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Timestamp: 2018-08-15 22:12:31+00:00

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RESOLUCIÓN 138 DE 03 DE OCTUBRE DE 2014
CONTENIDO:MODIFICA Y ADICIONA LA RESOLUCIÓN 202 DE 2013, EN LO RELACIONADO CON LOS CRITERIOS GENERALES PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS.
en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y de acuerdo con el Decreto 2253 de 1994, y
A través de la Resolución CREG 90 de 2012 la CREG ordenó publicar un proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.
A través de las comunicaciones de: Llanogas S.A. ESP con radicados CREG E-2014-001644 y E-2014-001737, Promesa S.A. ESP radicado CREG E-2014-001488, Andesco radicado CREG E-2014-001069, Gas Natural Fenosa S.A. ESP radicado CREG E-2014-001108, Naturgas radicados CREG E-2014-001113 y E-2014-001970, Gases de Occidente S.A. ESP radicado CREG E-2014-001323, Efigas S.A. ESP radicado CREG E-2014-001358, Gases de La Guajira S.A. ESP radicado CREG E-2014-001371, Gases del Caribe S.A. ESP radicado CREG E-2014-001387, Surtigas S.A. ESP radicado CREG E-2014-001421 presentaron algunas inquietudes sobre la aplicación de lo dispuesto en la Resolución CREG 202 de 2013.
Una vez analizadas las inquietudes presentadas, la comisión consideró necesario someter a consulta la Resolución CREG 37 de 2014 por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013”.
De acuerdo con esta consulta se recibieron comentarios por parte de: Gases del Caribe S.A. ESP radicado CREG E-2014-003128, Gases del Llano S.A. ESP radicado CREG E-2014-003182, Gases del Llano S.A. ESP radicado CREG E-2014-003194, Naturgas radicado CREG E-2014-003204, Madigas Ingenieros S.A. ESP radicado CREG E-2014-003228, Empresas Públicas de Medellín radicado CREG E-2014-003260, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios radicado CREG E-2014-003261, Promigas S.A. ESP radicado CREG E-2014-003270, Gases de Occidente S A. ESP radicado CREG E-2014-003274, Gases del Caribe S.A. ESP radicado CREG E-2014-003275, Gas Natural S.A. ESP radicado CREG E-2014-003304, Efigas S.A. ESP radicado CREG E-2014-003304, Surtigas S.A. ESP radicado CREG E-2014-003309, Unigas S.A. ESP radicado CREG E-2014-003307, Alcanos de Colombia S.A. ESP radicado CREG E-2014-003714 y Empresas Públicas de Medellín radicado CREG-E-2014-004584.
Entre los aspectos que se sometieron a consulta mediante la Resolución CREG 37 del 2014 la CREG se encontraba la modificación del plazo para la presentación de las solicitudes tarifarias.
Dado que el plazo inicialmente establecido en la Resolución CREG 202 de 2013 vencía el 15 de abril de 2014, la comisión consideró necesario expedir la Resolución CREG 52 de 2014 por la cual se modifica el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Mediante radicado CREG E-2014-006071, la empresa Gases del Caribe S.A. ESP presentó solicitud de la aprobación de un cargo de distribución y un cargo de comercialización transitorios, con base en la Resolución CREG 202 de 2013, con el fin de prestarle el servicio de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería en unos municipios nuevos ubicados en el departamento del Magdalena, teniendo en cuenta que se encuentran pendientes por definir algunos aspectos en la regulación para fijar los cargos de distribución.
Las respuestas a cada uno de los comentarios recibidos a la propuesta consignada en la Resolución CREG 37 de 2013 así como los respectivos ajustes, se encuentran en el documento CREG 73 de 2014.
Según lo previsto en el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta, ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente según las normas vigentes, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados.
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 622 del 3 de octubre de 2014, acordó expedir la presente resolución;
ART. 2º—Modifíquense los numerales 5.2 y 5.3 del artículo 5º de la Resolución CREG 202 de 2013 así:
i) Mercados existentes de distribución: Constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario, manteniendo la estructura del mercado relevante de distribución conformado según la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 11 de 2003.
Para que un mercado sea considerado mercado existente de distribución deberá contener todos los municipios que formaron parte del mercado conformado en vigencia de la Resolución CREG 11 de 2003. Solo se permitirá el retiro de municipios del mercado existente de distribución, si en este habiendo pasado más de un año de la aprobación del cargo no se ha iniciado la prestación del servicio.
También corresponderán a este tipo de mercados existentes de distribución las zonas geográficas que hayan pertenecido a las áreas de servicio exclusivo y donde se hayan culminado los contratos de concesión.
ii) Agregación de mercados existentes de distribución: Incorporar en un mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario dos o más mercados relevantes existentes de distribución o que fueron constituidos conforme a la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 11 de 2003. Esta agregación de mercados existentes solo se podrá realizar siempre y cuando los mercados objeto de integración sean atendidos por un mismo distribuidor o cuando los distribuidores que prestan servicio en dichos mercados estén de acuerdo con la integración.
