cada mercado, expresado en pesos por factura, a precios de la fecha base.
IPC_m-1	=	Indice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para el mes (m-1).
IPC₀	=	Indice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para la fecha base del Cargo por Comercialización C₀.
Xc	=	El factor de productividad mensual de la actividad de Comercialización será 0.00125. Dicho factor aplicará a partir de la entrada en vigencia de la resolución que establece el Cargo Base de Comercialización para cada mercado.
nm	=	Número de meses transcurrido desde la entrada en vigencia de la Resolución que establece el Cargo de Comercialización para cada mercado, hasta el mes m.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Doctrina Concordante

Concepto CREG 7657 de 2015 - Solicitud de información sobre GLP por redes

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

Concepto CREG 4668 de 2009

Concepto CREG 1899 de 2009

Concepto CREG 1112 de 2009

Concepto CREG 938 de 2009

ARTÍCULO 25. NEUTRALIDAD. En las transacciones comerciales relacionadas con la prestación del servicio de Distribución de Gas Combustible por redes de tubería, los Comercializadores no discriminarán entre Usuarios de un mismo mercado relevante, y ofrecerán costos unitarios de suministro y transporte de gas combustible iguales para todos los Usuarios Regulados del mismo mercado.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

ARTÍCULO 26. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES EN LA COMERCIALIZACIÓN A USUARIOS REGULADOS. De conformidad con lo establecido en el artículo 18 de la Ley 142 de 1994, los Comercializadores tomarán las medidas necesarias para desagregar los costos de Comercialización a Usuarios Regulados de cualquier otra actividad que desarrollen.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

ARTÍCULO 27. OBLIGACIÓN DE RECAUDAR LA CONTRIBUCIÓN DE SOLIDARIDAD. El Comercializador recaudará la contribución de solidaridad de que trata la Ley 142 de 1994 y la Ley 286 de 1996. La transferencia de contribuciones se hará de acuerdo con los reglamentos que establezca la autoridad competente.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

ARTÍCULO 28. ACTUACIÓN PARA LA DEFINICIÓN DE CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN. <Ver Notas de Vigencia> La empresa solicitará a la CREG la definición de fórmulas tarifarias de acuerdo con el siguiente trámite:

a) La empresa remitirá a la CREG, la información señalada en el artículo 5 del Código Contencioso Administrativo, y las demás informaciones pertinentes que se requieran adelante, en esta resolución;

b) Después de recibida la propuesta con el cumplimiento de todos los requerimientos de información solicitados por la CREG, se aplicará la metodología respectiva, se definirá la propuesta de fórmula específica para cada mercado y se someterá a consideración de la Comisión la resolución definitiva, salvo que se requiera practicar pruebas, caso en el cual el término se suspenderá durante el trámite de las pruebas.

PARÁGRAFO. Los Comercializadores a quienes les haya concluido el período tarifario deberán someter a aprobación de la Comisión el estudio de los cargos aplicables durante el próximo período tarifario, sujetos a la metodología establecida en la presente resolución, a más tardar, dentro de los dos (2) meses siguientes de su entrada en vigencia, de acuerdo con el siguiente cronograma:

a) Antes de finalizar el primer mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, los Comercializadores deberán entregar la información histórica a 31 de diciembre de 2002 correspondiente a ingresos anuales, número de facturas y los gastos de AOM;

c) Antes de finalizar el segundo mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, los comercializadores deberán entregar la información restante necesaria para la determinación del Cargo de Comercialización.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

ARTÍCULO 29. INFORMACIÓN QUE DEBE CONTENER LA SOLICITUD. Los estudios tarifarios que se presenten a la Comisión deben contener la información especificada en el Anexo 7 de esta resolución y los archivos en medio magnético que contengan la información de la(s) solicitud(es) tarifaria(s). Sin embargo, la Comisión podrá solicitar otra información que considere relevante para el desempeño de sus funciones.

