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Timestamp: 2019-02-18 08:35:25
Document Index: 221741201

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RESOLUCIÓN 125 DE 26 DE AGOSTO DE 2015
CONTENIDO:MODIFICA Y ADICIONA LA RESOLUCIÓN 202 DE 2013, RELACIONADA CON LOS CRITERIOS GENERALES PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA.
“Por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013”.
(Nota: Véase Resolución 93 de 2016 artículo 9° y artículo 10 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.
En virtud del principio de suficiencia financiera definido en el numeral 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.
El artículo 90 de la Ley 142 de 1994 establece que sin perjuicio de otras alternativas que pueden definir las comisiones de regulación, podrán incluirse un cargo por unidad de consumo, un cargo fijo, un cargo por aportes por conexión; así mismo, determina que las comisiones de regulación siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas.
En relación con el cargo fijo, el numeral 90.2 del artículo 90 de la Ley 142 de 1994, dispone que dentro de las fórmulas tarifarias puede incluirse un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.
El artículo 98 de la Ley 142 de 1994 prohíbe a quienes presten servicios públicos ofrecer tarifas inferiores a sus costos operacionales promedio con el ánimo de desplazar competidores, prevenir la entrada de nuevos oferentes o ganar posición dominante ante el mercado o ante clientes potenciales.
El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, vencido el cual, estas continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.
El artículo 136 de la Ley 142 de 1994, dispone que la prestación continua de un servicio de buena calidad es la obligación principal de las empresas de servicios públicos domiciliarios.
Mediante la Resolución CREG 202 de 2013 la CREG estableció los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones. Esta resolución fue modificada y adicionada mediante las resoluciones CREG 52 y 138 de 2014.
El plazo inicialmente establecido para la presentación de solicitudes tarifarias 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 modificó el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Mediante comunicación con radicado CREG-E-2015-000386 el grupo Inversiones de Gases de Colombia S.A., solicitó a la comisión aclarar los costos de las unidades constructivas con las cuales serán reconocidos para las inversiones ejecutadas después de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 202 de 2013 y hasta el 30 de junio de 2014.
Teniendo en cuenta que la fecha de corte prevista para los mercados relevantes de distribución que cumplieron su período tarifario fue modificada de acuerdo con las consideraciones de la Resolución CREG 138 de 2014, en la medida que el cronograma previsto para la definición de la metodología del WACC se modificó, se hace necesario aclarar los costos de las unidades constructivas con las cuales se valorarán los activos que se construyeron en fecha posterior al 31 de diciembre de 2013. Lo anterior, con el fin de no afectar la señal inicialmente dada a las empresas para el reconocimiento de sus inversiones.
Mediante la Resolución CREG 127 de 2013 se modifica el Anexo general de la Resolución CREG 67 de 1995, mediante la cual se adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes.
A través de la Resolución 33 de 2015, la comisión modificó los artículos 13 y 18 de la Resolución CREG 127 de 2013, los cuales consideran los factores de corrección al volumen consumido para efectos de facturación y el cálculo de pérdidas en el sistema de distribución, respectivamente.
Conforme a los comentarios recibidos y a los análisis efectuados a las resoluciones de consulta previas a la expedición de la Resolución CREG 33 de 2015, se consideró necesario incluir en la actualización mensual de los cargos de distribución el concepto de variaciones del poder calorífico real con respecto al presentado en la fecha de corte.
Mediante comunicación E-2015-003262 de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) propuso que la fecha de corte definida en el parágrafo segundo del numeral 6.5 de la Resolución CREG 138 de 2014, fuese modificada al 31 de diciembre de 2014, con el objeto de que los expedientes tarifarios puedan incorporar los volúmenes, los gastos AOM y las inversiones realizadas por los distribuidores al cierre del año 2014.
