diario oficial de colombia n° 49.772 31 de enero de 2016

Fundado el 30 de abril de 1864

DIARIO OFICIALRepública de Colombia

LA IMPRENTA NACIONAL DE COLOMBIA

Informa que como lo dispone el Decreto número 53 de enero 13 de 2012, artículo 3°, del Departamento Nacional de Planeación, a partir del 1° de junio de 2012 los contratos estatales no requieren publicación ante la desaparición del Diario Único de Contratación Pública.

Año CLI No. 49.756 Edición de 40 páginas • Bogotá, D. C., viernes, 15 de enero de 2016 • I S S N 0122-2112

Presidencia de la rePública

Decretos

DECRETO NÚMERO 058 DE 2016(enero 15)

por el cual se hace una delegación.El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de sus facultades consti-

tucionales y legales, en especial las conferidas en el numeral 13 del artículo 189 de la Constitución Política de Colombia y el Decreto 169 de 2012

DECRETA:Artículo 1°. Delégase la participación que corresponde al Presidente de la República

como miembro de Consejo Directivo del Fondo de Inversión para la Paz, en la doctora Paula Ximena Acosta Márquez, identificada con la cédula de ciudadanía 52.414.539, actual Directora de Gobierno y Áreas Estratégicas de este Departamento, en lugar de la doctora Paola Buendía García.

Artículo 2°. El presente decreto rige a partir de la fecha de su expedición y modifica el artículo primero del Decreto 0567 de 2012.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.Dado en Bogotá, D. C., a 15 de enero de 2016.

JUAN MANUEL SANTOS CALDERÓNLa Directora del Departamento Administrativo de la Presidencia de la República,

María Lorena Gutiérrez Botero.La Directora del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social,

Tatiana Orozco De la Cruz.

Ministerio de relaciones exteriores

Decretos


por el cual se modifica un decreto.El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de sus facultades constitu-

cionales y legales y, en especial, de las que le confieren el numeral 2 del artículo 189 de la Constitución Política, y los artículos 35 al 40 del Decreto-ley 274 de 2000

DECRETA:Artículo 1º. Modificar el artículo 1° del Decreto número 2269 del 26 de noviembre

de 2015, el cual quedará así:Artículo 1º. Trasládase a la planta externa a la doctora Jennifer Andrea Cantillo Avilez,

identificada con cédula de ciudadanía número 1067863737, al cargo de Tercer Secretario de Relaciones Exteriores, código 2116, grado 11, de la planta global del Ministerio de Relaciones Exteriores, adscrito al Consulado General de Colombia en Buenos Aires, Argentina.

La doctora Jennifer Andrea Cantillo Avilez es funcionaria inscrita en el escalafón de la Carrera Diplomática y Consular, en la categoría de Tercer Secretario.

Artículo 2º. Modificar el artículo 2° del Decreto número 2269 del 26 de noviembre de 2015, el cual quedará así:

Artículo 2º. La doctora Jennifer Andrea Cantillo Avilez ejercerá las funciones de Vicecónsul en el Consulado General de Colombia en Buenos Aires, Argentina.

Artículo 3º. Las erogaciones que ocasione el cumplimiento del presente decreto, se pagarán con cargo a los presupuestos del Ministerio de Relaciones Exteriores y su Fondo Rotatorio.

Artículo 4º. El presente decreto rige a partir de la fecha de su expedición.Publíquese, comuníquese y cúmplase.Dado en Bogotá, D. C., a 15 de enero de 2016.

JUAN MANUEL SANTOS CALDERÓNEl Viceministro de Asuntos Multilaterales, encargado de las Funciones del Despacho

de la Ministra de Relaciones Exteriores,Francisco Javier Echeverri Lara.

Ministerio de Hacienda y crédito Público

Decretos


por el cual se adiciona el Decreto 2555 de 2010 en lo relacionado con los cupos indi-viduales de crédito de las operaciones de redescuento de Finagro con las cooperativas de ahorro y crédito y las cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito sometidas a la vigilancia y control de la Superintendencia de la Economía Solidaria.

El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de sus facultades constitu-cionales y legales, en especial las conferidas por los numerales 11 y 25 del artículo 189 de la Constitución Política, por el literal c del numeral 1 del artículo 48 y el artículo 49 del Estatuto Orgánico del Sistema Financiero, y en concordancia con la Ley 262 de 1996,

CONSIDERANDO:Que conforme al artículo 48 del Estatuto Orgánico del Sistema Financiero, el Gobierno

nacional tiene la facultad de establecer las normas requeridas para que las entidades objeto de intervención mantengan niveles adecuados de patrimonio.

Que en armonía con los objetivos de la intervención en la actividad financiera por parte del Gobierno nacional y los principios orientadores de la misma, los establecimientos de crédito deben contar con niveles patrimoniales adecuados que salvaguarden su solvencia y garanticen los intereses de sus acreedores y depositantes.

Que el Decreto 3610 de 2009 estableció las condiciones, límites y requisitos para la realización de operaciones de redescuento de Finagro con las cooperativas de ahorro y crédito y cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito, sometidas a la vigilancia y control de la Superintendencia de la Economía Solidaria.

Que las cooperativas de ahorro y crédito y las cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito, constituyen un instrumento importante en las operaciones de redescuento de Finagro y la canalización de recursos para el financiamiento del sector agropecuario de Colombia.

Que Finagro como establecimiento de crédito está sujeto a los límites prudenciales establecidos en el Decreto 2555 de 2010 para este tipo de entidades. Así mismo, las cooperativas de ahorro y crédito y cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito cuentan con una normatividad adecuada para la administración del riesgo de concentración de contrapartes en sus operaciones activas de crédito.

Que teniendo en cuenta las condiciones financieras y operativas actuales de las coo-perativas de ahorro y crédito y las cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito, y considerando las proyecciones de crecimiento y las necesidades del crédito rural, resulta oportuno modificar los límites establecidos en el Decreto 3610 de 2009.

2 DIARIO OFICIALEdición 49.756

Viernes, 15 de enero de 2016

D I A R I O OFICIALFundado el 30 de abril de 1864

Por el Presidente Manuel Murillo ToroTarifa postal reducida No. 56

Directora: Dioselina Parra De rincón

MINISTERIO DEL INTERIOR

imPrenta nacional De colombia

Dioselina Parra De rincón

Gerente General

Carrera 66 No 24-09 (Av. Esperanza-Av. 68) Bogotá, D. C. ColombiaConmutador: PBX 4578000.

e-mail: [email protected]

Que el Consejo Directivo de la Unidad Administrativa Especial Unidad de Proyec-ción Normativa y Estudios de Regulación Financiera (URF), aprobó por unanimidad el contenido del presente decreto, mediante acta número 012 del 25 de septiembre de 2015.

Que en mérito de lo expuestoDECRETA:

Artículo 1°. Adiciónase el Libro 8 a la Parte 10 del Decreto 2555 de 2010, el cual quedará así:

“LIBRO 8Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario (Finagro)

TÍTULO 1.OPERACIONES DE REDESCUENTO CON COOPERATIVAS DE AHORRO Y CRÉDITO, Y COOPERATIVAS MULTIACTIVAS E INTEGRALES CON SECCIÓN DE AHORRO Y CRÉDITO SOMETIDAS A LA VIGILANCIA Y CONTROL DE LA

SUPERINTENDENCIA DE LA ECONOMÍA SOLIDARIAArtículo 10.8.1.1.1. Redescuento para financiación de operaciones autorizadas

al Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario Finagro. El Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario (Finagro), podrá celebrar las operaciones de redescuento que tenga autorizadas con cooperativas de ahorro y crédito, y cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito sometidas a la vigilancia y control de la Superintendencia de la Economía Solidaria e inscritas en el Fondo de Garantías para Entidades Cooperativas -Fogacoop, dentro de las condiciones y límites que se establecen en el presente artículo:

1. Condiciones: Las operaciones deberán destinarse única y exclusivamente a la financiación de actividades autorizadas al Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario (Finagro).

2. Límites: El Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario (Finagro), podrá celebrar operaciones con las cooperativas de que trata el presente artículo, sujetándose a los siguientes límites:

a) Finagro podrá celebrar operaciones de redescuento con las cooperativas de que trata el presente artículo, hasta por un porcentaje máximo equivalente al cuarenta por ciento (40%) de su patrimonio técnico, ampliable hasta el setenta por ciento (70%) por decisión de su Junta Directiva.

b) Sin perjuicio de lo establecido en el Libro 1 de la Parte 2 del presente decreto para establecimientos de crédito, Finagro podrá celebrar operaciones de redescuento con cada cooperativa de las que trata el presente artículo, hasta por un porcentaje máximo equiva-lente al diez por ciento (10%) del patrimonio técnico de Finagro.

3. Requisitos: La Junta Directiva del Fondo para el Financiamiento del Sector Agropecuario (Finagro) fijará las condiciones de solvencia, liquidez, solidez, calidad de cartera y demás requisitos que deberán cumplir las cooperativas mencionadas en el presente artículo, para efectos del acceso a la línea de redescuento y la aprobación de los créditos redescontables, reservándose en todo caso la facultad de aprobar o denegar la solicitud de crédito”.

Artículo 2°. Vigencia y derogatorias. El presente decreto rige a partir de la fecha de su publicación y deroga el Decreto 3610 de 2009 y demás disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.Dado en Bogotá, D. C., a 15 de enero de 2016.

JUAN MANUEL SANTOS CALDERÓNEl Ministro de Hacienda y Crédito Público,

Mauricio Cárdenas Santamaría.El Ministro de Agricultura y Desarrollo Rural,

Aurelio Iragorri Valencia.

Ministerio de salud y Protección social

Decretos


por el cual se reglamenta la reelección por evaluación de los Gerentes de las Empresas Sociales del Estado del orden territorial.

El Presidente de la República de Colombia, en uso de las facultades constitucionales y legales, en especial las conferidas por el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política y en desarrollo de lo previsto en el artículo 28 de la Ley 1122 de 2007 y,

CONSIDERANDO:Que el artículo 28 de la Ley 1122 de 2007 señala que los Gerentes de las Empresas

Sociales del Estado serán nombrados por períodos institucionales de cuatro (4) años, mediante concurso de méritos que deberá realizarse dentro de los tres (3) meses, contados desde el inicio del período del Presidente de la República o del jefe de la entidad territorial respectiva, según el caso.

Que el mismo artículo indica que dichos Gerentes podrán ser reelegidos por una sola vez, cuando la Junta Directiva así lo proponga al nominador, siempre y cuando cumpla con los indicadores de evaluación, conforme lo señale el reglamento, o previo concurso de méritos.

Que mediante Decreto 357 de 2008 se reglamentó la evaluación de Gerentes o Direc-tores de las Empresas Sociales del Estado del orden territorial, así como las condiciones para su reelección.

Que con la expedición de la Ley 1438 de 2011 se reformó el Sistema General de Seguridad Social en Salud disponiendo en los artículos 72, 73 y 74 en relación con las Empresas Sociales del Estado, la elección, evaluación de directores o gerentes de hospi-tales y el procedimiento para la aprobación y evaluación del Plan de Gestión de las ESE del orden territorial.

Que el artículo 74 de la misma ley señala que el Director o Gerente deberá presentar un informe anual sobre el cumplimiento del plan de gestión a la Junta Directiva, instancia que deberá evaluar su cumplimiento dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a su presentación.

Que la precitada Ley 1438 de 2011 no estableció cuál de las evaluaciones realizadas se debe tener en cuenta para la reelección del Gerente, en los términos señalados en la Ley 1122 de 2007, ni el plazo en el cual la Junta Directiva deberá proponer al nominador la reelección, aspectos que se considera necesario reglamentar para dar cumplimiento al procedimiento de reelección.

En mérito de lo expuesto,DECRETA:

Artículo 1°. Reelección por evaluación de los Gerentes de las Empresas Sociales del Estado del orden territorial. Para efectos de lo previsto en el artículo 28 de la Ley 1122 de 2007, la evaluación que tendrá en cuenta la Junta Directiva de la Empresa Social del Estado para proponer la reelección del gerente será la última que se haya realizado al cumplimiento del plan de gestión durante el período para el cual fue nombrado, siempre que la misma sea satisfactoria y se encuentre en firme.

Artículo 2°. Plazos para la reelección por evaluación del Gerente de la Empresa Social del Estado del nivel territorial. Dentro de los quince (15) días hábiles siguientes del inicio del período del respectivo gobernador o alcalde, la Junta Directiva, si así lo decide, deberá proponer al nominador la reelección, lo cual deberá constar en el acta de la sesión correspondiente, que deberá remitirse junto con la última evaluación del plan de gestión, la cual deberá ser satisfactoria y estar en firme y corresponder al período para el cual fue nombrado.

El jefe de la entidad territorial, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes al recibo de la solicitud, deberá decidir si acepta o niega la reelección. En caso de aceptar, el no-minador dentro de los quince (15) días calendario siguientes, deberá designar en el cargo de gerente o director a quien haya sido reelegido y en caso de negarla, deberá solicitar a la Junta Directiva que proceda a convocar el respectivo concurso de méritos.

Parágrafo transitorio. Para el periodo 2016-2020 se deberá adelantar el anterior trá-mite, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la expedición del presente acto administrativo.

Artículo 3°. Vigencia y derogatoria. El presente decreto rige a partir de la fecha de su publicación y deroga el Decreto 357 de 2008.


JUAN MANUEL SANTOS CALDERÓNEl Ministro de Salud y Protección Social,

Alejandro Gaviria Uribe.La Directora del Departamento Administrativo de la Función Pública,

Liliana Caballero Durán.

3Edición 49.756Viernes, 15 de enero de 2016 DIARIO OFICIAL

Ministerio de Minas y energía

Decretos


por el cual se reglamenta el artículo 99 de la Ley 1769 de 2015 y se adiciona el Decreto 1073 de 2015, único reglamentario del sector administrativo de minas y energía, en

relación con recursos del Fondo de Energía Social, FOESEl Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de sus facultades consti-

tucionales y legales, en especial las conferidas en el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política, y

CONSIDERANDO:Que el artículo 365 de la Constitución Política señala que los servicios públicos son

inherentes a la finalidad social del Estado, quien debe asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

Que el artículo 370 de la Constitución Política asigna al Presidente de la República la función de señalar, con sujeción a la ley, las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios.

Que el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015 que regula los fondos eléctricos, dio con-tinuidad al Fondo de Energía Social (FOES) de que trata el artículo 118 de la Ley 812 de 2003, asignando al Ministerio de Minas y Energía la administración del mismo, el cual fue reglamentado por el Decreto 111 de 2012, modificado a su vez por los Decretos 0883 de 2013 y 1144 de 2013, todos estos compilados en el Título 111 - Sector de Energía Eléctrica del Decreto 1073 de 2015.

Que la Ley 1769 de 2015, mediante la cual se decreta el presupuesto de rentas y recursos de capital y ley de apropiaciones para la vigencia fiscal 2016, señaló en su artículo 99 que con recursos del Presupuesto General de la Nación se podrá financiar el FOES, y, si luego de atender los compromisos de la vigencia respectiva se presentaren sobrantes de apropia-ción, se podrán utilizar para cubrir en vigencias fiscales anteriores las diferencias que se hubieren presentado al no asignarse el beneficio FOES hasta el tope máximo permitido.

Que el artículo 100 de la Ley 142 de 1994, eleva al rango de gasto público social la asignación de subsidios, para que reciban la prioridad de que trata el artículo 366 de la Constitución Política, respecto de cualquier otra asignación.

Que el artículo 41 del Estatuto Orgánico de Presupuesto define el concepto Gasto Público Social, como aquel cuyo objetivo es la solución de las necesidades básicas insatisfechas y las tendientes al bienestar general y al mejoramiento de la calidad de vida de la población.

Que la Corte Constitucional ha señalado que el Gasto Público Social tiene prioridad sobre cualquier otra asignación presupuestal, debe distribuirse de manera territorial y a partir del análisis sobre el número de personas con necesidades básicas insatisfechas.

Que a pesar que el índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) establecido por el DANE, se encuentra señalado para diferentes lugares del País, siendo elemento de análisis para la asignación de recursos del FOES, se requiere de manera adicional tener en cuenta regiones con alta concentración de población y zonas declaradas como Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales.

Que con el fin de garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica en dichas Áreas Especiales con alta concentración poblacional, se requiere adoptar medidas espe-ciales para la presente vigencia fiscal.

Que el presente decreto se publicó para comentarios en la página web del Ministerio de Minas y Energía, en cumplimiento de lo establecido en el numeral 8 del artículo 8° de la Ley 1437 de 2011.

Que con fundamento en lo anteriorDECRETA:

Artículo 1°. Adiciónese la Subsección 4.3. Recursos del Fondo de Energía Social (FOES) para la vigencia 2016, a la Sección 4, Capítulo 3, Título III, Parte 2, Libro 2 del Decreto 1073 de 2015, Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, con el siguiente tenor:

Artículo 2.2.3.3.4.4,3.1. Proyección de los compromisos a atender. Para efectos de atender lo señalado en el artículo 99 de la Ley 1769 de 2015, el Ministerio de Minas y Energía, con la información que tenga disponible, podrá hacer una proyección de los compromisos a atender en la vigencia ordinaria por concepto del Fondo de Energía Social, (FOES), para establecer si se presenta excedentes y/o sobrantes de apropiación con el fin de cubrir vigencias fiscales anteriores.

Parágrafo. El Ministerio de Minas y Energía será responsable de contar con las pre-visiones del caso, para garantizar la existencia de apropiación suficiente que le permita atender en su totalidad los compromisos corrientes vigentes.

Artículo 2.2.3.3.4.4,3.2. Priorización para la asignación de recursos excedentes. Una vez se determine la generación de excedentes o sobrantes de apropiación en la presente vigencia fiscal, el Ministerio de Minas y Energía deberá priorizar la asignación de tales recursos en aquellas regiones del país sobre las cuales considere que la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica se encuentra en riesgo por situaciones ajenas al prestador del servicio, especialmente de aquellos prestadores que atiendan un mayor número de usuarios en Áreas Rurales de Menor Desarrollo, Zonas de Difícil Ges-tión y Barrios Subnormales.

Artículo 2°. El presente decreto rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y regirá únicamente para el año 2016.



Mauricio Cárdenas Santamaría.El Ministro de Minas y Energía,

Tomás González Estrada.

Ministerio de tecnologías de la inforMación y las coMunicaciones

Decretos


por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del sector de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, 1078 de 2015, para reglamentar los criterios para la formulación, presentación, aprobación, ejecución y verificación de las obligaciones

de hacer como forma de pago por el uso del espectro radioeléctrico.El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de sus facultades constitu-

cionales y legales, y en especial de las que le confieren el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política, y los artículos 2°, 13, 17, 18 de la Ley 1341 de 2009 y 194 de la Ley 1753 de 2015, y

CONSIDERANDO:Que conforme lo prevé la Ley 1341 de 2009, marco jurídico general del sector de

Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, estas deben servir al interés general y es deber del Estado promover su acceso eficiente, en igualdad de oportunidades a todos los habitantes del territorio nacional;

Que, en el mismo sentido, el artículo 2° de la Ley 1341 de 2009 dispone que la investi-gación, el fomento, la promoción y el desarrollo de las tecnologías de la información y las comunicaciones son una “política de Estado que involucra a todos los sectores y niveles de la administración pública y de la sociedad, para contribuir al desarrollo educativo, cultural, económico, social y político e incrementar la productividad, la competitividad, el respeto a los derechos humanos inherentes y la inclusión social”;

Que el artículo 13 de la Ley 1341 de 2009 dispone que el otorgamiento o renovación del permiso para la utilización del espectro radioeléctrico por los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones dará lugar a una contraprestación económica a favor del Fondo de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, cuyo importe será fijado por el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones;

Que el artículo 17 de la Ley 1341 de 2009 estableció, entre los objetivos del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, el de diseñar, formular, adoptar y promover las políticas, planes, programas y proyectos del sector de las Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, en correspondencia con la Constitución Política y la ley, con el fin de contribuir al desarrollo económico, social y político de la nación y elevar el bienestar de los colombianos, así como promover el uso y apropiación de las tecnologías de la información y las comunicaciones entre los ciudadanos, las empresas, el Gobierno y demás instancias nacionales;

Que el numeral 8 del artículo 18 de la Ley 1341 de 2009 establece que es función del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones administrar el régimen de contraprestaciones y otras actuaciones administrativas que comporten el pago de derechos;

Que el artículo 194 de la Ley 1753 de 2015 dispone que el Gobierno nacional, a través del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, diseñará e implementará planes, programas y proyectos que promuevan en forma prioritaria el acceso y el servicio universal a las Tecnologías de la Información y las Comunicaciones (TIC) a las zonas apartadas del país, teniendo en cuenta para tal efecto los lineamientos determinados por dicho artículo;

Que dentro de los lineamientos determinados por el literal d) del artículo 194 de la Ley 1753 de 2015, se establece que el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones podrá establecer obligaciones de hacer como forma de pago de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico para beneficiar con tecnologías de la información y las comuni-caciones a habitantes de bajos ingresos, zonas apartadas y escuelas públicas; así mismo, podrá imponer obligaciones para prestar redes para emergencias;

Que el mismo literal asigna funciones a la Comisión de Regulación de Comunicaciones en la determinación de las inversiones a reconocer por dichas obligaciones, las cuales deben precisarse y armonizarse con las previstas en la Ley 1341 de 2009;

Que, en consonancia con lo anterior, el precepto en cita señala los principios generales y elementos globales en relación con la modalidad de pago de las contraprestaciones por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico, a través de obligaciones de hacer;



Que el establecimiento de obligaciones de hacer como modalidad de pago de la contraprestación económica por el derecho al uso del espectro radioeléctrico, constituye un mecanismo eficiente para que el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, a través del Fondo de Tecnologías de la Información y las Comunica-ciones, pueda promover el acceso universal, el uso y la masificación de las tecnologías de la información y las comunicaciones, por medio de planes de expansión y cobertura de servicios de telecomunicaciones, aprovechando la eficiencia operativa de los provee-dores de redes y servicios de telecomunicaciones, así como sus economías de escala en la contratación de los mismos;

Que, en consideración a lo anterior, es necesario fijar los criterios para la presenta-ción, aprobación, ejecución y verificación de las obligaciones de hacer con ocasión de asignaciones o renovaciones de permisos de uso del espectro radioeléctrico a cargo de los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones;

Que, en consecuencia, es necesario insertar un nuevo título en la Parte 2 del Libro 2 del Decreto Único Reglamentario del sector de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, Decreto número 1078 de 2015;

Que en mérito de lo expuesto, DECRETA:

Artículo 1°. La Parte 2 del Libro 2 del Decreto Único Reglamentario del sector de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, Decreto número 1078 de 2015, tendrá un nuevo título con el siguiente texto:

“TÍTULO 15CRITERIOS PARA LA FORMULACIÓN, PRESENTACIÓN, APROBACIÓN,

EJECUCIÓN Y VERIFICACIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE HACER COMO FORMA DE PAGO POR EL USO DEL ESPECTRO RADIOELÉCTRICO

Artículo 2.2.15.1. Objeto y ámbito de aplicación. Las disposiciones del presente título tienen por objeto establecer las reglas y condiciones para la formulación, presentación, aprobación, ejecución y verificación de las obligaciones de hacer como forma de pago de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación del permiso para el uso del espectro radioeléctrico, a cargo de los proveedores de redes y servicios de teleco-municaciones, en los casos en que el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones lo determine en los actos particulares correspondientes.

Artículo 2.2.15.2. Responsabilidades para la formulación, presentación, aprobación, ejecución y verificación de las obligaciones de hacer. Para la ejecución del objeto del presente título, el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones y la Comisión de Regulación de Comunicaciones tendrán las siguientes responsabilidades:

1. Responsabilidades del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Co-municaciones:

1.1 Determinar, dentro del marco de sus funciones, los eventos en los que establece o autoriza las obligaciones de hacer como forma de pago de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico.

1.2. Identificar y determinar los planes, programas y proyectos específicos de interés público, respecto de los cuales los proveedores de redes y servicios de te-lecomunicaciones podrán ejecutar obligaciones de hacer como forma de pago de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico.

1.3. Recibir, analizar y verificar la viabilidad de ejecución, el impacto social, ambien-tal, poblacional y económico, de forma previa a la aprobación, de los planes, programas y proyectos que presenten por iniciativa propia los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones, como forma de pago de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación del permiso para el uso del espectro radioeléctrico mediante obligaciones de hacer, los cuales deberán corresponder a las finalidades establecidas en el literal d) del artículo 194 de la Ley 1753 de 2015.

1.4. Establecer en los actos administrativos de otorgamiento o renovación de los per-misos de uso del espectro radioeléctrico las condiciones y obligaciones precisas y claras que deben cumplir los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones, en el marco de las obligaciones de hacer, especialmente, y a título enunciativo, los indicadores y resultados que deben obtenerse por parte del proveedor, así como las condiciones de cumplimiento.

1.5. Cuantificar el valor de las inversiones de los planes, programas y proyectos en donde se hayan autorizado o establecido la ejecución de obligaciones de hacer, en aquellos casos en que la cuantificación de dichas inversiones no se enmarque dentro del ámbito de competencias de la CRC, en los términos de lo previsto en el artículo 22 de la Ley 1341 de 2009, según concepto emitido por esta entidad.

1.6. Fijar la metodología y estimación para indexar los valores a que haya lugar de acuerdo con el cumplimiento de las obligaciones de hacer.

1.7. Verificar el cumplimiento de las obligaciones de hacer. 1.8. Vigilar, directamente o a través de un tercero, el cumplimiento por parte de los

proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones de los indicadores determinados con anterioridad a la aprobación o establecimiento de un plan, programa o proyecto de obligaciones de hacer.

1.9. Adelantar las acciones legales y judiciales a que haya lugar, en caso de incum-plimiento por parte de los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones de las obligaciones de hacer.

1.10. Reglamentar los requisitos operativos del presente título, incluyendo los requisitos formales que deben cumplir los proyectos para ser presentados para

aprobación del Ministerio, así como el procedimiento a surtir al interior de la en-tidad, para la formulación, presentación, ejecución, verificación y, en general, los procedimientos que se deban llevar a cabo para dar cumplimiento a lo establecido en el presente decreto con respecto al empleo de obligaciones de hacer como forma de pago de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico.

2. Responsabilidades de la Comisión de Regulación de Comunicaciones. En relación con el mecanismo de obligaciones de hacer como forma de pago de la contraprestación económica por otorgamiento o renovación del permiso para el uso del espectro radioeléc-trico, corresponde a la Comisión de Regulación de Comunicaciones:

2.1. Emitir concepto sobre las inversiones a reconocer relacionadas con los pla-nes, programas o proyectos que se pretendan ejecutar como forma de pago mediante obligaciones de hacer por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico, dentro del ámbito de sus competencias legales establecidas en el artículo 22 de la Ley 1341 de 2009, y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

2.2. Elaborar una guía o metodología que contenga los lineamientos para la valoración de los proyectos de obligaciones de hacer como forma de pago por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico.

Artículo 2.2.15.3. Oferta oficiosa de obligaciones de hacer. El Ministerio de Tecno-logías de la Información y las Comunicaciones podrá disponer de planes, programas y proyectos para que los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones adelanten la ejecución de obligaciones de hacer, como forma de pago de la contraprestación econó-mica por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico. Para el efecto, este Ministerio reglamentará lo correspondiente.

Artículo 2.2.15.4. Presentación de planes, programas y proyectos para la ejecución de obligaciones de hacer. Los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones podrán presentar al Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones propuestas para la ejecución de obligaciones de hacer como forma de pago de la contra-prestación económica por el uso del espectro radioeléctrico, las cuales deberán incluir, cuando menos, los siguientes aspectos:

1. La comunidad a beneficiar o la necesidad pública a satisfacer, en la cual deberá precisarse la relación del proyecto con los planes, programas y proyectos del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, y la inexistencia de oferta privada de servicios para la satisfacción de la necesidad.

2. La viabilidad del plan, programa o proyecto, indicando antecedentes, estudios técnicos, económicos y ambientales.

3. Las especificaciones detalladas del plan, programa o proyecto, incluyendo los indicadores a cumplir, con la precisión de las actividades que desarrollará y los servicios que prestará el proveedor.

4. Las etapas en que se desarrollará, así como el cronograma y plazo total de ejecu-ción del plan, programa o proyecto, el cual no podrá exceder de un (1) año en su fase de inversión e inicio de implementación, contado desde la fecha de aprobación del proyecto por parte del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones. En todo caso, la duración o aceptación del plazo total del proyecto será determinada por el Minis-terio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones en los actos de aceptación o asignación del proyecto de obligaciones de hacer como forma de pago por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico.

La ejecución de los planes, programas o proyectos deberá terminar doce (12) meses antes de la finalización del permiso para el uso del espectro radioeléctrico.

5. El valor de la contraprestación económica que será pagado a través de la ejecución del plan, programa y proyecto, el cual deberá incluir todas las inversiones necesarias, incluyendo pero sin limitarse a los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento en que incurrirá. En relación con cada uno de los ítems que componen la determinación del valor a reconocerse, los proveedores deberán presentar cotizaciones u otras fuentes de información que permitan determinar la razonabilidad de cada uno de los valores estimados dentro de la propuesta, conforme los valores vigentes de mercado.

Parágrafo. Los anteriores criterios deberán ser debidamente sustentados y demostrados. El Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones podrá determinar criterios complementarios para la elegibilidad del plan, programa o proyecto.

Artículo 2.2.15.5. Aprobación de planes, programas y proyectos presentados por los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones. Para la aprobación de los planes, programas y proyectos, el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones realizará los estudios, verificación, elegibilidad y análisis de los planes, programas y proyectos propuestos como forma de pago por el otorgamiento o renovación, los cuales deberán estar enmarcados dentro de los planes y programas del Ministerio, de conformidad con los siguientes términos:

1. Plazos: 1.1. El Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones reglamen-

tará los plazos para la presentación, aprobación, ejecución y verificación de los planes, programas y proyectos que se constituyan en obligaciones de hacer como forma de pago de las contraprestaciones económicas por el otorgamiento o renovación del permiso por el uso del espectro radioeléctrico.

1.2. Todas las solicitudes de aprobación de proyectos presentadas por los Proveedores de Redes y Servicios de Telecomunicaciones que cumplan con el pleno de los requisitos formales deberán ser remitidas por el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones a la Comisión de Regulación de Comunicaciones (CRC), dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la verificación de los requisitos formales, para que, en


el marco de sus competencias, emita concepto sobre las inversiones a reconocer, concepto que deberá entregar al Ministerio de TIC dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes de recibido el proyecto.

En los eventos en los que la Comisión de Regulación de Comunicaciones considere de forma motivada que el proyecto presentado no se encuentra dentro del marco de sus competencias, remitirá respuesta en este sentido, a través de su Director Ejecutivo, previa aprobación del Comité de Comisionados, al Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones dentro de los ocho (8) días hábiles siguientes a la recepción de la solicitud.

Parágrafo. La Comisión de Regulación de Comunicaciones podrá prorrogar los términos establecidos en el presente artículo hasta por la mitad del tiempo inicialmente determinado.

2. Valor de las obligaciones de hacer. El valor de las obligaciones de hacer como forma de pago por concepto de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico podrá ser total o parcial según lo determine el Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicacio-nes en el acto particular de otorgamiento o renovación, los costos totales a invertir por parte del proveedor de redes y servicios de telecomunicaciones deberán ser acordes con los precios vigentes del mercado e incluirán la totalidad de los gastos administrativos, operativos, técnicos, financieros.

3. Garantías. El Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones definirá en los actos particulares correspondientes y de conformidad con la normatividad vigente, las garantías aplicables a los proyectos relacionados con obligaciones de hacer como forma de pago por concepto de la contraprestación económica por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico.

Parágrafo 1°. En ningún caso podrá autorizarse la ejecución de obligaciones de hacer como forma de pago de la contraprestación económica por el uso del espectro radioeléctri-co, cuando las mismas constituyan, directa o indirectamente, un mecanismo para sustituir el cumplimiento de las obligaciones de inversión, de cobertura o de despliegue de red asociadas al permiso otorgado.

Parágrafo 2°. La determinación por parte del Ministerio de Tecnologías de la In-formación y las Comunicaciones de aceptar obligaciones de hacer como forma de pago por el otorgamiento o renovación de los permisos de uso del espectro radioeléctrico no excluye la posibilidad para los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones de pagar en efectivo el valor correspondiente al otorgamiento o renovación, sin perjuicio de la indexación correspondiente y los intereses de mora a que haya lugar, aplicados desde el momento en que, conforme al acto administrativo de otorgamiento o renovación, debió pagar la contraprestación respectiva.

Artículo 2.2.15.6. Riesgos y responsabilidad de los proveedores de redes y servicios de telecomunicaciones. Las obligaciones de hacer son de resultado. El proveedor de redes y servicios de telecomunicaciones ejecutará estas obligaciones íntegramente por su cuenta y riesgo, y deberá mantener indemne al Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones/Fondo de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones.

El Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones/Fondo de Tecno-logías de la Información y las Comunicaciones en ningún caso reconocerá valores o costos superiores o adicionales a los determinados en el proyecto aprobado y a los establecidos en el acto administrativo de otorgamiento o renovación del permiso. El proveedor de redes y servicios de telecomunicaciones no podrá realizar adición al proyecto sin autorización previa, expresa y escrita por parte del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, so pena de asumir íntegramente los costos superiores en que incurra.

Artículo 2.2.15.7. Vigilancia y control. El Ministerio de Tecnologías de la Informa-ción y las Comunicaciones, a través de la Dirección de Vigilancia y Control, verificará el cumplimiento de las obligaciones de hacer, bajo una metodología general de verificación integral, que deberá incluir la comprobación de la ejecución de la respectiva obligación y la cuantificación de la misma como forma de pago de la contraprestación económica, con base en las inversiones y los costos de operación y mantenimiento en que haya incurrido el proveedor bajo el desarrollo de los proyectos aprobados.

