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Timestamp: 2019-10-17 15:39:25+00:00

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﻿ RESOLUCIÓN 158 DE OCTUBRE 30 DE 2017
RESOLUCIÓN 158 DE 30 DE OCTUBRE DE 2017
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICO UN PROYECTO DE RESOLUCIÓN, POR LA CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO QUE SE APLICARÁ A LAS ACTIVIDADES DE LA CADENA DE DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y AL TRANSPORTE DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO -GLP- POR DUCTOS.
TEMAS ESPECÍFICOS:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO, TRANSPORTE DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO, TASA DE DESCUENTO, SERVICIO DE TRANSPORTE POR REDES, DUCTOS O TUBERÍAS
DIARIO OFICIAL N°:50417 DE NOVIEMBRE 14 DE 2017
RESOLUCIÓN 158 DE 2017
“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará a las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos y al transporte de GLP por ductos”.
en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, los decretos 4130 de 2011, 1260 de 2013, 2253 de 1994 y 1073 de 2015,
Conforme a lo dispuesto por el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, así como lo establecido en el artículo 2.2.13.3.2 del Decreto Compilatorio 1078 de 2015, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 811 del 30 de octubre de 2017 aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará a las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos y al transporte de GLP por ductos”,
ART. 1º—Hágase público el siguiente proyecto de resolución “por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará a las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos y al transporte de GLP por ductos”.
ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta dentro de los treinta (30) días siguientes a la publicación en la página web de la entidad.
ART. 3º—Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse a Germán Castro Ferreira, Director Ejecutivo de la Comisión, a la siguiente dirección: Avenida Calle 116 Nº 7-15, Edificio Torre Cusezar, Interior 2, Oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.
Dada en Bogotá, D.C., a 30 de octubre de 2017.
El artículo 334 de la Constitución Política de Colombia, estableció la facultad del Estado para intervenir en la explotación de los recursos naturales como el petróleo, en la producción y distribución de bienes como son los combustibles líquidos derivados del petróleo, y en los servicios públicos y privados. Según el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 la Comisión de Regulación de Energía y Gas es competente para regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía eléctrica y gas combustible. La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad. Según el criterio de suficiencia financiera definido por el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias que establezca la CREG deben permitir remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable. Mediante el artículo 3º del Decreto 4130 de 2011, el Gobierno nacional le reasignó funciones referentes al sector de combustibles líquidos a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), señalando lo siguiente: “ART. 3º—Reasignación de funciones a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Reasígnense a la Comisión de Regulación de Energía y Gas las funciones de:
1. Parcialmente reasignar la función contemplada en el numeral 19 del artículo 5º del Decreto 70 de 2001 al Ministerio de Minas y Energía, que quedará así: Fijar los precios de los productos derivados del petróleo a lo largo de toda la cadena de producción y distribución, salvo para gasolina motor corriente, ACPM y biocombustibles.
2. Parcialmente reasignar la función asignada al Ministerio de Minas y Energía en el numeral 14 del artículo 12 del Decreto 70 de 2001, la cual quedará así: Determinar los parámetros y la metodología para calcular el precio de los combustibles, teniendo en cuenta el margen de comercialización, el porcentaje de evaporación, pérdida o cualquier otro concepto que afecte el volumen de los mismos.
3. Efectuar los estudios que se requieran para la determinación y fijación de los precios del gas natural destinado para uso como combustible automotor y demás usos inherentes a la comercialización del mismo, asignada al Ministerio de Minas y Energía en el numeral 20 del artículo 10 del Decreto 70 de 2001.
4. Reglamentar las tarifas en pesos por kilómetro/galón por concepto de transporte a través del sistema de poliductos, asignada al Ministerio de Minas y Energía en el artículo 12 de la Ley 681 de 2001.
5. Parcialmente las funciones asignadas en el artículo 3º del Decreto 4299 de 2005 al Ministerio de Minas y Energía, que quedará así: Regular las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo”(1).