Adicionalmente, los mercados existentes de distribución que se agreguen deberán estar ubicados en un mismo departamento o en departamentos diferentes, pero con alguno(s) de los municipios que los conforman con fronteras comunes.
iii) Anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos: Conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario con mercado(s) existente(s) conformado(s) con las reglas de la Resolución CREG 11 de 2003 y municipio(s) nuevo(s). Estos municipio(s) nuevo(s) solo podrán anexarse al mercado existente cuando estén ubicados en el mismo departamento o en departamento diferentes, pero con frontera común a alguno de los municipios que forman parte del mercado existente de distribución.
iv) Creación de nuevos mercados de distribución: Constituir nuevos mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario por municipios nuevos, bien sea que la infraestructura esté o no ejecutada.
PAR. 1º—La conformación de mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario con las características establecidas en los numerales ii) y iii) se permitirá, siempre y cuando el costo unitario de gas combustible por redes de tubería a usuario final en cada mercado relevante o municipio nuevo que se pretende fusionar no sea superior al costo unitario total a usuario final de GLP en cilindros portátiles para dicho mercado.
PAR. 2º—Para establecer la comparación de los costos unitarios de gas combustible por redes y GLP, la comisión utilizará los criterios establecidos en la Resolución CREG 141 de 2011, o aquella que la modifique, aclare o sustituya y determinará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria si el costo de prestación del servicio de distribución de gas natural por red al usuario final, en cada mercado relevante de distribución existente o municipio nuevo, es igual o menor al costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo en cilindros portátiles al usuario final.
PAR. 3º—En el caso en que los mercados existentes de los numerales ii) y iii) se está prestando el servicio de GLP por redes de tubería se realizará la comparación del costo de prestación de este servicio con el costo unitario de prestación del servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo en cilindros portátiles a usuario final.
PAR. 5º—Los municipios que pertenecen a un mercado existente de distribución y a los que le fueron asignados recursos públicos posteriormente a la aprobación del cargo de distribución en vigencia de la Resolución CREG 11 de 2003 y con anterioridad al 31 de diciembre de 2013, para la conformación de mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario, deberán aplicar lo dispuesto en el numeral 6.7.1 del artículo 6º de la presente resolución.
5.3. Mercado relevante de distribución especial para el siguiente período tarifario.
En los casos en los que centros poblados diferentes a la cabecera municipal, entendiéndose por estos los corregimientos, caseríos o inspecciones de policía, que forman parte de municipios que se encuentran conformando mercados relevantes existentes o mercados relevantes para el siguiente período tarifario con cargos de distribución aprobados y que por razones de distancia a los sistemas de distribución no se encuentran incluidos dentro del plan de expansión por parte del distribuidor que presta el servicio en dicho mercado relevante, podrán constituirse como un mercado relevante de distribución especial para el siguiente período tarifario. Para el mercado relevante de distribución especial para el siguiente período tarifario se establece un cargo por uso del sistema de distribución, cumpliendo todas las condiciones establecidas en la presente resolución para nuevos mercados de distribución. Este cargo será aplicable únicamente a dicho centro poblado o mercado relevante de distribución especial para el siguiente período tarifario.
La comisión evaluará en la actuación administrativa correspondiente a la solicitud tarifaria del distribuidor interesado, si las condiciones del centro poblado ameritan su constitución como mercado relevante de distribución especial.
PAR. 1º—La empresa distribuidora interesada en presentar solicitud de cargos de distribución a la CREG para la creación de un mercado relevante de distribución especial para el siguiente período tarifario, deberá demostrar que al menos el 80% de los usuarios potenciales del servicio de gas del centro poblado, están interesados en contar con el servicio.
PAR. 2º—Si transcurrido un (1) año de haberse aprobado cargos de distribución para el mercado relevante de distribución especial para el siguiente período tarifario el distribuidor no ha iniciado la prestación del servicio, la resolución particular de aprobación de cargos para dicho mercado relevante de distribución especial perderá su vigencia y otro distribuidor podrá solicitar un nuevo cargo para este, aspecto que deberá ser explícitamente incorporado en la resolución antes referida. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones o demás medidas que pueda imponer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliaros en ejercicio de sus funciones.
PAR. 3º—Los centros poblados que pertenecen a un municipio que contaba con cargo promedio de distribución en vigencia de la Resolución CREG 11 de 2003 y a los cuales se les haya asignado recursos públicos con posterioridad a la aprobación del cargo y con anterioridad al 31 de diciembre de 2013, deberán constituirse como mercados especiales en los términos establecidos en el numeral 6.7.1 del artículo 6º de la presente resolución.
PAR. 4º—El municipio que cuente con cargo promedio de distribución aprobado en vigencia de la Resolución CREG 11 de 2003, pero que al 31 de diciembre de 2013 solo tenga prestación del servicio en sus centros poblados y no en su cabecera municipal, podrá constituirse como nuevo mercado de distribución. Los centros poblados del municipio que cuentan con servicio deberán conformarse como un mercado relevante de distribución especial al cual se le aplicará la metodología de costos medios históricos.
(Nota: Véase Resolución 93 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 3º—Modifíquense los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6º de la Resolución CREG 202 de 2013 que fue modificado por la Resolución CREG 52 de 2014 y adiciónese el numeral 6.7.1 al artículo 6º de la Resolución CREG 202 de 2013.
(i) Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos de distribución una vez entre en vigencia esta resolución. En este caso, a más tardar dentro de los quince (15) días hábiles siguientes contados a partir de la firmeza de la resolución que apruebe la tasa de retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas, solo el distribuidor que está prestando el servicio en los mercados existentes de distribución deberá presentar a la CREG una solicitud de cargos de distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario establecidas en el artículo 5º de esta resolución. Los nuevos cargos de distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el artículo 7º del presente acto administrativo.