PARÁGRAFO. Dentro de los cinco (5) días siguientes al envío de la información a la comisión, cada Comercializador deberá publicar en un diario de amplia circulación en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional, un resumen de la solicitud tarifaria presentada a la comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar ante la CREG observaciones sobre tal solicitud, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación. Adicionalmente, deberá enviar copia del aviso de prensa respectivo a la CREG.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Concordancias

Circular CREG 21 de 2003 - Publicación del resumen de la solicitud tarifaria arts. 20 y 29 resolución CREG 011 de 2003

ARTÍCULO 30. PRUEBAS. La aprobación del Cargo de Comercialización para cada mercado relevante se adelantará dando aplicación a la presunción de buena fe prevista en el artículo 83 de la Constitución. Se presumirá, por tanto, que las informaciones que aporte el peticionario a la Comisión son veraces, y que los documentos que entregue son auténticos. Sin embargo, dentro del mes siguiente a la fecha en que el Comercializador haga la publicación de que trata el artículo anterior, y habiendo oído a los interesados que intervengan, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, o si la Comisión considera necesario decretar pruebas, el Director Ejecutivo podrá ordenarlas, de acuerdo con lo establecido por el artículo 108 de la Ley 142 de 1994.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Concordancias

Circular CREG 21 de 2003 - Publicación del resumen de la solicitud tarifaria arts. 20 y 29 resolución CREG 011 de 2003

CAPITULO IV.

FÓRMULA TARIFARIA PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA.

ARTÍCULO 31. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA. <Ver Notas del Editor> 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.

Notas del Editor

- En criterio del editor para la interpretación de este capítulo, debe tenerse en cuenta la Resolución 137 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 48.950 de 21 de octubre de 2013, 'por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados'.

ARTÍCULO 32. 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.

Notas del Editor

Doctrina Concordante

Concepto CREG 7908 de 2017 - Gestión eficiente de la energía

Concepto CREG 1707 de 2015 - Cuál ha sido el comportamiento de las tarifas de gas en la costa caribe y en el resto del país para los años 2010 a la fecha?

Concepto CREG 569 de 2015 - Cuál es el régimen tarifario que se aplica para el mercado regulado en Colombia?

Concepto CREG 5431 de 2012 - Conexiones y puntos de salida del sistema de transporte de gas natural - Transportador - Remitente potencial - Cargos promedio de distribución - Fórmulas tarifarias

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

Concepto SUPERSERVICIOS 176 de 2022

ARTÍCULO 33. 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.

Notas del Editor

ARTÍCULO 34. 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.

Notas del Editor

Concordancias

Resolución CREG 8 de 2005

Doctrina Concordante

Concepto CREG 1564 de 2016 - Servicio de GNC por redes

Concepto CREG 5431 de 2012 - Conexiones y puntos de salida del sistema de transporte de gas natural - Transportador - Remitente potencial - Cargos promedio de distribución - Fórmulas tarifarias

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 1633 de 2011 - Servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias

Concepto CREG 56 de 2009 - ¿Cuál es la normatividad vigente en relación con las áreas de servicio exclusivo para la distribución domiciliaria de gas combustible, rige para las empresas de servicios públicos (distintas, por supuesto, al concesionario) que implementan el sistema de transporte denominado 'gasoducto virtual' o 'gasoducto móvil'?

ARTÍCULO 35. 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:

Notas del Editor

- Mediante Resolución CREG 088 de 2013, se liberó el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.

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.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 4668 de 2009

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.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 1112 de 2009

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.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 7908 de 2017 - Gestión eficiente de la energía

Concepto CREG 10218 de 2011 - Fórmulas tarifarias del servicio público de gas natural por redes de tubería

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

Concepto CREG 41744 de 2004 - Leyes 142 y 143 de 1994.

ARTÍCULO 36. COSTO PROMEDIO MÁXIMO UNITARIO DE TRANSPORTE DE GAS (TM). El costo promedio máximo unitario de transporte se calculará con base en la siguiente expresión:

Notas del Editor

- En criterio del editor para la interpretación de este artículo debe tenerse en cuenta el artículo 7 de la Resolución 137 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 48.950 de 21 de octubre de 2013, 'por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados', el cual se titula 'Costo unitario de transporte de gas combustible (Tm,i,j)'.

- Mediante Resolución CREG 088 de 2013, se liberó el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.