La verificación integral del cumplimiento de las obligaciones de hacer deberá contar con la colaboración necesaria de los proveedores para adelantar verificaciones en sus instalaciones o en campo y podrá realizarse de manera parcial, en cualquier momento, dentro del tiempo de ejecución de los proyectos asociados a la obligación de hacer, o de manera total, una vez finalizado el plazo para el cumplimiento de la obligación de hacer.

Para efectos de la cuantificación de las inversiones asociadas al cumplimiento de las obligaciones de hacer, la Dirección de Vigilancia y Control del Ministerio de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones tendrá en cuenta: a) el concepto emitido por la CRC establecido en el numeral 2.1. del artículo 2.2.15.2. del presente Título o en su defecto el documento resultante de la actividad contenida en el numeral 1.5. del artículo 2.2.15.2. del presente Título y b) toda la información y soportes administrativos, jurídicos, técnicos, financieros, fiscales y contables, que le sean requeridos, los cuales deberán ser aportados por el proveedor de redes y servicios de telecomunicaciones dentro del término establecido y de acuerdo con el cronograma aprobado, so pena de no ser considerados dentro de la imputación del valor total a pagar como contraprestación económica por el uso del espectro radioeléctrico, caso en el cual el proveedor de redes y servicios de tele-comunicaciones deberá realizar el pago de las obligaciones pendientes en efectivo, sin perjuicio de la indexación correspondiente y los intereses de mora. No serán imputables al pago, igualmente, aquellos valores que no se encuentren debidamente soportados o que no tengan relación directa con la ejecución de las obligaciones de hacer”.

Artículo 2°. Vigencia y modificaciones. El presente decreto rige a partir de su publicación y añade el Título 15 al Libro 2 de la Parte 2 del Decreto Único Reglamentario del sector de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, Decreto número 1078 de 2015.


JUAN MANUEL SANTOS CALDERÓNEl Ministro de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones,

David Luna Sánchez.

Ministerio de transPorte

resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO 0000118 DE 2016(enero 14)

por la cual se modifica el artículo 3° de la Resolución número 0001463 del 16 de abril de 2009, modificado por el artículo 1° de la Resolución número 2417 del 15 de agosto de 2014.

El Secretario General encargado de las funciones del Despacho de la Ministra de Transporte, en ejercicio de las facultades legales y en especial las conferidas en el De-creto número 2510 del 23 de diciembre de 2015, artículo 13 de la Constitución Política Nacional, los artículos 6° y 59 de la Ley 489 de 1998 y el Decreto número 087 de 2011, en consonancia con el artículo 3° de la Resolución número 001463 de 2009 y artículo 1° de la Resolución número 0002417 de 2014 del Ministerio de Transporte, y

CONSIDERANDO:Que el artículo 208 de la Constitución Política establece que los Ministros son los jefes

de la administración y les corresponde dirigir la actividad administrativa;Que en atención a lo previsto en el artículo 8° de la Ley 708 de 2001 y el Decreto número

4637 de 2008, el Ministerio de Transporte mediante la Resolución número 001463 del 16 de abril de 2009 transfirió a título gratuito a favor del municipio de Bello, un inmueble ubicado en la Calle 44 N° 45-50, conocido como “Talleres de los Ferrocarriles Naciona-les de Colombia”, identificado con Matrícula Inmobiliaria número 001N-5060557 de la Oficina de Registro de Instrumentos Públicos de Medellín-Zona Norte y con Referencia Catastral número 001-01-0001-0665-85;

Que el artículo 3° de la Resolución número 001463 del 16 de abril de 2009, consagraba en su texto lo siguiente:

“Artículo 3°. Destinación del bien. La Alcaldía de Bello, destinará el inmueble objeto de la presente transferencia para promover la creación, el estudio, la práctica, la investi-gación y la difusión de las diversas manifestaciones artísticas y culturales y en especial para el desarrollo de actividades, instrucción y educación en artes y oficios. Para tal efecto, el inmueble deberá ser administrado y operado por la entidad sin ánimo de lucro denominada Corporación de Artes y Oficios de Antioquia (Coparte). En todo caso, el municipio de Bello, deberá contar con la aprobación del Ministerio de Transporte para establecer el uso y destinación que se le vaya a dar al bien que a través de este acto administrativo se transfiere.

Parágrafo 1°. El uso del inmueble que se transfiere a través de la presente resolución conlleva a la obligación para el municipio de Bello de reservar la franja de terreno del mismo que resulte necesaria para la ubicación del paradero del tren de cercanías.

Parágrafo 2°. El incumplimiento de las obligaciones contenidas en este artículo por parte de la Alcaldía de Bello, constituye causal de revocatoria del acto de transferencia que se efectúa mediante el presente acto administrativo y deberá ser restituido de un plazo no mayor de 30 días calendario, a este Ministerio, de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 4° del Decreto número 4695 de 2005”;

Que mediante la Resolución número 0002417 del 15 de agosto de 2014, el Ministerio de Transporte modificó el artículo 3° de la Resolución número 001463 del 16 de abril de 2009, en los siguientes términos:

“Artículo 1°. Modificar el artículo 3° de la Resolución número 001463 del 16 de abril de 2009 en el sentido de establecer que la Alcaldía de Bello también podrá desti-nar el bien inmueble para las gestiones de operaciones urbanas dentro del marco de la Ley 1508 de 2012 de Asociaciones Público Privadas y demás normas que lo adicionen, modifiquen y complementen y sus decretos reglamentarios, siempre que se trate, según el objeto de dicha ley, de generar bienes públicos y sus servicios relacionados, se mantenga la naturaleza pública de bien fiscal y se cumpla con los fines de la transferencia que la Ley 708 de 2001 habilita, y no se configure algún tipo de venta del bien inmueble o parte de este a particulares”;

Que el inmueble ubicado en la Calle 44 N° 45-50, conocido como “Talleres de los Ferrocarriles Nacionales de Colombia”, identificado con Matrícula Inmobiliaria número 001N-5060557 de la Oficina de Registro de Instrumentos Públicos de Medellín-Zona Norte y con Referencia Catastral número 001-01-0001-0665-85, transferido a título gratuito por el Ministerio de Transporte a favor del municipio de Bello, es un bien fiscal que pertenece a dominio público, en el entendido que se debe utilizar para servir a la sociedad;

Que según lo previsto en el artículo 674 del Código Civil, “los bienes de la Unión cuyo uso no pertenece generalmente a los habitantes, se llaman bienes de la Unión, o bienes fiscales”, los cuales pueden ser utilizados para la prestación de un servicio público;

Que el Consejo de Estado en sentencia de 6 de abril del 2000 Expediente número 5805, C. P. Olga Inés Navarrete, precisó la naturaleza de los bienes fiscales del Estado, así:



“Son aquellos que pertenecen al Estado pero que no están al servicio libre de la comu-nidad, sino destinados al uso privativo de la administración, para sus fines propios, que en ocasiones pueden aparecer incompatibles con la utilización innominada. De estos bienes se dice que están puestos al servicio del Estado para su uso directo o para la producción de ventajas económicas suyas, en la misma forma que lo están los bienes de apropiación particular en beneficio de su dueño. De aquí resulta la identidad de regímenes jurídicos que se predica de los bienes fiscales y la propiedad privada de los particulares”;

Que mediante la Resolución número 001463 del 16 de abril de 2009, el Ministerio de Transporte transfirió a título gratuito su derecho de dominio sobre el inmueble ubicado en la Calle 44 N° 45-50, conocido como “Talleres de los Ferrocarriles Nacionales de Colombia”, identificado con Matrícula Inmobiliaria número 001N-5060557 de la Oficina de Registro de Instrumentos Públicos de Medellín-Zona Norte y con Referencia Catastral número 001-01-0001-0665-85 a favor del municipio de Bello, lo que faculta a la parte a quién recibe el inmueble para gozar y disponer sobre el bien, en ejercicio del derecho de dominio, con las limitaciones que fijen las leyes;

Que el artículo 568 del Código Civil, establece que: “se llama dominio o propiedad el derecho de poseer exclusivamente una cosa y gozar y disponer de ella, sin más limitaciones que las establecidas por la ley o por la voluntad del propietario”;

Que el municipio de Bello, con ocasión de la transferencia de dominio efectuada me-diante la Resolución número 001463 de 2009, ostenta el uso, goce y disposición sobre el inmueble ubicado en la Calle 44 N° 45-50, conocido como “Talleres de los Ferrocarriles Nacionales de Colombia”, identificado con Matrícula Inmobiliaria número 001N-5060557 de la Oficina de Registro de Instrumentos Públicos de Medellín-Zona Norte y con Refe-rencia Catastral número 001-01-0001-0665-85;

Que para efectos de lo anterior, se hace necesario generar condiciones para que el bien inmueble antes referenciado cumpla con los fines y objetivos previstos en las dis-posiciones legales y puedan ser desarrollados de acuerdo con las opciones viables en el marco de la normatividad vigente;

Que en mérito de lo expuesto, RESUELVE:

Artículo 1°. Modificar el artículo 3° de la Resolución número 0001463 del 16 de abril de 2009, modificado por el artículo 1° de la Resolución número 2417 del 15 de agosto de 2014, el cual quedará así:

“Destinación del bien. El municipio de Bello en ejercicio del derecho de dominio sobre el inmueble objeto de transferencia, dispondrá del mismo para la consecución de los fines del Estado, salvaguardando las disposiciones de la Ley 708 de 2001 y, adicional-mente, podrá disponer del mismo para la promoción y creación, el estudio, la práctica, la investigación y la difusión de las diversas manifestaciones artísticas y culturales y en especial para el desarrollo de actividades, instrucción y educación de artes y oficios.

Parágrafo 1°. El uso del inmueble transferido conlleva la obligación para el muni-cipio de Bello de reservar la franja de terreno del mismo que resulte necesaria para la ubicación del paradero del tren de cercanías.

Parágrafo 2°. El municipio de Bello podrá destinar el bien inmueble para la gestión de operaciones urbanas dentro del marco de la Ley 1508 de 2012 de Asociaciones Público Privadas y demás normas que la adicionen, modifiquen o complementen y sus decretos reglamentarios”.

Artículo 2°. Los demás términos de la Resolución número 001463 del 16 de abril de 2009, continuarán vigentes.

Artículo 3°. El presente acto administrativo rige a partir de la fecha de su publicación.Publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 14 de enero de 2016.El Secretario General encargado de las funciones de la Ministra de Transporte,

Pío Adolfo Bárcena Villarreal.(C. F.).

Ministerio de cultura

Decretos


por el cual se adiciona el Decreto 1080 de 2015 Único Reglamentario del Sector Cultura, para reglamentar el numeral 8 del artículo 99 de la Ley 1617 de 2013, sobre los criterios mínimos generales que tendrán en cuenta los Distritos Especiales para la promoción de

la inversión en sus áreas históricas.El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de las facultades constitucionales

y legales, en especial las que le confiere el numeral 11 del artículo 189 de la Constitución Política y el numeral 8 del artículo 99 de la Ley 1617 de 2013, y

CONSIDERANDO:Que el numeral 8 del artículo 99 de la Ley 1617 de 2013 establece: “Los concejos

distritales podrán expedir, a iniciativa del alcalde distrital, un estatuto cuyo objetivo sea promover la inversión en las áreas históricas de los distritos confiriéndole derechos a los respectivos propietarios para reclamar estímulos tributarios locales, previo visto bueno

del Confis territorial o quien haga sus veces e inclusión de los efectos fiscales de dichos estímulos dentro del marco fiscal de mediano plazo (...)”;

Que igualmente de acuerdo con la norma antes citada, el Gobierno nacional fijará a través de los Ministerios de Hacienda y Crédito Público, de Cultura, el Instituto Geográ-fico Agustín Codazzi y el Departamento Nacional de Planeación, los criterios mínimos generales que integrarán tales estatutos;

Que la declaratoria de un bien material como de interés cultural queda cobijado por el Régimen Especial de Protección, según lo señala la Ley 397 de 1997 –Ley General de Cultura–, modificada y adicionada por la Ley 1185 de 2008;

Que se consideran como Bienes de Interés Cultural (BIC) los señalados en el inciso 4° literal b) del artículo 4° de la Ley 397 de 1997, modificado por el artículo 1° de la Ley 1185 de 2008;

Que al Ministerio de Cultura, previo concepto favorable del Consejo Nacional de Patrimonio Cultural, le corresponde la declaratoria y el manejo de los bienes de interés cultural del ámbito nacional; y a los distritos, con base en los principios de descentraliza-ción, autonomía y participación, les corresponde la declaratoria y el manejo de los bienes de interés cultural del ámbito distrital, previo concepto favorable del Consejo Distrital de Patrimonio Cultural;

Que de conformidad con lo dispuesto en el numeral 1.5 del artículo 11 de la Ley 397 de 1997, modificado por el artículo 7° de la Ley 1185 de 2008, y con lo preceptuado en la Ley 388 de 1997 o las normas que los modifiquen o sustituyan, las disposiciones sobre conservación, preservación y uso de las áreas e inmuebles declaradas como BIC prevalecerán al momento de adoptar, modificar o ajustar los Planes de Ordenamiento de los distritos;

Que, de conformidad el numeral I del artículo 2.4.1.1.3 del Decreto número 1080 de 2015 “por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Cultura”, los bienes del grupo urbano del ámbito nacional y territorial declarados Bienes de Interés Cultural (BIC), requieren en todos los casos la formulación del Plan Especial de Manejo y Protección (PEMP);

En el caso de los BIC del grupo arquitectónico se procurará formular un PEMP cuando presenten alguna de las condiciones establecidas en el numeral II del artículo 2.4.1.1.3 del Decreto número 1080 de 2015;

Que los Planes Especiales de Manejo y Protección (PEMP) son un instrumento de gestión del Patrimonio Cultural de la Nación, mediante el cual se establecen acciones necesarias con el objetivo de garantizar la protección, conservación y sostenibilidad de los BIC o de los bienes que pretendan declararse como tales si a juicio de la autoridad competente dicho Plan se requiere, de conformidad con el artículo 2.4.1.1.1 del Decreto número 1080 de 2015;

Que dentro de las condiciones de manejo previstas en los PEMP se establecen las me-didas económicas y financieras para la recuperación y sostenibilidad de los BIC inmuebles y determinan las fuentes de recursos para su conservación y mantenimiento, conforme a lo establecido en el numeral 3 del artículo 2.4.1.1.8 del Decreto número 1080 de 2015;

Que de conformidad con lo establecido en los incisos primero y tercero del numeral V del artículo 2.3.1.3 del Decreto número 1080 de 2015, a los Distritos les corresponde, en coordinación con el respectivo concejo distrital, respecto de los BIC del ámbito dis-trital, que declare o pretenda declarar como tales, destinar los recursos que las leyes y los presupuestos correspondientes señalan para las acciones relativas al Patrimonio Cultural de la Nación en lo de su competencia;

Que el artículo 48 de la Ley 388 de 1997 previó los mecanismos para la aplicación de compensaciones para los inmuebles de conservación histórica, arquitectónica o am-biental así: “Los propietarios de terrenos e inmuebles determinados en los planes de ordenamiento territorial o en los instrumentos que los desarrollen como de conservación histórica, arquitectónica o ambiental, deberán ser compensados por esta carga derivada del ordenamiento, mediante la aplicación de compensaciones económicas, transferen-cias de derechos de construcción y desarrollo, beneficios y estímulos tributarios u otros sistemas que se reglamenten”;

Que el impacto fiscal que otorga beneficios tributarios deberá ser explícito y com-patible con el marco fiscal de mediano plazo; según lo dispuesto por el artículo 7° de la Ley 819 de 2003;

Que los planes de desarrollo de las entidades distritales deberán asignar los recursos para la conservación, recuperación, protección, sostenibilidad y divulgación del patrimonio cultural, de acuerdo con lo dispuesto en el inciso segundo del literal a) del artículo 4° de la Ley 397 de 1997, modificado por el artículo 1° de la Ley 1185 de 2008;

Por lo anteriormente expuesto, DECRETA:

Artículo 1°. Adicionar al TÍTULO II, PARTE IV, LIBRO II del Decreto número 1080 de 2015, por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector, los siguientes artículos:

Artículo 2.4.2.3. Definición de Área Histórica. Se considera Área Histórica la fracción del territorio de una población dotada de fisonomía, características y rasgos distintivos que le confiere cierta unidad y particularidad que representan un valor excepcional por su urbanismo, arquitectura o historia, denominado Bien de Interés Cultural (BIC) del Grupo Urbano.

Artículo 2.4.2.4. Declaratoria de Área Histórica. Para la declaratoria de un BIC del ámbito distrital se deberá cumplir lo establecido en la Ley 397 de 1997, modificada por la Ley 1185 de 2008 y lo establecido en el Decreto número 1080 de 2015.


Artículo 2.4.2.5. Modalidades de Inversión. Los distritos deberán definir las diferen-tes líneas de inversión a realizar en los bienes de interés cultural del ámbito distrital del grupo urbano y en los definidos en el respectivo Plan Especial de Manejo y Protección (PEMP), aprobado previamente por la autoridad competente que efectúe la declaratoria.

Artículo 2.4.2.6. Criterios mínimos generales que integrarán los estatutos para pro-mover la inversión en las áreas históricas de los distritos. Con el propósito de promover la inversión en las áreas históricas, los propietarios de los BIC de que trata el presente decreto, podrán gozar de estímulos tributarios distritales cuando el BIC conserve los valores que dieron lugar a su declaratoria y presente alguno o algunos de los siguientes criterios:

1. Cuando el uso del BIC sea residencial o el propietario tenga en él su domicilio y el inmueble se encuentre en buen estado de conservación.

2. Cuando el uso del BIC sea institucional para educación, cultura, salud o de culto. 3. Cuando el uso del BIC esté destinado a la actividad hotelera. Artículo 2.4.2.7. Incentivos Fiscales. El respectivo concejo distrital, previo visto

bueno del Confis territorial o quien haga sus veces e inclusión de los efectos de dichos estímulos dentro del marco fiscal de mediano plazo, podrá determinar, en ejercicio de sus competencias legales, las condiciones para el otorgamiento de los estímulos tributarios en desarrollo de lo dispuesto por el numeral 8 del artículo 99 de la Ley 1617 de 2013.

Parágrafo. Corresponde a la Secretaría Distrital de Cultura, o la dependencia que haga sus veces, efectuar el seguimiento de las disposiciones contenidas en el presente decreto en particular para efectos de determinar las condiciones que permitan mantener el otorgamiento de los incentivos fiscales acá previstos.

Artículo 2°. Vigencia. El presente decreto rige a partir de la fecha de su publicación. Publíquese y cúmplase.Dado en Bogotá, D. C., a 15 de enero de 2016.


Mauricio Cárdenas Santamaría.La Ministra de Cultura,

Mariana Garcés Córdoba.El Director del Departamento Nacional de Planeación,

Simón Gaviria Muñoz.

unidades adMinistrativas esPeciales

Comisión de Regulación de Energía y Gas

resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO 166 DE 2015(octubre 2)

por la cual se establecen los cargos regulados para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta del Sistema de Transporte de la Sociedad Promotora de Gases del Sur S. A. E.S.P. –

Progasur S. A. E.S.P.La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales,

en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los Decretos números 2253 de 1994 y 1260 de 2013,

CONSIDERANDO QUE:De conformidad con lo establecido en el numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142

de 1994 el servicio público domiciliario de gas combustible “es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.

Según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y ope-ración de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por su uso, se regirán exclusivamente por esta ley.

El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo hasta cuando la Comisión fije las nuevas.

Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y dictó otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.

Mediante las Resoluciones CREG 087 y 135 de 2009, se establecieron los cargos regulados para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta atendiendo la solicitud presentada por la Promotora de Gases del Sur, Progasur S. A. E.S.P.

Estos cargos se establecieron de acuerdo con lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000, modificada por las Resoluciones CREG 084 de 2000, 085 de 2000, 008 de 2001, 073 de 2001 y 027 de 2006.

La Resolución CREG 126 de 2010, en el literal b) de su artículo 30, modificado por el artículo 1° de la Resolución CREG 129 de 2010, dispone lo siguiente:

“Artículo 1°. Modificación de los literales a) y b) del artículo 30 de la Resolución CREG 126 de 2010. Los literales a) y b) del artículo 30 de la Resolución CREG 126 de 2010 quedarán así:

‘a) Para el caso de los sistemas de transporte cuyos cargos hayan estado vigentes por cinco o más años al momento de la fecha de entrada en vigor de la presente resolución, los agentes deberán presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos que contenga la información exigida en los artículos 5°, 6°, 7°, 8° y 9° de esta resolución, a más tardar dentro de los dos (2) meses siguientes a la mencionada fecha.

Con el fin de definir los cargos que aplicarán en el Período Tarifario, los agentes deberán remitir esta información dentro de los dos (2) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución. En caso de no recibir la información requerida, la Co-misión de Regulación de Energía y Gas iniciará las actuaciones administrativas tendientes a la aprobación de los cargos, para lo cual hará uso de la mejor información disponible;

b) Para el caso de los sistemas de transporte cuyos cargos no hayan estado vigentes por cinco años o más al momento de la entrada en vigor de la presente resolución, los transportadores podrán optar por:

1. Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos una vez entre en vi-gencia esta resolución. En este caso, a más tardar dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigor de esta norma, el agente deberá presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos que contenga la información exigida en los artículos 5°, 6°, 7°, 8° y 9° de esta resolución.

2. Continuar aplicando los cargos aprobados del Período Tarifario. En este caso el agente deberá solicitar aprobación de cargos seis meses antes de que los cargos aprobados para el Período Tarifario cumplan cinco años de vigencia. Para el efecto, el agente deberá presentar la información exigida en los artículos 5°, 6°, 7°, 8°, y 9° de esta norma.

Si vencido este plazo de seis meses, el agente no ha presentado la información re-querida, la Comisión de Regulación de Energía y Gas iniciará, de oficio, las actuaciones administrativas tendientes a la aprobación de los cargos, para lo cual hará uso de la mejor información disponible’.” (Resaltado fuera de texto).

Dentro del término previsto en el inciso primero del numeral 2 del literal b) del artículo 30 de la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, mediante Comunicación CREG E-2014-011732 de 20 de noviembre de 2014, Progasur presentó la solicitud de aprobación de cargos para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta, la cual se debe resolver atendiendo lo previsto en la metodología de aprobación de cargos de transporte de gas natural prevista en la Resolución CREG 126 de 2010.

Con base en lo anterior la Comisión inició una actuación administrativa a fin de establecer los cargos para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta. Es así que mediante auto del 23 de febrero de 2015 con Radicado CREG I-2015-00694 la Dirección Ejecutiva de la Comisión resolvió lo siguiente:

“Artículo 1°. Ordénese la formación del respectivo expediente administrativo con el objeto de resolver la solicitud de aprobación de los cargos para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta de la empresa Progasur S. A. E.S.P. en cumplimiento de lo dispuesto en el inciso 1°, del numeral 2 del literal b) del artículo 30 de la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010.

Artículo 2°. Anexar al expediente administrativo la información allegada por Progasur correspondiente a la consagrada en los artículos 5°, 6°, 7°, 8° y 9° de la Resolución CREG 126 de 2010, la cual ha de ser tenida en cuenta y valorada por parte de la CREG dentro del trámite de la presente actuación administrativa.

Artículo 3°. Publíquese en la página web de la CREG y en el Diario Oficial un extracto con el resumen de la actuación administrativa para cumplir con lo dispuesto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo”.

Mediante la comunicación del 26 de mayo de 2015 con Radicado número S-2015-002394, la CREG requirió a Progasur información adicional sobre la solicitud.

Mediante la comunicación de junio 05 de 2015 con Radicado E-2015-006008, Progasur radicó en la CREG la información aclaratoria requerida en la Comunicación S-2015-002394.

Mediante la Circular número 068 del 10 de junio acorde con la metodología se pu-blicaron las demandas de capacidad y volúmenes esperados, frente a los cuales no se recibieron comentarios.

Mediante la Comunicación número S-2015-003677 la Comisión solicitó aclaración sobre la determinación de la CMMP.

Mediante Comunicación número E-2015-009074 Progasur hizo las aclaraciones respectivas sobre la CMMP.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó el análisis de las solicitudes y la información remitida por Progasur, así mismo realizo los cálculos tarifarios corres-pondientes a partir de la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 y demás información disponible en la Comisión, los cuales se encuentran consignados en el Documento CREG 107 de 2015.

Conforme al Decreto número 2897 de 2010 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas dio respuesta al cuestionario adoptado por la Superintendencia de Industria y Comercio para la evaluación de la incidencia sobre la



libre competencia del presente acto administrativo, el cual se encuentra en el Documento CREG 107 de 2015.

Teniendo en cuenta lo anterior, y dado que la presente Resolución contiene un desarrollo y aplicación de los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte adoptados mediante Resolución CREG 126 de 2010, el presente acto administrativo de carácter particular no requiere ser remitido a la SIC para los efectos establecidos en el artículo 7° de la Ley 1340 de 2009, reglamentado por el Decreto número 2897 de 2010, por no tener incidencia sobre la libre competencia.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas discutió la presente resolución en la Sesión número 677 de fecha 2 de octubre de 2015 y aprobó los cargos regu-lados de transporte para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta del Sistema de Transporte de Progasur S. A. E.S.P., y las demás disposiciones que se adoptan mediante la presente resolución,

RESUELVE:Artículo 1°. Objeto. Mediante la presente resolución se aprueban los cargos regulados

y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se efectúa a través del Gasoducto Sardinata-Cúcuta, de 4 pulgadas de diámetro y 65,93 km de longitud, que hace parte del sistema de transporte de Progasur S.A. E.S.P.

Artículo 2°. Inversión Existente. Como inversión existente, IEt, para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta se reconocen US$ 8.320.006 (dólares de diciembre 31 de 2013).

Artículo 3°. Programa de Nuevas Inversiones. No se incluyen inversiones del programa de nuevas inversiones para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta.

Artículo 4°. Inversiones en Aumento de Capacidad. No se incluyen inversiones en aumento de capacidad para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta.

Artículo 5°. Capacidad Máxima de Mediano Plazo. La capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, que sirvió de base para el cálculo de los cargos que aquí se aprueban es la que se presenta en el Anexo número 1 de esta resolución.

Artículo 6°. Demandas Esperadas de Volumen y Capacidad. La demanda esperada de volumen, DEVt, y la demanda esperada de capacidad, DECt, que sirvieron de base para el cálculo de los cargos que aquí se aprueban, de conformidad con los criterios generales establecidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, son las presentadas en el Anexo número 2 de esta resolución.

Artículo 7°. Cargos Regulados de Referencia para la Remuneración de los Costos de Inversión. Para remunerar los costos de inversión para el gasoducto de transporte definido en el artículo 1° de esta resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban las siguientes parejas de cargos regulados:Gasoducto: Sardinata-Cucuta% 0% 20% 40% 50% 60% 80% 85% 90% 92% 94% 96% 98% 100%CF - 71,61 143,22 179,03 214,83 286,44 304,35 322,25 329,41 336,57 343,73 350,89 358,05 CV 2,34 1,87 1,41 1,17 0,94 0,47 0,35 0,23 0,19 0,14 0,09 0,05 - (1) % inversion remunerada con Cargo fijoCF Cargo fijo expresado en US$ de diciembre de 2013 kpcd-añoCV: Cargo variable expresado en US$ de diciembre de 2013 kpc-año

Nota: Para la intepretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto

Artículo 8°. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM). Por concepto de gastos de AOM para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta se reconocen los gastos presentados en el Anexo número 3 de esta resolución.

Artículo 9°. Cargos Regulados para Remunerar los Gastos de Administración Opera-ción y Mantenimiento (AOM). Para remunerar los gastos de AOM del gasoducto definido en el artículo 1° de esta resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban los siguientes cargos regulados:

Gasoducto Cargo Fijo ($/kpcd-año)

Sardinata-Cúcuta 300.411

Notas:1. Cifra en pesos del 31 de diciembre de 2013.2. Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma

y las cifras Notas: 1. Cifra en pesos del 31 de diciembre de 2013.2. Para la interpretación de esta resolución las cifras decimales se separan con coma

y las cifras de miles se separan con punto.Artículo 10. Impuesto de Transporte y Cuota de Fomento. Los cargos que se aprue-

ban mediante la presente resolución no incluyen el impuesto de transporte de que trata el artículo 52 del Código de Petróleos (Decreto número 1056 de 1953) y demás normas que lo adicionen o modifiquen, ni la cuota de fomento establecida por el artículo 15 de la Ley 401 de 1997 y sus modificaciones. Dichos gravámenes deberán ser pagados por los sujetos pasivos señalados en las mencionadas normas.

Artículo 11. Cargos Máximos. De conformidad con el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, y según lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, los cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión, y que se aprueban mediante esta reso-lución, son cargos máximos.

Artículo 12. Vigencia de los cargos. Los cargos aprobados en la presente Resolución estarán vigentes desde la fecha en que esta quede en firme y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010, sin perjuicio de

las actualizaciones a que haya lugar. Vencido el período de vigencia de los cargos, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

Artículo 13. Notificaciones y recursos. La presente Resolución deberá notificarse a la Empresa Progasur S. A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 2 de octubre de 2015.El Presidente,

Carlos Fernando Eraso Calero,Viceministro de Energía, Delegado

del Ministro de Minas y Energía.El Director Ejecutivo,

Jorge Pinto Nolla.Anexo número 1. Capacidad Máxima de Mediano Plazo (CMMP),

para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta

CMMP

año Capacidad Máxima de Mediano

Plazo, CMMP (kpcd) año 1 4.636,58 año 2 4.636,58 año 3 4.636,58 año 4 4.636,58 año 5 4.636,58 año 6 4.636,58 año 7 4.636,58 año 8 4.636,58 año 9 4.636,58 año 10 4.636,58 año 11 4.636,58 año 12 4.636,58 año 13 4.636,58 año 14 4.636,58 año 15 4.636,58 año 16 4.636,58 año 17 4.636,58 año 18 4.636,58 año 19 4.636,58 año 20 4.636,58

El Presidente,Carlos Fernando Eraso Calero,

Viceministro de Energía, Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,Jorge Pinto Nolla.

Anexo número 2. Demandas esperadas de capacidad y de volumen Sardinata-Cúcuta

DEC DEV

año Demanda Esperada de Capacidad,

DEC (kpcd) Demanda Esperada de Volumen, DEV

(kpc - año) año 1 2.903,00 510.434,20 año 2 3.186,00 560.194,10 año 3 3.342,00 587.623,60 año 4 3.440,00 604.854,90 año 5 3.536,00 621.734,60 año 6 3.619,00 636.328,50 año 7 3.715,00 653.208,10 año 8 3.812,00 670.263,60 año 9 3.901,00 685.912,50 año 10 3.990,00 701.561,40 año 11 4.077,00 716.858,60 año 12 4.165,00 732.331,60 año 13 4.198,00 738.134,00 año 14 4.231,00 743.936,40 año 15 4.263,00 749.562,90 año 16 4.297,00 755.541,10 año 17 4.302,00 756.420,30 año 18 4.302,00 756.420,30 año 19 2.072,38 756.420,30 año 20 2.072,38 756.420,30


DEC DEV




DEC DEV







Anexo número 3. Gastos de AOM para el Gasoducto Sardinata-Cúcuta

Tramo o grupo de gasoductos: Sardinata-Cúcuta Total (Col$ de dic 2013)

Año 1 914.061.133,57

Año 2 1.562.746.935,57

Año 3 914.061.133,57

Año 4 914.061.133,57

Año 5 914.061.133,57

Año 6 914.061.133,57

Año 7 1.562.746.935,57

Año 8 914.061.133,57

Año 9 914.061.133,57

Año 10 914.061.133,57

Año 11 914.061.133,57

Año 12 1.562.746.935,57

Año 13 914.061.133,57

Año 14 914.061.133,57

Año 15 914.061.133,57

Año 16 914.061.133,57

Año 17 1.562.746.935,57

Año 18 914.061.133,57

Año 19 914.061.133,57

Año 20 914.061.133,57




(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 186 DE 2015(octubre 30)

por la cual se aprueba el costo base de comercialización, el riesgo de cartera para usua-rios tradicionales y para usuarios en áreas especiales del mercado de comercialización

atendido por la Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P., EEC.La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales,

en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:De conformidad con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, es función de

la Comisión regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, 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.

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a las Comisiones de Regulación la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos, cuando ello corresponda según lo previsto en el artículo 88; y señalar cuando hay suficiente competencia como para que la fijación de las tarifas sea libre.

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.

De conformidad con el numeral 87.8 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 “(…) toda tarifa tendrá un carácter integral en el sentido que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras (…)”.

Mediante Resolución CREG 180 de 23 de diciembre de 2014, se establecieron los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

El artículo 21 de la Resolución CREG 180 de 2014, establece el procedimiento para que los comercializadores integrados con el Operador de Red (OR), soliciten a la Dirección Ejecutiva de la CREG el reconocimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo de cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera de usuarios en áreas especiales con fundamento en la metodología dispuesta en la precitada resolución.

Mediante Circular CREG 007 del 3 de febrero de 2015 la Comisión, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 22 de la Resolución CREG 180 de 2014 publicó los for-matos que las empresas debían diligenciar en su solicitud.

La Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P. (EEC) solicitó el recono-cimiento del costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo de cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera para usuarios en áreas especiales el día 3 de marzo de 2015, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E2015002118.

De conformidad con lo anterior, la Dirección Ejecutiva de la CREG profirió el auto de fecha 5 de marzo de 2015 ordenando abrir procedimiento administrativo el cual se estableció en el Expediente número 20150022.

Con el propósito de dar a conocer a los terceros interesados del inicio de la actuación administrativa, se publicó en la página web de la CREG y en el Diario Oficial número 49.451, el extracto del aviso de comunicación, en cumplimiento del artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número S2015001095 del 5 de marzo de 2015, se comunicó a la empresa el inicio de la actuación y se envió copia del auto de apertura de la misma.

Del proceso se hicieron parte las Empresas Comercializadoras Enertotal y Dicel Enertotal fue admitida mediante auto del 4 de junio de 2015 y Dicel mediante auto del 16 de junio de 2015. Copia de estos autos fue remitida a la EEC.