Teniendo en cuenta que se requería realizar algunas modificaciones, aclaraciones y ajustes dentro de las disposiciones previstas en la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013 en aspectos tales como: i) la valoración de las inversiones, con respecto a los activos realizados con posterioridad al 31 de diciembre de 2013 y hasta la nueva fecha de corte; ii) la aplicación del IPP, teniendo en cuenta los ajustes que en esta materia se han realizado por parte de algunas autoridades, como es en este caso el DANE; iii) la inclusión del factor de ajuste de poder calorífico definido en la Resolución CREG 33 de 2015 para las actualizaciones y revisiones tarifarias para los cargos de distribución que se lleven a cabo atendiendo la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013;
iv) la verificación de activos por parte de la CREG, toda vez que se considera viable y razonable llevar a cabo un seguimiento a los activos que se construirán y contar en la próxima revisión tarifaria con un avance en la verificación y auditoría de activos, así como llevar a cabo una solicitud de información en relación con los activos existentes a la fecha de corte; v) ajustar la fecha de corte; vi) ajustar los plazos previstos para la presentación de las solicitudes tarifarias de aprobación de cargos de distribución, y; vi) la inclusión de una disposición regulatoria en la que se precise que, en el caso de que la CREG expida alguna decisión de carácter regulatorio relacionada con las condiciones para que los usuarios no regulados conectados a los sistemas de distribución puedan conectarse directamente al sistema de transporte con posterioridad a la firmeza de los cargos de distribución que se definan conforme a la Resolución CREG 202 de 2013, se ordenó hacer público la Resolución CREG 97 de 2015, “por la cual se modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013”.
Al respecto se recibieron los siguientes comentarios por parte de: Proviservicios S.A. ESP radicado CREG E-2015-007478, Llanogás S.A. ESP radicados E-2015-007491 E-2015-007507, Empresas Públicas de Medellín radicado CREG E-2015-007502, Gas Natural S.A. ESP radicado CREG E-2015-007500, Naturgás radicado E-2015-007505, Efigás S.A. ESP E-2015-007514 y Surtigás S.A. ESP E-2015-007515.
Entre los aspectos que se sometieron a consulta mediante la Resolución CREG 97 de 2015 la CREG se encontraba la modificación del plazo para la presentación de las solicitudes tarifarias.
Dado que el plazo establecido para la presentación de solicitudes tarifarias definido en la Resolución CREG 202 de 2013 y modificado por la Resolución CREG 138 de 2014 vencía el 11 de agosto de 2015, la comisión consideró necesario expedir la Resolución CREG 112 de 2015, por la cual se modifica el numeral 6.4 y el numeral i) del numeral 6.5 de la Resolución CREG 202 de 2013.
Las respuestas a cada uno de los comentarios recibidos con relación a la propuesta consignada en la Resolución CREG 97 de 2015, así como los ajustes que se incorporan a la Resolución CREG 202 de 2013 como resultado del proceso de consulta, se encuentran en el Documento CREG 85 de 2015. Sin embargo, se debe precisar que los comentarios relativos a la propuesta regulatoria relacionada con la inclusión de una disposición en la que se precise que en el caso de que la CREG expida alguna decisión de carácter regulatorio relacionada con las condiciones para que los usuarios no regulados conectados a los sistemas de distribución puedan conectarse directamente al sistema de transporte con posterioridad a la firmeza de los cargos de distribución que se definan conforme a la Resolución CREG 202 de 2013 no serán objeto de análisis dentro de la presente resolución, sino que dicho análisis se realizará por parte de la CREG en el caso de que esta comisión adopte una decisión definitiva en esta materia.
Según lo previsto en 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, 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 número 670 del 26 de agosto de 2015, acordó expedir la presente resolución,
ART. 1º—Modifíquense los numerales 6.4 y 6.5 del artículo 6º de la Resolución CREG 202 de 2013, modificados por la Resolución CREG 52 de 2014, 138 de 2014 y 112 de 2015, así:
Solo los distribuidores que atienden usuarios en mercados existentes de distribución que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución y que hayan concluido el período tarifario, deberán someter a aprobación de la comisión el estudio de los cargos de distribución aplicables para el siguiente período tarifario, con sujeción a la metodología y demás criterios establecidos en la presente resolución, a más tardar el día 23 de septiembre de 2015.
(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 el 23 de septiembre de 2015, solo el distribuidor que a la fecha de corte establecida en esta resolución estuviera prestando el servicio en los mercados existentes de distribución deberá presentar a la CREG una solicitud de cargos de distribución en los términos de la presente resolución, manifestando que desea acogerse a la opción establecida en el presente numeral. Esta alternativa aplica para cualquiera de los criterios de conformación de los mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario establecidas en el artículo 5º de esta resolución. Los nuevos cargos de distribución aprobados como consecuencia del ejercicio de esta opción tendrán la vigencia establecida en el artículo 7º del presente acto administrativo.