PAR. 2º—Las solicitudes que se presenten en los plazos establecidos en el numeral 6.4 y numeral i) del 6.5 tendrán como fecha de corte el 30 de junio de 2014.
6.7.1. Solicitudes de cargos de distribución para el siguiente período tarifario en mercados relevantes de distribución existentes donde posterior a la determinación del cargo en vigencia de la Resolución CREG 11 de 2003 a alguno(s) de sus municipio(s) o centro(s) poblados le fueron asignados recursos públicos.
Si a alguno de los municipios que conforman un mercado relevante de distribución existente y que con posterioridad a la aprobación del cargo promedio de distribución en vigencia de la Resolución CREG 11 de 2003 le fueron asignados recursos públicos con anterioridad al 31 de diciembre de 2013, para la definición de sus cargos de distribución se les aplicará las siguientes reglas:
(i) Los municipios que sean beneficiarios de los recursos públicos deberán retirarse del mercado existente de distribución al cual pertenecen y constituirse como otro mercado existente de distribución. Para el efecto, el (los) distribuidor(es) que prestan el servicio deberá(n) solicitar a la comisión la aprobación de la desagregación del mercado existente de distribución inicial y los cargos correspondientes. Estos se calcularán conforme lo dispuesto en la presente resolución para mercados existentes.
(ii) Los centros poblados beneficiarios de los recursos públicos deberán retirarse del mercado existente de distribución y conformar un mercado relevante especial. El cálculo de sus cargos de distribución se hará conforme lo dispuesto en la presente resolución para mercados existentes.
1. Los cargos de distribución se calcularán buscando mantener el beneficio de los recursos públicos en cabeza de sus destinatarios.
2. Cuando en el mismo municipio o centro poblado atendido por un solo distribuidor existan dos o más redes independientes que atienden diferente demanda, para la remuneración de la inversión base se considerará la suma de los activos correspondientes a cada red. Se tomará la demanda total del mercado y los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, eficientes para todo el mercado.
En las resoluciones particulares se desagregarán los cargos de distribución resultantes del cálculo tarifario en: (i) componente de inversión pagada con recursos públicos; (ii) componente de inversión pagada con recursos de la(s) empresa(s) y (iii) componente que remunera gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM.
3. Cuando en un municipio o centro poblado las redes de distribución con recursos públicos hayan entrado a competir con las redes construidas con anterioridad con recursos privados, se tomará para el cálculo la inversión base, el valor de la demanda del mercado y los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, eficientes correspondiente a la red constituida inicialmente en el municipio o centro poblado objeto de análisis. Para esto, si se considera necesario se podrán utilizar auditorías o peritajes designados por la comisión.
Cuando en este mercado con recursos públicos coincidan más de un distribuidor y alguno de ellos recaude dineros por encima del cargo teórico que remunera su inversión base reconocida por el cobro de los cargos de distribución definidos para el mercado, estará obligado a pagarle los valores correspondientes al otro(s) distribuidor(es) dentro de los 45 días calendario siguientes al día ultimo de cada mes m. El retraso en los pagos generará intereses de mora los cuales serán determinados con la tasa de usura definida por la Superintendencia Financiera.
Dkum > DHwkum
Pagoumwx = [(Dkum – DHwkum) * Qumwk)]
Pagoumwx: Es el pago en pesos por compensación del cargo por tipo de usuario u del mes m que debe realizar el distribuidor(es) w, que atiende en el mercado relevante de distribución k, al otro distribuidor(es) x que prestan servicio en el mismo mercado en proporción de los ingresos. Este valor está expresado en pesos.
Dkum: Cargo de distribución expresado en $/m3 para el mercado relevante de distribución k, por tipo de usuario u y aplicable en el mes m.
DHwkum: Cargo de distribución teórico expresado en $/m3 para el distribuidor w que atiende en el mercado relevante de distribución k, por tipo de usuario u y que teóricamente se aplicaría en el mes m. Este cargo será calculado de forma teórica aplicando la misma metodología establecida en esta resolución para la aprobación de cargos de distribución de cada mercado. Este cargo solo tendrá efectos para el cálculo de los pagos de que trata este artículo.
Qumwk: Demanda por tipo de usuario u obtenida con la facturación aplicable al mes m y facturada por el distribuidor w que atiende en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k expresada en metros cúbicos (m3).
u: Tipo de usuario regulado o no regulado.
w: Distribuidor(es) que atiende en el mercado relevante de distribución k y que recibe excedentes por el cobro de los cargos de distribución aprobados para el mercado k a la demanda que atiende.
x: Distribuidor(es) que atiende en el mercado relevante de distribución k y que deben recibir el pago de los excedentes por parte de los distribuidor(es) w.
ART. 4º—Modifíquese el numeral 9.1.1.3; 9.2.1.1; 9.2.1.2; 9.2.1.3 y el 9.4 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013.
9.1.1.3. Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos.
IBMNRPK: Inversión base de la red primaria del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado por municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3 de esta resolución.
IBMNRSK: Inversión base de la red secundaria del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado por municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3 de esta resolución.