Revisados los documentos aportados por la EEC, fue necesario solicitar algunas aclaraciones que se consolidaron en la Comunicación CREG S2015003389 relacionadas con diferencias encontradas entre la información reportada por la empresa en la solicitud respecto de los datos disponibles en la CREG provenientes de la misma empresa.

Mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número E2015008675 del 26 de agosto de 2015, la empresa resolvió todas las inquietudes.

Como resultado del análisis de la información y de las respuestas presentadas a la Comisión por la EEC S. A. E.S.P., se realizaron los ajustes pertinentes a la información remitida por la empresa y los cálculos correspondientes conforme a la metodología establecida en la Resolución CREG 180 de 2014, según se relacionan en el documento soporte de la presente resolución.

Teniendo los suficientes elementos probatorios, se procedió al cálculo del costo base de comercialización de energía eléctrica, el riesgo de cartera de usuarios tradicionales y el riesgo de cartera de usuarios en áreas especiales para la EEC S. A. E.S.P., con fundamento en la metodología dispuesta en la Resolución CREG 180 de 2014.

Dado que el presente acto administrativo es de carácter particular, no requiere ser remitido a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), para los efectos establecidos en el artículo 7° de la Ley 1340 de 2009, reglamentado por el Decreto número 2897 de 2010.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su Sesión número 684 del 30 de octubre de 2015, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:Artículo 1°. Costo base de comercialización. El costo base de comercialización para

el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P. (EEC), conforme con lo establecido en el artículo 6° de la Resolución CREG 180 de 2014 es:

Año 2015Cfj [$ dic-2013 / factura] 15,452.32

Artículo 2°. Riesgo de cartera para usuarios tradicionales. La prima de riesgo de cartera no gestionable de los usuarios tradicionales en el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P. (EEC), conforme a lo establecido en el numeral 1 del artículo 14 de la Resolución CREG 180 de 2014 es:

RCTj = 0.661%Artículo 3°. Riesgo de cartera para la atención de usuarios ubicados en áreas es-

peciales. La prima de riesgo de cartera por la atención de usuarios ubicados en áreas especiales en el mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P. (EEC), conforme a lo establecido en el numeral 2 del artículo 14 de la Resolución CREG 180 de 2014 es:

RCAEj,t = 0 %Artículo 4°. Vigencia. De conformidad con lo previsto por el artículo 25 de la Resolución

CREG 180 de 2014, el costo base de comercialización y los riesgos de cartera aprobados en esta resolución estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia. Vencido el plazo, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

Artículo 5°. Recursos. La presente resolución deberá notificarse a la Empresa de Ener-gía de Cundinamarca S. A. E.S.P. (EEC) y a Enertotal y Dicel reconocidos como terceros interesados en la actuación administrativa. Contra lo dispuesto en este acto procede el



recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

Publíquese, notifíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 30 de octubre de 2015.El Presidente,

Tomás González Estrada,Ministro de Minas y Energía.


(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 201 DE 2015(noviembre 24)

por la cual se oficializan los ingresos anuales esperados para la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. por el diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de un transformador 220/110 kV de 100 MVA en la Subestación Valledupar, de acuerdo

con la Convocatoria UPME STR 06-2015.La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones cons-

titucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524 y 2253 de 1994, y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:De conformidad con el artículo 20 de la Ley 143 de 1994, la función de regulación,

en relación con el sector energético, tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

Para el logro del mencionado objetivo legal, la citada ley le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de promover la competencia, crear y preservar las condiciones que la hagan posible, así como, crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera.

Según lo previsto en el artículo 7° de la Ley 143 de 1994, en las actividades del sector, incluida la distribución de electricidad, “...podrán participar diferentes agentes económicos, públicos, privados o mixtos, los cuales gozarán de libertad para desarrollar sus funciones en un contexto de libre competencia, de conformidad con los artículos 333, 334 y el inciso penúltimo del artículo 336 de la Constitución Nacional, y el artículo 3° de esta ley”.

Según lo establecido en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, “las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos”.

De acuerdo con lo previsto en los literales c) y d) del artículo 23 y en el artículo 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología de cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

En el numeral 3 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, se establece que el Operador de Red (OR), es responsable de elaborar el plan de expansión del sistema que opera, así como responsable por su ejecución.

La Resolución CREG 097 de 2008 definió los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. En el numeral 3.1.3 de esta resolución se prevé que los ingresos esperados para las convocatorias en el STR hagan parte del cálculo del cargo del nivel de tensión 4.

El numeral 4.2 del Capítulo 4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 consideró la posibilidad de ejecutar proyectos de expansión en el STR mediante convo-catorias públicas en los casos allí previstos.

El Ministerio de Minas y Energía, mediante Resolución MME 18 0924 de 2003, estableció y desarrolló los mecanismos de convocatorias públicas para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional.

Mediante la Resolución CREG 024 de 2013, modificada mediante la Resolución CREG 113 de 2015, se establecieron los procedimientos que se deben seguir para la expansión de los Sistemas de Transmisión Regional mediante Procesos de Selección.

El artículo 17 de la citada resolución, establece que “cuando se presente más de una oferta válida, el Seleccionador adjudicará el proyecto al Proponente que haya presentado la propuesta con menor Valor de la Oferta”.

Mediante la Resolución número 18 1315 de 2002, modificada por la Resolución número 18 0925 de agosto de 2003, el Ministerio de Minas y Energía (MME), delega en la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), “las gestiones administrativas necesarias para la selección mediante convocatoria pública de inversionistas que acometan en los términos del artículo 85 de la Ley 143 de 1994, los proyectos definidos y aprobados en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional anualmente”.

En varias ediciones del Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión la UPME ha identificado la necesidad de la expansión en la capacidad de transformación en la Subestación Valledupar.

Con base en lo establecido en la Resolución número 9 0604 de 2014 del MME y en la Resolución CREG 093 de 2014, la UPME expidió la Resolución 0841 de 2014 por medio

de la cual se identificó como proyecto urgente la obra del STR asociada a la instalación de un nuevo transformador 220/110 kV de 100 MVA en la Subestación Valledupar.

Con base en lo previsto en el artículo 5° de la Resolución CREG 093 de 2014 y si-guiendo las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 024 de 2013, la UPME abrió la Convocatoria Pública UPME STR 06-2015 para seleccionar al inversionista que se encargue del diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y man-tenimiento de un transformador 220/110 kV de 100 MVA en la Subestación Valledupar.

En los Documentos de Selección se estableció el 30 de marzo de 2017 como fecha de puesta en operación del proyecto y, dado que en estos documentos no se estableció una duración diferente, el periodo de pagos tendrá una duración de 25 años, de acuerdo con el artículo 16 de la Resolución CREG 024 de 2013.

Mediante la comunicación radicada en la CREG con el número E2015010125 del 5 de octubre de 2015, la UPME informa que la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. fue el proponente seleccionado por la UPME para la ejecución del proyecto objeto de la convocatoria UPME STR 06-2015.

La UPME, en comunicación con Radicación CREG E2015010959 del 23 de octubre de 2015, conceptúa sobre el cumplimiento, por parte del inversionista seleccionado, de lo establecido en los Documentos de Selección y en la Resolución CREG 024 de 2013, adjunta copia de los documentos que soportan su concepto, y solicita la expedición de la resolución que oficializa el Ingreso Anual Esperado del adjudicatario.

Dentro de los documentos enviados por la UPME se encuentran copias de los siguientes:– certificado de existencia y representación legal del adjudicatario,– propuesta económica,– garantía 07001017000264653 expedida por el Banco Davivienda, que ampara el

cumplimiento de la Convocatoria Pública UPME STR 06-2015,– copia de la Comunicación 015909-1 de XM Compañía de Expertos en Mercados S.

A., en su calidad de ASIC, donde informa de la aprobación de la garantía suscrita por la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. para respaldar las obligaciones derivadas del cumplimiento de la Convocatoria UPME STR 06-2015, de conformidad con lo establecido en el numeral 3.1 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013, y

– cronograma de construcción del proyecto.De acuerdo con la información suministrada por la UPME, se encuentra que la tasa de

descuento y el perfil de pagos usados en la oferta, cumplen con los requisitos establecidos en la Resolución CREG 024 de 2013.

Según consta en el Acta de Adjudicación de la Convocatoria Pública UPME STR 06-2015, del 1° de octubre de 2015, a la convocatoria se presentaron tres propuestas válidas y la adjudicación se realizó al oferente con menor valor presente neto del Ingreso Anual Esperado.

De conformidad con la citada Acta de Adjudicación y la solicitud de la UPME, la CREG procederá a hacer oficial el Ingreso Anual Esperado de la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. como adjudicatario de la Convocatoria UPME STR 06-2015.

La Comisión en la Sesión número 689 de 24 noviembre de 2015 aprobó expedir la presente resolución,

RESUELVE:Artículo 1°. Ingreso Anual Esperado. El Ingreso Anual Esperado, IAE, para la Em-

presa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P., por el diseño, adquisición de suministros, construcción, operación y mantenimiento de un transformador 220/110 kV de 100 MVA en la Subestación Valledupar, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre de 2014, para los primeros 25 años contados a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de puesta efectiva en operación comercial del proyecto, de conformidad con la propuesta seleccionada dentro de la Convocatoria Pública UPME STR 06-2015, es el siguiente:

AñoINGRESO ANUAL ESPERADO

(Pesos constantes del 31 de diciembre de 2014)Números Letras

1 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos2 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos3 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos4 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos5 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos6 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos7 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos8 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos9 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos10 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos11 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos12 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos13 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos14 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos15 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos16 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos17 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos18 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos19 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos20 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos21 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos22 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos




23 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos24 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos25 1.677.000.000 Mil seiscientos setenta y siete millones de pesos

Artículo 2°. Forma de pago. De acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de la Resolución CREG 024 de 2013, el responsable de liquidar y actualizar el valor de los pagos al agente seleccionado será el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC). Para la facturación se tendrá en cuenta lo previsto en el artículo 22 de la citada resolución.

Parágrafo 1°. Cuando se presente alguno de los eventos de incumplimiento establecidos en la Resolución CREG 024 de 2013, la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. perderá el derecho a recibir el flujo de ingresos oficializado en esta resolución, y la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

Artículo 3°. Vigencia. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra este acto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a su notificación o publicación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 24 de noviembre de 2015.El Presidente,



Jorge Pinto Nolla.(C. F.).


por la cual se oficializan los ingresos anuales esperados para el Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P. por el diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento del segundo transformador 220/66 kV, convertible a 220/110 kV, de 150 MVA en la Subestación El

Bosque, de acuerdo con la Convocatoria UPME STR 07-2015.La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones cons-

titucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524 y 2253 de 1994, y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:De conformidad con la Ley 143 de 1994, artículo 20, la función de regulación, en rela-

ción con el sector energético, tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.


Según lo previsto en el artículo 7° de la Ley 143 de 1994, en las actividades del sector, incluida la distribución de electricidad, “...podrán participar diferentes agentes económicos, públicos, privados o mixtos, los cuales gozarán de libertad para desarrollar sus funciones en un contexto de libre competencia, de conformidad con los artículos 333, 334 y el inciso penúltimo del artículo 336 de la Constitución Nacional, y el artículo 3° de esta ley”.


De acuerdo con lo previsto en el artículo 23, literales c) y d), y en el artículo 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología de cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

En el numeral 3 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998, se establece que el Operador de Red (OR), es responsable de elaborar el plan de expansión del sistema que opera, así como responsable por su ejecución.

La Resolución CREG 097 de 2008 definió los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. En el numeral 3.1.3 de esta resolución se prevé que los ingresos esperados para las convocatorias en el STR hagan parte del cálculo del cargo del nivel de tensión 4.

El numeral 4.2 del Capítulo 4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 consideró la posibilidad de ejecutar proyectos de expansión en el STR mediante convo-catorias públicas en los casos allí previstos.

El Ministerio de Minas y Energía, mediante Resolución MME 18 0924 de 2003, estableció y desarrolló los mecanismos de convocatorias públicas para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional.

Mediante la Resolución CREG 024 de 2013, modificada mediante la Resolución CREG 113 de 2015, se establecieron los procedimientos que se deben seguir para la expansión de los Sistemas de Transmisión Regional mediante Procesos de Selección.

El artículo 17 de la citada resolución, establece que “cuando se presente más de una oferta válida, el Seleccionador adjudicará el proyecto al Proponente que haya presentado la propuesta con menor Valor de la Oferta”.


En el Plan de Expansión de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2013-2027 se recomendó la ampliación en la capacidad de transformación en la Subestación El Bosque 220/66 kV.

Con base en lo establecido en la Resolución número 9 0604 de 2014 del MME y en la Resolución CREG 093 de 2014, la UPME expidió la Resolución número 0467 de 2015 por medio de la cual se identificó como proyecto urgente la obra del STR asociada a la instalación del segundo transformador 220/66 kV, convertible a 220/110 kV, de 150 MVA en la Subestación El Bosque.

Con base en lo previsto en el artículo 5° de la Resolución CREG 093 de 2014 y si-guiendo las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 024 de 2013, la UPME abrió la Convocatoria Pública UPME STR 07-2015 para seleccionar al inversionista que se encargue del diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mante-nimiento del segundo transformador 220/66 kV, convertible a 220/110 kV, de 150 MVA en la Subestación El Bosque.

En los Documentos de Selección se estableció el 30 de abril de 2017 como fecha de puesta en operación del proyecto y, dado que en estos documentos no se estableció una duración diferente, el periodo de pagos tendrá una duración de 25 años, de acuerdo con el artículo 16 de la Resolución CREG 024 de 2013.

Mediante la comunicación radicada en la CREG con el número E2015010701 del 19 de octubre de 2015, la UPME informa que el Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P. fue el proponente seleccionado por la UPME para la ejecución del proyecto objeto de la Con-vocatoria UPME STR 07-2015.

La UPME, en comunicación con Radicación CREG E2015011672 del 9 de noviembre de 2015, conceptúa sobre el cumplimiento, por parte del inversionista seleccionado, de lo establecido en los Documentos de Selección y en la Resolución CREG 024 de 2013, adjunta copia de los documentos que soportan su concepto, y solicita la expedición de la resolución que oficializa el Ingreso Anual Esperado del adjudicatario.

Dentro de los documentos enviados por la UPME se encuentran copias de los siguientes:– Certificado de existencia y representación legal del adjudicatario,– Propuesta económica,– Garantía 02-2015 expedida por el Banco AV Villas, que ampara el cumplimiento de

la Convocatoria Pública UPME STR 07-2015,– Copia de la comunicación 017036-1 de XM Compañía de Expertos en Mercados S.

A., en su calidad de ASIC, donde informa de la aprobación de la garantía suscrita por el Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P. para respaldar las obligaciones derivadas del cumplimiento de la Convocatoria UPME STR 07-2015, de conformidad con lo establecido en el numeral 3.1 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013, y

– Cronograma de construcción del proyecto.De acuerdo con la información suministrada por la UPME, se encuentra que la tasa de


Según consta en el Acta de Adjudicación de la Convocatoria Pública UPME STR 07-2015, del 14 de octubre de 2015, a la convocatoria se presentaron dos propuestas válidas y la adjudicación se realizó al oferente con menor valor presente neto del Ingreso Anual Esperado.

De conformidad con la citada Acta de Adjudicación y la solicitud de la UPME, la CREG procederá a hacer oficial el Ingreso Anual Esperado del Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P. como adjudicatario de la convocatoria UPME STR 07-2015.

La Comisión en la Sesión número 689 del 24 de noviembre de 2015 aprobó expedir la presente resolución.

RESUELVE:Artículo 1°. Ingreso Anual Esperado. El Ingreso Anual Esperado (IAE), para el

Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P., por el diseño, adquisición de suministros, construcción, operación y mantenimiento del segundo transformador 220/66 kV, convertible a 220/110 kV, de 150 MVA en la Subestación El Bosque, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre de 2014, para los primeros 25 años contados a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de puesta efectiva en operación comercial del proyecto, de conformidad con la propuesta seleccionada dentro de la Convocatoria Pública UPME STR 07-2015, es el siguiente:



1 2.851.945.286,44 dos mil ochocientos cincuenta y un millones novecientos cuarenta y cinco mil doscientos ochenta y seis pesos con cuarenta y cuatro centavos











8 2.383.567.511,62 dos mil trescientos ochenta y tres millones quinientos sesenta y siete mil qui-nientos once pesos con sesenta y dos centavos

9 1.932.018.895,09 mil novecientos treinta y dos millones dieciocho mil ochocientos noventa y cinco pesos con nueve centavos

















Artículo 2°. Forma de pago. De acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de la Resolución CREG 024 de 2013, el responsable de liquidar y actualizar el valor de los pagos al agente seleccionado será el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC). Para la facturación se tendrá en cuenta lo previsto en el artículo 22 de la citada resolución.

Parágrafo 1°. Cuando se presente alguno de los eventos de incumplimiento estable-cidos en la Resolución CREG 024 de 2013, el Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P. perderá el derecho a recibir el flujo de ingresos oficializado en esta resolución, y la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

Artículo 3°. Vigencia. La presente resolución deberá notificarse al representante legal del Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra este acto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a su notificación o publicación.






por la cual se actualiza el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., en el Sistema de Transmisión

Regional, STR.La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus facultades legales,

en especial de las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013,

CONSIDERANDO QUE:De acuerdo con lo previsto en el literal d) del artículo 23 y en el artículo 41 de la Ley

143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, (CREG), fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

Mediante la Resolución CREG 097 de 2008, modificada por las resoluciones CREG 133, 135 y 166 de 2008, la Comisión aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL.

La Comisión expidió la Resolución CREG 110 de 2009, mediante la cual se aproba-ron los cargos unificados de distribución y comercialización aplicables a los usuarios del Sistema de Transmisión Regional Norte y al Sistema de Distribución Local, operados por la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P.

Mediante las Resoluciones CREG 086 de 2010, 050 de 2011, 083 y 108 de 2012, 010, 092 y 191 de 2013, 087 de 2014 y 064 de 2015, se actualizó el Costo por Uso de los Activos de Nivel de Tensión 4 de la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., por la entrada en operación de nuevos activos y la sustitución de otros.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 9° de la Resolución CREG 097 de 2008, cuando entren en operación nuevos activos de uso se actualizarán los cargos correspon-dientes, siempre que se cumplan las condiciones establecidas en el Capítulo 4 del anexo general de la citada resolución.

En el numeral 4.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 se establecen los requisitos que debe acreditar el OR junto con su solicitud de actualización de cargos.

La Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2015-006665, solicitó la actualización del costo anual del nivel de tensión 4 teniendo en cuenta la ampliación de la subestación Sabanalarga.

En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Admi-nistrativo y de lo Contencioso Administrativo, un resumen de la actuación administrativa iniciada se publicó en la página de internet de la Comisión, acto que fue informado a la empresa mediante comunicación CREG S-2015-003716. Para esta actuación se abrió el expediente 2015-0098.

La UPME expidió los siguientes conceptos:– 20141500000041 del 7 de enero de 2014, mediante el cual se emite concepto apro-

batorio para la conexión del segundo transformador, 90/90/30 MVA, 220/110/13,8 kV, en la subestación Sabanalarga;

– 20141500002341 del 11 de febrero de 2014, donde se actualiza la lista de unidades constructivas y se autoriza una conexión provisional de un transformador de 90 MVA, 220/110 kV; y

– 20141500051921 del 11 de junio de 2014, donde se adicionan unas unidades cons-tructivas.

Mediante comunicación 003791-1 de XM, se declaran en operación comercial los activos del STN y del STR relacionados con la conexión del segundo transformador 90 MVA, 220/110/13,8 kV, en la subestación Sabanalarga.

Con base en la información suministrada y teniendo en cuenta el listado de unidades constructivas, UC, mencionado en los conceptos de la UPME, se incluirán en el inventario de activos reconocidos las siguientes UC en la subestación Sabanalarga:

Unidades de subestación:

UC Descripción Cantidad Porcentaje de Uso

N4S2 Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional 1 100%N4S48 Casa de control nivel de tensión 4 30 (m2 adicionales) 100%N2S10 Celda de llegada de transformador - barra sencilla - subestación Metalclad 1 100%

N2S14 Ducto de barras o cables llegada transformador - barra sencilla - subestación Metalclad 1 100%

Equipos de subestación:

UC Descripción Cantidad Porcentaje de Uso

N4EQ2 Transformador de tensión nivel 4 3 100%N4EQ3 Armario concentrador (marshall in kiosk) 1 100%

N2EQ37 Transformador de puesta a tierra 1 100%Transformadores:

UC Descripción Cantidad Capacidad Porcentaje de Uso

N5T23 Transformador tridevanado trifásico (OLTC) - conexión al STN - capacidad final de 61 a 90 MVA 1 90 MVA 100%

Dado que se da cumplimiento a lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008 se procede a aplicar la metodología contenida en la citada resolución y se realizan los ajustes pertinentes para el sistema operado por la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P.

Teniendo en cuenta lo expuesto, para el nivel de tensión 4 se obtienen las siguientes variables, expresadas en pesos de diciembre de 2007:

Costos Anuales CAAEj,n NCAAEj,n CAANEj,n CAT j,n AOMj,n

Nivel de tensión 4 105.179.311.568 16.728.483.499 4.998.219.598 241.682.709 52.180.081.849

Con base en lo anterior, se modificará el Costo Anual por el Uso de los Activos de Nivel de Tensión 4 y el Costo de Reposición de la Inversión del Nivel de Tensión 4, como se muestra en la parte resolutiva de este acto.


La Comisión en sesión 689 del 24 de noviembre de 2015 acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE:Artículo 1°. Modificar el artículo 2° de la Resolución CREG 110 de 2009 el cual

queda así:Artículo 2°. Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4. El Costo

Anual por el Uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, es el siguiente:

Costo Anual por el Uso de los Activos

Pesos de diciembrede 2007

Nivel de Tensión 4 (CA j,4) 214.945.808.607

Artículo 2°. Modificar el artículo 6° de la Resolución CREG 110 de 2009 el cual queda así:

Artículo 6°. Costos de reposición de la inversión. Los costos de reposición de la in-versión de la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. para cada nivel de tensión, calculados en la forma establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, son los siguientes:

Costo de Reposición de Inversión Pesos de diciembrede 2007

Para el Nivel de Tensión 4 (CRI j,4) 912.293.109.189Para el Nivel de Tensión 3 (CRI j,3) 314.995.841.373Para el Nivel de Tensión 2 (CRI j,2) 1.232.470.192.286Para el Nivel de Tensión 1 (CRI j,1) 919.981.165.431

Artículo 3°. Recursos. La presente resolución deberá notificarse a la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.


Carlos Fernando Eraso Calero,Viceministro de Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.


(C. F.).


por la cual se realizan algunos ajustes a la Resolución CREG 011 de 2015, programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones cons-titucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:Según la Ley 143 de 1994, artículo 4°, el Estado, en relación con el servicio de elec-

tricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los dife-rentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.

La Ley 143 de 1994, artículo 20, definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el apro-vechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

Para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le atri-buyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, la función de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia.

Según la Ley 142 de 1994, artículo 74, son funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de ener-gía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre estas y los grandes usuarios.

La Ley 142 de 1994, artículo 74, también le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la función de expedir el Reglamento de Operación para regular el funcio-namiento del Mercado Mayorista de Energía.

Mediante las Resoluciones CREG 024 y 025 de 1995 la Comisión reguló el funcio-namiento del Mercado Mayorista.

En la Resolución CREG 071 de 2006, se adoptó la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía y en ella se estableció la Demanda Desconectable Voluntaria, (DDV), como un anillo de seguridad del Cargo por Confiabilidad, orientado a facilitar el cumplimiento de las obligaciones de energía firme.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución CREG 063 de 2010 “por la cual se regula el anillo de seguridad del Cargo por Confiabilidad denominado Demanda Desconectable Voluntariamente”.

En la Resolución CREG 203 de 2013 se modificaron las resoluciones CREG 063 de 2010 y 071 de 2006, en relación con la verificación y liquidación de la demanda desconectable voluntaria, DDV, y el cálculo de la disponibilidad comercial dentro de la remuneración real individual diaria del Cargo por Confiabilidad.

Fundamentado en el anillo de seguridad de la DDV, con la Resolución CREG 098 de 2014 se ordenó publicar un proyecto de resolución con el objetivo de incentivar la respuesta de la demanda para el mercado diario en condiciones de escasez, sobre el cual se recibieron comentarios de 36 remitentes, los cuales se analizan y se responden en el Documento 009 de 2015.

De acuerdo con la Ley 1715 de 2014 y el Decreto 2492 de 2014, la CREG deberá diseñar los mecanismos necesarios para que los usuarios, puedan voluntariamente, entre otros, ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía y los costos de restricciones.

Mediante radicados CREG E-2015-007310, E-2015-007681 y E-2015-008640 de julio y de agosto de 2015 XM S. A. E.S.P., formuló algunas observaciones referentes a los procedimientos para la implementación de la Resolución CREG 011 de 2015 que evidencian la necesidad de hacer precisiones a lo dispuesto en la resolución para poder iniciar la aplicación del mecanismo allí previsto.

La Comisión consideró en la Resolución CREG 116 de 2015 aplazar hasta por tres (3) meses más la aplicación de la Resolución CREG 011 de 2015 hasta tanto se analizaran y se adoptaran los ajustes al esquema de respuesta a la demanda en condición crítica.

Una vez realizado el análisis y los ajustes pertinentes para implementar el programa de la respuesta de la demanda, la Comisión considera necesario implementar el programa de la respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica.

De conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.13.3.2 del Decreto 1078 de 2015 “Por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Tecnologías de la In-formación y las Comunicaciones” y el numeral 3 del artículo 2° de la Resolución CREG 097 de 2004, la Comisión decidió por unanimidad no someter la presente Resolución a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulación previstas en el citado decreto, debido a la existencia de razones de conveniencia general y de oportunidad.

La Comisión en su sesión número 690, del 27 de noviembre de 2015, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:Artículo 1°. Modifíquese el numeral 2 del literal b) del artículo 7° de la Resolución

CREG 011 de 2015. El numeral 2 del literal b) del artículo 7° de la Resolución CREG 011 de 2015 quedará así:

2. Verificar que las fronteras comerciales con línea base de consumo cumplan con el modelo de estimación de la Línea Base de Consumo definido en el Anexo de esta resolu-ción. En caso de que una frontera comercial no cumpla ese requisito, el ASIC informará al comercializador representante de los usuarios participantes del programa de RD, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin.

Artículo 2°. Modifíquese el artículo 8° de la Resolución CREG 011 de 2015. El artículo 8° de la Resolución CREG 011 de 2015 quedará así:

Artículo 8°. Compromisos de RD. Mediante los compromisos de RD el usuario o grupo de usuarios representados por el comercializador, se comprometen a reducir su consumo de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, a cambio de recibir como remuneración, como mínimo, el producto de la oferta de precio multiplicada por la energía reducida y verificada.

Artículo 3°. Modifíquese el artículo 10 de la Resolución CREG 011 de 2015. El artículo 10 de la Resolución CREG 011 de 2015 quedará así:

Artículo 10. Funcionamiento de RD. A continuación se establecen, paso a paso, las reglas que se deben aplicar para el funcionamiento de RD.

Paso 1: El comercializador informará a los usuarios sobre el programa de RD y les hará saber expresamente que cada usuario puede decidir libremente si participa o no en dicho programa y que para tener acceso al servicio público de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato de servicios públicos no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en dicho programa. Corresponderá al comercializador demostrar el cumpli-miento de este requisito y su omisión dará lugar a la indemnización de los perjuicios que se causen al usuario.

Paso 2: Una vez el usuario haya aceptado participar en el programa RD y las partes hayan acordado las condiciones, el comercializador adoptará las medidas para que se hagan todas las gestiones técnicas pertinentes para adecuar la frontera comercial DDV, ya sea con medición directa o con línea base de consumo, según los requisitos que deba cumplir.

Paso 3: El comercializador registrará al usuario y la frontera como DDV, cuando corresponda ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el ASIC. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente co-mercializador, el código SIC de la frontera del usuario y la cantidad máxima de demanda horaria a reducir del usuario para el despacho diario.



Paso 4: El comercializador enviará al CND la oferta de precio de reducción de energía y la declaración de reducción de energía horaria de acuerdo con el formato de activación. Esta oferta de precio está sujeta a la confidencialidad de la información establecida en la Resolución CREG 138 de 2010 o la que la sustituya o modifique, igual como aplica para las ofertas de precio de los generadores en el mercado mayorista.

El envío de ofertas y declaración de reducción de energía se hará en los mismos plazos en que las plantas despachadas centralmente envían sus ofertas y declaran su disponibilidad.

Paso 5: Una vez finalizado el plazo de envío de ofertas y declaración de reducción de energía, el CND calculará el predespacho ideal incluyendo la RD. Para despachar cada RD se debe cumplir la siguiente condición:

mdcRDmmdhN PofPEMPO ,,,,,, 08.1 ≥×−

Donde:MPON,h,d,m Máximo precio de oferta del predespacho ideal para atender demanda

total doméstica en la hora h del día d del mes m.PEm Precio de escasez en el mes m.Pof RD,c,d,m Oferta de precio de reducción de energía de la RD del comercializador

c, en el día d del mes m.Las ofertas de reducción de energía se tendrán en cuenta de menor a mayor precio

en el predespacho ideal. En caso de presentarse empates en las ofertas de precio de RD, el CND definirá un proceso aleatorio equiprobable para determinar el orden de mérito de dichas ofertas.

El umbral del 8% establecido en la condición de despacho de la RD podrá ser ajustado por la CREG de acuerdo con las variaciones observadas entre los valores estimados y los reales. Para tal fin el ASIC informará en la última semana de cada mes a la CREG, los valores estimados y los valores reales del mes anterior de cada una de las variables involucradas.

Paso 6: Cuando el valor de energía a reducir de RD sea mayor a cero, el CND avisará al comercializador la activación del programa, quien coordinará con los operadores de red y los usuarios a los que se les activará la RD.

El CND informará a los comercializadores que participan en el programa de RD, la activación de RD del día siguiente en los mismos plazos en que se le informa el despacho a las plantas despachadas centralmente.

Paso 7: El comercializador se encargará de que los sistemas de medida de RD puedan ser interrogados desde una hora antes de la activación. En caso de no poderse efectuar esta interrogación, se considerará que no hubo reducción de demanda. Para lo anterior, el comercializador deberá informarlo oportunamente al ASIC, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin.

Paso 8: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de RD, aplicando lo establecido en esta Resolución para ese fin.

Paso 9: El ASIC realizará la liquidación aplicando lo establecido en esta resolución.Parágrafo. El Centro Nacional de Despacho propondrá a la Comisión de Regulación

de Energía y Gas, el procedimiento que utilizará para realizar la activación de las RD en el predespacho ideal, para que la Comisión lo evalúe y lo adopte mediante resolución.

Artículo 4°. Modifíquese el artículo 12 de la Resolución CREG 011 de 2015. El artículo 12 de la Resolución CREG 011 de 2015 quedará así así:

Artículo 12. Fronteras con línea base de consumo, LBC. La verificación de la re-ducción o desconexión efectiva de energía del programa de respuesta de la demanda, RD, del usuario con frontera DDV con línea base de consumo, LBC, la realizará el ASIC teniendo en cuenta la LBC reportada por el comercializador, el error y la medida diaria de la frontera comercial.

Una vez reportada la LBC por el comercializador, este tendrá la responsabilidad de reportar en la LBC la curva típica de carga por tipo de día para poderse realizar la verifi-cación de reducción de consumo horario de la RD. Esta curva típica de carga deberá ser registrada y actualizada dentro los mismos términos de la LBC, tal y como se encuentra establecido en el artículo 13 de la Resolución CREG 063 de 2010 o aquellas que la mo-difiquen o sustituyan.

En caso de que el comercializador no haya reportado la curva típica de carga del usuario que representa, no se considerará la RD.

Si el consumo diario en la frontera comercial es inferior al consumo de la LBC menos el error, se entenderá que el comercializador ha cumplido con reducción de demanda, en el caso contrario su reducción verificada será igual a cero. Si la reducción es mayor a la comprometida, entendida como la suma de la DDVV y el compromiso de RD, solo se considerará para el programa de respuesta de la demanda, la reducción comprometida o la contratada para todos los efectos de la liquidación.

( ) mdjmtdjmdj MeeLBCRVP ,,,,,, )1( −−×=

Donde:RVP j,d,m Reducción verificada parcial reducida por el usuario j en el día d del mes

m, que se considerará para calcular la RD definitiva.LBC j,td,m Cantidad de energía informada en la línea base de consumo para el usuario

j, en el tipo de día td para el mes m. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.

Me j,d,m Cantidad de energía o consumo medido para el usuario j en el día d del mes m.

e Error permitido, que será igual al 5%.

( )mdjmdjmdjmdj DDVVRVPCRDmínimoRDV ,,,,,,,, , −=

Donde:RDV j,d,m RD verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el día d del

mes m.CRD j,d,m Compromiso de RD por el usuario j para el día d del mes m.DDVVj,d,m Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j para el día d

en el mes m.Si el consumo que se registra en la frontera comercial es mayor o igual que el consu-

mo estimado en la LBC, considerando el error permitido, o la RDV es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.

Primero se verificará los contratos que se hayan activado de la demanda desconec-table voluntaria, DDV, establecida en la Resolución CREG 063 de 2010 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Una vez realizado lo anterior, se realizará la verificación de reducción de energía del programa de RD.

Las medidas de RD deberán ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos y forma en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente.

Las transacciones de energía en las fronteras DDV utilizadas para RD deberán ser registradas horariamente, de forma tal que permitan el cálculo de la energía reducida en la hora, las cuales se denotaran como RDVc,h,d,m.

Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se consi-derará que no hubo reducción de energía.

Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDVc,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDVj,h,d, que cada comercializador c representó en el mes m.