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 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.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 4668 de 2009

Concepto CREG 938 de 2009

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.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 7908 de 2017 - Gestión eficiente de la energía

Concepto CREG 10218 de 2011 - Fórmulas tarifarias del servicio público de gas natural por redes de tubería

Concepto CREG 3418 de 2011 - Consulta por el cual determina la aplicación de la metodología de canasta de tarifas a partir del cargo promedio de distribución

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

ARTÍCULO 37. OBLIGACIÓN DE COMPRAR GAS COMBUSTIBLE MEDIANTE MECANISMOS QUE GARANTICEN TRANSPARENCIA Y NEUTRALIDAD. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 75 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

Notas del Editor

Notas de Vigencia

- Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 75 de 2008, publicada en el Diario Oficial No. 47.057 de 21 de julio de 2008.

Concordancias

Resolución CREG 7 de 2009

Legislación Anterior

Texto original de la Resolución 11 de 2003:

ARTÍCULO 37. OBLIGACIÓN DE COMPRAR GAS COMBUSTIBLE EN CONDICIONES DE LIBRE CONCURRENCIA. De conformidad con lo dispuesto en los artículos 35, 73.16 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, los comercializadores de gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados, deben hacer uso de reglas que aseguren procedimientos abiertos de compras de gas, igualdad de condiciones entre los proponentes y su libre concurrencia teniendo en cuenta las fuentes disponibles y la oferta de cualquier productor-comercializador o comercializador.

Para ello solicitarán y darán oportunidad a los productores-comercializadores y comercializadores para que presenten sus propuestas de venta, las cuales serán evaluadas con base en factores de precio y condiciones de suministro. Las empresas comercializadoras deberán realizar todas las compras de gas destinadas a cubrir la demanda de los Usuarios Regulados, mediante convocatorias públicas que aseguren la libre competencia de los oferentes.

Para estimular la concurrencia entre productores-comercializadores o comercializadores, los esquemas de solicitud utilizados para atender la demanda de cada empresa deberán permitir la oferta de suministros parciales por distintos productores-comercializadores o comercializadores. Con base en lo anterior, las empresas comercializadoras deberán garantizar que la suma de los componentes de suministro y transporte de gas de la fórmula tarifaria es la mínima obtenible, según el procedimiento anterior, para atender a los Usuarios Regulados.

Todo comercializador que atienda Usuarios Regulados deberá tener contratos vigentes de suministro y transporte de gas combustible que aseguren la continuidad del servicio al mercado atendido, en los términos establecidos en el Decreto 1515 de 2002, o aquellos que lo sustituyan, modifiquen o complementen.

PARÁGRAFO 1o. Se permitirá <sic> operaciones de compra-venta de gas con destino al mercado de Usuarios Regulados, entre comercializadores que tengan interés económico, en los términos definidos en la Resolución CREG-071 de 1998, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen, siempre que el costo unitario de dicha venta entre comercializadores, no exceda el precio de adquisición de gas combustible por parte del comercializador que realice la venta.

PARÁGRAFO 2o. Todos los contratos de compra y venta de gas combustible deberán ser enviados a la Comisión y a la Superintendencia, cuando de conformidad con la ley, estas lo soliciten.

ARTÍCULO 38. 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.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 5714 de 2012 - ¿Cuál es el marco legal que rige la distribución y comercialización de gas natural no regulado?

Concepto CREG 10218 de 2011 - Fórmulas tarifarias del servicio público de gas natural por redes de tubería

ARTÍCULO 39. 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 de Costo Promedio Unitario para compras de gas (Gm), Costo Promedio Unitario de Transporte de Gas (Tm), así como los valores calculados para el Cargo Variable de Distribución, el Cargo Fijo de Distribución y el Cargo Máximo de Comercialización (Cm), los cuales serán publicados en moneda nacional. Asimismo, se deberán publicar los parámetros ajm y demás componentes de costo que se incluyan en la Fórmula Tarifaria Específica.

Los nuevos valores deberán ser comunicados por el comercializador a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

PARÁGRAFO. El comercializador deberá suministrar en la factura el precio por kilovatio hora equivalente del energético comercializado.

Notas del Editor

- En criterio del editor para la interpretación de este artículo debe tenerse en cuenta el artículo 18 de la Resolución 137 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 48.950 de 21 de octubre de 2013, 'por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados', el cual se titula 'Publicidad'.