En el mismo orden, el Gobierno nacional modificó la estructura de la CREG a través de la expedición del Decreto 1260 de 2013(2), señalando en el artículo 2º:
“ART. 2º—Objeto. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) tiene por objeto regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abusos de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad.
Igualmente tiene por objeto expedir la regulación económica para las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, en los términos y condiciones señalados en la ley”.
El literal b) del artículo 4º del Decreto 1260 de 2013 establece específicamente las funciones de la Comisión en relación con el sector combustibles líquidos así:
“b) Funciones en relación con el sector combustibles líquidos derivados del petróleo:
1. Expedir la regulación económica referente a las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución, y transporte de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, tales como gasolina motor corriente, ACPM, Jet A1, diésel marino, avigás, gasolina extra, kerosene, entre otros, salvo fijar los precios para gasolina motor corriente y ACPM.
2. Definir los criterios y condiciones a los que deben sujetarse los diferentes agentes de la cadena de combustibles en sus relaciones contractuales y sus niveles de integración empresarial.
3. Determinar la metodología para remunerar los activos que garanticen el abastecimiento estratégico de combustibles.
4. Determinar los parámetros y la metodología de referencia, utilizada por el Ministerio de Minas y Energía, para fijar el precio de ingreso al productor y de venta al público de la gasolina motor corriente, el ACPM y los biocombustibles.
5. Definir la metodología y establecer las fórmulas para la fijación de los precios y las tarifas de las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, diferentes al precio de ingreso al productor y de venta al público de la gasolina motor corriente, el ACPM y los biocombustibles.
6. Fijar los precios de los productos derivados del petróleo a lo largo de toda la cadena de producción y distribución, salvo para la gasolina motor corriente, el ACPM y los biocombustibles.
7. Definir la metodología y establecer las fórmulas para la fijación de los precios y las tarifas de gas para uso vehicular.
8. Definir la metodología y establecer las fórmulas para la fijación de los precios y las tarifas del transporte de combustibles, terrestre y por poliductos.
9. Establecer las normas sobre medida de los combustibles en las diferentes actividades de la cadena”.
Posteriormente, a través del Decreto 1073 de 2015, el Gobierno nacional expidió el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo Minas y Energía, recogiendo en su artículo 2.2.1.1.2.2.1.3 lo dispuesto por el artículo 3º del número Decreto 4299 de 2005, modificado por el numeral 5º del artículo 3º del Decreto-Ley 4130 de 2011.
Mediante la Resolución CREG 38 de 2008 se hizo público un proyecto de resolución mediante la cual se definió la metodología para determinar la tasa de retorno, del período de vida útil regulatoria de los activos de transporte de GLP y el factor de productividad para remunerar la actividad de transporte de los Gases Licuados del Petróleo (GLP) por ductos. Mediante la Resolución CREG 122 de 2008, la comisión estableció los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de transporte de Gas Licuado del Petróleo (GLP) por ductos.
Mediante la Resolución CREG 83 de 2014 se sometió a consulta un proyecto de resolución “por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas”.
Mediante la Resolución CREG 95 de 2015 se definió la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas (ZNI).
Posteriormente, en el desarrollo de las funciones asignadas a la Comisión en el año 2011 (Decreto 4130 de 2011), se identificó la necesidad de establecer una metodología para el cálculo de la tasa de descuento en las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos. Adicionalmente, la Comisión encuentra conveniente contar con una única metodología de cálculo de tasa de descuento tanto para el transporte de GLP por ductos, como para el transporte de líquidos por poliductos, y en general, para todas aquellas actividades de la cadena distribución de combustibles líquidos cuya metodología de remuneración utilice una tasa de descuento,
‘ART. 1º—La presente resolución tiene como objeto definir la metodología del cálculo de la tasa de descuento que se aplicará a las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos y transporte de GLP por ductos, según el alcance de las funciones asignadas a la Comisión.
‘ART. 2º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:
Actividades por redes: Corresponde a las actividades de transporte de GLP por ductos y la cadena de distribución de combustibles líquidos.