Parágrafo 1°. Para determinar la RDVc,h,d,m, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento:1. A la LBCj,td,m se resta la DDVVj,d,m, si el resultado es positivo, la LBCj,td,m a con-

siderar para la RD en el resto del procedimiento será el resultado de esta diferencia. En caso contrario, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación.

2. Para el tipo de día, definir la LBCj,h,td,m a nivel horario, para lo cual se asignará la LBCj,td,m diaria en proporción a la energía horaria de la curva típica de carga del usuario j respecto de la energía diaria de dicha curva.

3. Para los periodos horarios en los cuales se presentó por parte del Comercializador, conforme lo establecido en el Artículo 6°, una declaración de reducción de energía de RD, diferente de cero (0), se aplicará:

3.1. Para los periodos horarios en que el consumo horario fue inferior a la LBCj,h,td,m horaria, se calculará la diferencia entre LBCj,h,td,m horaria y el consumo horario.

3.2. Si la suma de las diferencias calculadas en el numeral 3.1., resulta menor o igual a RDVj,d,m diaria, la RDVc,h,d,m horaria será igual a la diferencia calculada en el numeral 3.1. para cada hora.

3.3. Si la suma de las diferencias calculadas en el numeral 3.1., resulta mayor a RDVj,d,m diaria, la RDVc,h,d,m horaria será el resultado de asignar en cada hora la RDVj,d,m en proporción a dichas diferencias.

Parágrafo 2°. Las medidas de RDV se deberán afectar por los factores de pérdidas para referir la medida al STN.

Artículo 5°. Adiciónese un parágrafo al artículo 13 de la Resolución CREG 011 de 2015. El parágrafo adicional del artículo 13 será el siguiente:

Parágrafo 2°. El ASIC antes de realizar la liquidación horaria de la RD de las fronteras con medición directa; RD con plantas de emergencia y RD con medición independiente. Considerará que hubo RD si se cumple la condición de la siguiente ecuación, si no se cumple, la RDVj,h,d de todos los periodos horarios se considerará cero para efectos de liquidación:

( ) mdjmdjtdjmdj DDVVRDCPCR ,,,,,,, 05.1 −−×<

Donde:CR j,d,m Consumo medido en la frontera comercial para el usuario j en el día d

del mes m.CPj,td Consumo promedio medido en la frontera comercial para el usuario j,

según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDVV o de RD del usuario j, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.

RD j,d,m Suma de los periodos horarios de declaración de reducción de energía de RD del comercializador en representación del usuario j para el día d en el mes m, conforme lo establecido en el artículo 6°.

DDVV j,d,m Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del usuario j para el día d en el mes m.

Artículo 6°. Consumos a tener en cuenta en la verificación de reducción de energía en el programa RD. Para la estimación de la línea base de consumo, LBC, y del promedio de consumo en las fronteras con medición directa en las fechas entre el 16 de diciembre y el 15 de enero y semana santa, se ajustará la estimación del consumo en la LBC y el promedio de consumo de las fronteras con medición directa con los valores de consumo diario medido del último año, de la siguiente forma:


1. Para las fechas 24, 25 y 31 de diciembre y 1° de enero, se tomará el mismo valor de consumo diario de estas fechas del último año. Para las otras fechas descritas, se tomará el promedio de consumo diario del tipo de día del último año.

2. Para las fechas de semana santa, se tomará los valores de consumo diario de estos mismos días del último año.

En caso de que la información descrita en los numerales 1 y 2 no se encuentre dispo-nible, se tomará para estas fechas un consumo diario de valor igual a cero.

Artículo 7°. Modifíquese el artículo 14 de la Resolución CREG 011 de 2015. El artículo 14 de la Resolución CREG 011 de 2015 quedará así:

Artículo 14. Valores a favor de los usuarios que participan en el programa de RD. El valor a favor de los usuarios por la participación en el programa de RD será entregado al comercializador, quién será el encargado de pasar a sus usuarios los incentivos de la RD, el valor será el que resulta de aplicar la siguiente expresión:

( )mhNmdhcmdhc PEPBRDVRDVF −×= ,,,,,,,_

Donde:VF_ RD c,h,d,m Valor a favor del comercializador c por la reducción de demanda del

programa de RD en la hora h del día d del mes m.RDV c,h,d,m RD verificada del comercializador c en la hora h del día d del mes m.PB N,h Precio de bolsa para atender demanda total doméstica en la hora h

del día d en el mes m que supera el precio de escasez.PE m Precio de escasez en el mes m.Parágrafo. El costo de la comercialización del programa de RD será asumido por

el usuario, el cual será acordado entre el usuario y el comercializador que lo representa. Artículo 8°. Modifíquese el artículo 15 de la Resolución CREG 011 de 2015. El artículo

15 de la Resolución CREG 011 de 2015 quedará así: Artículo 15. Valores a cargo de los usuarios que participan en el programa de RD.

De acuerdo con el valor del CERE que sea incluido en el precio de oferta del comercia-lizador que representa a los usuarios que participen en el programa de RD, se producirá por parte del SIC un cobro al comercializador que representa a dichos usuarios, calculado mediante la siguiente expresión:

mmdhcmdhc CERERDVRDVC ×= ,,,,,,_

Donde:VC_ RDc,h,d,m Valor a cargo del comercializador c por la reducción de demanda del

programa de RD en la hora h del día d del mes m.RDVc,h,d,m RD verificada del comercializador c en la hora h del día d del mes

m.CEREm Costo Equivalente Real en Energía en el mes m.Este valor será destinado al pago de la remuneración del Cargo por Confiabilidad de las

plantas o unidades de generación que trata el Anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006.Artículo 9°. Modifíquese el artículo 16 de la Resolución CREG 011 de 2015. El artículo

16 de la Resolución CREG 011 de 2015 quedará así:Artículo 16. Remuneración del programa de RD para condición crítica. La remune-

ración del programa de la RD se realiza través de los siguientes literales:a) Se calcula el delta de ajuste de remuneración RD de acuerdo con la siguiente expresión:

( ))(,0max ,,,, mhNmd,h,c,mdcRDmd,h,c,md,h,c, PEPBRDVPofRDVRemD −×−×=

=

=

+=Δ M

j mdmdj

C

c md,h,c,mdhRD

DNCDDOEF

RemD

1 ,,,

1,,,

Donde:DRemc,h,d,m Desviación por remuneración de la RD que el comercializador c, en

la hora h del día d del mes m, no alcanza a recibir de acuerdo con su precio de oferta.

RDVc,h,d,m RD verificada del comercializador c, en la hora h del día d del mes m.Pof RD,c,d,m Oferta de precio del comercializador c para el programa de la RD en

el día d del mes m.PBN ,h Precio de bolsa para atender demanda total doméstica en la hora h del

día d del mes m que supera el precio de escasez.

mPE Precio de escasez para el mes m.

Δ RD ,h ,d ,m Delta de ajuste de remuneración RD en la hora h del día d del mes m.DDOEFj ,d ,m Desviación diaria de obligaciones de energía firme menor a cero del

agente j en el día d del mes m. Valor que es resultado de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 y que es tomado en valor absoluto.

DNCd ,m Demanda no cubierta en el día d del mes m, calculada de acuerdo con el numeral 4 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006.

C Número total C de comercializadores que participan en el programa de la RD en el día d del mes m.

M Número total M de agentes generadores que tienen desviaciones nega-tivas de sus obligaciones de energía firme como resultado de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006.

b) Todos los agentes generadores que hayan tenido Desviación Diaria de la Obliga-ción de Energía Firme negativa y/o demanda no cubierta de acuerdo con el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, tendrán los siguientes valores a cargo:

mdjmdhRDmdhjRD ValVC ,,,,,,,,,_ ×Δ=Δ

Donde:

VC _ΔRD ,j ,d ,m

Valor a cargo del agente j en la hora h del día d del mes m. Valor debido al delta de ajuste de remuneración de RD.

ΔRD ,h ,d ,m

Delta de ajuste de remuneración de RD en el día d del mes m.Val j,d ,m Valor de desviación negativa DDOEFj,d,m que haya presentado el

agente j y/o DNCd,m en el día d del mes m. Lo anterior, como resul-tado de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006.

c) La remuneración de cada comercializador que participa en el programa de la RD se obtendrá de los saldos que resulten de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 asociados a la RD, cumpliendo lo definido en el artículo 14 de la Resolución CREG 011 de 2015 y en el literal b) de este artículo. Para los comercializadores que no logran recibir su remuneración completa de acuerdo con su oferta de precio, tendrán a favor el siguiente valor:

== 24

1,,_h md,h,c,mdc RemDRDRem

Donde:Rem_ RD c,d, m Remuneración de la RD del comercializador c, en el día d del mes

m, que no alcanza a recibir del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 de acuerdo con su oferta de precio.

DRemc,h,d,m Desviación por remuneración de la RD que el comercializador c, en la hora h del día d del mes m, no alcanza recibir de acuerdo con su oferta de precio.

Artículo 10. Modifíquese el numeral 2 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 que fue modificado por el artículo 20 de la Resolución CREG 011 de 2015. El numeral 2 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 que fue modificado por el artículo 20 de la Resolución CREG 011 de 2015, quedará así:

2. Para cada uno de los generadores (incluye importaciones) se calculará la Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme de acuerdo con la siguiente expresión:

mdjmdjmdj ODEFAGIDDDOEF ,,,,,, −=

Donde:DDOEFj ,d ,m Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme del generador j

o la planta j asociada a la RDV o al PGR verificado en el día d del mes m.

GIDj ,d ,m Generación Ideal nacional para el día de operación d, del generador j en el mes m, considerando los Contratos de Respaldo de compra o de venta o cualquier otro Anillo de Seguridad adquiridos por el generador j y que hayan sido despachados. Se tendrá en cuenta gene-ración ideal de plantas asociadas a reducción de demanda RDV igual a GIDj,d,m(RDV)=RDVc,d,m. Se tendrá en cuenta generación ideal de plantas asociadas a reducción de demanda PGR verificado igual a GIDj,d,m(PGR)=PGRd,m.

ODEFAj ,d ,m Obligación Diaria de Energía Firme Ajustada del generador j en el día d del mes m. Las plantas asociadas a la RDV y PGR tienen valor ODEFA=0.

En el anexo 7 de la presente resolución se tendrá en cuenta para la liquidación, gene-radores asociados a reducción de demanda de RDV y del PGR verificado, de la siguiente manera:

GIDj ,d ,m (RDV) Generación Ideal para el día de operación d, del generador j en el mes m, asociado a la RDVc,d,m (suma de las RDVc,h,d,m del día d) de cada comercializador c que representa la RD, la cual será igual a GIDj,d,m(RDV)=RDVc,d,m.

GIDj ,d ,m (PGR) Generación Ideal para el día de operación d, del generador j en el mes m, asociado al PGRd,m verificado, que será igual a GIDj,d,m(PGR)=PGRd,m.

GIDj ,h ,d ,m (RDV) Generación Ideal en la hora h del día d en el mes m, del generador j asociado a la RDVc,h,d,m del comercializador c que representa la RD, la cual será igual a GIDj,h,d,m(RDV)=RDVc,h,d,m.

GIDj ,h ,d ,m (PGR) Generación Ideal en la hora h del día d en el mes m, del ge-nerador j asociado al PGRh,d,m verificado, que será igual a GIDj,h,d,m(PGR)=PGRh,d,m.

Los generadores asociados a reducción de demanda de RDV y del PGR no tendrán asignadas OEF, y para todos los casos de la liquidación del presente anexo, la ODEF y OHEF de estos generadores tendrán un valor de cero (0).

Para las importaciones sin asignación de OEF, el valor de ODEFA es igual a cero.Artículo 11. Modifíquese el numeral 3 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006

que fue modificado por el artículo 18 de la Resolución CREG 063 de 2010. El numeral 3 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 que fue modificado por el artículo 18 de la Resolución CREG 063 de 2010, quedará así:

3. Para los casos en los que la variable DDOEF es mayor que cero (0), la Obligación de Energía Firme Horaria se determinará como:



−−+×=

mdj

mdjmdjmdjmdjmdhjmdhj GI

DDVVCCVCODEFAGIOHEF

,,

,,,,,,,,,,,,,,

Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez, el ASIC determinará el valor de las desviaciones positivas horarias de las Obligaciones de Energía Firme para cada uno de los agentes generadores (incluidas las importaciones), de acuerdo con la siguiente expresión:

( ) ( )mmdhmdhjmdhjmdhj PEPBOHEFGIDHOEF −−= ,,,,,,,,,,, *

Donde:DHOEF j ,h ,d ,m Desviación Horaria de la Obligación de Energía Firme para el agente

generador j, en la hora h del día d del mes m.GI j ,d ,m Generación Ideal nacional para el agente generador j, en el día d del

mes m.GI j, h, d, m Generación Ideal nacional para el agente generador j, en la hora h

del día d del mes m.OHEF j, h, d, m Obligación Horaria de Energía Firme del agente generador j, en la

hora h del día d del mes m.VC j, d, m Ventas en Contratos de Respaldo o energía de la Declaración de

Respaldo del agente generador j en el día d del mes m, que hayan sido despachadas.

CC j, d, m Compras en Contratos de Respaldo o energía de la Declaración de Respaldo del agente generador j en el día d del mes m, que hayan sido despachadas.

DDVV j, d, m Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del agente generador j en el día d del mes m, que haya sido asignada.

PB h, d, m Precio de Bolsa nacional para la hora h del día d del mes m.PEm Precio de Escasez del mes m.Artículo 12. Modifíquese el numeral 4 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de

2006. El numeral 4 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:4. Para cada hora, el ASIC calculará la siguiente expresión:

( ) )( ,,,,,,,,,, mmdhcj

mdhjmdhjmdh PEPBOHEFGIDG −×−=∈

Donde:c Subconjunto de generadores (incluye importaciones) para los cuales la variable

DDOEF y DHOEFj,h,d,m es mayor que cero (0).h Subconjunto de horas para las cuales el Precio de Bolsa es mayor que el Precio

de Escasez durante del día d del mes m.• Calcular la demanda no cubierta con Obligaciones de Energía Firme de acuerdo con

la siguiente fórmula:

−+++=j

mdjmdmdmdmdmd ODEFAPGRRDVDDVVDCDNC ,,,,,,,

Donde: DNC d, m Demanda no cubierta en el día d del mes m.DCd, m Demanda Total Doméstica del día d del mes m.DDVVd, m Demanda desconectable voluntaria verificable en el día d del mes

m.RDV d, m RD verificada en el día d del mes m.PGR d, m Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m.

jmdjODEFA ,,

Suma de ODEFA de todos los generadores j del día d en el mes m.

• El valor de la variable DGh,d,m será asignado como un valor a cargo en proporción al valor absoluto de la variable DDOEF de los agentes generadores para los cuales esta variable es menor que cero y de la demanda no cubierta con obligaciones de energía firme. Para el caso en que DNCd,m >0, el valor a cargo de la demanda no cubierta resultante de aplicar la proporción, será asignado a los agentes a prorrata de sus compras en bolsa de la hora h.

Los dineros recaudados serán asignados a cada agente generador incrementando las cuentas a favor del mismo, a prorrata del valor de DHOEFj,h,d,m, incluyendo la RDV, el PGR y las importaciones.

Artículo 13. Liquidación del programa de racionamiento verificado PGR. De acuerdo con la verificación del programa de racionamiento, los saldos en la liquidación resultantes de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 asociados a la demanda ra-cionada, serán asignados en relación con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 071 de 2006

Parágrafo. El operador del mercado propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el procedimiento para definir el racionamiento verificado debido a incumplimientos de OEF según lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 071 de 2006. La CREG evaluará y adoptará mediante resolución el procedimiento propuesto.

Artículo 14. Plazo de la liquidación del programa de respuesta de la demanda, RD, para el mercado diario en condición crítica previsto en la Resolución CREG 011 de 2015. El ASIC tendrá plazo máximo para la implementación de la liquidación de la RD

hasta la fecha de la facturación del mes en el cual aplique por primera vez el programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica previsto en la Resolución CREG 011 de 2015.

Artículo 15. Derogatoria Expresa. Se deroga la Resolución CREG 116 de 2015.Artículo 16. Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario

Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.Publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 27 de noviembre de 2015.El Presidente,

Tomás González Estrada,Ministro de Minas y Energía.


(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 222 DE 2015 (diciembre 4)por la cual se presenta a los agentes de la cadena, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará los estudios para determinar la metodología tarifaria para la remuneración del transporte de combustibles líquidos y GLP por ductos.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, 4130 de 2011 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE: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.

La Ley 142 de 1994, definió el gas combustible, como el servicio domiciliario y con-junto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. Así mismo, cobija las actividades complementarias de comercialización desde la producción y trans-porte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria.

La misma norma atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), como el ente encargado de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible estableciendo además, los criterios y lineamientos que debía cumplir para llevar a cabo esta función.

En los artículos 87 y 91 de la mencionada ley, se establecieron los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario de las empresas de servicios públicos.

Adicionalmente, se incluyó como condición calcular por separado, cuando fuera posible, una fórmula para cada una de las etapas del servicio con el fin de establecer las fórmulas tarifarias.

De conformidad con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas.

El Gobierno nacional reasignó algunas funciones del Ministerio de Minas y Energía (MME) a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), mediante el artículo 3° del Decreto 4130 de 2011, incluyendo entre otras, la función de regular la actividad de transporte de combustibles líquidos.

Mediante el Decreto 1260 de 2013, se modificó la estructura de la CREG, y se deter-minó como función la de “definir la metodología y establecer las fórmulas para la fijación de precios y las tarifas del transporte de combustibles, terrestre y por poliductos”.

Adicionalmente, a través del Decreto 1073 de 2015, el Gobierno nacional expidió el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo Minas y Energía señalando en su artículo 2.2.1.1.2.2,1.3 como autoridad de regulación a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) tal como se había establecido en el Decreto 4299 de 2005, artículo 3°, modificado por el Decreto-ley 4130 de 2010, artículo 3° numeral 5.

La CREG está facultada para expedir las fórmulas para la fijación de tarifas de transporte tanto en el sector de gas combustible como para el de combustibles líquidos, por lo cual se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se definirá la fórmula aplicable y la remuneración del transporte de combustibles líquidos y GLP por ductos.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 692 del 4 de diciembre de 2015, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:Artículo 1°. Someter a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados

las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración del transporte de combustibles líquidos y GLP por ductos, contenidas en el Anexo General de esta resolución.

Artículo 2°. Los agentes, usuarios y terceros interesados tendrán un plazo de dos (2) meses a partir de la publicación de esta resolución, para enviar a la Comisión comentarios


y sugerencias, escritas y sustentadas, sobre las bases contenidas en el anexo general de la presente resolución.

Artículo 3°. Con la presente resolución se da inicio al impulso de la actuación adminis-trativa y por ser un acto de trámite, previo a la expedición de las disposiciones definitivas, no deroga disposiciones regulatorias vigentes.

Publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 4 de diciembre de 2015.El Presidente,

Carlos Fernando Eraso Calero,Viceministro de Energía Delegado

del Ministro de Minas y Energía.El Director Ejecutivo (e),

Germán Castro Ferreira.ANEXO GENERAL

BASES SOBRE LAS CUALES LA COMISIÓN EFECTUARÁ LOS ESTUDIOS PARA DETERMINAR LA METODOLOGÍA TARIFARIA PARA LA REMUNERACIÓN

DEL TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y GLP POR DUCTOSCONTENIDO

1 OBJETIVO2 ANTECEDENTES2.1. REGULACIÓN DEL SECTOR2.2. COMPETENCIA DE LA CREG2.3. ESTUDIOS PREVIOS2.3.1. Revisión de la metodología tarifaria para el transporte de derivados del petró-

leo en poliductos y establecimiento de la tasa de remuneración de los activos (Econometría, 2009)

2.3.2. Propuesta de un esquema de regulación económica para la actividad de trans-porte de derivados de petróleo por poliductos, (Sumatoria S.A.S, 2013)

2.3.3. Análisis base para definir la metodología de remuneración de transporte de combustibles líquidos por ductos. (SNC- Lavalin, 2014)

3 GENERALIDADES DEL TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍ-QUIDOS Y GLP POR DUCTOS

3.1. TRANSPORTE POR DUCTO EN LA CADENA DE VALOR3.2. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE POR POLIDUCTOS3.3. MERCADO DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES Y GLP3.3.1. Transporte de GLP3.3.2. Transporte por el sistema de poliductos4 METODOLOGÍA TARIFARIA VIGENTE4.1. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE TRANSPORTE DE GLP4.2. REMUNERACIÓN DEL TRANSPORTE POR POLIDUCTOS DE COM-

BUSTIBLES LÍQUIDOS4.2.1. Resolución 180088 de 20034.2.2. Modificaciones Resolución 180088 de 20035 COMPORTAMIENTO DE LAS TARIFAS PARA EL TRANSPORTE5.1. TARIFAS APLICADAS PARA TRANSPORTE DE GLP5.2. TARIFAS APLICADAS AL TRANSPORTE POR DUCTOS DE COMBUS-

TIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO5.3. AJUSTES A TARIFAS DE TRANSPORTE MEDIANTE RESOLUCIÓN

181701 DE 20036 MARGEN DE CONTINUIDAD6.1. PROCESO DE LIQUIDACIÓN6.2. RESUMEN REGULACIÓN MARGEN DE CONTINUIDAD7 TEMAS A ESTUDIAR7.1. METODOLOGÍAS EN LA DETERMINACIÓN DE PRECIOS7.2. ESQUEMA DE CARGOS7.3. MODELO TARIFARIO7.3.1. Valoración inversión7.3.2. Fijación de la Tasa de Retorno7.3.3. Definición Vida útil7.3.4. Remuneración de inversiones almacenamiento operativo eficiente7.3.5. Llenado de línea7.4. AOM7.5. DEMANDA, FACTOR DE USO Y EFICIENCIA7.6. ESTRUCTURACIÓN DE CARGOS FIJOS Y VARIABLES7.7. COMPETITIVIDAD VS. TRANSPORTE SUSTITUTO7.8. INFORMACIÓN CONTABLE PARA LA REGULACIÓN7.9. REMUNERACIÓN DE LAS PÉRDIDAS7.10. SEÑALES TARIFARIAS Y EXPANSIONES AL SISTEMA

8 ANEXO 1. DETALLES DE LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPOR-TE POR DUCTOS

8.1. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA NORTE8.2. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA ESTE8.3. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA CENTRO8.4. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA OESTE8.5. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA SUR8.6. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA BOGOTÁ8.7. INFRAESTRUCTURA DE ALMACENAMIENTO8.8. CARACTERIZACIÓN DE LOS PRINCIPALES TRAMOS DE POLI-

DUCTOS8.8.1. Poliducto Pozos Colorados – Galán8.8.2. Poliducto Cartagena – Baranoa8.8.3. Poliducto Buenaventura – Yumbo8.8.4. Poliducto Galán – Bucaramanga8.8.5. Sistema Galán - Sebastopol8.8.6. Sistema Sebastopol – Puerto Salgar8.8.7. Propanoducto Galán – Salgar8.8.8. Poliducto Salgar – Mansilla8.8.9. Propanoducto Salgar – Mansilla 8”8.8.10. Poliducto Mansilla – Puente Aranda8.8.11. Poliducto Puente Aranda – El Dorado8.8.12. Poliducto Sebastopol – Medellín8.8.13. Poliducto Medellín – Cartago – Yumbo8.8.14. Poliducto Odeca Salgar – Manizales – Cartago8.8.15. Poliducto Cartago – Yumbo8.8.16. Poliducto Salgar – Neiva8.8.17. Poliducto Sebastopol – Tocancipá8.8.18. Poliducto Sutamarchán – Apiay9 ANEXO 2 ESTADÍSTICAS POR TRAMO9.1. CARTAGENA – BARRANQUILLA9.2. POZOS COLORADOS - GALÁN 14”9.3. GALÁN – BUCARAMANGA9.4. GALÁN – SEBASTOPOL 16”9.5. GALÁN – SEBASTOPOL 12”9.6. GALÁN – PUERTO SALGAR 8”9.7. SEBASTOPOL – MEDELLÍN 12”9.8. MEDELLÍN – CARTAGO9.9. SEBASTOPOL – TOCANCIPÁ9.10. SUTAMARCHÁN – APIAY9.11. PUERTO SALGAR – CARTAGO9.12. CARTAGO – YUMBO 10”9.13. CARTAGO – YUMBO 6”9.14. YUMBO – BUENAVENTURA9.15. PUERTO SALGAR – GUALANDAY9.16. GUALANDAY – NEIVA9.17. PUERTO SALGAR – MANSILLA 10”9.18. PUERTO SALGAR – MANSILLA 8”9.19. MANSILLA – PUENTE ARANDA9.20. PUENTE ARANDA – EL DORADO10 BIBLIOGRAFÍA

LISTA DE TABLASTabla 1 Principales normas. Cadena de Distribución de Combustibles Líquidos y

gas licuado del petróleo por ductosTabla 2 Objetivos y conclusiones estudio ECONOMETRÍA 2009Tabla 3 Objetivos y conclusiones estudio SUMATORIA 2013Tabla 4 Objetivos y conclusiones estudio SNC Lavalin 2014Tabla 5 Tarifas de transporte por poliductos Resolución Minminas 180088 de 2003Tabla 6 Actualización tarifas Resolución Minminas 180088 de 2003Tabla 7 Tarifas de transporte por poliductos Resolución Minminas 181701 de 2003Tabla 8 Resumen resoluciones tarifas de poliductos 2006-2011Tabla 9 Resumen regulación margen de continuidadTabla 10 Determinación de preciosTabla 11 Infraestructura de transporte zona norteTabla 12 Infraestructura de transporte zona esteTabla 13 Infraestructura de transporte zona centro



Tabla 14 Infraestructura de transporte zona oesteTabla 15 Infraestructura de transporte zona surTabla 16 Infraestructura de transporte zona BogotáTabla 17 Infraestructura de almacenamiento CENIT (Barriles)Tabla 18 Estaciones poliducto Pozos Colorados – GalánTabla 19 Estaciones poliducto Pozos Colorados – GalánTabla 20 Estaciones poliducto Buenaventura - YumboTabla 21 Estaciones poliducto Galán - BucaramangaTabla 22 Estaciones Sistema Galán - SebastopolTabla 23 Estaciones Sistema Sebastopol – Puerto SalgarTabla 24 Estaciones propanoducto Galán - SalgarTabla 25 Estaciones poliducto Salgar - MansillaTabla 26 Estaciones poliducto Salgar - MansillaTabla 27 Estaciones poliducto Medellín – Cartago - YumboTabla 28 Estaciones poliducto Odeca Salgar - Manizales - CartagoTabla 29 Estaciones poliducto Salgar - NeivaTabla 30 Estaciones poliducto Sebastopol - TocancipáTabla 31 Estaciones poliducto Sutamarchán - Apiay

LISTA DE GRÁFICASGráfica 1 Cadena de producción y distribución de Combustibles LíquidosGráfica 2 Infraestructura de Transporte por ductos ColombiaGráfica 3 Longitud total de la red de Poliductos y PropanoductosGráfica 4 Rutas de transporte de GLPGráfica 5 Cantidad transportada de GLPGráfica 6 Volumen transportado principales ductos (kbd)Gráfica 7 Transporte a través del sistema de poliductos (%)Gráfica 8 Tarifas de transporte GLP por tramo ($ por Galón)Gráfica 9 Tarifas de transporte de GLP por punto de entrega ($ por Galón)Gráfica 10 Estampilla transporte de GLP a San Andrés ($ por Galón)Gráfica 11 Evolución tarifa de transporte para ductos troncales ($ por Galón)Gráfica 12 Evolución tarifa de transporte rutas desde Galán ($ por Galón)Gráfica 13 Tarifa de transporte para rutas desde GalánGráfica 14 Tarifa de transporte para diferentes tramos del sistemaGráfica 15 Temas a estudiarGráfica 16 Perfil Poliducto Pozos Colorados - GalánGráfica 17 Perfil Poliducto Cartagena – BaranoaGráfica 18 Perfil Poliducto Buenaventura – YumboGráfica 19 Perfil Poliducto Galán BucaramangaGráfica 20 Perfil Sistema Galán – SebastopolGráfica 21 Perfil Sistema Sebastopol – Puerto SalgarGráfica 22 Perfil propanoducto Galán – SalgarGráfica 23 Perfil poliducto Salgar - MansillaGráfica 24 Perfil propanoducto Salgar – MansillaGráfica 25 Perfil Mansilla – Puente ArandaGráfica 26 Perfil poliducto Puente Aranda – El DoradoGráfica 27 Perfil poliducto Sebastopol – MedellínGráfica 28 Perfil poliducto Medellín – Cartago – YumboGráfica 29 Perfil poliducto Odeca Salgar - Manizales - CartagoGráfica 30 Perfil poliducto Cartago - YumboGráfica 31 Perfil poliducto Salgar – NeivaGráfica 32 Perfil poliducto Sebastopol - TocancipáGráfica 33 Perfil poliducto Sutamarchán - ApiayGráfica 34 Cantidad transportada Cartagena - BarranquillaGráfica 35 Cantidad transportada Pozos Colorados - GalánGráfica 36 Cantidad transportada Galán – BucaramangaGráfica 37 Cantidad transportada Galán – Sebastopol 16”Gráfica 38 Cantidad transportada Galán – Sebastopol 12”Gráfica 39 Cantidad transportada Galán – Puerto Salgar 8”Gráfica 40 Cantidad transportada Sebastopol - Medellín 12”Gráfica 41 Cantidad transportada Medellín – CartagoGráfica 42 Cantidad transportada Sebastopol – TocancipáGráfica 43 Cantidad transportada Sutamarchán – ApiayGráfica 44 Cantidad transportada Puerto Salgar – CartagoGráfica 45 Cantidad transportada Cartago – Yumbo 10”Gráfica 46 Cantidad transportada Cartago – Yumbo 6”

Gráfica 47 Cantidad transportada Yumbo - BuenaventuraGráfica 48 Cantidad transportada Puerto Salgar – GualandayGráfica 49 Cantidad transportada Gualanday – NeivaGráfica 50 Cantidad transportada Puerto Salgar – Mansilla 10”Gráfica 51 Cantidad transportada Puerto Salgar – Mansilla 8”Gráfica 52 Cantidad transportada Mansilla – Puente ArandaGráfica 53 Cantidad Puente Aranda – El Dorado

BASES SOBRE LAS CUALES LA COMISIÓN EFECTUARÁ LOS ESTUDIOS PARA DETERMINAR LA METODOLOGÍA TARIFARIA PARA LA REMUNERACIÓN DEL

TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y GLP POR DUCTOS1. OBJETIVOPoner en conocimiento de los agentes pertenecientes a la cadena de valor de los com-

bustibles líquidos derivados del petróleo y del GLP, usuarios y los demás interesados, las bases sobre las cuales se llevarán a cabo los estudios que permitan establecer la meto-dología para la remuneración del transporte de combustibles líquidos y GLP por ductos.

2. ANTECEDENTESLas Leyes 142 y 143 de 1994 establecen que el régimen tarifario estará orientado por

los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

Conforme el artículo 127 de la Ley 142 de 1994 las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de por lo menos cinco años, y sus bases se deben poner en conocimiento de terceros interesados: “la Comisión deberá poner en conocimiento de las Empresas de Servicios Públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del período siguiente”.

Así mismo, el artículo 126 de la misma ley señala que se podrán revisar según las causales allí previstas y que vencido el período seguirán vigentes hasta tanto no se expidan las nuevas fórmulas.

Adicionalmente, el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004 contiene reglas especiales para la adopción de fórmulas tarifarias.

Mediante el artículo 3° del Decreto 4130 de 2011, el Gobierno nacional le reasignó funciones a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

En particular el numeral 5 del mencionado artículo 3° establece lo siguiente:“Artículo 3°. 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:(…)“Parcialmente las funciones asignadas en el artículo 3° del Decreto 4299 de 2005

al Ministerio de Minas y Energía, quedando así: Regular las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo” (…).

En el mismo orden, el Gobierno nacional modificó la estructura de la CREG a través de la expedición del Decreto 1260 de 2013, consagrando en el inciso segundo del artículo 2 lo siguiente:

“Artículo 2° (…). 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”.

De igual forma, el literal b) del artículo 4° del Decreto 1260 de 2013 establece espe-cíficamente las funciones en relación con el sector combustibles líquidos derivados del petróleo.

En particular, en el numeral 8 se menciona la competencia de la CREG en cuanto a la actividad de transporte de combustibles, terrestre y por poliductos así:

“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”.

Adicionalmente, a través del Decreto 1073 de 2015, el Gobierno nacional expidió el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo Minas y Energía retomando en su artículo 2.2.1.1.2.2.1.3 como autoridad de regulación la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) según lo dispuesto en el Decreto 4299 de 2005, artículo 3°, modificado por el Decreto-ley 4130 de 2010, artículo 3° numeral 5.

En tal contexto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha desarrollado las presentes bases para poner a consideración de los agentes de la cadena de combustibles líquidos y GLP así como otros interesados, una propuesta de los temas a estudiar con el fin de presentar una metodología tarifaria que defina la remuneración del transporte por ductos para combustibles líquidos y GLP. En el caso del GLP, tiene como elemento des-tacado y referencia el análisis de la experiencia resultante de la aplicación de la fórmula contenida en la Resolución CREG 122 de 2008.

2.1. REGULACIÓN DEL SECTORLa Tabla 1 relaciona las principales normas que hacen parte del marco regulatorio

de la cadena de valor de los combustibles líquidos y gas licuado del petróleo por ductos.Tabla 1 Principales normas. Cadena de Distribución de Combustibles Líquidos

y gas licuado del petróleo por ductosNORMA DESCRIPCIÓN

Constitución Política Normas constitucionales sobre el régimen eco-nómico

Decreto 1056 de 1953 Por medio del cual se expide el Código de Petróleos

http://www.lexbase.biz/lexbase/normas/decretos/2005/D4299de2005.htm


Tabla 1 Principales normas. Cadena de Distribución de Combustibles Líquidos y gas licuado del petróleo por ductos

NORMA DESCRIPCIÓNLey 39 de 1987 Por medio de la cual se dictan disposiciones sobre

la distribución del petróleo y sus derivados.Decreto 283 de 1990 (Derogado parcialmente por el Decreto 4299 de 2005, artículo 42) (Derogado por el Decreto 1521 de 1998, artículo 55) (Modificado por el Decreto 353 de 1991)

Por medio del cual se reglamenta el almacenamien-to, manejo, transporte, distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo y el transporte por carrotanques de petróleo crudo.