Concordancias

Circular CREG 35 de 2004 - Aplicación del artículo 7.7.2 y 39 de la resolución creg 011 de 2003

Doctrina Concordante

Concepto CREG 185 de 2015 - Parámetros para la publicación por parte del comercializador de las tarifas de gas a los usuarios regulados

Concepto CREG 2202 de 2009 - Incremento tarifa de gas

ARTÍCULO 40. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN DE GLP. <Ver Notas del Editor> 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:

Notas del Editor

- En criterio del editor para la interpretación de este artículo debe tenerse en cuenta el artículo 4 de la Resolución 137 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 48.950 de 21 de octubre de 2013, 'por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados', el cual se titula 'Fórmulas tarifarias generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público de gas combustible por redes de tubería'.

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.

Doctrina Concordante

Concepto CREG 5431 de 2012 - Conexiones y puntos de salida del sistema de transporte de gas natural - Transportador - Remitente potencial - Cargos promedio de distribución - Fórmulas tarifarias

Concepto CREG 1805 de 2011 - Cálculo de los cargos por uso de los Sistemas de Distribución

Concepto CREG 1346 de 2011 - Fórmula Tarifaria General aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público de distribución domiciliaria de GLP por redes

ARTÍCULO 41. PUBLICIDAD. <Ver Notas de Vigencia> 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 de Costo Promedio Unitario para compras de gas Gt, Et, Nt, Tt, así como los valores calculados para el Cargo Variable de Distribución, el Cargo Fijo de Distribución y el Cargo Máximo de Comercialización (Cm), los cuales serán publicados en moneda nacional. Asimismo, se deberán publicar los parámetros ajm y demás componentes de costo que se incluyan en la fórmula tarifaria.

Los nuevos valores deberán ser comunicados por el comercializador a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

PARÁGRAFO. El comercializador deberá suministrar en la factura el precio por kilovatio hora equivalente del energético comercializado.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Doctrina Concordante

ARTÍCULO 42. AUTORIZACIÓN PARA FIJAR TARIFAS. <Ver Notas de Vigencia y Notas del Editor> Dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la Ley 142 de 1994, las empresas distribuidoras y comercializadoras de gas combustible a las que se refiere la presente Resolución podrán aplicar las Fórmulas Tarifarias Específicas del mercado relevante correspondiente, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia de los cargos por uso del Sistema de Distribución y los Cargos de Comercialización correspondientes.

Notas de Vigencia

Establece el artículo 21:

Notas del Editor

Doctrina Concordante

Concepto CREG 43039 de 2004 - Prestación del servicio público domiciliario de gas combustible.

ARTÍCULO 43. VIGENCIA DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Dada en Bogotá, D. C., a 12 de febrero de 2003.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO 1.

UNIDADES CONSTRUCTIVAS, ELEMENTOS TÉCNICOS Y VOLUMETRÍAS.

Doctrina Concordante

ESTACIONES DE REGULACIÓN DE PUERTA DE CIUDAD (ERPC)

T1: Con equipo de Calentamiento, T2: Sin equipo de Calentamiento, S.C: Sin Calentador

MPCD: millones de pies cúbicos día

MBTU / HR: millón de BTU por hora

ESTACIONES REGULADORAS DE PRESIÓN (ERP)

SCMH: Metros Cúbicos Estándar Hora, CM: con medidor, SM: sin medidor

TUBERÍA DE ACERO (TA) POR KILÓMETRO

TUBERÍA DE POLIETILENO (TPE) POR KILÓMETRO

ESTACIONES DE ALMACENAMIENTO Y REGULACIÓN DE GLP

ELEMENTOS	CANTIDAD
Tanque 10.000 a 11,260 galones	1
Válvula Reguladora	1
Válvula de alivio o hidrostática	1
Protección Catódica	3
Válvulo de cierre rápido	2
Sistema contra-incendio	1
Manómetros	1
Sistema Eléctrico	Global
Cerramiento	Global
Obra Civil	Global
Obra Mecánica	Global

UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA GAS NATURAL COMPRIMIDO

Unidad de Compresión de Gas Natural Comprimido

ELEMENTOS	CANTIDAD
Compresor de 250 a 3600 psig y capacidad 1000 m³ / hora	1
Motor de 132 kW	1
Filtro de entrada	1
Tanque pulmón	1
Sistema de seguridad	1
Separación y recuperación de condensados	1
Sistema de refrigeración por aire	1
Sistema de medición	1
Tablero con instrumentos de medición	1
Tablero de comando, control y potencia	1
Torres de llenado	2
Lote, acometidas	Global
Obra civil	Global
Obra Mecánica	Global

