CREG - Circular 15 de 1998

REPÚBLICA JE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s

C I R C U L A R 015

PARA: PRESIDENTE DE ACOGAS

PRESIDENTE DE ACOLGEN

PRESIDENTE DE NATURGAS

GERENTES EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y

TRANSPORTADORAS DE GAS NATURAL.

GERENTES EMPRESAS GENERADORAS DE ENERGIA

ELECTRICA A BASE DE GAS NATURAL.

DE: DIRECCION EJECUTIVA CREG

ASUNTO: RESOLUCION CREG-102 DE 1998.

Santa Fe de Bogotá, D.C., 30 de septiembre de 1998 P a r a s u i n f o r m a c ió n , la D ir e c c ió n E j e c u ti v a d e la C o m is ió n d e R e g u la c ió n d e E n e rg ía y G a s , le re m ite la R e s o lu c ió n C R E G -1 0 2 d el 4 d e s e p tie m b r e d e 1 9 9 8 , m e d ia n te la cual: “s e in d ic a n la s b a s e s s o b r e la s c u a le s s e r e g la m e n ta r á la m e to d o lo g ía p a r a el c á lc u lo d e l c o s to m e d io p a r a el tr a n s p o r te d e g a s n a tu ra l”, y s u re s p e c tiv o D o c u m e n to

m e d io p a r a el tr a n s p o r te d e g a s n a tu ra l”, y s u re s p e c tiv o D o c u m e n to S o p o r t e . E s t a R e s o lu c ió n s e e n c u e n t r a e n firm e a p a r tir d e s u p u b lic a c ió n e n el D iario O ficial. C o n fo rm e a lo d i s p u e s to e n el A rtíc u lo 4 ” d e e s t a R e s o lu c ió n , la s o b s e r v a c io n e s p o r p a r te d e lo s a g e n te s y d e los te r c e r o s in te r e s a d o s e n la d e c is ió n q u e a d o p ta r á la C o m isió n , p o d rá n s e r p r e s e n t a d a s d e n tro d el m e s s ig u ie n te a la f e c h a e n q u e e n tr e e n v ig e n c ia la p r e s e n te R e s o lu c ió n (a p a rtir d el 2 ” d e o c tu b re ). C o rd ia lm e n te ,

JOSE C M V IIL C J MANZÜjR J.

Dir sctorfeecutiy€r MARlÜWDocumentoen DOCUMENTO ____________. . . . ______________________________________________________ a 611 5000 FAX : 611 5427 - 236 8331 e-m a/l:creg@creg.gov.co

Dir sctorfeecutiy€r MARlÜWDocumentoen DOCUMENTO ____________. . . . ______________________________________________________ a 611 5000 FAX : 611 5427 - 236 8331 e-m a/l:creg@creg.gov.co E 3 c r a 1 1 No. 84-51 Piso 3°, Santafé de B ogotá D.C. Colom biaREPÚ BLIC A D E COLOM BIA MINISTERIO D E MINAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s METODOLOGIA PARA EL CALCULO DEL COSTO MEDIO PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL Este documento presenta a consideración una propuesta de metodología única para el cálculo del costo de transporte de gas natural, de tal forma que se unifiquen los diferentes criterios que a la fecha han sido utilizados para cada gasoducto. Esta metodología será empleada en las futuras revisiones y solicitudes de nuevas tarifas de transporte de gas ante la Comisión.

A. ANTECEDENTES Hasta 1994 el Ministerio de Minas y Energía fijó el costo del transporte por gasoductos con base en los Artículos 56 y 57 del Código de Petróleos, vigente desde 1961, según el cual el Ministerio debía revisar con cada uno de los explotadores de toda clase de oleoductos, cada cuatro años, los costos del transporte que han de regir en el período siguiente, teniendo en

