Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-119-de-septiembre-6-de-2013?documento=legcol&contexto=legcol_f52bb216bf7800fce0430a01015100fc&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-08-15 22:07:54+00:00

Document:
RESOLUCIÓN 119 DE 06 DE SEPTIEMBRE DE 2013
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICO UN PROYECTO DE RESOLUCIÓN DE CARÁCTER GENERAL, POR LA CUAL SE MODIFICA LA RESOLUCIÓN 57 DE 1996 Y ESTABLECE LAS FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DOMICILIARIO DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO.
“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general “por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.
Mediante la Resolución CREG 154 de 2012, la comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se modifica la Resolución CREG 57 de 1996 y se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.
Teniendo en cuenta los análisis efectuados tras recibir los comentarios a la propuesta regulatoria así como aquellos que llevaron a la expedición de la Resolución CREG 89 de 2013, se consideró necesario hacer unos ajustes a la propuesta inicialmente publicada mediante Resolución CREG 154 de 2012 y en consecuencia se ha considerado conveniente someter a consulta aquellos aspectos no contemplados en la propuesta inicial.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 571 del 6 de septiembre de 2013, aprobó hacer público el proyecto de resolución “Por la cual se modifica la Resolución CREG 57 de 1996 y se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo” con el fin de obtener comentarios a los artículos 5.1.1, 7.1, 17 y 20,
ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se modifica la Resolución CREG 57 de 1996 y se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.
ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre los artículos 5.1.1, 7.1, 17 y 20 de la propuesta dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Teniendo en cuenta que ya se recibieron comentarios a la propuesta contenida en las resoluciones CREG 178 de 2009 y 153 de 2012, solo se tendrán en cuenta los comentarios relativos a los artículos 5.1.1, 7.1, 17 y 20 de la propuesta contenida en el proyecto de resolución que se publica.
La Resolución CREG 23 de 2000 define usuario regulado como un consumidor de hasta 100.000 pcd o su equivalente en metros cúbicos (m3) a partir de enero 1º del año 2005, de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG 57 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan y que para todos los efectos un pequeño consumidor es un usuario regulado.
“ART. 146.—Fórmulas tarifarias generales para contratistas de áreas de servicio exclusivo. (...)
La cláusula 28 de los contratos de concesión de las áreas de servicio exclusivo establece que “(...) El concesionario empleará gas natural en la ejecución del contrato. La utilización de otro tipo de gas combustible solo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del concedente, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas. Se procurará el uso de gases intercambiables que no afecten el normal desempeño de los artefactos (...)”.
La cláusula 35 de los contratos de concesión establece que:
“Cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas modifique la estructura, la composición, o estos dos elementos de la fórmula tarifaria general contenida en la cláusula 30 de este contrato sin alterar el cargo promedio máximo unitario de la red de distribución pactado en ese contrato, en esa cláusula, y esta modificación de la fórmula altere el equilibrio económico de tal manera que el concesionario no pueda cumplir con los compromisos de expansión de la cobertura del servicio pactados en la cláusula 10 de este contrato, el concesionario podrá presentar ante el concedente un estudio que demuestre la forma en que el cambio afecta la capacidad del concesionario para alcanzar las coberturas pactadas; con base en el análisis del estudio presentado, las partes acordarán la modificación de las coberturas pactadas, si este evento ocurre durante los ocho (8) primeros años contados a partir de la fecha máxima de iniciación de la prestación del servicio prevista en la cláusula 24 de este contrato y si las coberturas pactadas no han sido ya alcanzadas por el concesionario. En todo caso, para restablecer el equilibrio económico del contrato, se aplicará el factor de ajuste establecido en la cláusula 44 de este contrato”.
La CREG recibió comentarios de Gas Natural S.A. ESP y Naturgás mediante comunicaciones con radicados CREG E-2009-007888 y E-2009-008208, respectivamente.
La comisión elaboró una propuesta de opción tarifaria que se sometió a consulta mediante Resolución CREG 32 de 2010 (Doc. CREG 28/2010) a la que podrían acogerse voluntariamente los concesionarios de las áreas de servicio exclusivo.
Frente a la propuesta se recibieron comentarios de gases de occidente (Rad. CREG E-2010-004670), Isagén (Rad. CREG E-2010-004141), Gas Natural (Rad. CREG E-2010-004234) y Naturgás (Rad. CREG E-2012-004252).