Unidad de Almacenamiento de Gas Natural Comprimido

ELEMENTOS	CANTIDAD
Unidad de 300 m3 y 3600 psig	1
Válvula de bloqueo de seguridad	1
Manómetro	1
Válvula de exceso de flujo	1
Estructura metálica	1
Obra Civil	Global
Obra Mecánica	Global

Unidad de descompresión de Gas Natural Comprimido

ELEMENTOS	CANTIDAD
Válvulas de regulación (3600 p sig a 250 p sig)	1

EQUIPOS PARA CALIDAD DE GAS

UNIDADES CONSTRUCTIVAS

Presión en Líneas Individuales

Data Logger o Manógrafo de 12"

Cabezas de prueba o columnas de agua

Detector Analítico de Odorización

Detector Sensor electroquímico

Detector Portátil de Odorizante

Sistema de Grabación de llamadas

Sistema digital de grabación, múltiples municipios

Sistema digital de grabación, 1 municipio

Punto de control

Caja de inspección

Equipo medición poder calorífico

Cromatógrafo en línea instalado

Higrómetro

UNIDADES CONSTRUCTIVAS ESPECIALES

SISTEMA DE CONTROL

EQUIPOS DE ODORIZACIÓN

CONEXIONES A LA RED DE TRANSPORTE

CRUCES SUBFLUVIALES

CRUCES SUBTERRÁNEOS

EQUIPOS DE PROTECCIÓN CATODICA

Viceministro de Minas y Energía

Delegado del Ministro

MANUEL MAIGUASHCA OLANO

Presidente

Director Ejecutivo

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ

ANEXO 2.

COSTOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS.

COSTOS UNITARIOS PARA LAS UC DE TUBERIA EN ACERO POR KM

COSTOS UNITARIOS PARA LAS UC DE TUBERIA EN POLIETILENO POR KM

Los Costos Unitarios anteriores se establecieron con base en las volumetrías presentadas en el Anexo 1. Para aprobación de volumetrías diferentes a las aquí establecidas, las empresas deberán presentar la justificación correspondiente y las normas exigidas por las autoridades municipales o distritales.

COSTOS UNITARIOS DE REFERENCIA PARA LAS UC DE ESTACIONES DE REGULACIÓN DE PRESIÓN (EMPAQUETADAS)

UNIDADES CONSTRUCTIVAS	$ MILLONES DE Dic de 2001
ERP 3000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	80
ERP 5000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	82
ERP 8000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	98
ERP 10000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	108
ERP 35000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	195
ERP 3000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	104
ERP 5000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	106
ERP 8000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	129
ERP 10000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	138
ERP 35000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	223
ERP 3000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	112
ERP 5000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	115
ERP 8000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	137
ERP 10000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	151
ERP 35000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	273
ERP 3000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	146
ERP 5000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	148
ERP 8000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	181
ERP 10000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	194
ERP 35000 SCM H TREN SENCILLO SIN MEDIDOR	317

Los costos de referencia de las Estaciones Reguladoras de Presión del cuadro anterior se utilizarán para comparar los valores reportados en las solicitudes.

COSTOS UNITARIOS PARA LAS UC DE CALIDAD DE GAS

UNIDADES CONSTRUCTIVAS	Valor $ dic 2001
Presión en Líneas Individuales Data Logger o Manógrafo de 12" Cabezas de prueba o columnas de agua	6,577,153 209,495
Detector Analítico de Odorización Detector Sensor electroquímico Detector Portátil de Odorizante	8,769,205 12,417,488
Sistema de Grabación de llamadas Sistema digital de grabación, múltiples municipios Sistema digital de grabación, 1 municipio	135,438,867 21,155,900
Punto de control Caja de inspección	2,021,859
Equipo medición poder calorífico Cromatógrafo en línea instalado Higrómetro	136,748,586 97,547,480

Para las demás Unidades Constructivas adoptadas se aprobarán los Costos Unitarios presentados por las empresas, previa verificación de los soportes respectivos.

Viceministro de Minas y Energía

Delegado del Ministro

MANUEL MAIGUASHCA OLANO

Presidente

Director Ejecutivo

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ

ANEXO 3.

METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL COSTO EFICIENTE DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE.

Para establecer los gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento, que se remunerarán en el cargo de distribución, se adopta la metodología de punto extremo: "Análisis Envolvente de Datos". Esta metodología se utiliza para evaluar la eficiencia relativa de un grupo de unidades administrativas o productivas y permite construir una frontera de eficiencia re lativa. Para tal efecto se seguirá el siguiente procedimiento:

a) Se depuran los gastos de AOM reportados en los estados financieros tanto para los dos años anteriores al cálculo del cargo de distribución como para el Horizonte de Proyección;

b) Se toma el universo de empresas distribuidoras de gas combustible en el país y se aplica el modelo de "Análisis Envolvente de Datos" a los datos obtenidos para los dos años anteries;

c) La selección de variables de entrada y salida refleja una relación funcional entre los mismos, que permite establecer la eficiencia relativa de cada distribuidor en cada mercado.

Las variables de salida estarán relacionadas con las siguientes variables: número de usuarios y longitud de red del Sistema de Distribución. El insumo es la variable costo anual de AOM y la inversión existente;

d) El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización para el año anterior a la solicitud tarifaria se aplica al valor presente de los gastos de AOM propuestos para el Horizonte de Proyección y este resultado se incorpora dentro del cálculo del cargo de distribución.

Conceptos remunerados en el costo de AOM de la actividad de distribución

Para el cálculo de los gastos eficientes de AOM se utilizará la información de los estados financieros auditados y reportados por las empresas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG, correspondiente a los dos años anteriores a la fecha de la solicitud tarifaria. La información que se utilizará para este propósito corresponde a las Cuentas 6 y 7 del Plan Unico de Cuentas (PUC) establecido por la Superintendencia de Servicios Públicos, o las cuentas equivalentes en caso de modificación del PUC.

Para solicitudes tarifarias en nuevos mercados que no dispongan de información histórica de gastos de AOM se utilizarán los promedios proyectados para los cinco años del primer período tarifario, para los gastos de AOM que se indican en este Anexo y para las variables utilizadas en el modelo de "Análisis Envolvente de Datos".

Para todos los años del Horizonte de Proyección, las empresas deberán reportar en pesos constantes de la fecha base, como mínimo el siguiente nivel de desagregación de gastos:

CÓDIGO (2)	ACTIVIDAD	OBSERVACIONES
5101	Sueldos y Salarios	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
5102	Contribuciones Imputadas	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
5103	Contribuciones Efectivas	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
5104	Aportes sobre la nómina	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
5111	Gastos Generales	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
5120	Impuestos, Contribuciones y Tasas	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
633503	Tratamiento	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
633504	Almacenamiento	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
633505	Envasado	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
633506	Mantenimiento	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
633507	Mercadeo	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
633508	Atención al cliente y usuario	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución de gas.
633509	Facturación y Recaudo	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de distribución.
7515	Depreciaciones	Se incluirá sólo la proporción que de este costo se destine a la actividad de distribución.
7520	Amortizaciones	Se incluirá sólo la proporción que de este costo se destine a la actividad de distribución.
7530	Costo de bienes y servicios públicos para la venta	Se incluirá sólo la proporción que de este costo se destine a la actividad de distribución.

Codigo: Corresponde a la codificación establecida por la SSPD. En caso de sufrir modificaciones, se utilizarán los códigos correspondientes a dichas actividades.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO 4.

FORMATO DE REPORTE DE LAS PROYECCIONES DE VENTAS

(NÚMERO DE CONEXIONES Y VOLUMEN).

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	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
...	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango n	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
INDUSTRIAL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
...	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango n	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
OTROS USUARIOS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Total	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
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	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
...	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango n	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
INDUSTRIAL	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango 2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
...	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rango n	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
OTROS USUARIOS	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Total	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

El Viceministro de Minas y

Energía delegado del Ministro,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO 5.

INFORMACIÓN Y METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN LOS MUNICIPIOS DE ÁREAS NO EXCLUSIVAS.

A continuación se presentan los requerimientos de información y la propuest a 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 revi sión de la evolución de los sistemas combustibles en localidades similares.

3. Escenario socioeconómico: construcción del escenario de evolución socioeconómica que se considere más probable y que sirva de marco de referencia a las proyecciones de la demanda.