cuenta: a. Los gastos de sostenimiento, administración y explotación debidamente comprobados. b. Las reservas o gastos por depreciación, amortización e impuestos. c. Una utilidad liquida equitativa para el empresario del oleoducto. Para la determinación de la “utilidad liquida equitativa” se tenía en cuenta el justo valor del oleoducto al momento de la revisión de la tarifa, la etapa de desarrollo de la empresa, la duración del contrato y el mutuo interés de transportadores y usuarios. Con estos criterios se aprobaron las tarifas de transporte para la empresa Promigas, durante el período 1979-1 994, en dólares corrientes, las cuales se mantenían fijas por el período tarifario. El 1 1 de febrero de 1994, por medio del comunicado 70659, la empresa Promigas, basada en los Artículos 56 y 57 del Código de Petróleos, solicitó a la Comisión de Regulación E nergética (CRE) el valor de las tarifas de transporte y compresión a regir por los siguientes cuatro años para el gasoducto Ballena-Barranquilla-Cartagena. Mediante la Resolución CRE-019 del 8 de julio de 1994, se fijaron dichas tarifas para esta empresa. El 1 1 de julio de 1994 se expidió la Ley 142, mediante la cual se regulan, controlan y vigilan los servicios públicos domiciliarios y se establecen las funciones de las Comisiones de Regulación. Basada en los Artículos 86 y 87 de la Ley 142 de 1994 (ver Anexo 2), la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) fijó las tarifas de transporte de gas natural para los Sistemas de Transporte del Interior, del Centro y del Sur, mediante la Resolución CREGRegulación de Energía y Gas (CREG) fijó las tarifas de transporte de gas natural para los Sistemas de Transporte del Interior, del Centro y del Sur, mediante la Resolución CREG017 de 1995, recogida posteriormente en la Resolución CREG-057 de 1996. Así mismo, mediante las Resoluciones CREG-077 de 1996, CREG-201 de 1997 y CREG-009 de 1998REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO D E M INAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s se fijaron las tarifas de transporte para el Gasoducto del Tolima, para los Ramales de Boyacá y para el Subsistema de Transporte del Valle respectivamente. A continuación se detallan los criterios básicos involucrados en las Resoluciones antes mencionadas: Resolución CRE-019 del 8 de julio de 1994 Por medio de esta Resolución se fijaron las tarifas de transporte y compresión para la empresa Promigas. Para el cálculo de la tarifa de transporte para el gasoducto Ballena-Cartagena, la CREG empleó una metodología de costo medio de largo plazo, basada en un modelo de flujo de caja descontado, que tenía en cuenta los siguientes parámetros: L - Tasa de descuento: 15.9% antes de im puestos en dólares corrientes (equivalente a 11.79% en dólares constantes). - Horizonte de proyección: 20 años. - Vida útil: 20 años para todos los activos. - Valoración de la inversión: Se reconoció una inversión proyectada para los siguientes cinco años y una inversión ya existente calculada a partir de la sumatoria del valor de

• Vida útil: 20 años para todos los activos. - Valoración de la inversión: Se reconoció una inversión proyectada para los siguientes cinco años y una inversión ya existente calculada a partir de la sumatoria del valor de los activos en dólares corrientes. - Gastos de administración, operación y mantenimiento: Los propuestos por la empresa

(equivalentes a 2.3% de la inversión aprobada actualizada al año 1994). - Volúmenes a transportar: Volúmenes promedios reportados por la empresa. Las tarifas resultantes estaban expresadas en US/KPC y eran fijas por un periodo de cuatro años. En el momento de la facturación se liquidaba en pesos a la tasa representativa promedio del mes facturado. ^ Resoluciones CREG-017 y CREG-048 del 13 de junio y del 20 de noviembre de 1995 (recopiladas en la Resolución CREG-057 del 30 de julio de 1996). Por medio de estas Resoluciones se establecieron la metodología y el valor de las tarifas para los Sistemas de Transporte del Interior, del Centro y del Sur. Para el cálculo de los tarifas de transporte, la CREG dividió los Sistemas de Transporte en tramos, y para cada uno empleó una metodología de costo medio de largo plazo, basada en un modelo de flujo de caja descontado, que tenía en cuenta los siguientes parámetros: - Tasa de descuento: 12% antes de impuestos en dólares constantes’. - Horizonte de proyección: 17 años. - Vida útil: 20 años para todos los activos. 1 Esta tasa fue el resultado del estudio contratado por la C om isión para establecer la m etodología y la rentabilidad adecuada para el cálculo tarifario del Sistema de transporte del Interior, a cargo de los asesores

• Vida útil: 20 años para todos los activos. 1 Esta tasa fue el resultado del estudio contratado por la C om isión para establecer la m etodología y la rentabilidad adecuada para el cálculo tarifario del Sistema de transporte del Interior, a cargo de los asesores extem os R. de la Vega, J. M. Mejia y A. Brugman.