En caso de existir más de un distribuidor atendiendo el mismo mercado relevante, todos los distribuidores deberán renunciar a la vigencia del cargo promedio de distribución aprobado según la metodología de la Resolución CREG 11 de 2003 y presentar cada uno su respectiva solicitud tarifaria en los términos de este numeral; de lo contrario, no podrán acogerse a la opción aquí establecida.
ART. 2º—Modifíquese el parágrafo 2º del numeral 9.5 del artículo 9º de la Resolución CREG 202 de 2013.
PAR. 2º—La comisión podrá ordenar la verificación de los inventarios de activos en servicio que los distribuidores reporten y que formen parte de la inversión base descrita en los numerales a), b) y c) del presente numeral y de acuerdo con la metodología establecida en el anexo 3.
La información de activos podrá ser solicitada por parte de la CREG a través de circular y con anticipación a la fecha de presentación de solicitudes tarifarias, con el propósito de establecer la muestra para adelantar la verificación de activos. Dicha información será la tenida en cuenta por parte de la CREG para efectos de las actuaciones administrativas que se adelanten para aprobar los cargos de distribución conforme a esta resolución.
Igualmente, la información que sea suministrada por parte de los distribuidores de acuerdo con lo dispuesto en el inciso parágrafo deberá corresponder a la que se reporte en las solicitudes tarifarias conforme a lo dispuesto en los literales a) y b) del numeral 6.1 del artículo 6º de esta resolución.
ART. 3º—Modifíquese y adiciónese un parágrafo al artículo 12 de la Resolución CREG 202 de 2013.
“ART. 12.—Fórmula de actualización del cargo de distribución aplicable a usuarios de uso residencial y del cargo promedio de distribución aplicable a usuarios diferentes a los de uso residencial.
Los cargos de distribución aprobados en resoluciones particulares de la CREG conforme a la presente resolución, expresado en pesos de la fecha base, se actualizarán mes a mes de acuerdo con la siguiente fórmula general:
D Ktum Cargo de distribución expresado en $/m3 para el mercado relevante de distribución k, por tipo de usuario y aplicable en el mes m.
D k,tu,inv Cargo de distribución expresado en $/m3 a pesos de la fecha base y para el mercado relevante de distribución k, por tipo de usuario y correspondiente a la componente de inversión.
IPPm-1 Índice de precios de la oferta interna reportado por el DANE o la entidad competente para el mes (m-1).
IPP0 Índice de precios de la oferta interna reportado por el DANE o la entidad competente para la fecha base en la cual se aprobaron los cargos de distribución.
D k,tuAOM Cargo de distribución expresado en $/m3 a pesos de la fecha base y para el mercado relevante de distribución por tipo de correspondiente a la componente de gastos de administración, operación y mantenimiento - AOM.
IPCm-1 Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el DANE para el mes (m-1).
IPC0 Índice de precios al consumidor total nacional reportado por el DANE para la fecha base de los cargos de distribución.
tu Tipo de usuario, este puede corresponder a usuarios de uso residencial (AUR) o a usuarios diferentes a los de uso residencial (AUNR).
PAR.—Los mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario, conformados a partir de mercados existentes de distribución, agregación de mercados existentes de distribución o anexar a mercados existentes de distribución municipios nuevos acorde a lo definido en el numeral 5.2 de esta resolución y donde se suministre gas natural, deberán actualizar mensualmente el cargo de distribución aplicable a usuarios de uso residencial y del cargo promedio de distribución aplicable a usuarios diferentes a los de uso residencial con el factor de ajuste de poder calorífico definido en la Resolución CREG 127 de 2013 modificada por la Resolución CREG 33 de 2015, u otra que la modifique, adicione o sustituya”.
ART. 4º—Adiciónese el numeral 13.4 al artículo 13 de la Resolución CREG 202 de 2013.
“13.4. Informe plan de obras.
Los agentes deberán reportar a la CREG el primer día hábil del mes de junio y diciembre del año n, la información correspondiente al programa de ejecución de obras que realizará en el siguiente semestre del año n y n+1, respectivamente. Indicando: Unidad constructiva que va a construir o sacar de operación, su ubicación, cantidad y cronograma de construcción de las obras, entre otros. Las empresas podrán modificar dicho programa semestral, durante la vigencia del mismo, pero deberán informarlo a la CREG.