Conforme lo dispone el Decreto 2696 de 2004 se llevaron a cabo audiencias públicas en las ciudades de Bogotá D.C., Medellín y Barranquilla los días 22 de noviembre, 1º de diciembre y 3 de diciembre de 2010, respectivamente.
Mediante la Resolución CREG 054 de 2012 la comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural”.
De los análisis efectuados por la comisión se concluyó que la opción tarifaria propuesta mediante Resolución CREG 32 de 2010 para las áreas de servicio exclusivo aunque reporta un beneficio para los usuarios del servicio, para lograrlo se deben incrementar los costos actuales de prestación del servicio.
Mediante la Resolución CREG 154 de 2012 se publicó un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se modifica la Resolución CREG 57 de 1996 y se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo”.
A través de la Resolución CREG 158 de 2012 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se modifica y complementa el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes establecido mediante Resolución CREG 67 de 1995” en temas relacionados con medición y facturación del consumo.
Conforme se analiza en el documento CREG 90 de 2012, soporte de la Resolución CREG 154 de 2012, las modificaciones propuestas a dicha resolución, incorporadas también en la presente resolución no afectan el equilibrio económico del contrato asociados a los cambios en la estructura de la fórmula tarifaria.
Frente a la propuesta de fórmula tarifaria publicada mediante la Resolución CREG 154 de 2012 se recibieron los comentarios de Gas Natural S.A. ESP (Rad. CREG E-2013-003068 y E-2013-005248), Invercolsa (Rad. CREG E-2013-003087), Isagén (radiado CREG E-2013-003075), Gases de Occidente S.A. ESP (Rad. CREG E-2013-003090), Emgesa S.A. ESP (Rad. CREG E-2013-003334 y E-2013-003747), Superintendencia de Servicios Públicos (Rad. CREG E-2013-003882) e Itansuca (Rad. CREG E-2013-004771)
En relación con la propuesta contenida en la Resolución CREG 154 de 2012, se realizaron audiencias en las ciudades de Ibagué y Pereira los días 25 y 30 de abril de 2013, respectivamente, en donde se explicó la propuesta de la nueva fórmula tarifaria para las áreas de servicio exclusivo,
Gas licuado de petróleo (GLP): Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseosos en condiciones de presión y temperatura ambiente, que se licúan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la resolución que determina la remuneración del producto.
Pérdidas de gas en distribución: Es la diferencia entre el gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en puntos de inyección a un sistema de distribución y la sumatoria del gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en las conexiones de los usuarios, se calcula conforme lo establece la Resolución CREG 67 de 1995 (Código de Distribución), o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.
Pérdidas de gas en el sistema nacional de transporte: Corresponde a las pérdidas de gas desde los puntos de entrada hasta los puntos de salida del sistema nacional de transporte, calculadas conforme se establece en la Resolución CREG 71 de 1999 (RUT), o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.
Periodo tarifario: Periodo por el cual la fórmula tarifaria general tiene vigencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.
Rango de cantidades de compras de gas natural: Es el intervalo de las compras de gas natural con respaldo físico que el comercializador ha contratado para atender su demanda regulada en un periodo determinado. Este intervalo sirve para determinar el costo del gas que se puede trasladar al usuario regulado en la fórmula tarifaria. Este aplica en las áreas de servicio exclusivo cuyos consumos mensuales sean mayores o iguales a siete millones de metros cúbicos (≥ 7.000.000 m3).
Usuario no regulado: Es un consumidor que consume más 100.000 pcd o su equivalente en m3, medidos de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG 57 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un gran consumidor es un usuario no regulado.
Usuario regulado: Es un consumidor que consume hasta 100.000 pcd o su equivalente en m3, medidos de conformidad con lo establecido en el artículo 77 de la Resolución CREG 57 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un pequeño consumidor es un usuario regulado.
ART. 4º—Fórmulas tarifarias generales aplicable (sic) a los usuarios regulados del servicio público de gas combustible por redes de tubería en áreas de servicio exclusivo. Las fórmulas tarifarias generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería en áreas de servicio exclusivo, serán las siguientes:
ρ Pérdidas reconocidas. Este valor se determinará conforme al proceso establecido en la Resolución CREG 67 de 1995 (Código de Distribución de Gas Combustible) o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.
Kcdm,i,j Corresponde al valor expresado en $/mes, denominado monto cobrado en exceso o devolución al usuario generado por el tratamiento del Kst causado de que trata los numerales 17.1 y 17.2 del capítulo VIII de esta resolución.