2REPÜBUCA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s - Valoración de la inversión: Se estableció el valor de la inversión pertinente a cada tramo mediante el siguiente procedimiento: a) En general, en todos los tram os se utilizó el valor de la inversión reportada a ECOPETROL, incluyendo el costo de subsistemas de transporte regionales. b) Para el caso del Gasoducto de Occidente (construido bajo esquema BOMT) se acudió a un concepto normativo para la estimación de los costos económicos de inversión en los gasoductos troncales, a partir de precios unitarios para el suministro de tubería, construcción, control ambiental y demás rubros pertinentes que toman en consideración diferencias en la dificultad del terreno. c) Para aquellos tramos que utilizan oleoductos o poliductos existentes se verificó que ellos tuviesen un costo coherente con el de una red potencial para gas natural, o, en caso contrario, se limitó su valor a un valor económico determinado en forma tal de permitir la obtención de una señal económica para el correspondiente costo de transporte. d) Ecopetrol identificó las expansiones requeridas en la red de gasoductos para un período de 15 anos.

contrario, se limitó su valor a un valor económico determinado en forma tal de permitir la obtención de una señal económica para el correspondiente costo de transporte. d) Ecopetrol identificó las expansiones requeridas en la red de gasoductos para un período de 15 anos. Para cada tramo se halló el costo anual equivalente de cada una de las inversiones existentes y de las expansiones, empleando una tasa de descuento del 12% y una vida útil de 20 años. - Gastos de administración, operación y mantenimiento: 2% de la inversión aprobada. - Volúmenes a transportar: Volúmenes promedios y máximos reportados por Ecopetrol. Las tarifas resultantes estaban expresadas en U S/K PC y permanecían fijas por un período de tres años. La facturación se liquidaba en pesos a la tasa representativa del mercado en el momento de la facturación. Resoluciones CREG-077 del 10 de septiembre de 1996, CREG-201 del 30 de septiembre de 1997 y CREG-009 del 10 de febrero de 1998. Por medio de estas Resoluciones se fijaron las tarifas de transporte para el Gasoducto del Tolima , los Ram ales de Boyacá y el Subsistema de Transporte del Valle respectivamente. Para el cálculo de las tarifas de transporte, la CREG empleó una metodología de costo medio de largo plazo, basada en un modelo de flujo de caja descontado, que utilizaba los siguientes parámetros: - Tasa de descuento: 14% antes de impuestos en dólares constantes. - Horizonte de proyección: 20 años para todos los activos. - Vida útil: 20 años.

3REPÚBLICA DE COLOMBIA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

• Horizonte de proyección: 20 años para todos los activos. - Vida útil: 20 años.

3REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s - Valoración de la inversión: Se reconoció una inversión proyectada para los siguientes cinco años y una inversión ya existente con base en información suministrada por las empresas y en criterios de eficiencia aplicados por la CREG. - Gastos de administración, operación y mantenimiento: Los reportados por la empresa (equivalentes al 5.5% de la inversión aprobada, para el Gasoducto del Tolima y el 4% de la inversión aprobada para los Ramales de Boyacá y el Subsistema de Transporte del Valle). - Volúmenes a transportar: Volúmenes promedios reportados por la empresa y avalados por la UPME. Las tarifas resultantes estaban expresadas en US/KPC y permanecen fijas por un período de cinco años. En el momento de la facturación se liquida en pesos a la tasa de cambio representativa promedio del mes facturado.c MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA o m i s i ó n d e R eg u l a c ió n d e E n e r g ía y G a s PARAMETROS CALCULO TARIFARIO Tasa de H orizonte d e Vida Valor A ñ o s d e Inversión G a sto s d e R etorno P r o y ecció n Util A c tiv o s E x isten tes P royectad a A.O&M S istem a d e T ransporte C osta A tlántica 15.9% Antes de Impuestos en