Decreto 353 de 1991 (Derogado por el Decreto 4299 de 2005, artículo 42 y por el Decreto 1521 de 1998, artículo 55) (Modificado por el Decreto 1677 de 1992)

Por el cual se reglamenta la Ley 26 de 1989 y se modifica parcialmente el Decreto 283 de 1990.

Ley 142 de 1994 Ley de Servicios Públicos Domiciliarios.Decreto 1521 de 1998 (Derogado parcialmente por el Decreto 4299 de 2005, artículo 42)

Por medio del cual se reglamenta el almacenamien-to, manejo, transporte y distribución de combusti-bles líquidos derivados del petróleo, para estaciones de servicio.

Decreto 1503 de 2002 (Modificado por el Decreto 3563 de 2003)

Por medio del cual se reglamenta la marcación de los combustibles líquidos derivados del petróleo en los procesos de almacenamiento, manejo, transpor-te y distribución.

Decreto 2935 de 2002 Por medio del cual se reglamenta el artículo 14 de la Ley 681 de 2001.

Decreto 1760 de 2003 Por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Pe-tróleos, Ecopetrol, se modifica su estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Sociedad Promotora de Energía de Colombia S.A.

Decreto 2988 de 2003 (Derogado parcialmente por el Decreto 550 de 2007) (Modificado por el Decreto 4483 de 2006 y por el Decreto 4227 de 2004)

Por medio del cual se modifica y adiciona el Decre-to número 2935 del 3 de diciembre de 2002.

Decreto 3563 de 2003 Por el cual se modifican los artículos 10 y 11 del Decreto 1503 del 19 de julio de 2002.

Ley 812 de 2003 Plan Nacional de Desarrollo 2003-2006.Resolución 18 0088 de 2003 Por la cual se reglamentan las tarifas máximas en

pesos por kilómetro – galón para el Sistema de Po-liductos y se fijan otras disposiciones.

Decreto 3862 de 2005 Por el cual se reglamenta la Ley 693 de 2001.Decreto 4299 de 2005 Por medio del cual se reglamenta el artículo 61 de

la Ley 812 de 2003 y se establecen otras disposi-ciones.

Decreto 2165 de 2006 Por el cual modifica parcialmente el Decreto 4299 de 2005.

Decreto 3322 de 2006 Por el cual se reglamenta la Ley 26 de 1989.Decreto 409 de 2006 Por el cual se modifica la estructura de Ecopetrol y

se dictan otras disposiciones.Ley 1118 de 2006 Por la cual se modifica la naturaleza jurídica de

Ecopetrol S.A. y se dictan otras disposicionesResolución 18 0230 de 2006 Por la cual se modifica parcialmente y se adiciona el

artículo 1° de la Resolución 18 0088 de 2003, modi-ficado por la Resolución 18 1701 de 2003.

Decreto 1333 de 2007 (Derogado parcialmente por el Decreto 1717 de 2008)

Por el cual se modifica el Decreto 4299 de 2005 y se establecen otras disposiciones.

Ley 1151 de 2007 Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2006-2010.

Resolución 18 2113 de 2007 Por la cual se establecen los procedimientos, térmi-nos y condiciones para el Sistema de Información de la Cadena de Distribución de Combustibles Lí-quidos Derivados del Petróleo – SICOM.

Decreto 1717 de 2008 Por el cual se modifica el Decreto 4299 de 2005 y se establecen otras disposiciones

Ley 1205 de 2008 Por medio de la cual se mejora la calidad de vida a través de la calidad de la calidad del diésel.

Resolución CREG 122 de 2008 Por la cual se adoptan los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de Transporte de Gas Licuado del Petróleo (GLP) por ductos.

Resolución CREG 092 de 2009 Por la cual se adoptan disposiciones sobre las obli-gaciones de los transportadores de Gas Licuado del Petróleo (GLP) a través de ductos en el continente y en forma marítima entre el continente y el archipié-lago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina y se dictan otras disposiciones sobre libre acceso a los sistemas de transporte.

Ley 1430 de 2010 Por medio de la cual se dictan normas tributarias de control y para la competitividad.

Decreto 4130 de 2011 Por la cual se reasignan unas funciones del Ministe-rio de Minas y Energía a otras entidades.

Ley 1450 de 2011 Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014.

Decreto 2713 de 2012 Por el cual se reglamenta el artículo 69 de la Ley 1151 de 2007, el artículo 101 de la Ley 1450 de 2011, en relación con el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles, FEPC y se dictan otras disposiciones.

Ley 1506 de 2012 Por medio de la cual se dictan disposiciones en ma-teria de servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica, gas combustible por redes, acueducto, alcantarillado y aseo para hacer frente a cualquier desastre o calamidad que afecte a la población na-cional y su forma de vida.

Tabla 1 Principales normas. Cadena de Distribución de Combustibles Líquidos y gas licuado del petróleo por ductos

NORMA DESCRIPCIÓNResolución 12 4061 de 2012 Por la cual se establece la tarifa máxima en pesos

por kilómetro-galón para el poliducto Chichimene-Apiay.

Resolución 91867 de 2012 Por la cual se definen las tarifas de transporte terres-tre para biocombustibles.

Decreto 1260 de 2013 Por el cual se modifica la estructura de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Decreto 1617 de 2013 (Modificado por el Decreto 2881 de 2013)

Por el cual se modifica y adiciona el Decreto 381 del 16 de febrero de 2012.

Decreto 568 de 2013 (Modificado por el Decreto 3037 de 2013) (En concordancia con la Ley 1739 de 2014, artículos 69 y 70)

Por el cual se reglamenta parcialmente la Ley 1607 de 2012.

Ley 1753 de 2015 Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018.Decreto 1073 de 2015 Decreto Único Reglamentario del Sector Adminis-

trativo Minas y Energía.Fuente: CREG.De las normas referenciadas resulta pertinente señalar que el Decreto 4299 del 25 de

noviembre de 2005, modificado por los Decretos 1333 de 2007, 1717 de 2008 y 4915 de 2011, reglamentó el artículo 61 de la Ley 812 de 2003. Este decreto establece los requisitos, las obligaciones, las relaciones entre los agentes y el régimen sancionatorio aplicables a los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

El parágrafo 1 del artículo 1° del Decreto 4299 establece que “la refinación, alma-cenamiento, manejo, transporte y distribución de los combustibles líquidos derivados del petróleo son considerados servicios públicos que se prestarán conforme a la ley, el presente decreto y demás disposiciones que reglamenten la materia”.

Con respecto a la actividad de transporte por poliductos el Decreto 4299 establece que: “La actividad de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo por po-liducto, se regirá por el reglamento de transporte que para el efecto expida el Ministerio de Minas y Energía”.

Posteriormente a través del Decreto 1073 de 2015, el Gobierno nacional expidió el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo Minas y Energía retomando en su artículo 2.2.1.1.2.2,1.3 como autoridad de regulación la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) según lo dispuesto en el Decreto 4299 de 2005, artículo 3°, modificado por el Decreto-ley 4130 de 2010, artículo 3° numeral 5.

Y para el servicio de gas licuado del petróleo por ductos la Ley 142 de 1994, esta-bleció en el numeral 1 del artículo 74 la función a la CREG de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible.

2.2. COMPETENCIA DE LA CREGEl artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son

inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orien-tado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

En el Decreto 4130 de 2011, el Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de las facultades extraordinarias y las que le confiere el literal d. del artículo 18 de la Ley 1444 de 2011, reasignó unas funciones del Ministerio de Minas y Energía en varias enti-dades, entre las cuales se encuentra la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Las funciones que fueron reasignadas por este decreto con fuerza de ley, son en su orden las siguientes:

a) Parcialmente la función de fijar los precios de los productos derivados del petró-leo a lo largo de toda la cadena de producción y distribución, salvo para gasolina motor corriente, ACPM y biocombustibles;

b) Parcialmente la función de determinar los parámetros y la metodología para cal-cular 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;

c) La función de realizar 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;

d) La función de reglamentar las tarifas en pesos por kilómetro/galón por concepto de transporte a través del sistema de poliductos;

e) La función de regular las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución y transporte de los combustibles líquidos derivados del petróleo.

Ahora bien, respecto al alcance de las funciones que le corresponden a la CREG en el sector de combustibles líquidos, se expidió el Decreto 1260 de 2013 estableciendo las siguientes:

a) Expedir la regulación económica referente a las actividades de refinación, impor-tación, almacenamiento, distribución, y transporte de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, tales como gasolina motor corriente, ACPM, Jet A1, diésel marino, avigas, gasolina extra, kerosene, entre otros, salvo fijar los precios para gasolina motor corriente y ACPM;

http://www.lexbase.biz/lexbase/normas/leyes/2011/L1444de2011.htm

http://www.lexbase.biz/lexbase/normas/leyes/2011/L1444de2011.htm



b) 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;

c) Determinar la metodología para remunerar los activos que garanticen el abasteci-miento estratégico de combustibles;

d) 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;

e) 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;

f) Fijar los precios de los productos derivados del petróleo a lo largo de toda la cade-na de producción y distribución, salvo para la gasolina motor corriente, el ACPM y los biocombustibles;

g) Definir la metodología y establecer las fórmulas para la fijación de los precios y las tarifas de gas para uso vehicular;

h) Definir la metodología y establecer las fórmulas para la fijación de los precios y las tarifas del transporte de combustibles, terrestre y por poliductos;

i) Establecer las normas sobre medida de los combustibles en las diferentes actividades de la cadena.

Conforme al marco legal descrito, la CREG tiene las funciones de regular el transporte de combustibles líquidos y gas licuado del petróleo, por tal razón iniciará el análisis de integración de la regulación para los mencionados servicios públicos.

2.3. ESTUDIOS PREVIOSA nivel institucional se han realizado algunos estudios para generar recomendaciones

acerca de la remuneración de la actividad de transporte por poliductos. A continuación se citan los objetivos y las principales conclusiones de dichos estudios.

2.3.1. Revisión de la metodología tarifaria para el transporte de derivados del petróleo en poliductos y establecimiento de la tasa de remuneración de los activos (Econometría, 2009)

En 2009 la firma Econometría realizó en un estudio para el Departamento Nacional de Planeación (DNP) y el Ministerio de Minas y Energía en el que se hacía una revisión de la metodología tarifaria para el sistema de poliductos y además se establecía la tasa de remuneración de los activos.

Tabla 2 Objetivos y conclusiones estudio ECONOMETRÍA 2009Objetivos Conclusiones

• Revisar la regulación del Ministerio de Minas y Energía para determinar las tarifas aplicadas al transporte por poliductos de combustibles.• Proponer metodologías para determinar las tasas de remuneración de los activos para las actividades de transporte de crudos y de derivados por poliduc-tos.

Contratos. Los agentes deben formalizar sus rela-ciones a través de contratos escritos u ofertas mer-cantiles que satisfagan los requerimientos mínimos.Régimen tarifario. Régimen tarifario corresponda al que para los servicios públicos domiciliarios la Ley 142 de 1994 define como de libertad regulada.Base conceptual de la tarifa. Costo medio de pres-tación del servicio de transporte por poliductos en un horizonte de dos períodos tarifarios (10 años), en el cual se considera una proyección de demanda, otra de gastos de AOM y un programa de inversio-nes.Esquema tarifario. El estudio propone que las ta-rifas se fijen como un valor máximo por galón y por poliducto.Remuneración de confiabilidad del sistema. Para las inversiones de confiabilidad como poliductos para importación o los subsistemas de poliductos que generan alternativas de abastecimiento se de-ben remunerar a través de un porcentaje de cargo estampilla que se puede aplicar a nivel nacional o a nivel de los mercados.Detalle de la señal tarifaria. Se propone la misma separación de la regulación del servicio de trans-porte de GLP por poliductos; esto es, en la parte que remunera la inversión y la que remunera gastos de AOM.

2.3.2. Propuesta de un esquema de regulación económica para la actividad de transporte de derivados de petróleo por poliductos, (Sumatoria S.A.S, 2013)

La firma Sumatoria S.A.S. realizó en 2013 un estudio para el Departamento Nacional de Planeación (DNP) que abordaba la regulación general para la actividad de transporte.

Tabla 3 Objetivos y conclusiones estudio SUMATORIA 2013Objetivos Conclusiones

• Revisión de la política de la regulación y de la metodología tarifaria existente.• Formular una propuesta de reglamento de trans-porte por poliductos.• Formular una propuesta de esquema tarifario.

Sobre el Decreto de política y el alcance de la CREGSeñalar lineamientos a la CREG para el ejercicio de esas funciones con base en el Código de Petróleos, las Leyes 39 de 1987, 26 de 1989 y la Ley 681 de 2001.El decreto debe precisar el alcance de las respon-sabilidades en el abastecimiento de combustibles líquidos en cabeza del MME y demás autoridades, incluyendo a Ecopetrol.Ratificar el objetivo de política orientado a la intro-ducción de competencia a nivel de suministro.

Tabla 3 Objetivos y conclusiones estudio SUMATORIA 2013Objetivos Conclusiones

Garantizar acceso libre a la infraestructura y la po-sibilidad de construcción de poliductos. Reconoci-miento de inversiones realizadas por integridad de la población y confiabilidad del servicio de trans-porte.Adoptar incentivos para que existan contratos for-males de largo plazo de suministro de transporte. La CREG deberá examinar el mecanismo existente de subastas de importación regulado por el MME. El decreto debe fijar los lineamientos para definir la expansión de los poliductos. La expansión para beneficio de agentes particulares, debe ser libre bajo el marco del CdP.El reglamento de transporte debe definir mecanis-mos para superar restricciones de transporte en ca-sos de fuerza mayor y eventos eximentes. El MME debe establecer la finalidad del Plan de Expansión y del Plan de Continuidad, con las orientaciones de política necesarias para la UPME, la CREG y los agentesEstudios sugeridos:• Estudio para determinar los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento (AOM).• Estudio para determinar la base de activos a remu-nerar al transportador.• Estudio para determinar el nivel de pérdidas reco-nocido al transportador.

2.3.3. Análisis base para definir la metodología de remuneración de transporte de combustibles líquidos por ductos. (SNC- Lavalin, 2014)

El estudio más reciente con relación a la tarifa de poliductos lo hizo SNC Lavalin (Itansuca) para la CREG, finalizando en el año 2014.

Tabla 4 Objetivos y conclusiones estudio SNC Lavalin 2014Objetivos Conclusiones

• Adelantar una investigación de las metodologías de remuneración del servicio de transporte de com-bustibles líquidos en al menos tres (3) países.• Revisar y analizar en el caso colombiano las me-todologías de remuneración aplicadas hasta la fecha por el Ministerio de Minas y Energía.• Estructurar, desarrollar en un modelo de cálculo cuatro diferentes alternativas de modelo tarifario.• Diseñar una propuesta para la remuneración de sistemas de seguridad de abastecimiento.

• El esquema tarifario es particular de cada siste-ma o servicio que se está regulando, por lo que en su diseño se deben tener en cuenta las condiciones particulares de cada mercado al que el sistema de ductos pertenece de tal forma que se puedan alinear los objetivos de desarrollo del mercado con el es-quema tarifario.• Se recomienda a la Comisión revisar en mayor detalle la metodología y criterios que se utilizarán para la valoración de los activos que se incluirán en la base tarifaria.• Si bien para el esquema actual se recomienda utili-zar un modelo de transportador por contrato, se su-giere que se profundice en el diseño del mecanismo de expansión del sistema y su remuneración, de tal forma que se garantice la oportunidad de nueva ca-pacidad cuando sea requerida por la demanda.• El modelo de entrada y salida no arroja resultados razonables y sus beneficios no se pueden observar en el caso del sistema de poliductos colombiano. Lo anterior por la configuración radial del sistema que lleva a que las tarifas definidas bajo el esquema de entrada y salida sean similares a las de distancia.• El modelo de distancia pura resulta el más eficien-te como señal económica, sin embargo es necesario considerar la barrera que puede generar este esque-ma para las importaciones o los agentes importado-res en un ambiente de competencia en la oferta con acceso abierto al sistema de poliductos.• La combinación de distancia y estampilla puede ser una herramienta que permita eliminar barreras a los importadores, sin embargo el criterio de asig-nación de costos o traslado de costos a otros tra-mos debe ser transparente para el mercado de tal forma que exista claridad sobre las razones de la decisión regulatoria en caso de ser este el modelo que se adopte.• Por la configuración del sistema de poliductos en Colombia y considerando la necesidad que existe de promover la competencia a nivel de oferta por los beneficios que esto genera al mercado, la alter-nativa de estampilla puede ser el modelo más reco-mendable desde este punto de vista, sin embargo se debe analizar la coherencia de este esquema con las disposiciones legales.• En lo que respecta al análisis de los países, se pue-de concluir que el acceso es libre, transparente y que la remuneración es igual para todos los agentes que requieran el servicio. De igual manera, la me-todología de cálculo es similar en todos los países estudiados y remunera los activos y gastos opera-cionales y de mantenimiento, descontados a una tasa representativa del negocio.• La opción de disponer de una infraestructura que garantice la continuidad y seguridad del abasteci-miento se debe remunerar con un ingreso máximo garantizado y trasladada al público vía tarifa expre-sada en pesos por galón.


3. GENERALIDADES DEL TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y GLP POR DUCTOS

En el artículo 2.2.1.1.2.2.3.85 del Decreto 1073 de 2015, que hace referencia al contenido del artículo 16 del Decreto 4299 de 2005, establece en el acápite “Del Transportador” los medios a través de los cuales se puede llevar a cabo el transporte de combustibles líquidos:

• Terrestre• Poliductos• Marítimo• Fluvial• Férreo• AéreoEn Colombia el transporte por poliductos y propanoductos es una actividad de natu-

raleza monopólica. Actualmente la infraestructura de poliductos es propiedad de Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S.

3.1. TRANSPORTE POR DUCTO EN LA CADENA DE VALORLa Gráfica 1 muestra las diferentes etapas de la cadena de valor de los combus-

tibles líquidos y la forma en que se remunera cada actividad, ya sea tramo regulado, de fijación de precio libre o libertad vigilada. La remuneración del transporte entre la refinería y las plantas de abastecimiento de los mayoristas que se realiza por los poliductos hasta el momento estuvo regulada por resoluciones del Ministerio de Minas y Energía.

Foco destudio

de temas de o de las

Fuente: Cenit Transporte y Logística de HidrocarburosGráfica 1 Cadena de producción y distribución de Combustibles Líquidos

3.2. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE POR POLIDUCTOSLa Gráfica 2 muestra la topología de poliductos que se encuentran en funcionamiento

en Colombia. Consiste en un sistema radial conectado desde Pozos Colorados, con varias estaciones finales, como Buenaventura, Neiva y Puente Aranda. Existe además un poliducto independiente que comunica Baranoa con Cartagena.

Fuente: CREG.

Gráfica 2 Infraestructura de Transporte por ductos ColombiaEn total se cuenta con una infraestructura total de 4.272 kilómetros1 de redes para

el transporte de combustibles líquidos y GLP, discriminados como se puede apreciar en la Gráfica 3.1 Fuente Cenit.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Poliductos Propanoductos

km

Título del eje

Poliductos

Propanoductos

Fuente: Cenit.Gráfica 3 Longitud total de la red de Poliductos y Propanoductos

En el Anexo 1 se muestra la caracterización de la infraestructura para transporte de combustibles líquidos y GLP por zonas.

3.3. MERCADO DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES Y GLP3.3.1. Transporte de GLPActualmente las rutas por las que se realiza transporte de GLP son las siguientes:• Galán - Bucaramanga• Galán - Salgar• Galán - Mansilla• Galán – Cartago• Cartago – Yumbo

Fuente: CREG.

Gráfica 4 Rutas de transporte de GLPDe acuerdo a la información suministrada por Cenit, el volumen promedio trasportado

de GLP a través del sistema ha presentado un descenso desde abril de 2013 hasta abril de 2015, pasando de 9,3 a 7,9 kbd.

El porcentaje de GLP sobre el total transportado a través del sistema de poliductos, se mantuvo alrededor del 2,6% para el mismo período.

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

0

2

4

6

8

10

2013

Abr

2013

May

2013

Jun

2013

Jul

2013

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Oct

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Dic

2014

Ene

2014

Feb

2014

Mar

2014

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2014

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Jul

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Ago

2014

Sep

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2014

Nov

2014

Dic

2015

Ene

2015

Feb

2015

Mar

2015

Abr

%kbd

fecha

GLP (kbd) Porcentaje de GLP (%)

Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 5 Cantidad transportada de GLP

El descenso en el transporte de GLP puede estar explicado fundamentalmente por dos factores. El primero, la zona de Bogotá se está abasteciendo principalmente desde Cusiana, que ha aumentado la producción en los últimos años, adicionalmente respecto a temas de calidad dicha fuente se ha caracterizado por ofrecer GLP que permite atender aplicaciones industriales.



El segundo aspecto, es la producción de GLP en la refinería de Barrancabermeja ha disminuido porque parte del GLP de la corriente de propileno ha sido enviada a Propilco en Cartagena y el remanente se lleva a la zona suroccidental del país. Como factor adi-cional, especialmente a nivel residencial, el consumo de GLP ha bajado explicado por la masificación del Gas Natural.

3.3.2. Transporte por el sistema de poliductosLa Gráfica 6 muestra la evolución del volumen transportado a través de los ductos

troncales del sistema de transporte2. Entre enero de 2009 y abril de 2015, el sistema pasó de transportar 196 kbd a 328 kbd, para una variación porcentual del 67%. El tramo Galán – Sebastopol de 16 pulgadas ha sido el que más producto ha transportado para todo el período, con una cantidad transportada promedio de 126 kbd.

0

50

100

150

200

250

300

350

2009

Ene

2009

Mar

2009

May

2009

Jul

2009

Sep

2009

Nov

2010

Ene

2010

Mar

2010

May

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Jul

2010

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Nov

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Ene

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Ene

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2013

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Nov

2014

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2014

Mar

2014

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2014

Jul

2014

Sep

2014

Nov

2015

Ene

2015

Mar

kbd

CARTAGENA - BARRANQUILLA GALAN - SEBASTOPOL 12" GALAN - SEBASTOPOL 16"

GALAN - BUCARAMANGA POZOS - GALÁN 14"

Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit, Ecopetrol.Gráfica 6 Volumen transportado principales ductos (kbd)

Por otra parte, la Gráfica 7 permite ver la participación porcentual para cada producto en el total transportado entre enero de 2009 y abril de 2015.

Los rubros con menor variación en la gráfica son los correspondientes a Gasolina Motor regular y Nafta (incluyendo la Nafta importada), con el 25% y el 24,1% del total transportado, en promedio para el período analizado.

La Nafta importada se empezó a transportar a través del sistema de poliductos desde marzo de 2011. Inicialmente el volumen transportado fue de 9,7 kbd equivalentes al 3,7% del total transportado y para abril de 2015 se transportaron 46,6 kbd, equivalentes al 14,3% del total transportado.

El ACPM sin aditivos de biocombustibles se dejó de transportar desde septiembre de 2010, siendo reemplazado por todas las clases de Biodiesel (B2, B2 Extra, B3 y B4).

Desde octubre de 2014 se transporta únicamente B2 Extra con un porcentaje de par-ticipación sobre el volumen total transportado de 24%, para el período entre octubre de 2014 y abril de 2015.

El ACEM (Aceite Combustible Ecológico para Motores) representa en promedio el 12,6% del total del volumen transportado. El Jet Fuel producido a nivel nacional representa el 7,4% y el JET Fuel importado representa 0,1%.

El resto de productos que se transportan presentan las siguientes contribuciones pro-medio durante el periodo analizado: B3 (0.4%) B4 (1,5%), Gasolina Premium (1,1%), Kerosene (0,5%) y Virgin Oil (0,5%).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

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70%

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100%

200

9 En

e2

009

Mar

200

9 M

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ov

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1 En

e2

011

Mar

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1 M

ay2

011

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1 Se

p2

011

No

v2

012

Ene

201

2 M

ar2

012

May

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012

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3 En

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013

Mar

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3 M

ay2

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Jul

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3 Se

p2

013

No

v2

014

Ene

201

4 M

ar2

014

May

201

4 Ju

l2

014

Sep

201

4 N

ov

201

5 En

e2

015

Mar

ACEM ACPM B2 B2E B3 B4 GMR GPR HSD JET JET I K NAT NATI VOIL

Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit, Ecopetrol.Gráfica 7 Transporte a través del sistema de poliductos (%)

4. METODOLOGÍA TARIFARIA VIGENTEA continuación se muestra para el caso de GLP la metodología CREG vigente para

la remuneración del transporte por poliductos. En el caso de los combustibles líquidos se presentarán por las resoluciones del Ministerio de Minas y Energía que han reglamentado la remuneración.2 Se han incluido en este análisis los ductos troncales en el entendido de que lo que es transportado a

través de estos ductos es el total de lo que se redistribuye a través de todo el sistema.

4.1. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE TRANSPORTE DE GLPLa CREG desde la expedición de la Ley 142 de 1994 ha tenido la competencia para

establecer la metodología de remuneración del servicio de transporte de GLP por ductos.En el 2008, mediante la Resolución 122 la Comisión diseñó dicha metodología, con-

sagrando en su artículo 2° los principios generales que la rigen así:a) Los cargos regulados adoptados deberán incorporar una señal de distancia. El cargo

regulado aplicable en un Punto de Entrega será la sumatoria de los cargos regulados de cada uno de los tramos de ductos, o grupos de ductos, que sean utilizados por el respectivo Remitente y en los cuales la Comisión haya aprobado cargos.

b) Los cargos regulados remunerarán al Transportador la infraestructura y gastos de Administración, Operación y Mantenimiento –AOM- necesarios para llevar el producto desde el Punto de Recibo del Transportador hasta el Punto de Entrega del Transportador garantizando un flujo continuo de producto, y la confiabilidad media histórica del siste-ma de transporte. No incluyen los costos de conexión a la infraestructura del respectivo Remitente.

c) Los cargos regulados serán cargos máximos por tramo de ducto o grupo de ductos.d) El modelo de transportador es por contrato. El servicio de Transporte se garantiza

a aquellos Remitentes que tengan vigente un contrato de transporte con el Transportador, para entregar un volumen diario garantizado igual a la demanda diaria del Remitente o con una periodicidad diferente según las necesidades del Remitente. Las entregas se deben realizar en el Punto de Entrega del Transportador.

Los parámetros de la fórmula se presentan a continuación:TIi = (CAEi + REi)/DiTAOMi = (AOMi )/Di

Donde:TIi: Cargo medio de transporte del ducto o grupo de ductos i ($ Col. / Kg) que

remunera inversión.TAOMi: Cargo médio de transporte del ducto o grupo de ductos i ($ Col. / Kg) que

remunera los gastos de AOM.CAEi: Costo Anual Equivalente de la inversión existente del ducto o grupo de ductos

i ($ Col) descontado sobre la Vida Útil de los activos.REi: Rentabilidad sobre el valor del Lleno de Línea ($ Col)AOMi: Gastos de AOM eficientes del i-ésimo ducto o grupo de ductos más los gastos

de AOM correspondientes a terrenos e inmuebles relacionados con el i-ésimo ducto o grupo de ductos ($ Col).

Di: Demanda anual (kilogramos) correspondiente al i-ésimo ducto o grupo de ductos.

Para los ductos nuevos se aplica la siguiente fórmula:TIi = (VNAi + VNA[REi])/VNA[Di]TAOMi = (VNA[AOMi])/VNA[Di]

Donde:TIi: Cargo medio de transporte del ducto o grupo de ductos nuevos i ($ Col.

/ kg) que remunera inversión.TAOMi: Cargo medio de transporte del ducto o grupo de ductos nuevos i ($ Col.

/ kg) que remunera los gastos de AOM.VNAi: Valor presente neto de la proyección de inversión del ducto o grupo de

ductos nuevos i ($ Col)VNA[REi]: Valor presente neto de la proyección de rentabilidad anual sobre el

valor del Lleno de Línea, durante la Vida Útil ($ Col).VNA[AOMi]: Valor presente neto de la proyección de gastos de AOM eficientes del

i-ésimo ducto o grupo de ductos nuevo y de la proyección de gastos de AOM correspondientes a terrenos e inmuebles relacionados con el i-ésimo ducto o grupo de ductos durante la Vida Útil ($ Col).

VNA[Di]: Valor presente neto de la proyección de demanda correspondiente al i-ésimo ducto o grupo de ductos nuevos durante la Vida Útil (kilogramos)

La resolución establece además la forma de actualizar los cargos por parte del Trans-portador mensualmente a partir de la Fecha Base de acuerdo con la variación del IPP, aplicando la siguiente fórmula:

0

10 *

IPPIPPTT t

IiIit−=

( )0

10 *1*

IPPIPPXTT ta

TAOMiAOMit−−=

En donde:TIit= Cargo máximo de transporte de GLP del ducto o grupo de ductos i, ex-

presado en pesos por kilogramo, correspondiente al mes t de prestación del servicio, y que remunera inversión.

TAOMit= Cargo máximo de transporte de GLP del ducto o grupo de ductos i, ex-presado en pesos por kilogramo, correspondiente al mes t de prestación del servicio, y que remunera gastos de AOM.

TIio= Cargo máximo de transporte de GLP del ducto o grupo de ductos i aprobado por la CREG, expresado en precios de la Fecha Base, y que remunera inversión.


TAOMio= Cargo máximo de transporte de GLP del ducto o grupo de ductos i aprobado por la CREG, expresado en precios de la Fecha Base, y que remunera gastos de AOM.

IPPt-1 = Índice de Precios al Productor Total Nacional para el último mes t-l de prestación del servicio.

IPPo= Índice de Precios al Productor Total Nacional para la Fecha Base del cargo de transporte.

XT= Factor de productividad mensual de la actividad de Transporte de GLP por ductos equivalente a 0.000625. Dicho factor aplicará a partir de la entrada en vigencia de cada resolución particular que establece cargos regulados.

a = Número de meses transcurridos desde la entrada en vigencia de la reso-lución que establezca cargos regulados de transporte de GLP por ducto hasta el mes t.

4.2. REMUNERACIÓN DEL TRANSPORTE POR POLIDUCTOS DE COM-BUSTIBLES LÍQUIDOS

Las Resoluciones 83438 y 82439 de 1998, establecieron la estructura tarifaria para la fijación de precios de la Gasolina Motor Corriente y el ACPM respectivamente. En las dos resoluciones se incluía el componente PMIt (precio máximo de venta al distribuidor mayorista en el periodo t) de la siguiente manera:

En esta fórmula, Tt corresponde al valor correspondiente al pago de la tarifa estampilla

de transporte de combustibles, expresado en pesos por galón. En ese momento, para los dos combustibles (gasolina y diésel) se estableció que la tarifa de estampilla aplicable fuera de $ 159,1/gal y dicho valor sería ajustado anualmente, a partir del 1° de enero del año 2000 por el Ministerio de Minas y Energía.

En el caso de la gasolina motor corriente se establecía además que como parte de la fórmula del IP (ingreso al productor) se incluyera el componente TPC, corres-pondiente al pago de la tarifa del Poliducto Pozos Colorados - Barranca. El valor de TPC fue fijado en $ 31,4/gal y también se debía ajustar anualmente por el Ministerio de Minas y Energía.

Posteriormente, el artículo 12 de la Ley 681 de 2001 estableció que el Gobierno na-cional a través del Ministerio de Minas y Energía, debía reglamentar las tarifas en pesos por kilómetro/galón por concepto de transporte a través del sistema de poliductos.

4.2.1. Resolución 180088 de 2003La Resolución 180088 define Tt como el costo máximo del transporte a través del

sistema de poliductos expresados en pesos por kilómetro–galón. Si bien esta resolución no establece una metodología de remuneración para el transporte por poliductos, sí menciona los factores tenidos en cuenta para la construcción de las tarifas, los cuales se citan a continuación:

a) Factores de costos:• Capital invertido en la construcción• Gastos de sostenimiento, administración y operación• Gananciab) Activos a incluir:• Líneas de poliductos• Equipos de bombeo• Tanques de almacenamiento operativos• Edificaciones y terrenos• Otros equipos y sistemas necesarios para prestar el servicio de transportec) Inversiones:• La inversión en activos de transporte en servicio a la fecha de revisión tarifaria• Las inversiones en activos propios de transporte, que se proyectan realizar durante

un período de 5 años a partir de la fecha de revisión tarifaria de acuerdo con el plan de expansión.

d) Metodología:• En el cálculo de los costos base para la definición de las tarifas, el costo económico

se calculó como el valor de la inversión reconocida en la revisión tarifaria anterior (cálculo tarifa estampilla en dic./98), más el valor de las inversiones efectivamente ejecutadas en dicho período, debidamente actualizadas a la fecha de la revisión tarifaria.

• Para los costos de administración, operación y mantenimiento se utilizaron los me-nores costos reales operativos de los últimos cinco años para cada uno de los poliductos.

e) Criterios especiales:• Las tarifas para el año base se calcularon aplicando la metodología de flujo de caja

descontado para un período de análisis de 20 años y una tasa de costo de capital después de impuestos en dólares para este tipo de inversión de 12%.

• El flujo de caja anual se calculó como la diferencia entre el ingreso tarifario y la suma de los costos operativos reconocidos, las nuevas inversiones programadas para los siguientes 5 años y los impuestos de renta correspondientes a cada año.

• El ingreso anual y los costos operativos se calcularon con base en una proyección anual, para un horizonte de 20 años, de los volúmenes a transportar y/o almacenar tenien-do en cuenta la capacidad de los poliductos y tanques en servicio y de las ampliaciones incluidas en el programa de inversiones.