Momento t: Corresponde a la fecha de cálculo que se defina para cada actividad, en resolución aparte.
Tasa de descuento: Tasa calculada a partir de la estimación del costo promedio ponderado de capital (WACC por sus siglas en inglés) establecida para las actividades de transporte de GLP por ductos y la cadena de distribución de combustibles líquidos.
‘ART. 3º—Metodología de cálculo de la tasa de descuento en pesos. Para el cálculo de la tasa de descuento en pesos la Comisión aplicará la siguiente fórmula:
TDcop,a,t: Tasa de descuento antes de impuestos y en pesos constantes para la actividad a, en el momento t. Tasa utilizada en transporte de GLP por ductos y en la cadena de distribución de combustibles líquidos.
WACCcop,a,t: Costo promedio ponderado de capital en pesos corrientes y antes de impuestos para la actividad a, en el momento t.
πcop,t Promedio de la expectativa de inflación en el momento t, calculada como el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas, del plazo de 3650 días, de las curvas cero cupón de los títulos de tesorería TES COP y TES UVR, que se obtienen a partir de la información que es publicada por Infovalmer. Cada uno de los diferenciales se calcula de la siguiente manera:
En donde i es cada una de las fechas para las que existe información.
a Actividades de transporte de GLP por ductos y de la cadena de distribución de combustibles líquidos, que son reguladas por la CREG.
t Último día del mes anterior a la fecha de cálculo.
‘PAR. 1º—El costo promedio ponderado de capital en pesos corrientes y antes de impuestos para la actividad a, en el momento t, está dado por la siguiente expresión:
Wd: Ponderador para el costo de la deuda. El valor a aplicar para efectos de cálculo es 40%.
We: Ponderador para el costo del capital propio. El valor a aplicar para efectos de cálculo es 1 − Wd = 60%.
Kdcop,t: Costo de la deuda en pesos en el momento t. Corresponde al promedio ponderado, por monto de colocación, de las tasas de colocación de créditos comerciales (preferencial o corporativo), a más de 1825 días, del total de establecimientos (no incluye las tasas de las entidades financieras especiales excepto el Fondo Nacional de Ahorro). La información para efectuar el cálculo es publicada por el Banco de la República con base en la información del formato 088 de la Superintendencia Financiera de Colombia.
Kecop,a,t: Costo del capital propio en pesos, equivalente al costo del capital propio en dólares, para la actividad a, en el momento t.
Tx: Conforme a lo previsto en la normatividad vigente, en el 2018 será del 37% que corresponde a la suma del impuesto de renta y la sobretasa que aplica para ese año. Para el 2019 en adelante será del 33%. Los anteriores valores serán ajustados de presentarse modificaciones en la normatividad contemplada en el momento de cálculo de la tasa de descuento.
‘PAR. 2°—El costo del capital propio en pesos, equivalente al costo del capital propio en
dólares, para la actividad a, en el momento t está dado por la siguiente expresión:
Keusd,a,t: Costo del capital propio en dólares, equivalente al costo del capital propio en pesos, para la actividad a, en el momento t.
Sapcop,n,t__ Promedio de la tasa de la curva swap libor peso al plazo n, en el momento t. Ticker Bloomberg: CLSWU10 Curncy.
Swapusd,n,t: Promedio de la tasa de la curva swap libor al plazo n, en el momento t. Ticker Bloomberg: USSWAP10 Curncy.
n: Plazo en años. El valor a aplicar para efectos de cálculo es 10 años.
‘PAR. 3º—El costo del capital propio en dólares, equivalente al costo del capital propio en pesos, para la actividad a, en el momento t, está dado por la siguiente expresión:
Rf,t: Promedio de la tasa libre de riesgo en el momento t. Mid yield del bono de los Estados Unidos de América a 10 años. Ticker Bloomberg: USGG10YR Index.