La comisión con esta información podrá llevar a cabo una verificación de los activos que se van construyendo en relación únicamente con las características de tipo y diámetro de tubería y con base a esta podrá objetar el reporte de información de activos que se indica en el artículo 13.3 de la presente resolución”.
ART. 5º—Adiciónese al numeral 4.8 del Anexo 4 de la Resolución CREG 202 de 2013 la siguiente tabla.
Empresa Llanogás S.A. ESP.
Unidades constructivas de distribución de gas existentes en 2002 – Acacias
Código Descripción de unidad constructiva Unidad Costo reconocido mill $ Dic 2002 Costo reconocido mill $ Dic 2012
TPE1/2AS Canalización tubería de 1/2" en asfalto km 20,69 28,46
TPE3/4AS Canalización tubería de 3/4" en asfalto km 20,69 28,46
TPE1AS Canalización tubería de 1" en asfalto km 32,81 45,12
TPE2AS Canalización tubería de 2" en asfalto km 32,81 45,12
TPE3AS Canalización tubería de 3" en asfalto km 32,81 45,12
TPE4AS Canalización tubería de 4" en asfalto km 32,81 45,12
TPE1/2CO Canalización tubería de 1/2" en concreto km 20,69 28,46
TPE3/4CO Canalización tubería de 3/4" en concreto km 20,69 28,46
TPE1CO Canalización tubería de 1" en concreto km 32,81 45,12
TPE2CO Canalización tubería de 2" en concreto km 32,81 45,12
TPE3CO Canalización tubería de 3" en concreto km 32,81 45,12
TPE4CO Canalización tubería de 4" en concreto km 32,81 45,12
TPE1/2AT Canalización tubería de 1/2" en anden tableta km 20,69 28,46
TPE3/4AT Canalización tubería de 3/4" en anden tableta km 20,69 28,46
TPE1AT Canalización tubería de 1" en anden tableta km 32,81 45,12
TPE1/2ZV Canalización tubería de 1/2" en zona verde km 20,69 28,46
TPE3/4ZV Canalización tubería de 3/4" en zona verde km 20,69 28,46
TPE1ZV Canalización tubería de 1" en zona verde km 32,81 45,12
TPE2ZV Canalización tubería de 2" en zona verde km 32,81 45,12
TPE3ZV Canalización tubería de 3" en zona verde km 32,81 45,12
TPE4ZV Canalización tubería de 4" en zona verde km 32,81 45,12
Cruce aéreo menor de PE de 3" - 4" km 365,40 502,48
Cruce aéreo mayor de PE km 637,50 876,67
Cruce en autopista o vía nacional km 261,60 359,74
ART. 5º—(sic) Modifíquese el numeral 5.8 del Anexo 5 de la Resolución CREG 202 de 2013.
5.8. Empresa Llanogás S.A. ESP.
Unidades constructivas de distribución de gas existentes en 2002
Descripción de unidad constructiva Cantidad a Dic 2002 Villavicencio Cumaral Restrepo Guayabetal Quetame Puente Quetame Cáqueza Chipaque Fosca Une Acacias
Llanogás S.A. ESP.