R etorno P r o y ecció n Util A c tiv o s E x isten tes P royectad a A.O&M S istem a d e T ransporte C osta A tlántica 15.9% Antes de Impuestos en dólares corrientes (equivalente a I I .79% en d ó la re s constante) 20 anos 20 años Sumatoria del valor de los activos en dólares corrientes 5 Reportados por la empresa (equiv al 2.3% de la inversión aprobada actualizada al año 94) S is te m a s d e Transporte Interior, C entro y Sur 12% Antes de Impuestos en dólares constantes 17 años 20 años Valor de los activos reportados por Ecopetrol y valor normativo de la Inversión 15 2% de la inversión G a so d u cto d el Tolima 14% Antes de Impuestos en dólares constantes 20 años 20 años Valor eficiente de la inversión 5 Reportados por la empresa (equivalentes al 5.5% de la inversión) R am ales d e B oyacá 14% Antes de Impuestos en dólares constantes 20 añ os 20 años Valor eficiente de la Inversión 5 4% de la inversión S u b siste m a d el V alle 14% Antes de Impuestos en dólares constantes 2 0 añ os 20 añ os Valor eficiente de la Inversión 5 4% de la inversión 5REPÜBUCA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s

B. PROPUESTA CREG Tratando de conservar las condiciones establecidas en Resoluciones anteriores, se propone

C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s

B. PROPUESTA CREG Tratando de conservar las condiciones establecidas en Resoluciones anteriores, se propone una metodología única para el cálculo del costo medio para todo el sistema de transporte de gas natural, que tiene en cuenta los siguientes aspectos:

1. Criterios generales El costo medio para cada gasoducto o grupo de gasoductos es de largo plazo y se calcula a partir de los costos eficientes de inversión del proyecto, de los gastos de administración, operación y mantenimiento y de los volúmenes transportados por el mismo, teniendo en cuenta el costo de oportunidad del capital invertido en proyectos de riesgo comparable.

Para la interpretación de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Agentes: Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta y transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar al usuario final. Son agentes operacionales los productores, los comercializadores, los transportadores, los distribuidores, los remitentes, los grandes consumidores, los almacenadores y todos aquellos que la CREG disponga en su momento.

Condiciones Estándar: Temperatura de 60 grados Farenheit y Presión de 14.68 psi.

Costo Anual Equivalente (CAE): Factor financiero calculado de la siguiente forma: TD (1 + TD ) n CAE = K ( ---------------- ) (1 + TD ) -1

C En donde: K Costo eficiente de construcción y/o adquisición del activo TD Tasa de descuento n Periodo de Recuperación de la Inversión (ver Definiciones) Consumer Price Index (CPI): Indice de precios al consumidor de los Estados Unidos de América certificado por el Bureau Census de ese país.

Fecha Base: Es la fecha de referencia para realizar los diferentes cálculos del estudio del costo medio que el transportador presenta a la CREG. Con respecto a la Fecha Base se hacen los diferentes cálculos de valor presente utilizados en la metodología, tales como valor presente de los CAEs, valor presente de los volúmenes, y con respecto a esa misma Fecha Base se expresan los diferentes valores de las inversiones, para luego calcular los respectivos CAEs. En su estudio del costo medio, el transportador justificará la Fecha Base seleccionada, reservándose la CREG el derecho a solicitar modificación de la Fecha Base

6REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s en caso de que la utilización de la fecha propuesta por el transportador conduzca a inconsistencias.

Fecha de Inicio: Es la fecha de inicio del período tarifario, es decir la fecha en que la nueva tarifa entra en vigencia a través de resolución mediante la cual la CREG revisa o establece el costo medio y las tarifas de que de éste se deriven, para cada gasoducto o grupo de gasoductos.

Horizonte de Proyección: Período de tiempo expresado en años, utilizado para simular el comportamiento de las variables que inciden en el cálculo del costo medio. Para efectos de esta resolución se ha establecido un período de 20 años.