VP(AOM(PR))RPK: Valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la red primaria, del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Los gastos de AOM eficientes para la red primaria de distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red primaria sobre los kilómetros de red totales del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red primaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
VP(AOM(PR))RSK: Valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la red secundaria del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Los gastos de AOM eficientes para la red secundaria de distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red secundaria sobre los kilómetros red total del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red secundaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
VP(Q(PR)NoResRSK+Q(PR)Resk): Valor presente de la sumatoria de la proyección anual de demanda para 20 años correspondiente a usuarios de uso diferentes al residencial que se van a conectar a la red secundaria y de la proyección de demanda correspondiente a usuarios de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).
VP(Q(PR))TK: Valor presente de la proyección anual de demanda total para el (los) municipio(s) nuevo(s) que va(n) a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).
9.2.1.1. Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes de distribución o agregación de mercados existentes de distribución.
IBMERPK: Inversión base correspondiente a la red primaria del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta resolución.
IBMERS(No Res)K: Inversión base correspondiente a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la suma de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el valor de la inversión base de la red secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta resolución.
AOMRPK: Gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento para la red primaria del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, expresados en pesos de la fecha base. Los gastos de AOM eficientes para la red primaria de distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red primaria sobre los kilómetros de red total del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red primaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
AOMRS(No Res)K: Gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el valor de los gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento de la red secundaria.
QTK: Demanda real total anual del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, obtenida en la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QRESK: Demanda real anual correspondiente al tipo de usuarios de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de mercados existentes de distribución o de la agregación de mercados existentes de distribución, obtenida en la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
9.2.1.2. Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos.
IBMERPme: Inversión base correspondiente a la red primaria de lo(s) mercado(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta resolución.
FQNoResRS: Factor de demanda, corresponde al porcentaje de demanda de usuarios diferentes al uso residencial que van a utilizar la red secundaria del mercado existente y de los municipios nuevos que conforman el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QNoResRSme: Demanda real anual de usuarios diferente al uso residencial que utiliza la red secundaria de los mercados existentes de distribución que van a conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR))NoResR5mn: Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de usuarios diferentes al uso residencial que va a utilizar la red secundaria de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresada en metros cúbicos (m3).
(QNoResRS+QRes)me: Sumatoria de la demanda de usuarios diferentes al uso residencial que utilizan la red secundaria y demanda residencial de los mercados existentes de distribución que van a conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
(VAE(VP(Q(PR))NoResRS+Q(PR)Res)mn: Valor anual equivalente del valor presente de la sumatoria de la proyección de demanda de usuarios diferentes al uso residencial que utiliza la red secundaria y de la proyección de demanda residencial de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresada en metros cúbicos (m3).
IBMENRS(NoRes)mn: Inversión base correspondiente a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al uso residencial de lo(s) mercado(s) relevante(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda y el valor de la inversión base de la red secundaria de municipios nuevos. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta resolución.
AOMRPme: Gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento, de los mercado(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k para el tipo de red primaria, conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresado en pesos de la fecha base. Los gastos de AOM eficientes para la red primaria de distribución, se determinarán de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red primaria sobre los kilómetros red total del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red primaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
CAE(VP(AOM(PR)RPPmn: Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la red primaria para los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Los gastos de AOM eficientes para la red primaria se determinan de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red primaria sobre los kilómetros red totales del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red primaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
AOMRS(NoRes)me: Gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda y el valor de los gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento de la red secundaria de los mercados existentes.
CAE(VP(AOMRS(No Res)mn): Costo anual equivalente del valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años asociados a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial para los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresado en pesos de la fecha base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda y el valor de los gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento de la red secundaria de los nuevos municipios.
QTme: Demanda total real anual de los mercados existentes de distribución que van a conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
QResme: Demanda real anual correspondiente al tipo de usuarios residencial de los mercados existentes de distribución que van a conformar el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución obtenida a la fecha de corte, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR)Tmn)): Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda total de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresada en metros cúbicos (m3).
VAE(VP(Q(PR)Resmn)): Valor anual equivalente del valor presente de la proyección de demanda de los usuarios de uso residencial de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar municipios nuevos a mercados existentes de distribución, expresada en metros cúbicos (m3).
IBMENRPmn: Inversión base correspondiente a la red primaria de los municipios nuevos que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.2 de esta resolución.
IBMERS(NoRes)me: Inversión base correspondiente a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes al uso residencial de lo(s) mercado(s) existente(s) de distribución que van a constituir el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la multiplicación del factor de demanda y el valor de la inversión base de la red secundaria existente. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.1 de esta resolución.
El FQNoResRS es igual a:
9.2.1.3. Mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos.
IBMNRPK: Inversión base de la red primaria del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k, conformado por municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3, de esta resolución.
IBMNRS(NoRes)K: Inversión base correspondiente a la red secundaria que va a ser utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos, expresada en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la proyección de demanda para uso diferente al residencial (QNoRes)mn sobre el total de la proyección de demanda que se conectará a la red secundaria (QNoRes+ QRes)mn y el resultado de esta relación por el valor de la inversión base de la red secundaria. Esta se determina como se indica en el numeral 9.5.3, de esta resolución.