• La proyección de volúmenes utilizados corresponden a los escenarios de la UPME.• Las tarifas de transporte incluyen el costo del transporte de las pérdidas normativas

(tolerancia) (0.5%) para los tramos que salen de las refinerías.• Como una señal para la expansión de la red de poliductos del país, se incorporó

la financiación del lleno de línea del poliducto Sebastopol-Tocancipá, que para el 2003 estaba próximo a entrar en operación.

• Las inversiones de algunos poliductos estratégicos (Pozos Colorados–Galán y Cartago–Yumbo, entre otros) fueron distribuidas en aquellos sectores por los cuales se transportan los mayores volúmenes (Galán-Sebastopol principalmente), con el fin de mitigar el efecto tarifario sobre el sur del país y dar una señal que permita la entrada de nuevos agentes al abastecimiento del país.

4.2.2. Modificaciones Resolución 180088 de 2003Posteriormente, el Ministerio de Minas y Energía ha emitido resoluciones que modi-

fican o adicionan la Resolución 180088 en los rubros correspondientes al transporte por poliductos. La siguiente modificación se realizó con la Resolución 180209 de 2009, la cual fue derogada a través de la Resolución 181701 de 2003. Estos cambios se explican en detalle en el siguiente aparte que muestra la evolución de las tarifas.

5. COMPORTAMIENTO DE LAS TARIFAS PARA EL TRANSPORTEA continuación se presentan las tarifas para el transporte por ductos para GLP y de

los combustibles líquidos.5.1. TARIFAS APLICADAS PARA TRANSPORTE DE GLPEn el caso del GLP las tarifas por tramo se presentan en la Gráfica 8. Los tramos Puerto

Salgar – Cartago y las entregas en Manizales y Pereira presentan los mismos valores a pagar desde octubre de 2013. Para el período que cubre desde abril de 2013 hasta mayo de 2015, el cambio porcentual para todos los tramos excepto las entregas en Manizales y Pereira fue alrededor de 7%. En el caso de Manizales y Pereira las tarifas aumentaron el 30%.

abr-13; $ 157,32 may-15; 168,62abr-13; $ 205,35

may-15; 219,99

abr-13; $ 109,12 may-15; 116,62

abr-13; $273

may-15; $291

abr-13; $ 145,49 may-15; 155,79

abr-13; $ 222,60

may-15; $291

$ 100

$ 150

$ 200

$ 250

$ 300

abr-

13

may

-13

jun-

13

jul-1

3

ago-

13

sep-

13

oct-

13

nov-

13

dic-

13

ene-

14

feb-

14

mar

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may

-14

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jul-1

4

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14

sep-

14

oct-

14

nov-

14

dic-

14

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

Tarifas de transporte GLP por tramo ($ por Galón)

Galan-Puerto Salgar Puerto Salgar- Mansilla Galan-Chimita

Puerto Salgar-Cartago Cartago-Yumbo Entregas en Manizales y Pereira

Fuente: Cálculos CREG. Datos CenitGráfica 8 Tarifas de transporte GLP por tramo ($ por Galón)

Los precios finales en cada sitio de entrega, se pueden ver en la Gráfica 9. El punto más alejado del sistema, Yumbo, presenta el costo más alto de transporte, en promedio $588 por galón.

De manera análoga al análisis por tramos el crecimiento de las tarifas de transporte para todos los puntos de entrega con excepción de Pereira y Manizales fue cercano al 7%. Para Manizales y Pereira el cambio en los precios fue de 21%.

abr-13; $157 may-15; $169

abr-13; $363 may-15; $389

abr-13; $109 may-15; $117

abr-13; $380

abr-13; $430 may-15; $460

abr-13; $576

may-15; $616

$100

$200

$300

$400

$500

$600

abr-

13

may

-13

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13

jul-1

3

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13

sep-

13

oct-

13

nov-

13

dic-

13

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14

feb-

14

mar

-14

abr-

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jun-

14

jul-1

4

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14

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14

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14

nov-

14

dic-

14

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

Tarifas de transporte de GLP por punto de entrega ($ por Galón)

Puerto Salgar Sebastopol Mansilla Chimitá Manizales Pereira Cartago Yumbo

Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 9 Tarifas de transporte de GLP por punto de entrega ($ por Galón)La tarifa de estampilla de transporte de GLP a San Andrés se ajustó en cerca de $ 90

pasando de $31 en abril de 2013 a $128 en mayo de 2015, para una variación porcentual de 302% durante el período analizado.



$ 20

$ 40

$ 60

$ 80

$ 100

$ 120

ago-

13

sep-

13

oct-

13

nov-

13

dic-

13

ene-

14

feb-

14

mar

-14

abr-

14

may

-14

jun-

14

jul-1

4

ago-

14

sep-

14

oct-

14

nov-

14

dic-

14

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

Tarifa estampilla transporte de GLP por poliductos ($ por Galón)

Fuente: Datos Cenit.Gráfica 10 Estampilla transporte de GLP a San Andrés ($ por Galón)

5.2. TARIFAS APLICADAS AL TRANSPORTE POR DUCTOS DE COMBUS-TIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO

El Ministerio de Minas y Energía ha establecido habitualmente las tarifas de re-muneración al transporte a través del sistema de poliductos, en resoluciones emitidas periódicamente. La Resolución 180088 de 2003, establece las tarifas de acuerdo con la siguiente tabla:

Tabla 5 Tarifas de transporte por poliductos resolución Minminas 180088 de 2003Ciudad de entrega Tarifa $/Galón

Entrega en muelle en la refinería de Cartagena 12Ciudades de Cartagena y Barrancabermeja 15Poliducto Cartagena–Baranoa para entrega en Baranoa 50Poliducto Pozos Colorados–Galán para entrega en Galán 42Poliducto Coveñas–Galán para entrega en Galán 42Poliducto Galán–Bucaramanga para entrega en Bucaramanga 75Poliducto Galán–Sebastopol para entrega en Sebastopol 100Poliducto Sebastopol–Medellín para entrega en Medellín 96Poliducto Sebastopol–Salgar para entrega en Salgar y en Mariquita 40Poliducto Salgar–Mansilla para entrega en Mansilla 19,07Poliducto Mansilla–Bogotá para entrega en Bogotá (Puente Aranda o Aeropuerto El Dorado para JET A1) 47,68

Poliducto Sebastopol–Tocancipá para entrega en Tocancipá 106,75Poliducto Medellín–Cartago para entrega en Cartago 14Sistema Odeca para entrega en Manizales, Pereira y Cartago 70Poliducto Cartago–Yumbo para entrega en Yumbo 14Poliducto Buenaventura–Yumbo para entrega en Yumbo 67Poliducto Salgar–Gualanday para entrega en Gualanday 27,5Poliducto Gualanday–Neiva para entrega en Neiva 26

La Resolución 180088 de 2003 además establece que los valores para determinados poliductos se debían actualizar durante el año 2003 de acuerdo a la tabla siguiente, con el fin de mitigar las variaciones en los precios de las ciudades abastecidas por dichos tramos:

Tabla 6 Actualización tarifas resolución Minminas 180088 de 2003

Ciudad de entregaTarifa equivalente en $/galón

Mayo 2003 Agosto 2003 Nov. 2003Salgar–Mansilla para entrega en Mansilla 21,11 23,39 25,43Mansilla–Bogotá para entrega en Bogotá (Puente Aranda) 52,76 58,49 63,57Sebastopol–-Tocancipá para entrega en Tocancipá 113,87 121,88 129Medellín–Cartago para entrega en Cartago 18,76 23,24 28Sistema Odeca entrega en Manizales, Pereira y Cartago 74,76 79,24 84Cartago–Yumbo para entrega en Yumbo 18,76 23,24 28Salgar–Gualanday para entrega en Gualanday 36,85 45,65 55Gualanday–Neiva para entrega en Neiva 34,84 43,16 52

Esta resolución sentó las bases para el establecimiento de las tarifas de transporte de productos derivados del petróleo a través del sistema de poliductos a partir de 2003, señalando que el ajuste se debería realizar el primero (1°) de febrero de cada año, a partir de 2004 de acuerdo a la meta de inflación anual esperada certificada por el Banco de la República.

5.3. AJUSTES A TARIFAS DE TRANSPORTE MEDIANTE RESOLUCIÓN 181701 DE 2003

En diciembre de 2003, el Ministerio de Minas modificó la remuneración al transporte de productos a través del sistema de poliductos. De acuerdo a los considerandos de la Resolución 181701, el reajuste se hacía para garantizar el abastecimiento de combustibles en el occidente del país, estableciendo una tarifa en Buenaventura competitiva con respecto a Yumbo y redistribuir los costos asociados al proceso en el sistema Galán-Sebastopol (que pasó de $ 100 a $ 106,32).

Además, se igualó la tarifa de importación y cabotaje en Buenaventura a la misma tarifa del poliducto, de tal manera que, la señal económica de costo de transporte para el combustible de propiedad de Ecopetrol sea la misma, independiente del medio utilizado (barco o poliducto).

La resolución definió Tt como el costo máximo del transporte a través del sistema de poliductos expresados en pesos por galón. Los nuevos valores asignados a los poliductos se pueden ver en la siguiente tabla:

Tabla 7 Tarifas de transporte por poliductos resolución Minminas 181701 de 2003Ciudad de entrega Tarifa $/galón

Ciudad de Cartagena (entregas locales y muelles) 34Ciudad de Barrancabermeja (entregas local) 35,32Cartagena-Baranoa para entrega en Baranoa 69Pozos Colorados-Galán para entrega en Galán 42Coveñas-Galán para entrega en Galán 42Galán-Bucaramanga para entrega en Bucaramanga 94Galán-Sebastopol para entrega en Sebastopol 106,32Sebastopol-Medellín para entrega en Medellín 96Sebastopol-Salgar para entrega en Salgar y en Mariquita 40Salgar Mansilla para entrega en Mansilla 74Mansilla-Bogotá para entrega en Bogotá (Puente Aranda y Aeropuerto El Dorado) 15Sebastopol-Tocancipá para entrega en Tocancipá 129Medellín-Cartago para entrega en Cartago 28Sistema Odeca entrega en Manizales, Pereira y Cartago 84Cartago-Yumbo para entrega en Yumbo 28Buenaventura-Yumbo para entrega en Yumbo 37Yumbo-Buenaventura para entrega en Buenaventura 37Entregas en Buenaventura producto importado o de cabotaje (solo para producto sumi-nistrado por Ecopetrol)

295,32

Salgar-Gualanday para entrega en Gualanday 55Gualanday-Neiva para entrega en Neiva 52

Posteriores resoluciones del Ministerio de Minas, han modificado las tarifas de acuerdo a la siguiente tabla resumen:

Tabla 8 Resumen resoluciones tarifas de poliductos 2006-2011Resolución ciudad de entrega Tarifa $ / Galón

180230 de 2006Ciudad de Barrancabermeja (Entregas locales) 63,55Galán-Bucaramanga para entrega en Lizama 81,04Galán-Bucaramanga para entrega en Bucaramanga 108,81

181300 de 2007 Ciudad de Cartagena (Entregas locales y en muelles) 56,70

180701 de 2011 Salgar-km 4,5 conexión a la planta de La Dorada para entre-ga en La Dorada, Caldas 74,6

La Gráfica 11 permite ver la evolución de las tarifas para ductos troncales. El más costoso de estos tramos es el que va de Galán a Sebastopol que pasó de $100 en 2003 a $167 en 2015, para una variación porcentual de 67%.

En el caso del tramo Galán – Bucaramanga, pasó de $75 a $148 (variación de 97%); el tramo Cartagena - Baranoa de $50 a $108 (variación de 117%) y el tramo Pozos Co-lorados – Galán pasó de $42 a $66 (variación de 57%).

20032003

I2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Cartagena - Baranoa $ 50, $ 69, $ 72, $ 76, $ 79, $ 83, $ 86, $ 90, $ 93, $ 96, $ 99, $ 102 $ 105 $ 108

Pozos Colorados - Galán $ 42, $ 42, $ 44, $ 46, $ 48, $ 50, $ 52, $ 55, $ 56, $ 58, $ 60, $ 62, $ 64, $ 65,

Galán - Bucaramanga $ 75, $ 94, $ 99, $ 104 $ 108 $ 113 $ 117 $ 123 $ 127 $ 131 $ 135 $ 139 $ 143 $ 147

Galán - Sebastopol $ 100 $ 106 $ 112 $ 117 $ 123 $ 128 $ 133 $ 139 $ 144 $ 148 $ 152 $ 157 $ 162 $ 166

$40

$60

$80

$100

$120

$140

$160

$ po

r Gal

ón

Fuente: Cálculos CREG.Gráfica 11 Evolución tarifa de transporte para ductos troncales ($ por Galón)El comportamiento de las tarifas para rutas más lejanas a los puntos de refinación e

importación se pueden apreciar en la Gráfica 12. La ruta más costosa es la que va desde Galán hasta Apiay, que hoy en día tiene un valor de $533.

20032003

I2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Galán – Puente Aranda $ 207 $ 235 $ 248 $ 261 $ 272 $ 283 $ 295 $ 309 $ 319 $ 328 $ 338 $ 348 $ 359 $ 369

Galán – El Dorado $ 207 $ 235 $ 248 $ 261 $ 272 $ 283 $ 295 $ 309 $ 319 $ 328 $ 338 $ 348 $ 359 $ 369

Galán – Tocancipá $ 207 $ 235 $ 248 $ 261 $ 272 $ 283 $ 295 $ 309 $ 319 $ 328 $ 338 $ 348 $ 359 $ 337

Galán – La Dorada $ 279 $ 287 $ 296 $ 305 $ 286

Galán – Apiay $ 470 $ 484 $ 499 $ 514 $ 533

Galán – Neiva $ 194 $ 253 $ 267 $ 281 $ 293 $ 305 $ 317 $ 333 $ 343 $ 353 $ 364 $ 375 $ 386 $ 398

Galán – Buenaventura $ 295 $ 312 $ 327 $ 342 $ 356 $ 370 $ 388 $ 400 $ 412 $ 424 $ 437 $ 450 $ 464

$ 180 $ 230 $ 280 $ 330 $ 380 $ 430 $ 480 $ 530

$ po

r Gal

ón

Fuente: Cálculos CREG.


Gráfica 12 Evolución tarifa de transporte rutas desde Galán ($ por galón).La Gráfica 13 muestra las tarifas actuales publicadas por Cenit, para el mes de agosto

de 2015. Estos precios indican el valor de llevar productos desde Galán a los puntos de entrega a lo largo del sistema.

Los extremos más alejados a los puntos de producción e importación resultan más costosos, producto de una señal de distancia resultante de la suma de los tramos corres-pondientes para llegar a cada punto.

Por otra parte la Gráfica 14 muestra las tarifas actuales por tramo. Se pueden identificar diferencias claras en la valoración de las tarifas.

Por ejemplo en tramo Pozos Colorados – Galán (510 km) tiene una tarifa de $65,9 mientras que otros tramos de menor longitud tienen tarifas mayores, como Galán – Bu-caramanga, Cartagena – Baranoa, entre otros.

El caso del tramo Salgar – La Dorada, merece ser mencionado teniendo en cuenta que tiene una longitud de 3,8 kilómetros y una tarifa de $ 56,69.

Fuente: Cálculoss CREG. Gráfica 1 Tarifa de transporte ppara rutas deesde Galán

Fuente: Cálculos CREG.

Gráfica 13 Tarifa de transporte para rutas desde Galán

Fuente: Cálculos CREG.Gráfica 14 Tarifa de transporte para diferentes tramos del sistema.

6. MARGEN DE CONTINUIDADEl Margen de Continuidad se incluyó en la estructura de precios a través de las

Resoluciones 182370 y 182371 de diciembre de 2009 proferidas por el Ministerio de Minas y Energía, con el objetivo de remunerar a Ecopetrol las inversiones en el “plan de continuidad” para el abastecimiento del país, específicamente la expansión del sistema Pozos Colorados – Galán a 60 kbd de capacidad. Inicialmente se fijó un valor de $86,42 por galón, que sería incluido a partir de enero de 2010 en las estructuras de precios de los combustibles básicos, la gasolina corriente oxigenada y las mezclas diésel-biodiesel.

Mediante la Resolución 180721 de abril de 2010, se modificó la Resolución 82438 del 23 de diciembre de 1998 y se establecieron disposiciones relacionadas con la estructura de precios de la Gasolina Motor Corriente y Gasolina Motor Corriente Oxigenada, seña-lando que “(a) Dicho margen está dirigido a remunerar a Ecopetrol S.A., las inversiones en el plan de continuidad para el abastecimiento del país y específicamente la expansión del sistema Pozos Colorados - Galán a 60 mil barriles por día de capacidad y parte del montaje del poliducto Mansilla - Tocancipá. De igual forma, la misma será aplicable a la gasolina extra y a la gasolina de origen nacional e importada que se distribuya en las zonas de frontera.” (Subrayas fuera del texto).

De manera que, se amplió el margen de continuidad para parte del montaje del poliducto Mansilla – Tocancipá y se aplicó a la gasolina de origen importado que se distribuye en las zonas de frontera.

Posteriormente, a través de las Resoluciones 180248 y 180249 del 28 de febrero de 2011 se detalló el procedimiento para la liquidación y pago a Ecopetrol S.A. así: “(a) (…) Para efectos de la liquidación y pago a Ecopetrol S.A., de la porción de alcohol carburante que mezcla el distribuidor mayorista en la terminal donde opera, el señalado agente enviará a Ecopetrol S.A., durante los primeros 15 días del mes siguiente al perio-do en evaluación, un certificado de su revisor fiscal en donde se indiquen las ventas de alcohol carburante del mes anterior. Ecopetrol S.A., procederá a liquidar y facturar con base en la presente resolución y los volúmenes reportados por el distribuidor mayorista. Mensualmente Ecopetrol S.A., enviará al Ministerio de Minas y Energía un consolidado de la información enviada por cada uno de los distribuidores mayoristas.” y “a) (…) Para efectos de la liquidación y pago a Ecopetrol S. A., de la porción de biocombustible que mezcla el distribuidor mayorista (…) en donde se indiquen las ventas de biocombustible del mes anterior. (…)”.

En el año 2012 con la autorización del Gobierno nacional para la creación de Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S., (filial de Ecopetrol especializada en transporte y logística de hidrocarburos) contenida en el Decreto 1320, se hizo necesario asignar a Cenit el derecho a recibir el rubro correspondiente a margen de continuidad. Con la resolución 90228 de abril de 2013, el Ministerio de Minas hizo efectivo el cam-bio del beneficiario del margen de continuidad a Cenit, manteniendo el valor, los tramos beneficiados y los combustibles a los que se aplica.

En enero de 2014 Cenit comunicó al Ministerio de Minas la cancelación definitiva del proyecto Mansilla – Tocancipá, por lo que el Ministerio de Minas reajustó el margen de continuidad mediante la Resolución 90155 de enero de 2014 a un valor de $ 75,51 por galón. En esta resolución se excluyeron a los municipios considerados como zonas de frontera del departamento de La Guajira debido a que se rigen por la Resolución número 90743 de 2013.

6.1. PROCESO DE LIQUIDACIÓNMensualmente el refinador y/o importador envía a Cenit un certificado de su re-

visor fiscal en donde se indiquen las ventas del combustible durante el mes anterior. Cenit realiza la liquidación y facturación de acuerdo a lo reportado y mensualmente remite al Ministerio de Minas y Energía un consolidado de la información enviada por cada uno de los distribuidores mayoristas, importadores y/o refinadores. Este procedimiento se aplica de forma similar para gasolina corriente y oxigenada, para ACPM y sus mezclas.

Desde la publicación de la Resolución 90155 de 2014 del Ministerio de Minas y Energía, Cenit está en la obligación de remitir a la Dirección de Hidrocarburos del Mi-nisterio, dentro de los primeros quince (15) días de cada trimestre, un informe detallado de la destinación de los recursos del margen de continuidad y del avance de la expansión del sistema Pozos Colorados – Galán.

6.2. RESUMEN REGULACIÓN MARGEN DE CONTINUIDADEn la Tabla 9 se presenta un resumen de la regulación asociada al margen de continuidad.

Tabla 9 Resumen regulación margen de continuidad

Resolución Ductos Cobrado por Productos Valor ($/Galón)

182370 y 182371 de diciembre de 2009

Ampliación de Pozos Galán a 60 kbd Ecopetrol Gasolina, Diésel y mezclas 86,42

Resolución 180721 de abril de 2010

Ampliación de Pozos Galán a 60 kbd y parte del montaje de Man-silla Tocancipá

EcopetrolGasolina, Diésel, y mezclas. In-cluye producto importado para zonas de frontera.

86,42

Resolución 180248/49 de febrero de 2011

Ampliación de Pozos Galán a 60 kbd y parte del montaje de Man-silla Tocancipá

EcopetrolGasolina, Diésel, y mezclas. In-cluye producto importado y Bio-combustibles.

86,42

90228 de abril de 2013Ampliación de Pozos Galán a 60 kbd y parte del montaje de Man-silla Tocancipá

CenitGasolina, Diésel, y mezclas. In-cluye producto importado y Bio-combustibles.

86,42

90155 de enero de 2014 Ampliación de Pozos Galán a 60 kbd Cenit

Gasolina, Diésel, y mezclas. In-cluye producto importado y Bio-combustibles.

71,51

El margen de continuidad está hoy vigente en un valor de $ 71,51 por galón y sigue remunerando la expansión de capacidad del ducto Pozos Colorados - Galán a 60 kbd.

7. TEMAS A ESTUDIAREl desarrollo de la nueva metodología de remuneración contempla una revisión general

de los principios económicos a la luz de la información técnica, que permita definir el modelo tarifario a aplicar en el próximo período tarifario.

El análisis incluye las componentes generales que afectan la remuneración, incluyendo, la inversión, los gastos de AOM y la demanda.

Las principales variables a estudiar en el cálculo tarifario son: i) los valores eficientes de las inversiones; ii) los valores eficientes de los gastos de administración, operación y mantenimiento; iii) la caracterización de la demanda; iv) la tasa de descuento y v) la estructuración de cargos fijos y/o variables.

Así mismo se contempla un análisis que permita generar señales de expansión y finalmente una revisión y compatibilización de las estructuras de remuneración de propanoductos y poliductos. En la Gráfica 15 se presenta de manera esquemática los temas a estudiar.



Mettarif•Cost

med•Cort

todologías fariasto medio diano plazote transversal

Modelo tarifario•Distancia•Estampilla•Cargos

•Inv: fijos/varia•AOM

ables

Señ•Plan

•Pro•Plan•Mec

al Expansionneación UPME oyectos confiabilin de Agentescanismos compet

Temas aestudiar

Metodolog

nes

idad

titivos

V

a r gía

Valoración in•Estudio definici•Modelo valorac

infraestructura•Valoración infra

actual

nversiónón Vida útil

ción nueva

aestructura

Remuneracfacilidades•Almacenami•Conexiones•Libre/regulad

AOM•% de invers•Proyección

ción

ento

do

sión

Fuente: CREG.Gráfica 15 Temas a estudiar.

7.1. METODOLOGÍAS EN LA DETERMINACIÓN DE PRECIOSDentro de los posibles análisis que se esperan realizar en la determinación de precios

se analizarán los siguientes enfoques:a) Regulación de precios. Basadas en el costo del servicio:Tasa de retorno o costo del servicio (rate of return o cost of service). Fijación de una

tarifa que incluya una tasa de retorno o de beneficio adicional a los costos efectivos del servicio en que incurre la red.

b) Basadas en incentivos:• Precio máximo (price cap). por un período de tiempo preestablecido, un precio

máximo independiente del comportamiento de los costos o de la demanda del servicio.• Ingreso máximo (revenue cap). El regulador determina una base de ingresos máxi-

mos que puede recibir la empresa distribuidora, para desarrollar una operación eficiente y sostenible del servicio.

En la siguiente tabla se presenta un resumen de los temas a estudiar.Tabla 10 Determinación de precios

Metodología Tipo Cálculo Valoración de la base de Activos

Incentivos Precio máximoCosto medio histórico • Valor de reposición a nuevo

• Costo de reemplazo depreciadoCosto medio de mediano plazoIngreso máximo Ingreso anual

Costo del servicio Tasa de retorno Costos de operación más rentabilidad sobre base de activos7.2. ESQUEMA DE CARGOSDentro de los análisis que se esperan desarrollar para definir las formas como se

remuneran las inversiones y los gastos de administración, operación y mantenimiento en que incurre el transportador es necesario evaluar las alternativas de cargos por distancia, cargos de entrada y de salida y cargos estampilla. También es posible considerar una combinación entre cargos por distancia y cargos estampilla.

Adicionalmente considerando que existen transportes sustitutos, se adelantarán sen-sibilidades en el modelamiento para considerar el efecto de dicha variable.

7.3. MODELO TARIFARIOEn general, se pueden identificar los siguientes objetivos de la regulación al fijar las

tarifas:• Las tarifas deben permitir al negocio regulado atraer capital para la inversión efi-

ciente, así asegurando la oferta.• La metodología tarifaria debe incentivar el desarrollo y la operación eficientes de

la empresa regulada.• La metodología tarifaria debe enviar las señales adecuadas para determinar la ubi-

cación más ventajosa en el tiempo y el espacio, transporte y centros de consumo.• La metodología debe ser simple y de fácil aplicación. Debe además, garantizar la

universalidad, o libre acceso para todos, y debe proteger a los consumidores.• Permitir una rentabilidad razonable sobre la inversión.• La rentabilidad debe ser comparable a la de otros sectores de la economía, ajustada

por diferencias en riesgo, localización, etc.• Los inversionistas deben recibir esa rentabilidad una vez recuperados sus costos de

AOM y de inversión (como la depreciación).7.3.1. Valoración inversiónLa valoración de la inversión se considerará a partir de dos elementos base, por un

lado se estudiará la definición y levantamiento de un inventario de activos y su respectiva valorización para la infraestructura existente.

Por otro lado para la infraestructura nueva se espera estudiar un modelo multivariado que capture los diferentes elementos asociados a la construcción, para definir la valoración de nueva infraestructura.

Se buscará un enfoque dinámico que permita el trámite de aprobación de valores de inversión de una manera expedita que impacte positivamente en el desarrollo de proyectos de infraestructura.

Adicionalmente se analizarán sensibilidades del costo de reposición como se señala a continuación.

7.3.1.1. Valor de reposición a nuevoAcorde con el estudio divulgado con la Circular CREG 061 de 2012 el VNR es el

costo de reposición de los activos existentes por nuevos activos. Es importante notar que ese proceso de substitución de activos por otros equivalentes, incluye cambios tecnoló-gicos en el tiempo.

7.3.1.2. El Costo de Reposición Optimizado y DepreciadoAcorde con el estudio divulgado en la Circular CREG 061 de 2012 el Optimised

Depreciated Replacement Cost es el costo de la red existente a su valor de Activos Equi-valente Moderno (“Modern Equivalent Asset” -AEM) que ha sido optimizado desde el punto de vista de la ingeniería y ajustado por las depreciaciones correspondientes a su antigüedad. La principal diferencia con el método del VNR es la forma de depreciación de los activos: en el caso del Costo de Reposición Optimizado y Depreciado la depreciación está incluida en la anualidad como si fuese un préstamo.

7.3.2. Fijación de la Tasa de RetornoLa Tasa se calcula a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de

Capital (WACC). Con relación a las variables que permiten el cálculo del WACC, se utilizan valores estándar para el “Peso Ponderado de la Deuda” y para el “Peso Ponderado del Capital Propio”. Estas variables deberían considerar las cifras financieras sectoriales, o el resultado de un análisis de apalancamiento óptimo de inversiones. En todo caso se considerará un análisis bajo el lineamiento de la resolución CREG 095 de 2015.

7.3.3. Definición vida útilDentro de la estructuración de la metodología se adelantarán análisis conducentes a

la determinación técnica y financiera para definir, periodos de vida útil a considerar para la infraestructura de transporte. Dentro de los análisis se espera considerar una visión analítica a través de variables explicativas en la caracterización de infraestructura.

7.3.4. Remuneración de inversiones almacenamiento operativo eficienteRespecto a la remuneración de inversiones en almacenamiento, se desarrollará un

análisis articulado, por un lado la componente técnica para caracterizar el almacenamiento operativo que permita el funcionamiento eficiente de la cadena de valor de combustibles líquidos a la luz del Reglamento Operativo de Transporte (ROT), combinado con el desarrollo metodológico de la remuneración de la infraestructura de almacenamiento requerida para una operación eficiente, donde se espera abordar:

• Análisis de requerimientos de almacenamiento presentados por el transportador.• Análisis independientes de requerimientos de almacenamiento.7.3.5. Llenado de líneaDesde el punto de vista de lleno de línea se analizarán y se buscará una concordancia

entre las metodologías actuales existentes en combustibles líquidos y GLP. Bajo dicha consideración se analizarán:

• Simulaciones particulares y peso relativo desde el ámbito económico del lleno de línea frente a infraestructura de transporte asociada.

• Práctica en la industria actual en cuanto a la remuneración del lleno de línea.• Análisis del impacto tarifario de incluir y excluir lleno de línea en la tarifa.• Realidades de los mercados atendidos y dinámica de la cadena de valor.7.4. AOMDentro del reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento

se esperan adelantar múltiples análisis que integren diferentes aspectos entre los cuales se destacan:

• Caracterización de información para reportar AOM, a la luz de nuevas prácticas contables tales como NIIF.

• Factores asociados a variables de inversión acorde con prácticas internacionales.• Se revisará la viabilidad y congruencia de incluir información histórica y proyectada

en la remuneración de AOM.7.5. DEMANDA, FACTOR DE USO Y EFICIENCIAEL modelamiento de la demanda considerará diferentes simulaciones y efectos de las

mismas dentro de los cuales se destacan la caracterización de demanda en el mediano plazo y el corte transversal los cuales se desarrollarán considerando la madurez y dinámica de los diferentes mercados atendidos por el sistema de transporte.

Adicionalmente se adelantará un análisis sobre el factor de utilización mínimo dentro de la demanda considerada en la tarifa. En este aspecto se examinará la composición ac-tual de las demandas y la caracterización por tramo para el estado actual de los factores de uso y niveles actuales.

7.6. ESTRUCTURACIÓN DE CARGOS FIJOS Y VARIABLESSe estudiará definir los siguientes tipos de cargos:• Cargos fijos regulados de referencia para la remuneración de costos de inversión.• Cargos variables regulados de referencia para la remuneración de costos de inversión.• Cargos fijos que remuneran los gastos de administración, operación y mantenimiento,

AOM.• Cargos variables que remuneran los gastos de administración, operación y mante-

nimiento, AOM.


7.7. COMPETITIVIDAD VS TRANSPORTE SUSTITUTOEs claro que a diferencia de otras infraestructuras lineales como gas natural, el trans-

porte de combustibles líquidos cuenta en general con un transporte sustituto tal como barco y transporte por camiones, bajo dicha consideración se adelantarán análisis dentro de los que se destacan:

• Caracterización de costo de transporte terrestre en tramos del sistema del transporte por red de ductos.

• Análisis en la estructuración tarifaria y realidades de competitividad frente a trans-porte terrestre.

7.8. INFORMACIÓN CONTABLE PARA LA REGULACIÓNA diferencia de los sectores, eléctrico y de gas natural, para los cuales existe el Plan

Único de Cuentas de la SSPD, en el transporte de hidrocarburos no existe una exigencia similar en materia de contabilidad e información regulatoria, sobre la cual se analizará a la luz de conceptos contables del NIIF.

Tal como lo afirma Joskow3, la regulación por incentivos requiere en la práctica de un buen sistema contable para los costos de capital y de operación, protocolos para el reporte de costos, requerimientos de recolección y reporte de datos para otras dimensiones de desempeño diferentes a la de costo. (Sumatoria S.A.S, 2015).

7.9. REMUNERACIÓN DE LAS PÉRDIDASRespecto a la remuneración de las pérdidas se considerarán los análisis explícitos re-

lacionados con el reglamento de transporte de combustibles líquidos, los valores definidos como máximos permisibles se analizarán en la remuneración.

7.10. SEÑALES TARIFARIAS Y EXPANSIONES AL SISTEMAEn el desarrollo de la metodología de remuneración de transporte las expansiones

dentro del sistema de transporte serán analizadas considerando las diferentes opciones de expansión conjugando las iniciativas de los agentes transportadores, la identificación de proyectos que presente la Unidad de Planeación Minero Energética UPME bajo el ámbito de mecanismos competitivos y eficientes para el desarrollo de las expansiones.

Dentro de la estructura tarifaria se analizarán aspectos asociados a las expansiones considerando entre otros los siguientes aspectos:

• Procesos actuales y señales al mercado para el desarrollo de expansiones eficientes desde el punto de vista económico.

• Mecanismos competitivos de asignación de expansiones al sistema.• Análisis de agentes en la cadena y mecanismos de desarrollo de expansiones al sistema.• Análisis e implementación de señales de política dentro de la metodología de remu-

neración de expansión de los sistemas.8. ANEXO 1. DETALLES DE LA INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE

POR DUCTOSA continuación se presentan algunas características para cada uno de los ductos que

componen la red de transporte de combustibles líquidos y GLP.8.1. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA NORTELa Tabla 11 muestra la infraestructura de transporte asociada a la zona norte del país,

el poliducto de mayor longitud de toda la red pertenece a esta zona, se trata de Pozos-Ayacucho (14 pulgadas) con 321 kilómetros. El poliducto Cartagena-Baranoa (12 pulgadas) funciona de forma independiente al resto de la red.

Tabla 11 Infraestructura de transporte zona norte

Sistemas Estación inicial Estación final Capacidad

nominal (kbls)Diámetro pulgadas

Longitud kms Productos asociados

Pozos-Ayacucho Pozos Ayacucho 96,3 14” 321,05 ACEM, NATI, GMR, B2EIM-PORTADO

Ayacucho-Galán Ayacucho Galán 96,3 14” 190,7 ACEM, NATI, GMR, B2EIM-PORTADO

Cartagena-Barranquilla Cartagena Baranoa 30,9 12” 103,7 B4, GMR, GPR, KERO, JET A1

Fuente: Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos.8.2. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA ESTEEn esta zona el único poliducto es el que va de Galán a Bucaramanga, tiene una lon-

gitud de 97 kilómetros y una capacidad nominal de 25,300 barriles.