Período Tarifario: De acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994,

comportamiento de las variables que inciden en el cálculo del costo medio. Para efectos de esta resolución se ha establecido un período de 20 años.

Período Tarifario: De acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, las tarifas aprobadas con base en el costo medio tendrán una vigencia de cinco años.

Periodo de Recuperación de la inversión (PRI): Período de tiempo en anos establecido para recuperar la inversión en un activo. Para efectos de esta resolución se ha determinado un período de 20 años para recuperar la inversión en cualquier activo.

Vida Util Normativa: Período de tiempo en años establecido como tiempo estimado de vida útil de un activo, antes de cuya finalización no se reconoce reposición. Para efectos de esta resolución se ha determinado un período de 50 anos para todos los activos.

2. Parámetros para el cálculo del costo medio.

Para este cálculo, se aplicará una metodología que contempla los siguientes parámetros: 2.1 Costo del capital invertido. Como reconocimiento al costo del capital invertido se utilizará una tasa de descuento para el cálculo del costo de transporte de gas natural del 11% antes de impuestos, en dólares constantes2. La obtención de esta tasa será responsabilidad exclusiva de la empresa. 2.2 Inversión en el gasoducto. Se tendrán en cuenta tanto las inversiones eficientes realizadas como los planes de inversión previstos para el próximo Período Tarifario, en concordancia con el volumen proyectado a transportar por el gasoducto en el horizonte de proyección. Estas inversiones deberán ser eficientes conforme a lo establecido en el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, para lo cual se tendrán en cuenta criterios de eficiencia comparativas con otras empresas y

deberán ser eficientes conforme a lo establecido en el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, para lo cual se tendrán en cuenta criterios de eficiencia comparativas con otras empresas y otros proyectos similares. Se excluyen los activos de conexión, al sistema de transporte, de aquellos agentes para los cuales el cargo de distribución ya incluye dicho costo. 2 Aun que para la mayoría de los gasoductos del país se ha utilizado una tasa de descuento del 12% antes de impuestos, la tarifa permanecía fija en valor nominal durante el período regulatorio, lo cual implicaba una menor tasa de descuento en términos reales.REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO D E M INAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s Las inversiones en activos de la empresa a reconocer en el cálculo del costo medio deberán contar con una descripción física de los mismos y se valoraran de la siguiente manera: 2.2.1 Inversión existente a la fecha de la revisión tarifaria en activos propios de la operación (gasoductos, estaciones en puerta de ciudad, compresores del sistema de transporte, accesorios y otros) y otros activos fijos (inmuebles, terrenos, muebles y enseres, equipos de transporte, equipos de comunicación, equipos de computación y otros). a. Se toma el valor de la inversión en dólares reconocida en la última revisión tarifaria aprobada por la Comisión, incluyendo el valor real de las inversiones en expansión con las cuales se comprometió la empresa para el último período tarifario. b. La Comisión actualizará este valor a la Fecha Base, con base en el CPI. c. Al valor resultante se le calculará su CAE partiendo del año en que entró en

expansión con las cuales se comprometió la empresa para el último período tarifario. b. La Comisión actualizará este valor a la Fecha Base, con base en el CPI. c. Al valor resultante se le calculará su CAE partiendo del año en que entró en operación el activo, con base en el PRI y con la tasa empleada como costo del capital invertido antes establecida. d. Para aquellos gasoductos cuya tarifa vigente halla sido calculada con base en el Artículo 56 del Código de Petróleos, se tomará como año de entrada de operación del activo, el año correspondiente a la última revisión tarifaria bajo dicho código. Lo anterior, con el fin de mantener la consistencia con los criterios que se le venían aplicando. e. La enajenación de un activo no afecta su antigüedad, esta será la correspondiente al año de entrada en operación del mismo. 2.2.2 Nuevas Inversiones en activos propios de la operación (gasoductos, estaciones en puerta de ciudad, compresores del sistema de transporte, accesorios y otros). a. La empresa reportará las nuevas inversiones que proyecta realizar durante el período tarifario en dólares de la Fecha Base, y el año en que proyecta efectuar la inversión. b. Partiendo del año en que se proyecta realizar la inversión, se halla su CAE aplicando el PRI y la tasa empleada como costo del capital invertido antes establecida. 2.2.3 Nuevas inversiones en otros activos fijos (inmuebles, terrenos, muebles y enseres, equipos de transporte, equipos de comunicación, equipos de computación y otros). a. La empresa reportará el valor de las inversiones que proyecta realizar durante el periodo tarifario, en pesos de la Fecha Base y su año de ejecución.