βL,t: Beta apalancado en el momento t, donde:
Rm,t: Promedio de la prima de mercado en el momento t. Corresponde al promedio aritmético de las primas de mercado anuales, estimadas a partir del Standard & Poor’s 500 y de los bonos de los Estados Unidos de América con plazo de emisión a 10 años, desde 1928 hasta el año anterior a la fecha de cálculo, según publicación en http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls.
Rp,t: Promedio de la prima por riesgo país en el momento t. Se calcula como la diferencia entre el promedio del CDS de 10 años de Colombia (Ticker Bloomberg: COLOM CDS USD SR 10Y CBIN Corp) y el promedio del CDS de 10 años de Estados Unidos (Ticker Bloomberg: US CDS EUR SR 10Y Corp).
Rr,a: Prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia (Estados Unidos de América) y el esquema aplicado en Colombia para la actividad a. El valor para efectos de cálculo de cada actividad será publicado en resolución aparte y considerará, en cada caso, la nueva metodología de remuneración que se encuentre en proceso de ser adoptada por la CREG.
‘PAR. 4º—El beta desapalancado está dado por la siguiente expresión:
βU,t: Beta desapalancado en el momento t.
βi,t: Beta apalancado de cada una de las empresas seleccionadas para efectuar el cálculo del βU,t, en el momento t. Se calcula a partir de los retornos diarios de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo. En donde i es cada una de las empresas consideradas para el cálculo.
Mkt_Capi,t: Corresponde a la suma del reporte mensual de capitalización bursátil (en Bloomberg identificada como CUR_MKT_CAP) de la empresa i, considerada para el cálculo del βU,t, en el momento t. Se calcula con información mensual de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo.
Mkt_Cap_Totalt: Corresponde a la suma del reporte mensual de capitalización bursátil (en Bloomberg identificada como CUR_MKT_CAP) de todas las empresas consideradas para el cálculo del βU,t, en el momento t. Se calcula con información mensual de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo.
Dedt_Totalt:
Corresponde a la suma del reporte mensual de deuda financiera de corto y largo plazo (en Bloomberg identificada como SHORT_AND_LONG_TERM_DEBT) de todas las empresas consideradas para el cálculo del βU,t, en el momento t. Se calcula con información mensual de los últimos 60 meses, contados a partir del último día del mes anterior a la fecha de cálculo.
Corp_Tax: Corresponde al impuesto corporativo a la renta, aplicable en los Estados Unidos de América. El valor considerado para efectos de cálculo es 35%.
NE: Número de empresas consideradas en el cálculo del βU,t, en el momento t.
‘PAR. 5º—Los parámetros que corresponden al promedio de sus observaciones se obtienen mediante el siguiente procedimiento:
Xt: Promedio del parámetro X en el momento t.
Xj: Valor del parámetro X en el momento i.
t: Último día del mes anterior a la fecha de cálculo.
j: Fecha que corresponde a t menos 12 meses.
i: Cada una de las fechas para las que existe información, desde j hasta t. La periodicidad de la información deberá ser la de mayor frecuencia posible con la que esta sea publicada, en el evento en el que la frecuencia de publicación no sea diaria.
k: Número de datos existentes desde j hasta t. El valor de k dependerá de la información disponible para cada parámetro.
‘ART. 4º—Valor de la tasa de descuento. Los valores de las tasas de descuento para cada actividad serán definidos por la CREG en resoluciones posteriores. Los valores se calcularán y publicarán por una sola vez para cada metodología de cálculo de cargos que defina la CREG. Dichos valores permanecerán vigentes durante todo el periodo tarifario para calcular los cargos nuevos que sean solicitados, excepto en los casos en los que expresamente la CREG lo establezca.
‘ART. 5º—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y modifica el alcance del artículo 1º de la Resolución CREG 095 de 2015, en el sentido que solo aplica en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas -ZNI
1 Actualmente compilado en el artículo 2.2.1.1.2.2.1.3 del Decreto 1073 de 2015 – Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía.
2 Actualmente compilado en el artículo 1.2.1.1.3.1.1. del Decreto 1073 de 2015 –Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía.

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