PAR.—El costo de prestación del servicio en un periodo dado corresponderá a la suma de: i) el producto entre el consumo en m3 en dicho periodo y la componente variable del costo unitario (CUvm,i,j); y ii) el valor del componente fijo del costo unitario (CUfm,i,j).
ART. 5º—Costo de compras de gas combustible (Gm,i,j). Sin perjuicio de que conforme a los contratos de concesión el concesionario empleará gas natural en la ejecución del contrato y que la utilización de otro tipo de gas combustible solo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del Ministerio de Minas y Energía, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas, el costo de compras de gas se calculará con base en el gas combustible suministrado, de acuerdo con lo siguiente:
Para el caso de suministro de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón, para la determinación del costo de gas se aplicará la siguiente expresión
Las cantidades de gas natural cuyo costo se trasladará a los usuarios regulados conforme a la fórmula tarifaria durante cada año del periodo tarifario, se definirán de acuerdo con este numeral.
A. Declaraciones de compras de gas realizadas mediante mecanismos de comercialización en vigor antes de la entrada de vigencia de la Resolución CREG 89 de 2013.
Los comercializadores que tengan contratado gas con respaldo físico mediante los mecanismos de comercialización en vigor antes de la entrada de vigencia de la Resolución CREG 89 de 2013 y su fecha de terminación sea posterior a 1º de enero de 2014, deberán declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD la siguiente información:
B. Declaraciones de compras de gas realizadas mediante los mecanismos de comercialización establecidos en la Resolución CREG 89 de 2013
Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año el comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), la cantidad de gas natural que compró con respaldo físico para el periodo diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra para la atención de la demanda regulada.
Cantidades en MBTUD adquiridas mediante estos contratos con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por cada una de las respectivas áreas de servicio exclusivo donde presta el servicio.
1. Dentro de los primeros (15) días calendario de noviembre de cada año t, la CREG con la información del sistema único de información (SUI), determinará las cantidades de gas natural mensuales demandadas durante los meses de enero a diciembre por los usuarios regulados en el área de servicio exclusivo i y que es atendida por el comercializador j correspondiente a los cinco (5) años anteriores al año t.
Con la información anterior y para cada uno de los cinco (5) años anteriores al año t se establecerá el consumo mensual máximo y mínimo que se presentó en cada uno de esos años, así:
Cantidad máxima histórica de gas natural en metros cúbicos (m3) demandada realmente por los usuarios regulados en un mes cualquiera del año (t-a) en el área de servicio exclusivo i y que es atendida por el comercializador j.
Cantidad mínima histórica de gas natural en metros cúbicos (m3) demandada realmente por los usuarios regulados en un mes cualquiera del año (t-a) en el área de servicio exclusivo i y que es atendida por el comercializador j.
Cantidad de demanda real histórica de gas natural en metros cúbicos (m3) de los usuarios regulados en el mes de enero del año (t-a) en el área de servicio exclusivo i y que es atendida por el comercializador j. Así para el resto de meses del año.
a Año histórico de 1 a 5. Este corresponde a cada uno de los cinco años anteriores al año t.
2. Posteriormente, se determinará para cada año de los cinco (5) anteriores al año t, la variable d(t-a),i,j que corresponde a la diferencia porcentual que hay entre el consumo máximo y mínimo de cada año, así:
d(t-a)i,j Diferencia porcentual entre el consumo histórico máximo y mínimo en cada uno de los años (t-a) en el área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j
3. Luego se establecerá el valor dy,i,j que corresponde al máximo valor de los d(t-a),i,j que se presentaron durante los cinco años (t-a). Este valor será el que se utilizará para la definición del rango del año y
4. La CREG publicará los valores dy,i,j para cada área de servicio exclusivo que cumpla con el criterio de consumo definido al inicio de este literal.
5. El comercializador determinará el límite superior del rango de cantidad de compras de gas aplicable en el año y el cual corresponderá a la sumatoria de las cantidades de gas natural que el comercializador j compró con respaldo físico para la atención de la demanda del área de servicio exclusivo i, así:
6. El límite inferior del rango de cantidad de compras de gas aplicable en el año y se fijará como el valor de la sumatoria de las cantidades de gas natural que el comercializador j compró con respaldo físico para la atención de la demanda del área de servicio exclusivo i por el valor de dy,i,j
Cantidad máxima mensual de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada en el año y del área de servicio exclusivo i, en el mes m y que es atendida por el comercializador j.