Tabla 12 Infraestructura de transporte zona este

Sistemas Estación inicial

Estación final

Capacidad nominal (kbls)

Diámetro pulgadas


Galán-Bucaramanga Galán Bucaramanga 25,3 4”6”12” 97.6 VOIL, GMR, GPR, B2, GLP

Fuente: Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos.8.3. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA CENTROEn la zona centro, se encuentran los poliductos que tienen como punto de partida Galán

y Sebastopol. Se debe destacar que en esta zona se encuentran ductos de 16 pulgadas. El ducto de mayor longitud en esta zona corresponde a Sebastopol-Medellín de 163,46 kilómetros. En esta zona demás se encuentran dos propanoductos: Galán-Sebastopol y Sebastopol-Salgar, ambos con un diámetro de 8 pulgadas.3 Joskow, Paul L, Incentive regulation in theory and practice: electricity distribution and transmission

networks, MIT, January, 2006.

Tabla 13 Infraestructura de transporte zona centro

Sistemas Estación inicial Estación final Capacidad

nominal (kbls)Diámetro pulgadas


Galán-Sebastopol 16” Galán Sebastopol 168,4 16” 114,3 KERO,VOIL, GMR, GPR, B2, B2E, NAFTA

Galán – Sebastopol 12” Galán Sebastopol 75,8 12” 116,2 KERO,VOIL, GMR, GPR, B2, B2E, NAFTA

Galán- Sebastopol 8”GLP Galán Sebastopol 14,4 8” 107 GLP

Sebastopol-Salgar 16” Sebastopol Salgar 168,4 16” 134,7 KERO,VOIL, GMR, GPR, B2, B2E, JET A1.

Sebastopol-Salgar 12” Sebastopol Salgar 75,8 12” 136,5 KERO,VOIL, GMR, GPR, B2, B2E, JET A1.

S e b a s t o p o l - S a l g a r 8”GLP Sebastopol Salgar 14,4 8” 138 GLP

Sebastopol – Medellín 12” Sebastopol Medellín 68,4 10”,12”16” 163,46 KERO,VOIL, GMR, GPR, B2,

B2E, JET A1.Fuente: Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos.8.4. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA OESTELa Tabla 14 muestra la infraestructura de transporte para la zona oeste. El ducto más

representativo de esta zona es el que conecta a Medellín y Cartago (10 pulgadas) con una longitud de 235.96 kilómetros y una capacidad nominal de 49,100 barriles. También pertenece a esta zona el poliducto Salgar-Cartago, que tiene una longitud de 157,7 kiló-metros y una capacidad nominal de 23,500 barriles.

Tabla 14 Infraestructura de transporte zona oeste

Sistemas Estación inicial Estación final Capacidad nomi-

nal (kbls)Diámetro pulgadas


medellín-Cartago Medellín Cartago 49,1 10” 235.96 KERO, VOIL, GMR, GPR, B2, KERO, VOIL, JET A1.

Cartago-Yumbo 10” Cartago Yumbo 28,8 10” 157,7 KERO,VOIL, JET A1, GMR, GPR, B2.

Salgar-Cartago Salgar Cartago 23,5 6”,8” 210,98 KERO,VOIL, GMR, GPR, B2, GLP.

Cartago-Yumbo 6” Cartago Yumbo 13 6”,8”,10” 157,7 VOIL, GMR, VOIL, B2, GLPYumbo – Buenaventura Bidireccional Yumbo Buenaventura 20,5 6”12”8” 102,7 B2,GMR

Fuente: Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos.8.5. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA SUREn la zona oeste se encuentran dos poliductos que unen en un solo tramo a Salgar

y Neiva con una estación en Gualanday. El poliducto Salgar-Gualanday (12 pulgadas) tienen una longitud de 168,54 kilómetros y una capacidad nominal de 26,300 barriles. El poliducto Gualanday-Neiva (6 y 8 pulgadas) tiene una longitud de 162,5 kilómetros y una capacidad nominal de 13,300 barriles.

Tabla 15 Infraestructura de transporte zona surSistemas Estación

inicialEstación final Capacidad nomi-

nal (kbls)Diámetro pulgadas

Longitud kms

Productos asociados

Salgar-Gualanday Salgar Gualanday 26,3 12” 168,54 GMR, GPR, B2.Gualanday-Neiva Gualanday Neiva 13,3 6”,8” 162,5 GMR, GPR, B2

Fuente: Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos.8.6. INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE ZONA BOGOTÁLa zona Bogotá presenta en total 8 ductos para el transporte de combustibles líquidos.

Se encuentran tres ductos con único uso como lo son: Salgar-Mansilla (8 pulgadas) que transporta GLP, Puente Aranda-El Dorado (6 pulgadas) que transporta JET A1 y Suta-marchán - Apiay (16 y 12 pulgadas) que transporta únicamente Nafta.

Tabla 16 Infraestructura de transporte zona Bogotá

Sistemas Estación inicial

Estación final

Capacidad nominal (kbls)

Diámetro pulgadas


Salgar-Mansilla 10” Salgar Mansilla 94,4 10” 109,43 JET A1, GMR, GPR, B2, B2E, KERO, VOIL.

Salgar-Mansilla 8” Salgar Mansilla 14,4 8” 107,67 GLPSalgar- La Dorada Salgar La Dorada 21,18 6” 3,8 GMR, B2.Mansilla – Puente Aranda 10” Mansilla Puente Aranda 68,4 10” 43,3 JET A1, GMR, GPR, B2.

Puente Aranda - El Dorado Puente Aranda El Dorado 14,4 6” 9,51 JET A1

Sebastopol-Sutamar-chán Sebastopol Sutamarchán 75,8 20 y 16” 174 NAFTA, VOIL, GMR ,DIÉSEL

Sutamarchán-Apiay Sutamarchán Apiay 62 16 y 12 “ 255,7 NAFTASutamarchán -Tocan-cipá Sutamarchán Tocancipá 75,8 16” 101,91 NAFTA, VOIL, GMR ,DIÉSEL

Fuente: Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos.8.7. INFRAESTRUCTURA DE ALMACENAMIENTOLa Tabla 17 muestra la capacidad de almacenamiento de CENIT en las diferentes

terminales del sistema de transporte.Tabla 17 Infraestructura de almacenamiento CENIT (Barriles)

PLANTA Aviación Diésel Gasolinas Nafta TotalCartago 143 143Mansilla 2.089 5.776 4.259 1.606 13.730Pozos Colo-rados

503.700 500.000 1.003.700

Salgar 2.093 6.750 5.694 2.702 17.239



Tabla 17 Infraestructura de almacenamiento CENIT (Barriles)PLANTA Aviación Diésel Gasolinas Nafta Total

Sebastopol 1.667 6.671 7.169 3.346 18.853Arauca 1.000 1.024 1.024 3.048Inírida 3.488 2.282 5.770Leticia 13.124 5.093 11.325 29.542Pto. Asís 4.652 4.699 9.351Pto. Carreño 3.388 2.139 5.527Guaviare 1.065 3.100 5.000 9.165Tocancipá 6.397 2.646 4.340 13.383Yumbo 2.381 2.381Total 21.038 550.182 48.618 511.994 1.131.832

Fuente: Estudio descriptivo de las actividades de la cadena de distribución de com-bustibles líquidos.

De acuerdo a esta información el almacenamiento de Cenit asciende a 1.131.833 barriles. La mayor parte del mismo se encuentra ubicado en Pozos Colorados (1.003.700 barriles equivalente al 88,7%), especialmente destinados para Diésel (503.700 barriles) y Nafta (500.000 barriles). En las plantas de Mansilla, Puerto salgar, Sebastopol y Tocancipá cuenta con una capacidad de almacenamiento de 63.205 barriles de almacenamiento.

8.8. CARACTERIZACIÓN DE LOS PRINCIPALES TRAMOS DE POLIDUCTOSEn los siguientes apartes se señalan las principales características en cuanto a perfiles

de altura como diámetro de los diferentes tramos de poliductos.8.8.1. Poliducto Pozos Colorados – GalánPor este sistema se transportan las importaciones diésel de bajo azufre necesario para

garantizar la entrega de Diésel. Adicionalmente, por este sistema se mueven los volúmenes de nafta importada necesaria para la dilución de crudos pesados. Este poliducto tiene un lleno de línea de 287.706 barriles. El recorrido del tubo presenta cambios de altura a nivel topográfico que oscilan entre los 40 y los 160 metros (véase Gráfica 16).

Fuente: Estudio descriptivo de las actividades de la cadena de distribución de com-

bustibles líquidos.Gráfica 16 Perfil Poliducto Pozos Colorados – Galán.

El Poliducto Pozos Colorados – Galán tiene una Longitud de 503 kilómetros y una capacidad operacional de 93,6 kbl/día. El diámetro a lo largo del todo recorrido es de 14 pulgadas. La Tabla 18 muestra las estaciones asociadas al poliducto Pozos Colorados – Galán.

Tabla 18 Estaciones poliducto Pozos Colorados – GalánEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Pozos Colorados 0 Inicial 3Ayacucho 316 Rebombeo 3CIB 503 Recibo


8.8.2. Poliducto Cartagena – BaranoaEste sistema alimenta la ciudad de Barranquilla y su área de influencia con combus-

tibles producidos por la refinería de Cartagena, especialmente B4, GMR, GPR, KERO, JET A1. El extremo final de poliducto se denomina “Baranoa”, y atiende dos plantas: la de Baranoa que es de propiedad de Terpel y la de Galapa que es operada en conjunto por Chevron-Texaco y Exxon-Mobil. Este poliducto tiene un lleno de línea de 50.100 barriles. El perfil del recorrido del tubo se puede apreciar en la gráfica 18.


Gráfica 17. Perfil Poliducto Cartagena – Baranoa

Este poliducto tiene una longitud de 103,7 kilómetros y una capacidad operacional de 30,9 kbl/día . El diámetro a lo largo del todo recorrido es de 12 pulgadas. La Tabla 19 muestra las estaciones asociadas al poliducto Pozos Colorados – Galán.

Tabla 19 Estaciones poliducto Pozos Colorados – GalánEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Cartagena 0 Bombeo 2Baranoa 103,7 ReciboGalapa 103,7 Recibo

Fuente: Estudio descriptivo de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

8.8.3. Poliducto Buenaventura - YumboSe trata de un poliducto bidireccional que permite el ingreso hacia occidente de volú-

menes de combustibles traídos desde Cartagena por cabotaje y eventuales importaciones por Buenaventura o posibles exportaciones de excedentes por el Pacífico. Este poliducto cuenta con un lleno de línea de 43.031 barriles.


Gráfica 18 Perfil Poliducto Buenaventura – YumboEste poliducto tiene una longitud de 102,7 kilómetros y una capacidad operativa de

22,1 kbl/día. Presenta tres diámetros asociados, del kilómetro cero al 13, presenta diámetro de 8 pulgadas, del kilómetro 13 al 97 el diámetro es de 12 pulgadas y finaliza el recorrido con 5 kilómetros con un diámetro de 6 pulgadas (Véase Gráfica 18). La Tabla 20 presenta las estaciones asociadas al poliducto Buenaventura – Yumbo.

Tabla 20 Estaciones poliducto Buenaventura - YumboEstaciones: Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Buenaventura 0 Bombeo 2Dagua 67 Rebombeo 2Yumbo 102 Recibo


8.8.4. Poliducto Galán – BucaramangaPoliducto dedicado al abastecimiento de parte del Magdalena Medio y el oriente del

país. Este poliducto tiene un lleno de línea de 25.335 barriles, presenta tres diámetros asociados: del kilómetro cero al 40 presenta diámetro de 12 pulgadas, del kilómetro 40 al 98 el diámetro es de 6 pulgadas y finaliza el recorrido con 5 kilómetros con un diámetro de 4 pulgadas.


bustibles líquidos.Gráfica 19 Perfil Poliducto Galán Bucaramanga


El poliducto Galán – Bucaramanga tiene una longitud de 96,9 kilómetros y una ca-pacidad operacional de 25,3 kbl/día.

Tabla 21 Estaciones poliducto Galán - BucaramangaEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Galán 0 Bombeo 2Lisama 41 Recibo al pasoRío Sogamoso 51 Recibo al pasoBucaramanga 97 Recibo


8.8.5. Sistema Galán - SebastopolEste sistema constituye la troncal de transporte de combustibles hacia el interior del

país. Está compuesta de 2 líneas paralelas e independientes en toda su longitud: la línea de 16” y la línea de 12” destinadas para el envío de combustibles al centro, occidente y sur del país. La Gráfica 20 muestra el perfil del Sistema Galán – Sebastopol.


bustibles líquidos.Gráfica 20 Perfil Sistema Galán – Sebastopol

La línea de 16 pulgadas tiene una longitud de 114,3 kilómetros y una capacidad ope-racional de 142,6 kbl/día. La línea de 12 pulgadas mide 116,23 kilómetros y cuenta con una capacidad operacional de 57,7 kbl/día. La Tabla 22 presenta las estaciones asociadas al Sistema Galán – Sebastopol.

Tabla 22 Estaciones Sistema Galán - SebastopolEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Galán 0 Bombeo 6Sebastopol 115 Recibo


8.8.6. Sistema Sebastopol – Puerto SalgarEste sistema es la continuación del sistema anterior, manteniendo las líneas de 12” y

16” paralelas e independientes hasta Puerto Salgar.


bustibles líquidos.Gráfica 21 Perfil Sistema Sebastopol – Puerto Salgar

La línea de 16 pulgadas tiene una longitud de 134,8 kilómetros y una capacidad ope-racional de 168,4 kbl/día. La línea de 12 pulgadas mide 136,5 kilómetros y cuenta con una capacidad operacional de 75,8 kbl/día. La Tabla 23 presenta las estaciones asociadas al Sistema Galán – Sebastopol.

Tabla 23 Estaciones Sistema Sebastopol – Puerto SalgarEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Sebastopol 0 Bombeo 6Puerto Salgar 136,3 Recibo/Bombeo


8.8.7. Propanoducto Galán – SalgarLínea de 8 pulgadas dedicada al transporte de GLP. Lleno de línea: 51.553 barriles.


bustibles líquidos.Gráfica 22 Perfil propanoducto Galán – Salgar

El propanoducto Galán – Salgar tiene una longitud de 245 kilómetros y una capacidad operacional de 14,4 kbl/día. El diámetro a lo largo del todo recorrido es de 8 pulgadas. La Tabla 24 muestra las estaciones asociadas propanoducto.

Tabla 24 Estaciones propanoducto Galán - SalgarEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Galán 0 Bombeo 2Sebastopol 107 Recibo al pasoPuerto Salgar 245 Recibo


8.8.8. Poliducto Salgar – MansillaEste poliducto realiza el transporte de combustibles desde Puerto Salgar al área de Bo-

gotá, cuenta con un lleno de línea de 38.413 barriles. El poliducto presenta dos diámetros de tubería asociados al recorrido: del kilómetro cero al 72, presenta diámetro de 10 pulgadas, del kilómetro 72 al 87 el diámetro aumenta a 12 pulgadas y finaliza el recorrido desde el kilómetro 87 hasta el 109 retornando al diámetro de 10 pulgadas (Véase Gráfica 23).


bustibles líquidos.Gráfica 23 Perfil poliducto Salgar - Mansilla

El poliducto tiene una longitud de 94,54 kilómetros y una capacidad operacional de 94,7 kbl/día.

La Tabla 25 presenta las estaciones asociadas al propanoducto Salgar – Mansilla.Tabla 25 Estaciones poliducto Salgar - Mansilla

Estaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeoPuerto Salgar 0 Bombeo 3Guaduero 41,5 Rebombeo 3Villeta 72,1 Rebombeo 3Albán 91,4 Rebombeo 3Mansilla 1.094 Recibo




8.8.9. Propanoducto Salgar – Mansilla 8”Transporta GLP desde Salgar al área de Bogotá, el lleno de línea correspondiente

es de 20.955 barriles. En el recorrido se presentan dos diámetros asociados al propano-ducto, los primeros 90 kilómetros presentan ducto de 8 pulgadas y en los restantes 17 kilómetros el ducto disminuye el diámetro a 6 pulgadas. En la Gráfica 24 se presenta el perfil de alturas.


bustibles líquidos.Gráfica 24 Perfil propanoducto Salgar – Mansilla

El propanoducto tiene capacidad operativa de 14,4 kbl/día y un lleno de línea de 20.995 barriles. Presenta las siguientes estaciones:

Tabla 26 Estaciones poliducto Salgar - MansillaEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Puerto Salgar 0 Bombeo 2Guaduero 41,5 Rebombeo 2Villeta 72,1 Rebombeo 2Albán 91,4 Rebombeo 2Mansilla 107,7 Recibo


8.8.10. Poliducto Mansilla – Puente ArandaConsiste en un ducto de 10 pulgadas y 43 kilómetros de longitud, de los cuales cerca

de 14 kilómetros atraviesan zonas urbanas de Fontibón y Bogotá. Presenta un lleno de línea de 14.855 barriles y capacidad operacional de 68,4 kbl/día.


bustibles líquidos.Gráfica 25 Perfil Mansilla – Puente Aranda

8.8.11. Poliducto Puente Aranda – El DoradoConsiste en un ducto de 6 pulgadas y una longitud de 9,5 kilómetros con recorrido

totalmente urbano. Atiende principalmente las necesidades de Diésel y JET A1 del aero-puerto El Dorado. Posee un lleno de línea de 14.855 barriles y una capacidad operacional de 16 kbl/día.


bustibles líquidos.Gráfica 26 Perfil poliducto Puente Aranda – El Dorado

8.8.12. Poliducto Sebastopol – MedellínEl poliducto Sebastopol – Medellín tiene una longitud de 165,5 kilómetros,

transporta la totalidad de los combustibles requeridos por Medellín y su área de influencia, además de los combustibles transportados hacia Yumbo por el sistema Medellín-Cartago-Yumbo de 10 pulgadas. El lleno de línea es de 81.025 barriles y la capacidad operacional es de 68,4 kbl/día. El poliducto presenta tramos de di-ferentes diámetros (10, 12 y 16 pulgadas) en el recorrido total, tal como se ilustra en la Gráfica 27.


bustibles líquidos.Gráfica 27 Perfil poliducto Sebastopol – Medellín

El poliducto cuenta solamente con la estación Cisneros, en el kilómetro 89,5 que realiza rebombeo y cuenta con tres unidades para desarrollar esta actividad.

8.8.13. Poliducto Medellín – Cartago – YumboEste poliducto transporta combustibles líquidos hacia el occidente del país, tiene una

longitud de 393,7 kilómetros y una capacidad operacional de 49,1 kbl/día. Los prime-ros cuatro kilómetros de este poliducto están construidos en tubería de diámetro de 12 pulgadas y los restantes 383 kilómetros con tubería de 10 pulgadas. El lleno de línea de poliducto es de 130.662 barriles.



bustibles líquidos.Gráfica 28 Perfil poliducto Medellín – Cartago – Yumbo

El poliducto Medellín – Cartago – Yumbo presenta las siguientes estaciones:Tabla 27 Estaciones poliducto Medellín – Cartago - Yumbo

Estaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeoLa Pintada 93,8 Rebombeo 2Cartago 236,0 Recibo al pasoBuga 338,6 Recibo al pasoMulalo 389,4 Recibo al paso


8.8.14. Poliducto Odeca Salgar - Manizales – CartagoEn este sistema se realiza el transporte de combustibles líquidos y de GLP para las

ciudades de Manizales y Pereira. El ducto cuenta con un lleno de línea de 36.867 barriles, una longitud de 207,5 kilómetros y una capacidad operativa de 26,3 kbl/día. A lo largo del poliducto se encuentran tramos de 6 y de 8 pulgadas que se intercalan de acuerdo a lo que se aprecia en la Gráfica 29.


Gráfica 29 Perfil poliducto Odeca Salgar - Manizales - CartagoEl poliducto Odeca Salgar - Manizales - Cartago presenta las siguientes estaciones:

Tabla 28 Estaciones poliducto Odeca Salgar - Manizales - CartagoEstaciones Kilómetro Tipo Unidades de bombeo

Fresno 72,5 Rebombeo 2Herveo 96,0 Rebombeo 2Manizales 124,0 Recibo al pasoPereira 185,6 Recibo al pasoCartago 207,5 Recibo y bombeo


8.8.15. Poliducto Cartago – YumboEste sistema transporta GLP y parte de la demanda de combustibles líquidos entre

Cartago y Yumbo. Este poliducto tiene una longitud de 157,7 kilómetros y una capacidad operativa de 13 kbl/día. El lleno de línea asociado a este poliducto es de 36.286 barriles. Durante el recorrido del poliducto se encuentran tramos de 6, 8 y 10 pulgadas ubicados en la forma que se observa en la Gráfica 30.


bustibles líquidos.Gráfica 30 Perfil poliducto Cartago - Yumbo

8.8.16. Poliducto Salgar - NeivaEl poliducto Salgar – Neiva transporta combustibles líquidos para atender la zona sur

del país. Presenta tres tramos con diferente diámetro a lo largo del recorrido, 6, 8 y 12 pulgadas y un lleno de línea de 106.604 barriles.


bustibles líquidos.Gráfica 31 Perfil poliducto Salgar – Neiva

Este poliducto tiene una longitud de 331 kilómetros y una capacidad operativa promedio de 19 kbl/día. El poliducto Salgar - Neiva presenta las siguientes estaciones:

Tabla 29 Estaciones poliducto Salgar - NeivaEstaciones Kilómetro Tipo

Mariquita 49.8 Recibo al pasoGualanday 168.5 Recibo al paso


8.8.17. Poliducto Sebastopol – TocancipáEste poliducto de 275,9 kilómetros de longitud constituye en un sistema alterno es-

tratégico de transporte de combustibles para el área de Bogotá. Cuenta con un a lleno de línea 246.322 barriles y una capacidad operacional de 75,8 kbl/día.




bustibles líquidos.Gráfica 32 Perfil poliducto Sebastopol - Tocancipá

El poliducto Sebastopol – Tocancipá presenta diámetro de 20 pulgadas en los primeros 100 kilómetros y a partir de la estación de Santa Rosa cambia el diámetro a 16 pulgadas. Las estaciones correspondientes a este poliducto se pueden apreciar en la siguiente tabla:

Tabla 30 Estaciones poliducto Sebastopol - TocancipáEstaciones Kilómetro Tipo

Santa Rosa 100.7 RebombeoSutamarchán 174.6 Rebombeo


8.8.18. Poliducto Sutamarchán – ApiayEste poliducto presenta una longitud de 255,7 kilómetros y fue construido específica-

mente para el transporte de naftas requeridas como diluyente de crudos pesados. El lleno de línea es de 149,364 barriles y su capacidad operacional es de 62 kbl/día.


bustibles líquidos.Gráfica 33 Perfil poliducto Sutamarchán - Apiay

El poliducto Sutamarchán – Apiay presenta las siguientes estaciones:Tabla 31 Estaciones poliducto Sutamarchán - Apiay

Estaciones Kilómetro TipoSanta Rosa 100,7 RebombeoSutamarchán 174,6 Rebombeo


9. Anexo 2 Estadísticas por tramoA continuación se presenta un análisis de la evolución del volumen transportado para

los diferentes tramos del sistema de poliductos

9.1. CARTAGENA – BARRANQUILLAEl tramo Cartagena – Barranquilla presenta un volumen transportado promedio de 15,2

kbd y una capacidad nominal4 de 30 kbd, presentando un porcentaje de uso promedio de 51%. La cantidad transportada presenta una volatilidad mensual de 2,41%. Los productos que más se transportan por este tramo son B4 (41,4%), Gasolina Motor (30,4%) y JET A1 nacional e importado (21,6%).

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

0

5

10

15

20

25

30

35

2013Abr

2013May

2013Jun

2013Jul

2013Ago

2013Sep

2013Oct

2013Nov

2013Dic

2014Ene

2014Feb

2014Mar

2014Abr

2014May

2014Jun

2014Jul

2014Ago

2014Sep

2014Oct

2014Nov

2014Dic

2015Ene

2015Feb

2015Mar

2015Abr

%kbd

Variación (%) Capacidad nominal Cantidad transportada

Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 34 Cantidad transportada Cartagena - Barranquilla

9.2. POZOS COLORADOS - GALÁN 14”Este segmento del sistema comunica el puerto de importación de Pozos Colorados con

la refinería de Barrancabermeja. Constituye la principal forma de transporte para llevar productos importados al centro del país. Desde octubre de 2014 la capacidad nominal de transporte se amplió, pasando de 96,3 kbd 105 kbd, con un porcentaje de utilización promedio de 85,8% entre abril de 2013 y abril de 2015.

La cantidad transportada a través de este tramo presenta una volatilidad mensual de 2%. Los productos que más se transportan por este tramo son: ACEM (43,8%), Nafta importada (47,7%) y Gasolina Motor (8,5%).

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0

20

40

60

80

100

120

2013Abr

2013May

2013Jun

2013Jul

2013Ago

2013Sep

2013Oct

2013Nov

2013Dic

2014Ene

2014Feb

2014Mar

2014Abr

2014May

2014Jun

2014Jul

2014Ago

2014Sep

2014Oct

2014Nov

2014Dic

2015Ene

2015Feb

2015Mar

2015Abr

%kbd


Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 35 Cantidad transportada Pozos Colorados - Galán

9.3. GALÁN – BUCARAMANGAEl tramo Galán – Bucaramanga cuenta con una capacidad nominal de transporte de 25,5

kbd. Para el periodo que cubre abril de 2013 a abril de 2015, se transportaron en promedio 22,5 kbd. Este tramo del sistema de poliductos presenta periodos en los que el porcentaje de utilización para transporte de combustibles ha sido del 100%, no obstante el porcentaje de utilización promedio ha sido del 88,6%. Los productos que más se transportan por este tramo son: B2 (44,28%), Gasolina Motor (25,85%), B2E (17,62%), y GLP (9,59%).

-25%

-15%

-5%

5%

15%

25%

35%

0

5

10

15

20

25

30

2013Abr

2013May

2013Jun

2013Jul

2013Ago

2013Sep

2013Oct

2013Nov

2013Dic

2014Ene

2014Feb

2014Mar

2014Abr

2014May

2014Jun

2014Jul

2014Ago

2014Sep

2014Oct

2014Nov

2014Dic

2015Ene

2015Feb

2015Mar

2015Abr

%kbd


Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 36 Cantidad transportada Galán – Bucaramanga

4 La Resolución CREG 153 de 2014 que modificó la resolución CREG 092 de 2009 establece que la capacidad de transporte por tramo de ducto corresponde a la capacidad nominal del ducto para el caso de los propanoductos y a la cantidad promedio de GLP transportado durante los últimos cinco años para el caso de los poliductos (en toneladas por día – TOND o miles de barriles día -KBD).


9.4. GALÁN - SEBASTOPOL 16”El tramo Galán – Sebastopol de 16 pulgadas tiene una capacidad nominal de trans-

porte de 190 kbd. En promedio se han transportado 231,1 kbd en el periodo analizado de abril de 2013 a abril de 2015, con una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 1,3%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (38,2%), B2E (22,6%), B2 (19,1%) y Nafta (17,3%). El porcentaje de utilización promedio de este ducto ha sido de 69%.

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 37 Cantidad transportada Galán – Sebastopol 16”

9.5. GALÁN - SEBASTOPOL 12”El tramo Galán – Sebastopol de 12 pulgadas tiene una capacidad nominal de trans-

porte de 75,8 kbd. En promedio se han transportado 67 kbd en el periodo analizado de abril de 2013 a abril de 2015, lo que indica que el porcentaje de utilización promedio de este ducto ha sido de 88,5% con una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 2,1%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Nafta (30,6%), JET A1 (29,68%), Gasolina Motor (17,22%), B2 (11,8%) y B2E (7,57%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 38 Cantidad transportada Galán – Sebastopol 12”

9.6. GALÁN - PUERTO SALGAR 8”Este tramo de 8 pulgadas corresponde a un propanoducto que principalmente transporta

GLP pero que de acuerdo a los datos reportados por Cenit ha transportado una cantidad mínima de Gasolina Motor Corriente (1,14%) durante abril de 2013 y abril de 2015. En promedio se han transportado 6,54 kbd con respecto a una capacidad nominal de 14,4 kbd, lo que indica que el porcentaje de utilización promedio de este ducto ha sido de 45,4% con una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 2,4%.

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 39 Cantidad transportada Galán – Puerto Salgar 8”

9.7. SEBASTOPOL – MEDELLÍN 12”Con respecto al poliducto Sebastopol – Medellín de 12 pulgadas, la cantidad transpor-

tada promedio ha sido de 45,63 kbd con una volatilidad mensual de 1,1%. La capacidad nominal de este tramo es de 66,7 kbd y ha presentado un porcentaje de ocupación de 66,7%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (44,25%), B2E (26,98%), B2 (15,11%) y JET A1 (9,01%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 40 Cantidad transportada Sebastopol - Medellín 12”

9.8. MEDELLÍN - CARTAGOEl tramo Medellín - Cartago tiene una capacidad nominal de transporte de 49,1 kbd. En

promedio se han transportado 21,97 kbd en el periodo analizado de abril de 2013 a abril de 2015, lo que indica que el porcentaje de utilización promedio de este ducto ha sido de 44,7% con una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 1,6%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (45,01%), B2 (30,53%), B2E (12,42%) y JET A1 (8,28%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 41 Cantidad transportada Medellín – Cartago

9.9. SEBASTOPOL – TOCANCIPÁEl tramo Sebastopol – Tocancipá cuenta con una capacidad nominal de transporte de

100 kbd. Durante el periodo que cubre abril de 2013 a abril de 2015, se transportaron en promedio 48 kbd, para un porcentaje de utilización promedio de 48,06%. Este tramo ha sido utilizado principalmente para transportar Nafta (98,48%) y la volatilidad mensual de la cantidad transportada ha sido de 3%.

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 42 Cantidad transportada Sebastopol – Tocancipá.

9.10. SUTAMARCHÁN – APIAYEl tramo Sutamarchán – Apiay se utiliza totalmente para el transporte de Nafta que

es utilizada para diluir crudos pesados en Apiay. Cuenta con una capacidad nominal de transporte de 100 kbd. Para el periodo que cubre abril de 2013 a abril de 2015, se trans-portaron en promedio 46,51 kbd, para un porcentaje de utilización promedio de 48,06%. La volatilidad mensual de la cantidad transportada ha sido de 3,1%.

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 43 Cantidad transportada Sutamarchán – Apiay



9.11. PUERTO SALGAR - CARTAGOEl tramo Puerto Salgar – Cartago cuenta con una capacidad nominal de transporte

de 26,3 kbd. Para el periodo que cubre abril de 2013 a abril de 2015, se transportaron en promedio 16,35 kbd reportando un porcentaje de utilización promedio de 62,2% y una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 1,1%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (46,12%), B2 (25,76%), GLP (15,21%) y B2E (11,63%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 44 Cantidad transportada Puerto Salgar – Cartago

9.12. CARTAGO – YUMBO 10”Con respecto al poliducto Cartago – Yumbo de 12 pulgadas, la cantidad transportada

promedio ha sido de 18,77 kbd con una volatilidad mensual de 1,94%. La capacidad nominal de este tramo es de 32 kbd y ha presentado un porcentaje de ocupación de 59%.

Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (46,04%), B2 (28,07%), B2E (11,43%) y JET A1 (9,49%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 45 Cantidad transportada Cartago – Yumbo 10”

9.13. CARTAGO – YUMBO 6”El poliducto Cartago – Yumbo de 6 pulgadas, la cantidad transportada promedio ha

sido de 5,89 kbd con una volatilidad mensual de 2,4%.La capacidad nominal de este tramo es de 13 kbd y ha presentado un porcentaje de

ocupación de 45,3%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (49,17%), GLP (26,97%), B2 (12,85%) y B2E (9,22%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 46 Cantidad transportada Cartago – Yumbo 6”

9.14. YUMBO - BUENAVENTURAEl tramo Puerto Yumbo – Buenaventura, se trata de un poliducto bidireccional con

acceso a puerto que permite realizar importaciones. Cuenta con una capacidad nominal de transporte de 22,1 kbd. Para el periodo que cubre abril de 2013 a abril de 2015, se transportaron en promedio 3,84 kbd reportando un porcentaje de utilización promedio de 17,4% y una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 11%. Los productos que más se transportan por este tramo son: B2 (73,12%), B2E (19,15%) y Gasolina Motor (7,71%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 47 Cantidad transportada Yumbo - Buenaventura

9.15. PUERTO SALGAR - GUALANDAYEl tramo que conecta Puerto Salgar con Gualanday es un ducto que cuenta con una

capacidad nominal de transporte de 26,3 kbd. Para el periodo comprendido entre abril de 2013 y abril de 2015 se transportaron en promedio 15,2 kbd reportando un porcentaje de utilización promedio de 57,8% y una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 1,1%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (42,03%), B2 (39,73%) y B2E (15,23%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 48 Cantidad transportada Puerto Salgar – Gualanday

9.16. GUALANDAY – NEIVAEl tramo entre Gualanday y Neiva cuenta con una capacidad nominal de transporte

de 12 kbd. Para el periodo que comprende abril de 2013 a abril de 2015, se transportaron en promedio 7,18 kbd reportando un porcentaje de utilización promedio de 59,9% y una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 1,6%.

Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (48,01%), B2 (36,19%) y B2E (14,34%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 49 Cantidad transportada Gualanday – Neiva

9.17. PUERTO SALGAR – MANSILLA 10”El tramo Puerto Salgar – Mansilla de 10 pulgadas tiene una capacidad nominal de

transporte de 94,7 kbd. En promedio se han transportado 74,16 kbd en el periodo analizado de abril de 2013 a abril de 2015, lo que indica que el porcentaje de utilización promedio de este ducto ha sido de 78,3% con una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 1,3%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (34,54%), B2E (23,31%), JET A1 (20,63%) y B2 (19,81%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 50 Cantidad transportada Puerto Salgar – Mansilla 10”


9.18. PUERTO SALGAR – MANSILLA 8”El tramo Puerto Salgar – Mansilla de 8 pulgadas corresponde a un ducto dedicado al

transporte de GLP con una capacidad nominal de transporte de 14,4 kbd. En promedio se han transportado 0,2 kbd en el periodo analizado de abril de 2013 a abril de 2015, lo que indica que el porcentaje de utilización promedio de este ducto ha sido de 1,4% con una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 28,3%. La gráfica muestra claramente el descenso en la cantidad transportada de GLP, reportando la ocupación más baja de todo el sistema de transporte por ductos.