VP(AOMRPK): Valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años de la red primaria, expresada en pesos de la fecha base del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos. Los gastos de AOM eficientes para la red primaria, se calculan de acuerdo con el promedio de las relaciones de kilómetros de la red primaria sobre los kilómetros red total del sistema de distribución y la inversión base correspondiente a la red primaria de distribución sobre la inversión base total del sistema de distribución.
VP(AOMRS(NoRes)K): Valor presente de la proyección anual de gastos de AOM para 20 años correspondientes a la red secundaria que es utilizada por usuarios diferentes a los de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos, expresado en pesos de la fecha base. Se calcula como la relación entre la demanda diferente a la residencial (QNoRes) sobre la sumatoria de la demanda que utiliza la red secundaria (QNoRes + QRes) y el resultado de esta relación por el valor de los gastos anuales eficientes de administración, operación y mantenimiento de la red secundaria.
VP(Q(PR)TK: Valor presente de la proyección anual de demanda total para 20 años para el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos, expresada en metros cúbicos (m3).
VP(Q(PR)Resk): Valor presente de la proyección anual de demanda para 20 años de usuarios de uso residencial del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k conformado por municipios nuevos expresada en metros cúbicos (m3).
9.4. Inversión base.
La inversión base denominada IBME, IBMEN o IBMN, comprenderá la inversión realizada o la inversión a realizar en los activos que se describen a continuación y en el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario:
a) Activos inherentes a la operación.
El monto de los otros activos reportados por la empresa tanto en inversión existente como en programa de nuevas inversiones no podrá ser superior al monto de la inversión en activos inherentes a la operación por el porcentaje establecido en el anexo 9 de la presente resolución.
d) Inversiones en terrenos, servidumbres e inmuebles.
El valor anual a incorporar en los gastos de AOM por este concepto, será el 12,7% del valor catastral en caso de terrenos e inmuebles.
Para el reporte de la información de servidumbres el distribuidor deberá diseñar un formato en Excel donde se incluyan los valores pagados por este concepto (ya sea un solo pago o pagos periódicos), la cuota anual equivalente de estos pagos calculada a perpetuidad, expresada en pesos de la fecha base, utilizando el IPC donde se requiera, junto con la identificación de los documentos que originan estas obligaciones, los cuales deben estar disponibles para que la CREG pueda revisarlos cuando lo considere necesario. Así mismo deberán enviar la metodología de cálculo de esta cuota anual.
Las unidades constructivas que forman parte de los activos inherentes a la operación, los otros activos, los activos asociados a control de la calidad del servicio, serán llevados a pesos de la fecha base de cálculo con el índice de precios al productor, IPP, publicado por el DANE.
(Nota: Véase Resolución 93 de 2016 artículo 4° y artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 5º—Modifíquese el artículo 13.2, de la Resolución CREG 202 de 2013.
13.2. Reposición de activos para el siguiente período tarifario.
El distribuidor podrá presentar en su solicitud tarifaria un programa de reposición de activos para el siguiente período tarifario de acuerdo con el anexo 17 de esta resolución. Este programa solo será aceptable para aquellos activos que clasifiquen dentro de inversión existente, IE, que estén en servicio y que hayan cumplido su vida útil normativa de operación, exceptuando terrenos y edificaciones.
El programa de reposición deberá indicar dentro del mercado relevante de distribución, los activos existentes que serán retirados de la inversión base existente, IE, y serán homologados a las unidades constructivas de acuerdo con el anexo 5 de esta resolución, su ubicación a través de coordenadas georreferenciadas y el activo por el cual será remplazado, si así ocurre de acuerdo con las unidades constructivas del anexo 7 y anexo 8.
La comisión de acuerdo con este programa de reposición y el análisis respectivo, aprobará y determinará los activos a excluir de la base de activos existentes y el reconocimiento de las inversiones en reposición de activos. Tanto los activos a excluir como aquellos a reconocer se tomarán de acuerdo a la fecha en que se ejecuten y entren en operación los activos de reposición. Para ello el distribuidor utilizará una fórmula de ajuste de los cargos de distribución, a partir del mes siguiente de entrada en operación del activo repuesto, de acuerdo con un delta de reposición definido regulatoriamente.
También se podrán incluir dentro del programa de reposición de activos para el siguiente período tarifario de que trata este artículo, las estaciones de regulación de puerta de ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural cuando se den las siguientes condiciones: i) que la estación de regulación de puerta de ciudad se esté remunerando a través de los cargos establecidos para un gasoducto de transporte de gas natural; ii) que el gasoducto de transporte cumpla el período de vida útil normativa, VUN, antes del vencimiento del período tarifario de los cargos de distribución aprobados con la presente metodología; iii) que la empresa transportadora haya hecho la solicitud a la CREG de que trata el literal a) del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el reconocimiento de la inversión a la terminación de VUN y, iv) en la resolución particular de ajuste de los cargos de transporte no se haya incluido la estación de regulación de puerta de ciudad que estaba en el respectivo gasoducto.
El distribuidor solo podrá aplicar el delta de reposición de acuerdo a su programa de reposición aprobado previamente por la comisión en la resolución que le aprueba cargos, siempre y cuando entre en operación el activo de reposición correspondiente. Para el caso de las estaciones de regulación de puerta de ciudad de que trata el inciso anterior se diferenciarán los deltas de reposición correspondiente a estas estaciones y el distribuidor solo podrá aplicarlos sí y solo sí estos activos ya no se remuneran dentro de los cargos establecidos para un gasoducto dentro de la actividad de transporte de gas natural, es decir, una vez quede en firme la resolución mediante la cual se ajusten los cargos de transporte que resulten de la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 en donde se excluye el activo de transporte.