4. Con base en los puntos 1 y 2 y en encuestas (dependiendo de los requerimientos de información), se puede elaborar un diagnóstico integral de la situación del sector energético del municipio o región, dirigido especialmente al examen de la evolución de los mercados disputables por el gas natural. Dicho diagnóstico, junto con el escenario socioeconómico y los escenarios energéticos, constituirán el punto de partida para las previsiones de la demanda.

5. Información secundaria y encuestas: además de la información obtenida a partir de las tareas 1 y 2 se considera necesario hacer una explotación intensiva de la información secundaria y bases de datos existentes en Colombia, complementándolas con encuestas de carácter selectivo que aporten aquellos elementos que no se hayan encontrado en el material previamente analizado.

6. Escenarios energéticos: en correspondencia con el punto 3, es necesario definir escenarios que reflejen hitos energéticos importantes que puedan modificar estructuralmente los sistemas energéticos, tales como la tecnología, políticas de precios, etc.

Con respecto a la Metodología de proyección, se sugiere que sea de carácter analítico fundamentalmente (en otras palabras, que no se limite a la construcción de modelos econométricos) y que esté basada en escenarios alternativos desarrollados con modelos de simulación. Lo importante aquí es considerar la utilización de modelos que permitan definir la sustitución entre fuentes energéticas para determinar la velocidad de penetración del gas natural en los diferentes mercados considerados.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO 6.

CONVERSIÓN DE CARGOS PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL Y CARGOS PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN DE GLP.

Doctrina Concordante

La metodología para establecer los factores de equivalencia energética, F_e, 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 promedio de distribución de GLP a cargos promedio de distribución de Gas Natural

Para efectuar la conversión de Cargos de Distribución de GLP a Cargos equivalentes de distribución de gas natural se procederá como se indica a continuación:

1. La empresa que distribuye GLP y proyecta distribuir gas natural, deberá informar a la CREG, además de su intención de cambio, la localización de su Estación Reguladora de Puerta de Ciudad y la fuente de donde se venía abasteciendo del GLP.

2. Para efectos de determinar el poder calorífico del GLP que estaba distribuyendo, se tomará el valor de poder calorífico indicado en la solicitud tarifaria, con base en el cual se estimaron demandas y se aprobó el cargo de distribución correspondiente.

3. Con base en la información obtenida de los transportadores de gas natural, el distribuidor establecerá el valor promedio del poder calorífico del gas entregado en el Punto de Entrada al Sistema de Transporte más cercano aguas arriba de la nueva Estación Reguladora de Puerta de Ciudad.

Los transportadores de gas natural deberán tener a disposición de los distribuidores de gas combustible por redes de tubería, cuando estos lo soliciten, la información de que trata el numeral 5.4 del Anexo General de la Resolución CREG-071 de 1999, para períodos mínimos de 12 meses.

4. Con base en los poderes caloríficos del GLP y del gas natural, el distribuidor determinará el factor de equivalencia energética F_e correspondiente y solicitará a la CREG la aprobación del nuevo D_m equivalente. La CREG, con base en la información reportada verificará los cálculos aportados por el distribuidor solicitante para proceder a definir y aprobar el D_m convertido y equivalente;

b) Procedimiento para la Conversión de cargos promedio de distribución de Gas Natural a cargos promedio 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 F_e 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
F_e	=	Factor de equivalencia energética:

(los poderes caloríficos deben estar expresados en las mismas unidades)

donde,

Dm_eglp	=	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.
F_e	=	Factor de equivalencia energética, como se indicó anteriormente.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO 7.

METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL COSTO EFICIENTE DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE.

Doctrina Concordante

Para establecer los gastos eficientes que se remunerarán mediante el costo base eficiente de comercialización de gas combustible a Usuarios Regulados (C₀), se adopta la metodología de punto extremo: "Análisis Envolvente de Datos". Esta metodología se utiliza para evaluar la eficiencia relativa de un grupo de unidades administrativas o productivas, y permite construir una frontera de eficiencia relativa. Para tal efecto se seguirá el siguiente procedimiento:

a) Se depuran los costos de comercialización reportados en los estados financieros para los dos años anteriores al cálculo del cargo;

b) Se toma el universo de empresas comercializadoras de gas combustible en el país y se aplica el modelo de "Análisis Envolvente de Datos" a los datos obtenidos para los dos años anteriores;

c) La selección del producto y los insumos, refleja una relación funcional entre los mismos, que permite establecer la eficiencia relativa de cada comercializador.