TA2AS 1,35 1,35
TA3AS 4,25 4,25
TA4AS 4,85 4,85
TA6AS 3,02 3,02
TA4CO 0,08 0,08
TPE1/2AS 10,44 6,81 0,60 0,51 0,15 0,19 0,05 0,33 0,17 0,15 0,25 1,24
TPE3/4AS 6,86 2,76 0,65 0,47 0,05 0,00 0,03 0,19 0,18 0,07 0,13 2,32
TPE1AS 6,02 2,78 0,48 0,37 0,34 0,15 0,12 0,19 0,17 0,06 0,13 1,23
TPE2AS 13,30 7,79 0,55 0,67 0,21 0,16 0,03 0,80 0,11 0,09 0,24 2,64
TPE3AS 7,01 4,11 1,46 0,95 0,49
TPE4AS 1,06 0,25 0,00 0,00 0,81
TPE1/2CO 814,93 775,83 6,43 5,46 1,60 2,00 0,50 3,57 1,85 1,65 2,71 13,35
TPE3/4CO 73,75 29,69 7,02 5,09 0,58 0,31 2,00 1,94 0,74 1,39 24,97
TPE1CO 124,28 116,74 1,12 0,86 0,80 0,35 0,27 0,43 0,40 0,14 0,30 2,86
TPE2CO 22,16 12,99 0,92 1,12 0,35 0,27 0,05 1,33 0,19 0,15 0,40 4,40
TPE3CO 6,23 3,66 1,30 0,84 0,43
TPE4CO 0,94 0,22 0,72
TPE1/2AT 112,76 73,66 6,43 5,46 1,60 2,00 0,50 3,57 1,85 1,65 2,71 13,35
TPE3/4AT 73,75 29,69 7,02 5,09 0,58 0,31 2,00 1,94 0,74 1,39 24,97
TPE1AT 14,04 6,50 1,12 0,86 0,80 0,35 0,27 0,43 0,40 0,14 0,30 2,86
TPE1/2ZV 26,22 17,13 1,49 1,27 0,37 0,46 0,12 0,83 0,43 0,38 0,63 3,10
TPE3/4ZV 17,15 6,91 1,63 1,18 0,14 0,00 0,07 0,47 0,45 0,17 0,32 5,81
TPE1ZV 6,02 2,78 0,48 0,37 0,34 0,15 0,12 0,19 0,17 0,06 0,13 1,23
TPE2ZV 8,87 5,20 0,37 0,45 0,14 0,11 0,02 0,53 0,07 0,06 0,16 1,76
TPE3ZV 2,34 1,37 0,49 0,32 0,16
TPE4ZV 0,35 0,08 0,27
ERPC 01T1 8,00 8
UC especiales ($ de 2002)
Cruce aéreo menor de PE de 1/2" - 2" 0,38 0,26 0,08 0,04
Cruce aéreo menor de PE de 3" - 4" 0,06 0,01 0,02 0,03
Cruce aéreo mayor de PE 0,08 0,01 0,04 0,04
Cruce subfluvial de acero de 2" 0,06 0,06
Cruce aéreo de acero hasta 6" 0,03 0,03
Cruce en autopista o vía nacional 0,25 0,05 0,05 0,03 0,13
Hardware y software central de odorización 0,00
Protección catódica 0,00
Obra en suelo licuable hasta 6" 0,00
ART. 6º—Modifíquese el Anexo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 9º de la Resolución CREG 138 de 2014, así:
Los porcentajes de otros activos eficientes que se reconocerán durante el próximo período 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 período tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de períodos tarifarios concluidos.
Para determinar los porcentajes de otros activos a reconocer por mercado relevante de distribución las empresas deberán enviar 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, 2012 y 2013.
Cuenta Otros activos
1620 Maquinaria, planta y equipo en montaje
1625 Propiedades, planta y equipo en tránsito
La comisión tomará la información del universo de empresas y realizará un análisis econométrico con estas y otras variables y, seleccionará la función que sea más significativa estadísticamente en relación con las variables que influyen en los costos de los sistemas de distribución.
La comisión a través de circular publicará un documento para someter a comentarios la función óptima que mejor estime el comportamiento de los otros activos para el siguiente período 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 período 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 período tarifario.
Las empresas que a la fecha de entrada de vigencia de la presente resolución estén prestando el servicio, en sus respectivos mercados relevantes, y que hayan concluido su período 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 período tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de períodos tarifarios no concluidos.
Para aquellos mercados existentes donde se esté prestando el servicio por empresas que no se encuentren en el universo de empresas del numeral 9.1 del presente anexo se tomará el valor de los otros activos reportado por la empresa en la solicitud tarifaria y se compara con el valor de los otros activos estimado a partir de la función establecida. El valor de otros activos eficiente que se reconocerá para la empresa será el mínimo valor entre el valor de los otros activos estimado y el reportado.
9.3. Valor de otros activos a reconocer en mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados por municipios nuevos.
Se estimará un valor de otros activos para los mercados relevantes de distribución conformados por municipios nuevos de acuerdo a la función obtenida del numeral anterior.
Se tomará el valor de los otros activos reportado por la empresa en la solicitud tarifaria y se compara con el valor de los otros activos estimado a partir de la función establecida. El valor de otros activos eficiente que se reconocerá para la empresa será el mínimo valor entre el valor de los otros activos estimado y el reportado.