ΔRept: Delta del cargo de distribución por efecto del programa de reposición de activos del año t del período tarifario. Expresado en pesos de la fecha base por metro cúbico.
t: Año del período tarifario en que se repondrán los activos.
IRNAK: Costo anual equivalente de la inversión base a reconocer por los activos nuevos que remplazan los activos existentes que serán objeto de reposición, expresado a pesos de la fecha base.
NR: Número de total de QUCN reportadas para remplazar para el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
UCNi: Unidad constructiva i.
QUCNik: Cantidad de la unidad constructiva de inversión a reponer UCNi para el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
PUCNi: Costo unitario reconocido para la UCNi relacionado en el anexo 8.
u: Vida útil normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.
k: Mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario en análisis.
IBAEK:	Costo anual equivalente de la inversión base correspondiente a la inversión existente, IE, reconocida por los activos que van a ser objeto de reposición a pesos de la fecha base.
NR:	Número total de QUCIE reportadas para el mercado relevante k, existentes a la fecha de corte.
UCIEi:	Unidad constructiva de inversión existente i a ser remplazada.
QUCIEik:	Cantidad de la unidad constructiva de inversión existente a remplazar UCIEi para el mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
PUCIEi:	Costo unitario reconocido para la UCIEi relacionado en el anexo 4.
r:	Tasa de retorno reconocida para la metodología de precio máximo.
u:	Vida útil normativa en años, reconocida para los activos igual 20 años.
k:	Mercado relevante de análisis.
QCT:	Demanda que se consideró para la aprobación de los cargos de distribución del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k.
PAR. 1º—Cuando se trate de reposición de activos para el siguiente período tarifario de estaciones de regulación de puerta de ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural el valor a reconocer por el activo se determinará así:
a) Si el activo continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como.
VAOt = VRAN x 0,6
b) Si el activo se repone completamente por nuevo
VAOt = VRAN
VAOt: Valor del activo a reconocer, expresado en pesos de la fecha base.
VRAN Valor de reposición a nuevo que corresponde al costo de la unidad constructiva de la estación de puerta de ciudad que se está reponiendo de acuerdo con el anexo 8 de la presente resolución. Expresado en pesos de fecha base.
Estos valores se reconocerán al distribuidor por un período de (20) años
En los casos que las estaciones de regulación de puerta de ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte no puedan homologarse a las definidas en el anexo 8 de la presente resolución, la comisión designará un perito para estimar el costo de reposición.
PAR. 2º—El delta de reposición de estaciones de regulación de puerta de ciudad que hayan estado en la base tarifaria de transporte de un transportador de gas natural, también incluirá un costo de gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, anual, el cual se determinará como el valor correspondiente a dichas estaciones sobre la demanda que se consideró para la aprobación de los cargos de distribución del mercado relevante de distribución para el siguiente período tarifario k. El valor de AOM anual para las estaciones de regulación de puerta de ciudad corresponderá al 4% de la inversión realizada en estas.
c) Si la red de distribución se conecta a la red de otro distribuidor en el mismo mercado, se considerará para la remuneración de la inversión base, los activos de la totalidad de las redes y se tomará la demanda total del mercado. Se reconocerá la suma de los gastos eficientes de AOM de cada uno de los distribuidores que atienden el mercado relevante. Los comercializadores pagarán a los distribuidores respectivos lo correspondiente al componente de inversión y AOM de acuerdo con el porcentaje de participación en la inversión base de cada propietario.
ART. 7º—Modifíquese el numeral ii) del anexo 1 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Conforme a lo establecido en el numeral ii) del artículo 4º de la presente resolución, el sistema de distribución que se conecte a otro sistema de distribución, debe pagar por su uso.
ART. 8º—Modifíquese el anexo 3 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Información pruebas verificación sobre los activos reportados por las empresas distribuidoras de gas combustible por redes para determinar los cargos por uso de los sistemas de distribución
Con base en la información entregada por las empresas, la comisión adelantará una verificación de la calidad de la información reportada, de conformidad con la siguiente metodología:
1. Verificación tipo 1.
A partir de la información reportada por cada empresa distribuidora de gas combustible por redes, la CREG determinará el tamaño de la muestra para una inspección normal que garantice una confiabilidad global mayor del 96% y un nivel aceptable de calidad o porcentaje de ítems no conformes menores al 4%.
b) La suma de las distancias de los tramos verificados de una red de tuberías sean inferiores en un 10% con relación a la suma de las distancias reportadas.
A partir de la información obtenida de la muestra que garantice una confiabilidad global mayor del 96%, la comisión estimará los cargos para la empresa.
Se entiende que la información es inconsistente o no conforme con lo reportado cuando:
a) El activo reportado no existe o su georreferenciación no permita establecer la existencia del activo;
b) Lleve a clasificarlo en una unidad constructiva, UC, que no corresponde con la reportada por la empresa;
c) La suma de las distancias de los tramos verificados de una red de tuberías sean superiores en un 10% con relación a la suma de las distancias reportadas.