El producto estará relacionado con las siguientes variables: Usuarios, longitud de red y número de reclamos resueltos a favor de la empresa. Los insumos, con las variables de gastos de AOM y depreciación de equipos asociados a la comercialización;

d) El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización se aplica al valor de los costos de comercialización del año anterior al cálculo del cargo y este resultado se divide entre el número de facturas de ese mismo año.

Actividades Remuneradas en el Costo de Comercialización

La siguiente información, correspondiente a las actividades remuneradas en el Cargo de Comercialización, deberá ser reportada en pesos constantes de la fecha base, para los dos años anteriores al inicio del período tarifario de los cuales se disponga información. Además, se debe reportar a nivel de auxiliares, la información de las cuentas de costos de producción (cuentas 75) que correspondan al detalle de las siguientes cuentas de las clases 5 y 6 (Gastos y Costos de Ventas) <Corresponde a la codificación establecida por la SSPD. En caso de sufrir modificaciones, se utilizarán los códigos correspondientes a dichas actividades>:

CÓDIGO	NOMBRE	OBSERVACIONES
5101	Sueldos y Salarios	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización de gas.
5102	Contribuciones Imputadas	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización de gas.
5103	Contribuciones Efectivas	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización de gas.
5104	Aportes sobre la nómina	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización de gas.
5111	Gastos Generales	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización de gas.
5120	Impuestos, Contribuciones y Tasas	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización de gas.
5330-5331	Depreciación Propiedad Planta, Equipo y Bienes Adquiridos en Leasing Financiero.	Se reconocerá como depreciación de propiedad, planta y equipo y de bienes adquiridos en leasing financiero, el 8% del valor de los gastos de AOM reportados por la Empresa para la actividad de comercialización.
534507	Amortización de Intangibles-Licencias	Se incluirá sólo la proporción de esta cuenta que corresponda a la actividad de comercialización de gas.
534508	Amortización de Intangibles-Software	Se incluirá sólo la proporción de esta cuenta que corresponda a la actividad de comercialización de gas.
633502	Ajuste, medición y entrega a clientes	Aquí no se incluye la calibración de contadores.
633507	Mercadeo	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización. Comprende publicidad, propaganda y difusión. No se incluyen gastos de actividades no sometidas a regulación y que no son imputables a ninguna de las actividades del Comercializador.
633508	Atención al cliente y usuario	Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización.
633509	Facturación y Recaudo	Facturación: conjunto de actividades que se realizan para emitir la factura del servicio. Comprende: · Facturación · Lectura · Crítica · Precrítica · Recaudo

Información adicional para calcular el Costo Base de Comercialización

Para cada uno de los dos años anteriores al cálculo de los cargos se requiere la siguiente información:

Facturas emitidas: Número total de facturas emitidas.
Reclamos resueltos a favor de la empresa: Corresponde al total de reclamos presentados por los usuarios, menos los resueltos a favor de ellos.

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO 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:

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO 9.

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, solicitada por la CREG mediante Circular CREG 037 de 2002, la Comisión adelantará una verificación de la calidad de la información reportada, de conformidad con la siguiente metodología:

1. Verificación Tipo 1

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

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

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

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

Se entiende que la información es inconsistente:

i) Cuando su georreferenciación no permita establecer la existencia del activo;

ii) Cuando lleve a clasificarlo en una Unidad Constructiva que no corresponde con la reportada.

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

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

Los costos de la Ver ificación Tipo 1 serán asumidos por la CREG.

2. Verificación Tipo 2

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

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

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

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

El Viceministro de Minas y Energía delegado del Ministro,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

1. Resolución CREG-083 de 1997

2. Corresponde a la codificación establecida por la SSPD. En caso de sufrir modificaciones, se utilizarán los códigos correspondientes a dichas actividades.

Disposiciones analizadas por Avance Jurídico Casa Editorial Ltda.
Compilación Jurídica de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
n.d.
Última actualización: 15 de agosto de 2025

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Resolución 11 de 2003 CREG

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