Cantidad mensual de las compras de gas con respaldo físico, en MBTU, declaradas por el comercializador j para la atención de la demanda regulada del área de servicio exclusivo i para el año y.
Cantidad mínima mensual del intervalo de compras de gas en MBTU para la atención de la demanda regulada del área de servicio exclusivo i para el año y, que es atendida por el comercializador j.
Cantidad mensual de gas natural en MBTU realmente demandada por los usuarios regulados del área de servicio exclusivo i, para el año y, que es atendida por el comercializador j.
D. Cantidades que se pueden trasladar al usuario regulado
i) Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo de gas correspondiente a la cantidad de gas comprada con respaldo físico.
ii) Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado el costo total de la cantidad de gas comprada con respaldo físico por el comercializador para atender la demanda regulada. A este costo se le restará la mitad de los ingresos recibidos por el comercializador por la venta del gas excedentario en el mercado secundario de acuerdo con la Resolución CREG 89 de 2013, menos los impuestos de renta ocasionado por esta venta tal y como lo indica en literal E de este artículo.
iii) Se traslada en la fórmula tarifaria al usuario regulado solo el costo del gas correspondiente a la cantidad real de gas demandada por los usuarios regulados que son atendidos por el comercializador.
PAR. 1º—Los comercializadores que atiendan áreas de servicio exclusivo cuyo consumo de gas mensual sea menor a siete millones de metros cúbicos (<7.000.000 m3) podrán trasladar directamente los costos de las cantidades compradas y declaradas según el literal A de este artículo sin calcular el rango de consumo que se describe en los literales C y D de este mismo artículo.
PAR. 2º—La determinación de si una (sic) área de servicio exclusivo tiene un consumo de gas mensual mayor o igual a 7.000.000 m3 se hará con el resultado de la mediana estadística de los valores de consumos mensuales obtenidos por el comercializador en el área de servicio exclusivo durante el año anterior a la compra de gas (t-1). Esta información corresponderá a la reportada por el comercializador para cada área de servicio exclusivo en el sistema único de información (SUI).
PAR. 4º—Para el caso de que el comercializador compre gas con respaldo físico mediante negociaciones directas en cualquier momento del año, el rango de cantidades de compras de gas natural deberá recalcular la sumatoria del Qcfm,i,j,y, establecido en el numeral 5º, en el mes siguiente que se cambien las cantidades compradas de gas con respaldo físico y se lo declarará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD).
PAR. 5º—Para las compras de gas que se efectúen conforme a la Resolución CREG 89 de 2013 para atender la demanda regulada desde el 1º de enero del año 2014 hasta el 30 de noviembre del año 2014, la CREG efectuará todo el procedimiento establecido en este artículo, entendiéndose como año t-1 como el año 2012 y el año y el año 2014, así mismo, el comercializador determinará las cantidades conforme a lo establecido en el numeral 1º de este artículo dentro de los cinco (5) primeros días de enero de 2014.
E. Ingresos por ventas de excedentes
G. Aplicación de estas disposiciones
Lo dispuesto en el numeral 5.1.1 de esta resolución también se aplicará anualmente para las compras de gas que se efectúen conforme a la Resolución CREG 89 de 2013 mediante contratos cuya vigencia sea de cinco años.
PMS(m-1)i,j= Costo total de compras de gas, expresado en pesos en el mes m-1, con destino a usuarios regulados del área de servicio exclusivo i y atendido por el comercializador j y calculado con base en la metodología de costo máximo de traslado de compras de GLP establecida en el artículo 4º de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento de GLP del distribuidor de gas combustible por redes. El precio del GLP se define de acuerdo con lo establecido en las resoluciones vigentes de la CREG que determinen el precio del producto para las diferentes fuentes u origen del gas.
Cglp (m-1),i,j= Cantidad de GLP inyectada a la red de distribución en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados del área de servicio exclusivo i y atendido por el comercializador j, expresada en kilogramos. Cuando en la red de distribución se inyecte AP, este valor corresponde a la cantidad de GLP inyectada al sistema de distribución a través del sistema de producción del AP.
PAR.—El comercializador de gas combustible por redes que utilice GLP deberá acogerse a todas las disposiciones y obligaciones establecidas en el reglamento de comercialización mayorista de gas licuado de petróleo, contenidas en la Resolución CREG 53 de 2011, o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, con el fin de adquirir el producto para atender a los usuarios de la red de distribución.