Cuando la suma del efecto de todos los errores no explicados por la empresa distribuidora, conduzca a una estimación de costos de activos superior al 0.5% del costo total de los activos de la muestra estimados con las cantidades correctas, se rechazará la información reportada, sin perjuicio de que la CREG en ejercicio de la facultad de decretar pruebas allegue a la actuación otros elementos de convicción que le permitan reconsiderar o ratificar tal conclusión.
En caso de que se encuentre información no conforme con lo reportado en la misma para un tramo de red o UC, la empresa distribuidora debe explicar adecuadamente las razones por las cuales la misma no coincide exactamente con la levantada en campo. Las aclaraciones deberán ser presentadas por la empresa dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha de la notificación por parte de la CREG.
Cuando las inconsistencias en la información no sean debidamente justificadas ante la CREG y/o dentro del término establecido, se considerará que la muestra no garantiza una confiabilidad global mayor del 96%. Cuando a una empresa le sea rechazada la información reportada, la empresa distribuidora deberá presentar nuevamente la información que respalda la aprobación de los cargos de distribución, corrigiendo la información de sus activos y solicitar a la comisión la realización de la verificación tipo 2.
2. Verificación tipo 2.
Con la información de activos revisada y reportada por la empresa se diseña el tamaño de la muestra para una inspección estricta que garantice una confiabilidad global mayor del 96% y un nivel aceptable de calidad o porcentaje de ítems no conformes menores al 4%. Los criterios para aceptación o rechazo de la información serán los mismos establecidos para la verificación tipo 1.
Cuando a una empresa distribuidora le sea rechazada la información en segunda verificación, la comisión fijará los cargos máximos de distribución con un valor equivalente al 90% del cargo más bajo aprobado a las empresas según la presente metodología, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar.
ART. 9º—(Modificado).* Modifíquese el anexo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013 así:
Los porcentajes de otros activos eficientes que se reconocerán durante el próximo periodo tarifario por concepto de otros activos, se determinarán a través de un modelo estadístico. De acuerdo con estos se tomará el porcentaje calculado y se aplicará conforme a lo establecido en el literal b) del numeral 9.4 del artículo 9º de la presente resolución.
9.1. Porcentaje de otros activos para mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de periodos tarifarios concluidos.
Para determinar los porcentajes de otros activos a reconocer por mercado relevante de distribución las empresas deberán enviar al mes siguiente de la entrada en vigencia de esta resolución, la información correspondiente a activos y otros activos según las cuentas que se describen a continuación. Esta información deberá ser reportada para los años 2010, 2011 y 2012.
La comisión a través de circular publicará un documento que será sometido a comentario la función óptima que mejor estime el comportamiento de los otros activos para el siguiente periodo tarifario.
A través de circular se publicará el documento definitivo el cual contendrá la respuesta a cada uno de los comentarios recibidos y la función óptima que mejor estime el comportamiento de los otros activos para el siguiente periodo tarifario.
Para determinar el porcentaje de otros activos a reconocer a cada empresa, se tomará el mínimo dato entre el valor real de los otros activos y el arrojado por el modelo seleccionado y se calcula el cociente de dicho valor sobre el total de activos reportado por la empresa. El valor calculado, representará el porcentaje de otros activos para cada empresa que se reconocerá en el periodo tarifario.
Las empresas que a la fecha de entrada de vigencia de la presente resolución que estén prestando el servicio, en sus respectivos mercados relevantes, y que hayan concluido su periodo tarifario y no se encuentren en el universo de empresas del inciso anterior, se les reconocerá el 90% del porcentaje (%) mínimo reconocido de otros activos de acuerdo con los resultados obtenidos.
9.2. Porcentaje de otros activos para mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de periodos tarifarios no concluidos.
9.3. Valor de otros activos a reconocer en mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados por municipios nuevos.
*(Nota: Modificado por la Resolución 125 de 2015 artículo 6° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 10.—(Modificado).* Modifíquese el anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013 así:
Metodología para establecer el costo eficiente de administración, operación y mantenimiento, AOM, de la actividad de distribución de gas combustible
10.1. Determinación del AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de periodos tarifarios concluidos.
La determinación de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, eficientes para los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformado a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:
1. Las empresas distribuidoras y comercializadoras, que estén prestando el servicio en estos mercados, deberán suministrar al mes siguiente de la entrada en vigencia de esta resolución, la información correspondiente a los gastos de AOM de las actividades de distribución y comercialización de todos los mercados existentes en donde prestan servicio conforme a las cuentas establecidas en este anexo y para los años 2010, 2011 y 2012.
2. Las empresas adicionalmente deberán reportar en la solicitud tarifaria el porcentaje (%) de asignación de los gastos de cada actividad, de acuerdo con lo que hayan reportado a la fecha de corte en el SUI para las unidades de negocio de distribución y comercialización de gas combustible.
3. La comisión tomará la información de AOM del universo de empresas y de acuerdo con el análisis de diferentes variables, determinará la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.
4. La comisión a través de circular publicará un documento para someter a comentario la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.
7. El valor de AOM asignado por empresa mediante la función resultante de la frontera estocástica se expresa en pesos a de la fecha base con el índice de precios al consumidor, IPC.