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 establecer la función óptima con la cual se determinará el porcentaje máximo a reconocer por concepto de otros activos para el siguiente período tarifario.
ART. 7º—Modifíquese al Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, modificado por el artículo 10 de la Resolución CREG 138 de 2014, así:
Metodología para establecer el costo eficiente de administración, operación y mantenimiento, (AOM) de la actividad de distribución de gas combustible
Para establecer los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento que se remunerarán en los cargos de distribución de gas combustible, se adoptará la metodología de frontera estocástica de costos y se aplicará de acuerdo con la conformación de los mercado(s) relevante(s) de distribución para el siguiente período tarifario.
10.1. Determinación del AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de períodos tarifarios concluidos.
La determinación de los gastos de administración, operación y mantenimiento, (AOM) eficientes para los mercados relevantes de distribución para el siguiente período 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, 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, 2012 y 2013.
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 31 de diciembre de 2013 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 período tarifario.
4. La comisión a través de circular publicará un documento para someter a comentarios la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente período tarifario.
5. 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 gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente período tarifario.
6. De acuerdo con la función seleccionada se asignará a cada una de las empresas un AOM estimado.
7. El valor de AOM asignado por empresa mediante la función resultante de la frontera estocástica se expresa en pesos 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 2013, 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:
9. Una vez determinado el AOM eficiente de la empresa, se procederá a repartir entre las actividades de distribución y comercialización conforme a los porcentajes que reporten las empresas en su solicitud tarifaria.
— Cuando las empresas no reporten la información de AOM para cada actividad en el SUI, la comisión le aprobará para efectos tarifarios el 90% de los gastos AOM de una empresa que sea comparable en términos de escala y densidad del mercado (número de usuarios atendidos y número de longitud de la red del sistema de distribución).
— Cuando las empresas no reporten los porcentajes (%) de AOM para las actividades de distribución y comercialización, se dividirán los gastos de AOM totales en partes iguales entre las actividades de comercialización y distribución.
10. El AOM eficiente de la actividad de distribución se asignará entre cada uno de los mercados relevantes atendidos por la empresa en forma proporcional al número de usuarios y/o kilómetros de red.
11. En los casos de mercados relevantes de distribución donde preste el servicio más de un distribuidor se sumará el AOM anual eficiente de cada empresa para el mercado relevante.
12. Las empresas deberán reportar al mes siguiente de entrada en vigencia de esta resolución, los valores de gastos y costos que se encuentran incluidos en la información reportada al SUI para la unidad del negocio de distribución y comercialización de gas a la fecha de corte. Las cuentas se encuentran en los cuadros 1 y 2.
Los valores de costos y gastos de administración, operación y mantenimiento se deben reportar a pesos de la fecha base.
512017 Intereses de mora
5302 Provisión para protección de Inversión
5313 Provisión para obligaciones fiscales
581539 Depreciación de edificaciones
7515 Depreciaciones
751501 Depreciación edificaciones
751502 Depreciación plantas, ductos y túneles
751503 Depreciación Redes, líneas, cables
751504 Depreciación Maquinaria y Equipo
751506 Depreciación Muebles, Enseres y Equipo de Oficina
751507 Depreciación Equipo de Comunicación y computación
751508 Depreciación Equipo de Centros de Control
751509 Depreciación Equipo de Transporte, Tracción y Elevación
751511 Depreciación Bienes Adquiridos en Leasing Financiero
751590 Otras depreciaciones
751701 Terrenos
751702 Construcciones y Edificaciones
752007 Amortización bienes entregados a terceros
752008 Amortización mejoras en propiedades ajenas
7530 Costo de bienes y servicios públicos para la venta
7555 Costo de pérdidas en prestación del servicio
Item Otros costos y gastos de administración, operación y mantenimiento incluidos en las cuentas 552 y 553 y que no estén contemplados en las cuentas del cuadro 1
1 Construcción de acometidas
2 Construcción instalaciones internas
3 Reconexiones del servicio
4 Corte del servicio
5 Calibración de medidores
6 Gastos de atención a usuarios no regulados
10.2. Determinación del AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente período tarifario conformados a partir de mercados existentes o agregación de mercados existentes de distribución de períodos tarifarios concluidos.