En el caso de transporte de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón por el sistema nacional de transporte (SNT) y/o gas natural comprimido se aplicará la siguiente expresión:
CTTm-1,i,j Costo de transporte de gas combustible en el mes m-1, de i) capacidad de transporte gas natural adquirida a través de contratos firmes incluyendo los costos por capacidad y los costos por volumen, en dólares de los Estados Unidos de América (USD) y/o ii) transporte de gas metano en depósitos de carbón dólares de los Estados Unidos de América (USD), con destino a usuarios regulados en el mes m-1, para el área de servicio exclusivo i y atendido por el comercializador j. Estos costos sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. Para la capacidad de transporte contratada de acuerdo con la Resolución CREG 89 de 2013, el costo máximo de transporte que el comercializador podrá trasladar al usuario regulado deberá corresponder a las cantidades de compras de gas según lo establecido en el numeral 5.1.1 de esta resolución.
Vm-1,i,j Volumen de gas combustible, destinado a usuarios regulados, medido en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m3). Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
Dentro de los primeros cinco (5) días de diciembre de cada año y cada vez que cambien los contratos el comercializador deberá declarar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) las compras de capacidad de transporte de gas natural que compró con respaldo físico para el periodo diciembre a noviembre del año para el cual efectuó la compra de gas para la atención de la demanda regulada.
• Capacidad en Kpcd-año adquiridas mediante contratos con respaldo físico con destino a la atención de la demanda regulada y discriminadas por ruta desde cada punto de iniciación del servicio hasta cada una de las respectivas áreas de servicio exclusivo donde presta el servicio.
CTTG m-1,i,j Costo total de la capacidad de transporte de gas natural contratada en el mes m-1, para la atención de la demandada regulada en el área de servicio exclusivo i y atendida por el comercializador j.
IVE m-1,i,j Ingresos por venta de capacidad de transporte excedentaria en el mes m-1, en el área de servicio exclusivo i y por el comercializador j.
i. El costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el artículo 5º de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan, siendo el destino los tanques de almacenamiento del distribuidor de gas combustible por redes. El precio máximo para la actividad de transporte por ductos se define de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 122 de 2008 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.
ii. El costo de transporte terrestre definido en el artículo 8º de la presente resolución.
8.2. Transporte de gas licuado de petróleo. En el caso de gas licuado de petróleo (GLP) para comercializar GLP o AP por redes de tubería, el costo unitario de transporte terrestre TVm corresponde al flete entre los puntos de entrega del producto y el tanque de almacenamiento del mercado de distribución como lo establece la regulación de GLP o aquella que se defina específicamente para el transporte de GLP destinado a la prestación del servicio por redes de tubería. Este costo deberá incluirse en el Tm definido en la presente resolución.
PAR.—El volumen de (GLP) destinado a usuarios regulados, se medirá en los puntos de inyección al sistema de distribución. Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.
ART. 9º—Prestación del servicio con diferentes gases combustibles. Cuando se suministre gas natural y/o gas natural comprimido y/o aire propanado (AP) en un mismo (sic) área de servicio exclusivo, el Tm resultante será un ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y los costos de transporte de cada gas, calculado con la siguiente fórmula:
Tim-1,i,j Costo promedio de transporte de gas i inyectado al sistema de distribución en $/m3 en el mes m-1 para el área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Vtm-1,i,j= Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución m3 en el mes m-1 en del área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
ρm,i,j Promedio de las mediciones de densidad en kg/galón realizadas en el tanque de almacenamiento en el mes m en el área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Qcm-1,i,j Cantidad de galones de GLP adquirida en el mes m-1 para el área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Im-1,i,j Inventario final, en galones, en el mes m-1 del área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
Qfm-1,i,j Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida del tanque de almacenamiento, en el mes m-1 del área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
ART. 11.—En situaciones de insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o el que lo modifique o sustituya declaradas por el Ministerio de Minas y Energía, se podrán incluir los costos adicionales a los de capacidad y volumen en firme contratados. Costos que los transportadores u otros remitentes facturen a los comercializadores en contraprestación del servicio de transporte del gas desde otro punto de iniciación del servicio, en el sistema nacional de transporte, al pactado por los comercializadores en los contratos de suministro con respaldo físico a fin de garantizar la prestación del servicio.