equipos de transporte, equipos de comunicación, equipos de computación y otros). a. La empresa reportará el valor de las inversiones que proyecta realizar durante el periodo tarifario, en pesos de la Fecha Base y su año de ejecución. b. La Comisión convertirá este valor a dólares de la Fecha Base, con base en la tasa representativa del mercado promedio del mes anterior al recibo de la solicitud tarifaria.REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s c Partiendo del año en que se proyecta realizar esta inversión, se halla su CAE aplicando el PRI y la tasa empleada como costo del capital invertido antes establecida. Para cada uno de los años del periodo de proyección se considera como inversión la suma de los CAEs de la inversión existente y de las nuevas inversiones en activos propios de la operación y en otros activos fijos. 2.3 Gastos de administración, operación y mantenimiento. Para el cálculo anual de los gastos de administración, operación y mantenimiento, se reconocerá máximo el 2% de la suma de la inversión reconocida en la última revisión tarifaria, actualizada con la inflación certificada por el Bureau Census de los Estados Unidos de América a la Fecha Base, y de las nuevas inversiones en activos propios de la operación y en otros activos en dólares de la Fecha Base, aprobadas por la Comisión3 . Este porcentaje regirá durante el PRI de los activos y podrá ser superior para aquellas empresas que por su escala asi lo requieran. Para aquellos gasoductos cuya tarifa vigente halla sido calculada con base en el Artículo 56 del Código de Petróleos, el valor anual de los gastos de administración, operación y

que por su escala asi lo requieran. Para aquellos gasoductos cuya tarifa vigente halla sido calculada con base en el Artículo 56 del Código de Petróleos, el valor anual de los gastos de administración, operación y mantenimiento será el 2% de la suma de la inversión reconocida, actualizada con el CPI a la Fecha Base, y las nuevas mversiones en activos propios de la operación y en otros activos en dólares de la Fecha Base, aprobadas por la Comisión. Este porcentaje regirá durante el PRI de los activos. Una vez finalizado el PRI para un activo, se reconocerá como gastos de administración, operación y mantenimiento el 5.7% del valor del activo reconocido en la última revisión tarifaria, actualizado con la inflación certificada por el Bureau Census de los Estados Unidos de América a la Fecha Base (ver anexo 1). Este porcentaje podrá ser superior para aquellas empresas que por su escala así lo requieran. 2.4 Volumen de gas estimado a transportar. Se mcluirá el volumen total a transportar proyectado para el horizonte de proyección. Este volumen mcluirá un 1% correspondiente a pérdidas de gas en el sistema de transporte. La CREG analizará estos volúmenes y podrá exigir al agente explicaciones y correcciones de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición. Los volúmenes estarán expresados en miles de pies cúbicos (KPC) a condiciones estándar. 3 En realidad, lo que se hace es mantener el m ismo nivel de gastos de AOM que la CREG ya había adoptado en 1995 para el Sistem a del Interior. Este valor fiie nuevamente discutido con consultores extem os y no se encontró justificación para modificarlo.REPÚBLICA DE COLOMBIA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

en 1995 para el Sistem a del Interior. Este valor fiie nuevamente discutido con consultores extem os y no se encontró justificación para modificarlo.REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA C o m i s i ó n d e R e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s