8. El valor eficiente de gastos AOM a reconocer para la empresa, se determinará tomando el AOM anual, del año de la fecha de corte, reportado por la empresa y depurado por la comisión conforme a lo reportado para la unidad de negocio de distribución y comercialización al SUI (cuentas 552 y 553) y comparado con el valor de AOM estimado por la función definida mediante la frontera estocástica. El mínimo de estos valores será seleccionado como el valor de AOM de distribución y comercialización a reconocer a la empresa:
10.2. Determinación del AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de periodos tarifarios concluidos.
10.3. Definición de AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario conformados por municipios nuevos o conformados a partir de anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos.
Para determinar los gastos de AOM eficientes para los mercados relevantes de distribución para el siguiente periodo tarifario se tendrá en cuenta para los mercados existentes aplicar lo dispuesto en los ítems 10.1, 10.2 y 10.3 y para los mercados o municipios nuevos el siguiente procedimiento:
2. Conforme a las proyecciones de AOM incluidas en la solicitud tarifaria, se tomará como AOM reportado el promedio simple de los AOM anuales proyectados para los cinco años del periodo tarifario de las actividades de distribución y comercialización para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario que fueron reportados en la solicitud tarifaria; y se compara con el AOM estimado por la función definida mediante la frontera estocástica así:
— Si AOMKeficiente = AOMKreportado, se reconocerá el 100% de los gastos de AOM de la actividad de distribución reportado y proyectado para el mercado relevante o municipios nuevos.
— Si AOMKeficiente = AOMKestimado, el porcentaje (%) de gastos AOM que se le reconocerá para efectos tarifarios será la relación entre el AOM eficiente y el AOM reportado por la empresa.
10.4. Otros gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM.
a) Los gastos de AOM por concepto de los terrenos, servidumbres e inmuebles conforme a lo establecido en el literal d) del numeral 9.4 del artículo 9º de esta resolución.
b) Los gastos de AOM eficientes para la infraestructura de confiabilidad de acuerdo a lo establecido en el parágrafo 1º del numeral 9.7 del artículo 9º de esta resolución;
c) Los gastos de AOM eficientes para la actividad de revisiones periódicas que establezca la CREG conforme a las obligaciones establecidas a las empresas distribuidoras en la Resolución CREG 59 de 2012 de acuerdo a lo establecido en el parágrafo 1º del numeral 9.7 del artículo 9º de esta resolución. Las empresas deberán presentar los gastos en que incurren al realizar las revisiones periódicas de las instalaciones internas y descontar de estos el valor pagado a los organismos de inspección acreditados;
f) Verificación de que en el informe de AOM se utilicen únicamente las cuentas consideradas por la normatividad vigente;
j) Verificación de que dentro del reporte de costos y gastos AOM no se incluyan erogaciones causadas por situaciones que son ajenas a las actividades de distribución y comercialización de gas combustible;
l) Dar sin ambigüedades el visto bueno o concepto de salvedad sobre la información suministrada por las empresas sobre los costos AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible;
En todo caso el director ejecutivo podrá solicitar a las empresas información adicional a la descrita en este anexo independientemente de si esta se encuentra en actuaciones administrativas que se surtieron o se surtan al interior de la comisión. En el documento que será sometido a comentarios y que se describe en el procedimiento anterior se detallará la información utilizada para la determinación de la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.
*(Nota: Modificado por la Resolución 125 de 2015 artículo 7°de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 11.—Adiciónese el artículo 27 a la Resolución CREG 202 de 2013:
“ART. 27.—Parámetros transitorios de tasa de retorno y gastos eficientes de AOM para nuevos mercados de distribución. Para los nuevos mercados de distribución que presenten solicitudes tarifarias con anterioridad a la fecha de la firmeza de la resolución que apruebe la tasa de retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas, se les aprobará cargos de distribución conforme a las siguientes condiciones.
1. Tasa de retorno: El valor de tasa de retorno o WACC a utilizar para el cálculo de los cargos de distribución corresponderá a la definida en la Resolución CREG 69 de 2006.
2. Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM: La metodología a utilizar para la definición de los gastos de AOM eficientes corresponderá a la establecida en el numeral 7.4 de la Resolución CREG 11 de 2003.
PAR.—Los distribuidores que solicitaron y se les aprobaron cargos de distribución para los nuevos mercados de distribución utilizando los parámetros transitorios, dentro de los (30) treinta días siguientes contados a partir de la firmeza de la resolución que apruebe la tasa de retorno (WACC) para la actividad de distribución de gas por redes de tubería, podrán hacer nuevamente solicitud de aprobación de cargos a la comisión, como nuevo mercado de distribución o anexándose a mercados existentes de distribución, calculados con la tasa de retorno para la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y los gastos eficientes AOM determinados conforme al anexo 10 de la presente resolución.

References: RESOLUCIÓN 
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 Resolución 
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 artículo 9
 artículo 8
 resolución 
 artículo 5
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 Resolución 
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 Resolución 
 artículo 6
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 Resolución 
 artículo 6
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 artículo 1
 artículo 6
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 Resolución 
 artículo 6
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 artículo 5
 artículo 7
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 artículo 9
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 Resolución 
 artículo 4
 artículo 5
 artículo 13
 Resolución 
 artículo 14
 Resolución 
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 resolución 
 artículo 14
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 Resolución 
 artículo 4
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 Resolución 
 artículo 9
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 artículo 6
 Resolución 
 artículo 9
 artículo 9
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 artículo 9
 Resolución 
 artículo 7
 artículo 27
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