Vm-1,k,i,j Volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección l al sistema de distribución “k” con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m3), Este volumen será corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el numeral 5.39 de la Resolución CREG 67 de 1995 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan. Este volumen corresponde al área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j.
ART. 14.—Costo de comercialización de gas combustible. El costo de comercialización corresponderá a los cargos de comercialización fijo y variable que hayan sido aprobados para el área de servicio exclusivo de acuerdo con la metodología que sea establecida por la CREG para la remuneración de la actividad de comercialización en las áreas de servicio exclusivo. En caso de que no se haya expedido una nueva metodología una vez entre en vigencia esta resolución se aplicará el cargo de comercialización que se encuentra definido en la Resolución CREG 57 de 1996.
ART. 15.—Costo de confiabilidad de gas combustible. La componente (sic) de confiabilidad corresponderá al cargo de confiabilidad que sea aprobado de acuerdo con la metodología definida por la CREG en resolución aparte. Hasta que no se defina dicha metodología este cargo será cero.
ART. 16.—Costo de pérdidas. Las pérdidas de gas combustible trasladables al usuario final, se determinarán de conformidad con el procedimiento definido en la Resolución CREG 67 de 1995 (Código de Distribución de Gas Combustible) o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan. Hasta que la CREG establezca dicho procedimiento, se considerará un valor máximo a trasladar del 4 % por concepto de pérdidas.
ART. 17.—Tratamiento del Kst causado. Para las empresas de las áreas de servicio exclusivo que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, hayan presentado desviaciones entre los costos reales de prestación del servicio a usuarios residenciales y los costos proyectados, se adopta el siguiente procedimiento para establecer el destino o recaudo del ingreso o egreso causado por el Kst,i,j conforme a la metodología de la Resolución CREG 57 de 1996:
El elemento Kst($/m3) se cobrará solo por un periodo de seis meses para las actuales áreas de servicio exclusivo para la distribución de gas natural por redes de tuberías.
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 entiende que las acreditaciones se aplican a las facturaciones mensuales que se efectúen a partir del tercer mes siguiente al mes de entrada en vigencia la nueva fórmula tarifaria. La fórmula de acreditación por factura para un usuario n es la siguiente:
Corresponde al volumen facturado al usuario n en el periodo tarifario (t-1) del área de servicio exclusivo i y que es atendido por el comercializador j, entendiéndose que:
Monto cobrado en exceso = Ksti,j X QR (t-1),i,j
En caso de que un usuario no regulado disminuya sus consumos y se clasifique como usuario regulado, su nueva condición solo será efectiva hasta que el comercializador que atiende demanda regulada en el área de servicio exclusivo donde el usuario se encuentra, pueda adquirir el gas requerido con respaldo físico por este y el respectivo contrato se ejecute.
En caso de que un usuario regulado aumente sus consumos y se clasifique como usuario no regulado, su nueva condición solo será efectiva hasta el siguiente 1º de diciembre posterior a la fecha de vencimiento de sus contratos de suministro con respaldo físico con periodo de un año. En este caso mientras el usuario permanezca como regulado, el comercializador que lo atiende solo tendrá la obligación de suministrarle gas con respaldo físico conforme a sus consumos históricos como usuario regulado.
Dicha publicación incluirá la canasta de tarifas, los valores del costo de compras de gas combustible (Gm,i,j), costo de transporte de gas combustible(Tm,i,j y Tvm,i,j), así como los valores calculados para el cargo de distribución (Dm,i,j), los cargos de comercialización (Cvm,i,j) y (Cfm,i,j) y el cargo de confiabilidad (Ccm,i,j) los cuales serán publicados en moneda nacional.
Los nuevos valores deberán ser reportados por el comercializador al sistema único de información (SUI) administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
ART. 20.—Autorización para fijar tarifas. Dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la Ley 142 de 1994, las empresas comercializadoras de gas combustible a las que se refiere la presente resolución podrán aplicar las fórmulas tarifarias generales, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.
ART. 21.—Vigencia de la fórmula tarifaria. La fórmula tarifaria general establecida en esta resolución se aplicará a partir del 1º de enero de 2014 por un periodo de cinco años. Vencido dicho periodo, esta fórmula continuará rigiendo mientras la comisión no fije una nueva.

References: RESOLUCIÓN 
 RESOLUCIÓN 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 resolución 
 Resolución 
 artículo 77
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 126
 artículo 77
 Resolución 
 artículo 77
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 artículo 4
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 5
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 8
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 resolución