3. Estimación del costo medio.

La estimación del costo medio para un gasoducto o grupo de gasoductos se basa en un modelo de flujo de caja descontado, de la siguiente forma: 3.1 Se toman los valores correspondientes a los CAEs de toda la inversión que estén en los años del Horizonte de Proyección. En caso de que el PRI de un activo se agote durante el Horizonte de Proyección, los CAEs correspondientes a ese activo se extenderán hasta concluir dicho horizonte. 3.2.1 Para aquellos activos que se encuentren prestando servicio y su PRI concluya antes del nuevo período regulatorio se asumirá un CAE igual a cero. 3.3 Con la tasa empleada como costo del capital invertido indicada anteriormente, se descuentan los CAEs a valor presente de la Fecha Base. 3.4 Se toma la proyección de los gastos de administración, operación y mantenimiento para el Horizonte de Proyección y se descuenta a valor presente de la Fecha Base, utilizando la tasa empleada como costo del capital invertido indicada anteriormente. Para aquellos activos que se encuentren prestando servicio y su PR I concluya antes del nuevo período regulatorio, se a su m irá com o v a lo r de los g a sto s de administración, operación y mantenimiento un 5.7% del valor del activo reconocido en la última revisión tarifaria, actualizado con la inflación certificada por el Bureau Census de los Estados Unidos de América a la Fecha Base. Este porcentaje podrá

administración, operación y mantenimiento un 5.7% del valor del activo reconocido en la última revisión tarifaria, actualizado con la inflación certificada por el Bureau Census de los Estados Unidos de América a la Fecha Base. Este porcentaje podrá ser superior para aquellas empresas que por su escala así lo requieran. 3.5 Se selecciona el escenario de los volúm enes proyectados a transportar en el gasoducto, para el Horizonte de Proyección. 3.6 Se calcula el valor presente de los volúmenes proyectados a transportar descontados con la tasa empleada como costo del capital invertido indicada anteriormente. 3.7 El costo medio para el gasoducto o grupo de gasoductos estará expresado en US$/KPC y se calculará de la siguiente forma: 20

(VPCAEM + VPGAOMi) i = l C M (US$/KPC) 20

V P V i 1 = 1

En donde: C M Costo Medio.REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DEMINASY ENERGIA C o m i s i ó n d e r e g u l a c i ó n d e E n e r g í a y G a s V P C A E I , Valor Presente Costo Anual Equivalente de la Inversión en el año i.

V P G A O M : Valor Presente de los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento en el año i.

V P V , Valor Presente del Volumen Proyectado para el año i. 3.8 El costo medio estará expresado en dólares de la Fecha Base y la Comisión lo actualizará a la Fecha de Inicio del período tarifario. Este costo se seguirá actualizando cada año transcurrido a partir de la Fecha de Inicio del periodo tarifario mediante la siguiente fórmula4: 1 + IPC(t-1 )

actualizará a la Fecha de Inicio del período tarifario. Este costo se seguirá actualizando cada año transcurrido a partir de la Fecha de Inicio del periodo tarifario mediante la siguiente fórmula4: 1 + IPC(t-1 ) CM(t) = CM(t - 1)(0.4(1 + CPl(t -1)) + 0.6( - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -)) 1 + DE V(t-1) En donde: CM (t) : Costo medio para el año t. CM ^ : Costo medio en el año t-1. CPI^.,): Indice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos de América en el año t-1, certificado por el Bureau Census de ese país. IPC ((.,): Indice de Precios al Consumidor en el año t-1, certificado por el DANE. DEV Devaluación promedio en el año t-1, certificada por el Banco de la República. En caso de que el transportador decida reemplazar el activo una vez concluida la Vida Util Normativa, deberá justificar este reemplazo. La valoración del nuevo activo y los gastos de administración, operación y mantenimiento del mismo se harán conforme al procedimiento descrito anteriormente para el caso de nuevos activos. De no encontrar mérito suficiente para rem plazar el activo, la Comisión acordará un nuevo porcentaje para gastos de administración, operación y mantenimiento que remunere adecuadamente la prestación del servicio. 4 Esta formula de actualización del costo m edio tiene en cuenta la estructura de costos de las empresas transportadoras de gas natural. En ella se consideró un componente en m oneda extranjera constituido por la compra de materiales y un componente en moneda local constituido por la negociación de tierras, la interventoría, la construcción y los gastos de AO&M del