Para aquellos mercados existentes donde se esté prestando el servicio por empresas que no se encuentren en el universo de empresas del numeral 10.1 del presente anexo, se tomará el valor de los AOM reportados por la empresa en la solicitud tarifaria y se compara con el valor de AOM estimados a partir de la función establecida. El valor de AOM eficiente que se reconocerá para la empresa será el mínimo valor entre los valores de los AOM estimados, el reportado y el calculado conforme se establece en el numeral 9 del ítem 10.1 del presente anexo.
10.3. Definición de AOM eficiente para mercados relevantes de distribución para el siguiente período 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 período tarifario se tendrá en cuenta para los mercados existentes aplicar lo dispuesto en los ítems 10.1, 10.2 y 10.3 para los mercados o municipios nuevos el siguiente procedimiento:
1. Las empresas deberán reportar en la solicitud tarifaria el porcentaje (%) de asignación de los gastos AOM para las unidades de negocio de distribución y comercialización de gas combustible.
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 período tarifario de las actividades de distribución y comercialización para el mercado relevante de distribución para el siguiente período 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, AOMK eficientes = AOMK reportado 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, AOMK eficientes = AOMK estimado 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.
3. Una vez determinado el AOM eficiente, se establecerá el porcentaje (%) correspondiente a las actividades de distribución y comercialización de acuerdo con la asignación de los gastos de las actividades de distribución y comercialización que reporten las empresas en la solicitud tarifaria.
4. Para efecto del cálculo tarifario del artículo 9º de esta resolución. El porcentaje (%) de eficiencia obtenido conforme a lo establecido en el numeral 2º del presente ítem, se aplicará al horizonte de proyección de veinte (20) años para los gastos de AOM de la actividad de distribución que reporten las empresas en la solicitud tarifaria.
10.4. Otros gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM).
Al valor de AOM eficiente para la actividad de distribución determinado conforme a los numerales 10.1 y 10.2 de este anexo, se le sumarán los valores que corresponden a los siguientes conceptos:
a) Los gastos de AOM por concepto de los terrenos, servidumbres e inmuebles conforme a los 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.
d) Los gastos para el desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG 127 de 2013 en: literal d) del artículo 19 y la adición del numeral 4.28.2 establecida en el artículo 4º.
10.5. Certificación de la información contable.
El reporte de información de AOM que se realice en la solicitud tarifaria deberá estar certificada por el revisor fiscal de la empresa en el que conste que se ejecutaron como mínimo las siguientes actividades:
a) Verificación de que la empresa tenga implementado un sistema de costos y gastos por actividades conforme a lo previsto en la Resolución SSPD 33635 de 2005.
b) Verificación de que la asignación de recursos (conceptos de costos directos de personal, materiales, planta y equipo, edificios, misceláneos y costo de bienes y servicios para la venta) se hayan efectuado en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo.
c) Verificación de que la asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se hayan efectuado a través de “drivers” o factores de asignación que muestren la situación de la empresa.
d) Verificación de que los gastos administrativos o de soporte se hayan asignado por cada proceso a las unidades de servicio o negocio.
e) Verificación de que el sistema permita establecer claramente los costos de la gestión operativa, de la gestión comercial y de la gestión de estrategia y soporte con base en la conformación establecida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en el Anexo 2 de la Resolución 33635 de 2005.
f) Verificación de que en el informe de AOM se utilicen únicamente las cuentas consideradas por la normativa vigente.
g) Verificación de que el sistema separa claramente los costos de los negocios no regulados o no relacionados con servicios públicos.
h) Verificación de que los Outsourcing y concesiones entregan información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades.
i) Verificación de que las cuentas identificadas como de costo de bienes y servicios para la venta, en el sistema unificado de costos y gastos, solo estén afectando los procesos de la gestión comercial.
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.
k) Conciliación de la información de gastos y costos de AOM, con lo reportado al sistema de costos y gastos para la actividad de distribución y los saldos de contabilidad según el plan único de cuentas, y verificación de la consistencia de la información con los valores totales por cuenta.
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.
m) Las empresas deberán reportar, en el mes de abril de cada año, la información contable del año inmediatamente anterior, certificada y auditada en la forma anteriormente indicada.
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 período tarifario.
Dada en Bogotá, D.C., a 26 de agosto 2015.
(Nota: Véase Resolución 93 de 2016 artículo 9° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)