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 51 Cantidad transportada Puerto Salgar – Mansilla 8”

9.19. MANSILLA – PUENTE ARANDAEl tramo Mansilla – Puente Aranda tiene una capacidad nominal de transporte de

68,4 kbd. En promedio se han transportado 36,37 kbd en el periodo que comprende abril de 2013 a abril de 2015, lo que indica que el porcentaje de utilización promedio de este ducto ha sido de 53,2% con una volatilidad mensual de la cantidad transportada de 1,2%. Los productos que más se transportan por este tramo son: Gasolina Motor (45,81%), B2E (28,46%), B2 (14,5%) y JET A1 (14,46%).

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 52 Cantidad transportada Mansilla – Puente Aranda

9.20. PUENTE ARANDA – EL DORADOEl tramo Puente Aranda – El Dorado se utiliza totalmente para el transporte de JET

A1 hacia el aeropuerto. Cuenta con una capacidad nominal de transporte de 12,6 kbd. Para el periodo que cubre abril de 2013 a abril de 2015, se transportaron en promedio 4,64 kbd, para un porcentaje de utilización promedio de 36,6%. La volatilidad mensual de la cantidad transportada ha sido de 2,9%.

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Fuente: Cálculos CREG. Datos Cenit.Gráfica 53 Cantidad Puente Aranda – El Dorado

10 Bibliografía- Circular CREG 061 -2012. (n.d). Estudio del impacto del marco regulatorio del sector

de energía eléctrica, incluida la regulación de los intercambios internacionales de energía.- Econometría. (2009). Revisión de la metodología tarifaria para el transporte de

derivados del petróleo en poliductos y establecimiento de la tasa de remuneración de los activos. Bogotá D. C.

- SNC- Lavalin. (2014). Análisis base para definir la metodología de remuneración de transporte de combustibles líquidos por ductos. Bogotá D. C.

- Sumatoria S.A.S. (2013). Propuesta de un esquema de regulación económica para la actividad de transporte de derivados de petróleo por poliductos. Bogotá D. C.

- Sumatoria S.A.S. (2015). Consultoría para el análisis y actualización del estudio de márgenes de la gasolina y el diésel contratado por el MME en el 2011, con el fin de aplicarlo en el esquema tarifario de la CREG. Bogotá.

El Presidente,Carlos Fernando Eraso Calero

Viceministro de Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo (E),Germán Castro Ferreira

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 233 DE 2015(diciembre 18)

por la cual se actualiza la base de activos de Intercolombia S. A. E.S.P. y se modifican los parámetros necesarios para considerar su remuneración

en el Sistema de Transmisión Nacional.La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones cons-

titucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:De acuerdo con lo previsto en el artículo 23, literal d), y 41 de la Ley 143 de 1994,

es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

Mediante la Resolución CREG 011 de 2009 se estableció la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional.

Mediante la Resolución CREG 177 de 2013, modificada por las Resoluciones CREG 167 de 2014 y 086 y 169 de 2015, se aprobó la base de activos y los parámetros nece-sarios para determinar la remuneración de Intercolombia S. A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Nacional.

De acuerdo con el artículo 7° de la Resolución CREG 011 de 2009 el Ingreso Anual del Transmisor (IAT), “(…) solo se ajustará si la CREG llegare a modificar los valores de la Unidades Constructivas, cuando se modifique el valor del AOM reconocido o cuan-do, en cumplimiento de la regulación vigente, se excluyan Activos de Uso en operación, ingresen nuevos Activos de Uso o se remplacen las Unidades Constructivas instaladas por otras de clasificación diferente de acuerdo con lo establecido en el artículo 6° de la presente resolución”.

Intercolombia S. A. E.S.P., mediante las comunicaciones con Radicados CREG E2015-010721 y E-2015-012497, solicitó a la Comisión la actualización del ingreso anual de la actividad de transmisión, por la puesta en operación de dos nuevas bahías encapsuladas en la Subestación El Bosque, 220 kV, y dos bahías junto con un equipo de compensación de 35 MVAr, 220 kV, en la Subestación Termocol.

Las bahías de la Subestación El Bosque fueron declaradas en operación el 29 de septiembre de 2015 y las bahías y compensación de la Subestación Termocol, el 17 de noviembre de 2015.

El artículo 6° de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por las Resoluciones CREG 085 de 2002, 120 de 2003 y 147 de 2011, establece que los proyectos consistentes en la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación, como el montaje de nuevas bahías de transformador con tensión igual o superior a 220 kV que utilice un Operador de Red para conectarse al STN en subestaciones con configuración de anillo o de interruptor y medio, harán parte del Plan de Expansión de Referencia y serán desarrolladas por el transmisor que representa ante el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), el mayor número de activos de la subestación.

El parágrafo 6° del artículo 6° de la Resolución CREG 022 de 2001, adicionado mediante la Resolución CREG 064 de 2013, establece que “la instalación de módulos de compensación o sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna, FACTS, en subestaciones o en líneas existentes y de los equipos necesarios para su conexión podrá llevarse a cabo como una ampliación, cuando la UPME identifique en el Plan de Expan-sión de Referencia que esos activos son necesarios para evitar o mitigar situaciones con alta probabilidad de desatención de demanda, y que el tiempo disponible no es suficiente para llevar a cabo el mecanismo de libre concurrencia de que trata el artículo 4 de esta resolución y tener los activos en operación comercial en la fecha en que son requeridos. Esta ampliación podrá ser realizada por el TN que representa ante el LAC el mayor valor de activos del STN de la subestación a la que se conectará, estimado con base en los precios de las UC vigentes en ese momento (…)”.

La Unidad de Planeación Minero-Energética, en el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2013-2027, recomendó la instalación de un segundo trasformador 220/66 kV en la Subestación El Bosque.

Los activos reportados por Intercolombia S. A. E.S.P. fueron clasificados según el listado de Unidades Constructivas definido en el Capítulo 3 del anexo general de la Re-solución CREG 011 de 2009.



Mediante auto del 2 de diciembre de 2015, la Comisión dio inicio a la actuación administrativa tendiente a actualizar el ingreso anual de la actividad de transmisión de Intercolombia S. A. E.S.P., y ordenó la apertura del respectivo expediente que fue distin-guido con el número 2015-0142.

El xxx de diciembre de 2015 la CREG publicó en el Diario Oficial un resumen de la solicitud, con el fin de que los terceros interesados pudieran intervenir en la actuación administrativa.

Con base en los análisis efectuados, las unidades constructivas solicitadas por la empresa y aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009 se realizaron los ajustes pertinentes para actualizar el ingreso anual de la actividad de transmisión de Intercolombia S. A. E.S.P., por la puesta en operación de dos bahías encapsuladas en la Subestación El Bosque, 220 kV y las dos bahías y la compensación de 35 MVAr, en la Subestación Termocol, 220 kV.

Teniendo en cuenta lo anterior, a partir de la aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009, se calculan las siguientes variables principales:

Costo Anual Pesos de diciembre de 2008

Costo Anual Equivalente del Activo Eléctrico (CAEA j ) 503.354.988.527

Costo Activo No Eléctrico (ANE ) 25.167.749.426

Valor de los gastos de AOM (VAOMj ) 131.495.413.179

Costo Anual Equivalente de Terrenos (CAETj ) 573.523.155

Costo Anual Equivalente de Servidumbres (CAESj ) 8.945.270.899

Otros Ingresos (OIj ) (1.560.415.482)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 694 del 18 de diciembre de 2015, aprobó actualizar la base de activos de Intercolombia S. A. E.S.P. y expedir la presente resolución,

RESUELVE:Artículo 1°. Actualizar la base de activos de Intercolombia S. A. E.S.P., aprobada en

el artículo 3° de la Resolución CREG 177 de 2013.Se adicionan los siguientes registros al numeral 1 Subestaciones de la base de activos

del anexo de la Resolución CREG 177 de 2013, así:N° Subestación UC PU

516 El Bosque SE218 1,00000517 El Bosque SE224 1,00000518 Termocol SE219 1,00000519 Termocol CP201 1,00000520 Termocol CP206 1,00000

Artículo 2°. Modificar el artículo 1° de la Resolución CREG 177 de 2013, el cual quedará así:

Artículo 1°. Ingreso Anual. El Ingreso Anual (IATj) por los activos representados por Intercolombia S. A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Nacional, calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 011 de 2009, es el siguiente:

Ingreso Anual Pesos de diciembre de 2008

Ingreso Anual del Transmisor (IAT j ) 667.976.529.705

Artículo 3°. Modificar el artículo 4° de la Resolución CREG 177 de 2013, el cual quedará así:

Artículo 4°. Costo de Reposición de los Activos Eléctricos. El Costo de Reposición de los Activos Eléctricos (CREj) remunerados mediante cargos por uso a Intercolombia S. A. E.S.P., calculado con la base de activos al que hace referencia el artículo 3° de la presente resolución y de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 011 de 2009 es:

Costo de reposición Pesos de diciembre de 2008

Costo de reposición de activos eléctricos (CRE j ) 4.251.147.441.713

Artículo 4°. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de la Empresa Intercolombia S. A. E.S.P. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 18 de diciembre de 2015.El Presidente,




RESOLUCIÓN NÚMERO 235 DE 2015(diciembre 18)

por la cual se oficializan los ingresos anuales esperados para Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P. por el diseño, construcción, operación y mantenimiento de la subestación

Cartago, 230 kV, de acuerdo con la Convocatoria UPME 09-2015.La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de sus atribuciones cons-

titucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:De conformidad con la Ley 143 de 1994, artículo 20, la función de regulación, en rela-

ción con el sector energético, tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.


Según lo previsto en el artículo 7° de la Ley 143 de 1994, en las actividades del sector, incluida la transmisión de electricidad, “...podrán participar diferentes agentes económicos, públicos, privados o mixtos, los cuales gozarán de libertad para desarrollar sus funciones en un contexto de libre competencia, de conformidad con los artículos 333, 334 y el inciso penúltimo del artículo 336 de la Constitución Nacional, y el artículo 3° de esta ley”.


De acuerdo con lo previsto en el artículo 23, literales c) y d), y en el artículo 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología de cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

Mediante la Resolución CREG 022 de 2001, modificada por las Resoluciones 085 de 2002 y 093 de 2007, entre otras, la CREG establece los principios generales y los procedimientos para definir el Plan de Expansión de Referencia del Sistema de Transmi-sión Nacional (STN), y que la expansión de este sistema se haga mediante la ejecución, a mínimo costo, de los proyectos del Plan de Expansión, por parte de los inversionistas que resulten seleccionados en procesos que estimulen y garanticen la libre competencia.

El artículo 4° de la citada resolución, establece que las inversiones que se ejecuten a partir de los procesos de libre concurrencia se remuneren a los inversionistas seleccionados que presenten en cada proceso la propuesta con el menor Valor Presente de los Ingresos Anuales Esperados durante los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos.


El MME adoptó el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2014-2028, en el cual se definieron las obras de transmisión que deben ser ejecutadas en los años citados, dentro de las que se incluyó la construcción de la Subestación Cartago, 230 kV.

La UPME abrió la Convocatoria Pública UPME 09-2015 para seleccionar al inversio-nista que se encargue del diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la Subestación Cartago, 230 kV.

En los Documentos de Selección se estableció el 30 de noviembre de 2016 como fecha de puesta en operación del proyecto.

Mediante la comunicación radicada en la CREG con el número E2015012436 del 24 de noviembre de 2015, la UPME informa que la Empresa Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P. fue el proponente seleccionado por la UPME para la ejecución del proyecto objeto de la Convocatoria UPME 09-2015.

La UPME, en comunicación con Radicación CREG E2015012927 del 3 de diciembre de 2015, conceptúa sobre el cumplimiento, por parte del inversionista seleccionado, de lo establecido en los Documentos de Selección y en la Resolución CREG 022 de 2001 y sus modificaciones, adjunta copia de los documentos que soportan su concepto, y solicita la expedición de la resolución que oficializa el Ingreso Anual Esperado del adjudicatario.

Dentro de los documentos enviados por la UPME se encuentran copias de los siguientes:– certificado de existencia y representación legal del adjudicatario,– propuesta económica,– copia de la garantía 259676773 expedida por el Banco de Bogotá, que ampara el

cumplimiento de la Convocatoria Pública UPME 09-2015,– copia de la Comunicación número 019035-1 del 25 de noviembre de 2015, de XM

Compañía de Expertos en Mercados S. A., en su calidad de ASIC, donde informa de la aprobación de la garantía suscrita por Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P. para respaldar las obligaciones derivadas del cumplimiento de la Convocatoria UPME 09-2015, de con-


formidad con lo establecido en el numeral 5 del anexo general de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 093 de 2007, y

– cronograma de construcción del proyecto.De acuerdo con la información suministrada por la UPME, se encuentra que la tasa de


Según consta en el Acta de Adjudicación de la Convocatoria Pública UPME 09-2015, del 17 de noviembre de 2015, a la convocatoria se presentaron varias propuestas válidas y la adjudicación se realizó al oferente con menor valor presente neto del Ingreso Anual Esperado.

De conformidad con la citada Acta de Adjudicación y la solicitud de la UPME, la CREG procederá a hacer oficial el Ingreso Anual Esperado de Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P. como adjudicatario de la Convocatoria UPME 09-2015.

La Comisión en la Sesión número 694 del 18 de diciembre de 2015 aprobó expedir la presente resolución.

RESUELVE:Artículo 1°. Ingreso Anual Esperado. El Ingreso Anual Esperado (IAE), para Interco-

nexión Eléctrica S. A. E.S.P., por el diseño, construcción, operación y mantenimiento de la expansión de la Subestación Cartago, 230 kV, de acuerdo con la Convocatoria UPME 09-2015, expresado en dólares de los Estados Unidos de América del 31 de diciembre de 2014, para los primeros 25 años contados a partir del primero de diciembre de 2017, de conformidad con la propuesta seleccionada dentro de la Convocatoria Pública UPME 09-2015, es el siguiente:

Año FechasINGRESO ANUAL ESPERADO

(Dólares del 31 de diciembre de 2014)Números Letras

1 1-dic-2016 a 30-nov-2017 453.792 cuatrocientos cincuenta y tres mil setecientos noventa y dos dólares

























Artículo 2°. Forma de pago. De acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal a) del artículo 4° de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 085 de 2002, para la liquidación y pago del ingreso correspondiente, el Ingreso Anual Esperado de cada uno de los veinticinco años señalados en el artículo anterior se actualizará, al 31 de diciembre anterior a la fecha de inicio de aplicación de cada anualidad,

con el Producer Price Index definido en la Resolución CREG 022 de 2001, y se efectuará en pesos colombianos sobre una base mensual, dividiendo entre doce (12) dicho ingreso actualizado y utilizando la Tasa de Cambio Representativa del Mercado, o la tasa que la sustituya, vigente para el último día hábil del mes a facturar.

Parágrafo 1°. De acuerdo con lo establecido en el numeral III del literal b) del artículo 4° de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 093 de 2007, si se produce un atraso en la puesta en operación del proyecto, esto es, si entra en operación comercial después de la fecha prevista en los Documentos de Selección, o de la fecha que fije posteriormente el Ministerio de Minas y Energía, MME, o la CREG, de acuerdo con lo establecido en el numeral IV del literal b) del artículo 4° de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 093 de 2007, se aplicará lo previsto en dicha resolución.

Parágrafo 2°. De acuerdo con lo establecido en el numeral IV del literal b) del artículo 4° de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 093 de 2007, cuando se presente el abandono o retiro de la ejecución del proyecto o el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P. perderá el derecho a recibir el flujo de ingresos oficializado en esta resolución, y la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

Artículo 3°. Responsable del pago. El responsable de realizar los pagos de que trata esta resolución será el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC).

Artículo 4°. Vigencia. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra este acto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a su notificación o publicación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 18 de diciembre de 2015.El Presidente,




Avisos

AVISO NÚMERO 001 DE 2016(enero 6)

Bogotá, D. C., enero 6 de 2016Auto: Actuación administrativa iniciada con fundamento en la solicitud de EPSA S. A.

E.S.P. para la actualización del Costo Anual por el Uso de los Activos de Nivel de tensión 4.La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG),

HACE SABER:Que mediante la Resolución CREG 114 de 2009, modificada por las Resoluciones CREG

024 de 2010, 149 de 2011, 125 de 2012, 050 de 2013, 96 de 2014, 107 y 236 de 2015, se aprobó el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 y los Cargos Máxi-mos de los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 de los activos operados por EPSA S. A. E.S.P., en el Sistema de Transmisión Regional (STR) y en el Sistema de Distribución Local (SDL);

Que de acuerdo con lo establecido en el artículo 9° de la Resolución CREG 097 de 2008, Cuando entren en operación nuevos activos de uso, se actualizarán los cargos correspondientes, siempre y cuando se cumplan las condiciones establecidas en el CA-PÍTULO 4 del Anexo general de la presente resolución;

Que EPSA S. A. E.S.P., a través de la comunicación radicada en la CREG bajo el número E2015011489 del 5 de noviembre de 2015, solicitó la aprobación de unidades constructivas especiales para el reconocimiento de los costos incurridos en el proyecto “Derivación línea Pance-Meléndez 115 kV hacia la subestación Alférez I de Emcali” conforme con lo establecido en el literal c) del artículo 2° de la Resolución CREG 097 de 2008 y por tanto, con base en lo establecido en el artículo 9° de la Resolución CREG 097 de 2008, solicita la actualización del costo anual por uso de los activos de nivel de tensión 4;

Que una vez verificado el cumplimento de los requisitos exigidos por los numerales 1 y 2 del Punto 4.1 del Capítulo 4 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008, esta Comisión encuentra procedente adelantar la revisión del Costo Anual por el uso de Activos de Nivel de Tensión 4 de EPSA S. A. E.S.P., para definir si, como consecuencia de los análisis realizados, los valores aprobados a la empresa deben ser actualizados.

La presente publicación se hace en cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo a fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la respectiva actuación.


(C. F.).



sociedades de econoMía Mixta

Dirección General Marítima

resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO (0783-2015) MD-DIMAR-

SUBDEMAR-ALIT DE 2015

(diciembre 17)por la cual se modifica la Resolución número 0201 del 3 de julio de 2008, que otorgó una concesión y se autorizó unas obras al Club Náutico de Cartagena Ltda., en jurisdicción

de la Capitanía de Puerto de Cartagena.El Director General Marítimo, en uso de sus facultades legales conferidas en los

numerales 21 y 22 del artículo 5º del Decreto-ley 2324 de 1984, los numerales 1 y 2 del artículo 2º del Decreto 5057 de 2009, y

CONSIDERANDO:Que mediante Resolución número 0201 del 3 de julio de 2008, la Dirección General

Marítima otorgó una concesión y autorizó unas obras al Club Náutico de Cartagena Ltda., sobre un bien de uso público en jurisdicción de la Capitanía de Puerto de Cartagena.

Que mediante Resolución número 0461 del 8 de agosto de 2011, la Dirección General Marítima modificó el artículo 2 y adicionó el numeral 7 del artículo 5º de la Resolución 0201 del 3 de julio de 2008.

Que mediante oficio con radicado DIMAR número 292015106983 del 7 de diciembre de 2015, la señora Candelaria Trucco de Bennet, Representante Legal del Club Náutico de Cartagena Ltda., presentó solicitud de autorización de nuevas obras y ampliación de tiempo de vigencia de la concesión del Club Náutico de Cartagena, descritos de la siguiente manera:

“... se construirá un Bar - Restaurante en el segundo nivel de la zona de servicios y restaurante (...). A este nivel se accede a través de una escalera ubicada en la parte frontal de las instalaciones del club (...)

El Restaurante Bar se ubicará sobre un DEC construido en madera de 184.50 m2 (...), que será el área total a ocupar con la nueva construcción, en el centro de DEC se construirá la barra de 20.8 m2 y 1.20 m de altura con un exhibidor central; la barra estará protegida del sol y la lluvia por una cubierta soportada sobre cuatro parales de 3.50 m de altura. Completando el espacio del DEC, a los cuatro lados de la barra se ubicará el espacio para las mesas, este espacio estará protegido igualmente del sol y la lluvia por una membrana perimetral sujetada con pérgolas a la cubierta de la barra y soportada en los lados sobre 14 parales metálicos ubicados en diagonal a 2.70 m de altura (...)”.

Respecto a la ampliación de tiempo sustentan lo siguiente:“La concesión fue otorgada por espacio de 10 años de los cuales han trascurrido los

primeros 8 años. Durante los 8 años trascurridos las obras de remodelación y ampliación estuvieron suspendidas durante 3 años y 60 días, (...)

La inversión realizada asciende a $2.800.000.000, y hasta el presente año se pudo terminar la construcción y dotación de la totalidad de las obras autorizadas. De acuerdo con el análisis financiero solo hasta el año 2033 se recuperará la inversión en términos aceptables.”.

Que con la solicitud formal fue allegada la descripción general del proyecto acompa-ñada de cinco (05) planos y un estudio financiero de remodelación y ampliación del Club Náutico de Cartagena. Así mismo, la Resolución 2193 del 16 de abril 2010 por medio de la cual el Alcalde de la Localidad Histórica y del Caribe Norte impone una sanción a la sociedad Club Náutico de Cartagena Ltda., y el auto del 20 de diciembre de 2012, por el cual ordena por cesación de la causas que le dieron origen, el levantamiento de la suspensión de la obra.

Que teniendo en cuenta que se ha dado cumplimiento a las Resoluciones número 0201 del 03 de julio de 2008, modificada por la Resolución número 0461 del 8 de agosto de 2011 esta Dirección General autorizará a la sociedad Club Náutico de Cartagena Ltda., las modificaciones en diseño y estructura de las obras, otorgando un término adicional de 20 años a la concesión otorgada.

Que corresponde a la Dirección General Marítima expedir los actos y realizar las operaciones para el cumplimiento de sus funciones, así mismo, autorizar y controlar las concesiones y permisos en las aguas, terrenos de bajamar, playas y demás bienes de uso público de las áreas de su jurisdicción.

Que en mérito de lo anterior, el Director General MarítimoRESUELVE:

Artículo 1º. Modificar el artículo 2º de la Resolución número 0201 del 3 de julio de 2008, modificado a través de la Resolución número 0461 del 08 de agosto de 2011, en el sentido de autorizar adicionalmente a la sociedad Club Náutico de Cartagena Ltda., identificada con NIT 890404531-3, la construcción de un Bar - Restaurante en el segundo nivel, con la siguiente descripción específica:

El Restaurante Bar que se autoriza se ubicará sobre un DECK construido en madera de 184.50 m2, con una barra en el centro del DECK de 20.8 m2 y 1.20 m de altura con un exhibidor central que contará con una cubierta soportada sobre cuatro parales de 3.50 m de altura, adicionalmente tendrá una membrana perimetral sujetada con pérgolas a la cubierta de la barra y soportada en los lados sobre 14 parales metálicos ubicados en diagonal a 2.70 m de altura.

Parágrafo 1º. Al término de la concesión otorgada, bien sea por su vencimiento o por causal diferente a esta, el área y las obras construidas dentro de la misma revertirán a la Nación, en las condiciones que establezca para tal fin la Dirección General Marítima.

Parágrafo 2º. La autorización que se otorga no afecta el derecho de dominio de la Nación sobre las áreas y las construcciones que allí se encuentran.

Artículo 2º. Fijar un término de veinticuatro (24) meses contados a partir de la fecha de ejecutoria de la presente resolución, para la ejecución de las obras autorizadas mediante el presente acto administrativo.

Artículo 3º. Modificar el artículo 3º de la Resolución número 0201 del 03 de julio de 2008, modificada en parte por la Resolución número 0461 del 08 de agosto de 2011, en el sentido de ampliar por veinte (20) años adicionales, el término de la concesión inicial-mente otorgado a la sociedad Club Náutico de Cartagena Ltda.

Artículo 4º. La sociedad Club Náutico de Cartagena Ltda. se obliga a lo siguiente:1. Dar estricto cumplimiento a lo dispuesto sobre la materia en los artículos 166 y

subsiguientes del Decreto-ley 2324 de 1984 y demás normas concordantes.2. Tomar y mantener todas las medidas preventivas necesarias, a fin de evitar que en

las aguas marítimas, zonas de bajamar y terrenos aledaños al área otorgada en concesión se depositen basuras, desechos o cualquier otro producto contaminante o potencialmente conta-minante, ni tampoco se podrá hacer ningún tipo de vertimiento a la zona de playa o de mar.

3. Aceptar la visita de los inspectores de la Dirección General Marítima o de la Capitanía de Puerto de Cartagena, con el fin de verificar que las obras se mantengan de conformidad con lo autorizado.

Artículo 5º. Las demás disposiciones contenidas en la Resolución número 0201 del 03 de julio de 2008, modificada en parte por la Resolución número 0461 del 8 de agosto de 2011, quedan plenamente vigentes.

Artículo 6º. El incumplimiento por parte de beneficiario de cualquiera de las obliga-ciones contenidas en la presente resolución y en la Resolución número 0201 del 3 de julio de 2008, modificada en parte por la Resolución número 0461 del 8 de agosto de 2011, dará lugar a la pérdida de fuerza de ejecutoria del presente acto administrativo, tal como lo dispone el artículo 176 del Decreto-ley 2324 de 1984, en concordancia con el artículo 91 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso-Administrativo.

Artículo 7º. La presente resolución deberá ser publicada por parte de los beneficiarios de la concesión en el Diario Oficial, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la ejecutoria de la misma, de conformidad con lo establecido en el literal d) del artículo 95 del Decreto 2150 de 1995, debiendo presentar el recibo de pago correspondiente a su publicación en la Capitanía de Puerto de Cartagena.

Artículo 8°. La presente resolución no exime al beneficiario del cumplimiento de las normas legales y trámites necesarios ante las demás entidades para las autorizaciones que correspondan.

Artículo 9°. Modificar el numeral 3 del artículo 4º de la Resolución número 0201 del 3 de julio de 2008, en el sentido de otorgar a favor de la Nación - Ministerio de Defensa Nacional - Dirección General Marítima una póliza expedida por Compañía de Seguros legalmente autorizada para funcionar en Colombia o garantía bancaria por valor equivalente a ochenta (80) salarios mínimos legales mensuales vigentes (smlmv) para responder ante la Nación - Ministerio de Defensa Nacional - Dirección General Marítima por el debido cumplimento de las obligaciones contraídas.

Artículo 10. Comisionar a la Capitanía de Puerto de Cartagena para que verifique, controle e informe bimensualmente por escrito el cumplimiento de las obligaciones de la presente resolución y avance de las obras.

El Capitán de Puerto podrá suspender las obras en caso de incumplimiento a lo esta-blecido en la presente autorización.

Artículo 11. Notificar, por conducto de la Capitanía de Puerto de Cartagena, la presente resolución al representante legal de la sociedad Club Náutico de Cartagena Ltda., o quien haga sus veces, de conformidad con los artículos 67, 68 y 69 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso-Administrativo.

Artículo 12. Contra la presente resolución procede el recurso de reposición ante el Director General Marítimo, el cual deberá presentarse dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a su notificación.

Artículo 13. La presente resolución rige a partir de la fecha de su ejecutoria.Notifíquese, comuníquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 17 de diciembre de 2015.El Director General Marítimo (e),

Vicealmirante Pablo Emilio Romero Rojas.Imprenta Nacional de Colombia. Recibo Banco Davivienda 1513125. 13-I-2016.

Valor $279.100.


v a r i o s

Registraduría Nacional del Estado Civil

resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO 156 DE 2016(enero 13)

por la cual se suprime el grupo interno de trabajo Soporte Jurados de Votación – Registraduría Distrital.

El Registrador Nacional del Estado Civil, en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el numeral 7 del artículo 26 del Decreto 2241 de 1986.

CONSIDERANDO:Que, mediante Decreto-ley 1012 del 2000, el Gobierno nacional modificó la planta

de personal de la Registraduría Nacional del Estado Civil.Que, mediante la Resolución número 788 del 2 de febrero de 2015, se creó el grupo

Soporte Jurados de Votación –Registraduría Distrital.Que el artículo 4° del Decreto-ley 1012 de 2000, establece: “Grupos de trabajo. Con el fin de atender las necesidades del servicio y cumplir con

eficacia y eficiencia los objetivos, las políticas y los programas de la entidad, el Regis-trador Nacional del Estado Civil podrá crear y organizar, con carácter permanente o transitorio, grupos internos de trabajo”.

Que, la creación del Grupo de Soporte Jurados de Votación obedeció al cumplimiento de una labor temporal y una vez finalizada es necesario realizar el cierre de la Coordinación de Soporte Jurados de Votación asignado a la Registraduría Distrital.

Que, en virtud de lo anterior,RESUELVE:

Artículo 1°. A partir del 18 de enero de 2016, suprimir el grupo interno de trabajo Soporte Jurados de Votación –Registraduría Distrital, creado mediante Resolución número 788 del 2 de febrero de 2015.

Artículo 2°. Las funciones asignadas a este grupo de trabajo, serán asumidas por el grupo de soporte Electoral de la Registraduría Distrital.

Artículo 3°. La presente resolución rige a partir de su publicación.Publíquese, comuníquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 13 de enero de 2016.El Registrador Nacional del Estado Civil,

Juan Carlos Galindo Vachá.(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 157 DE 2016

(enero 13)por la cual se suprime el grupo interno de trabajo Jurados de Votación

– Registraduría Delegada en lo Electoral.El Registrador Nacional del Estado Civil, en uso de sus facultades legales, en especial

las conferidas en el numeral 7 del artículo 26 del Decreto 2241 de 1986.CONSIDERANDO:

Que, mediante Decreto-ley 1012 del 2000, el Gobierno nacional modificó la planta de personal de la Registraduría Nacional del Estado Civil.

Que, mediante la Resolución número 13096 del 3 de diciembre de 2013, se creó el grupo Jurados de Votación –Registraduría Delegada en lo Electoral.

Que, el artículo 4° del Decreto-ley 1012 de 2000, establece: “Grupos de trabajo. Con el fin de atender las necesidades del servicio y cumplir con

eficacia y eficiencia los objetivos, las políticas y los programas de la entidad, el Regis-trador Nacional del Estado Civil podrá crear y organizar, con carácter permanente o transitorio, grupos internos de trabajo”.

Que, la creación del Grupo de jurados obedeció al cumplimiento de una labor tempo-ral y una vez finalizada es necesario realizar el cierre de la Coordinación de Jurados de Votación asignado a la Registraduría Delegada.

Que, en virtud de lo anterior,RESUELVE:

Artículo 1°. A partir del 18 de enero de 2016, suprimir el grupo interno de trabajo Jurados de Votación –Registraduría Delegada en lo Electoral, creado mediante Resolución número 13096 del 3 de diciembre de 2013.

Artículo 2°. Las funciones asignadas a este grupo de trabajo, serán asumidas por la Registraduría Delegada en lo Electoral.

Artículo 3°. La presente resolución rige a partir de su publicación.Publíquese, comuníquese y cúmplase.Dada en Bogotá, D. C., a 13 de enero de 2016.El Registrador Nacional del Estado Civil,

Juan Carlos Galindo Vachá.(C. F.).

Secretaría de Educación de Bogotá, D. C.

eDictos

La Dirección de Talento Humano de la Secretaría de Educación de BogotáAVISA:

Que César Augusto Alarcón Pinzón, identificado con cédula de ciudadanía número 80047115 Bogotá en calidad hijo y Mérida Tatiana Alarcón Pinzón, identificada con cédula de ciudadanía 53115765 Bogotá, han solicitado mediante radicado E-2015-211369 de fecha 23/12/2015 el reconocimiento, de prestaciones sociales que puedan corresponder al señor(a) Virginia Pinzón de Alarcón (q. e. p. d.), quien en vida se identificó con cédula de ciudadanía número 41520293 de Bogotá, fallecido(a) el día 11/12/2015. Toda persona que se crea con igual o mejor derecho deberá hacerlo valer ante la Dirección de Talento Humano de la Secretaría de Educación Bogotá, dentro de los treinta (30) y quince (15) días siguientes a la publicación del primer y segundo aviso respectivamente.

Rad. S-2015-La Profesional Especializada,

Janine Parada Nuván,Secretaría de Educación de Bogotá, D. C.

Imprenta Nacional de Colombia. Recibo 21502563. 28-XII-2015. Valor $50.000.

Avisos juDiciAles

La suscrita Secretaria del Juzgado Veintiuno de Familia de Bogotá, D. C.,AVISA:

Que dentro del proceso de discapacidad mental absoluta, radicado en este juzgado bajo el número 2015-0536, adelantado a través de apoderado por la señora Isabel Campos, en relación con su progenitora Ana Josefa Campos, se declaró en estado de interdicción por discapacidad mental absoluta a la señora Ana Josefa Campos, designando como Curador provisional a la señora Isabel Campos, identificada con la cédula de ciudadanía número 37798971, y se ordena notificar al público, mediante el presente aviso que se inserta una vez en el Diario Oficial y en un diario de amplia circulación.

Se fija el presente aviso en un lugar público de la secretaría del Juzgado, de confor-midad por lo establecido en el artículo 464 y 465 del C.C., hoy 22 de octubre de 2015, siendo las 08:00 horas.

La Secretaria,Marión Gaviria Díaz.

Imprenta Nacional de Colombia. Recibo 21600044. 13-I-2016. Valor $51.500.

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c o n t e n i d oPRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA

Decreto número 058 de 2016, por el cual se hace una delegación. ....................................... 1MINISTERIO DE RELACIONES EXTERIORES

Decreto número 055 de 2016, por el cual se modifica un decreto. ........................................ 1MINISTERIO DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO

Decreto número 047 de 2016, por el cual se adiciona el Decreto 2555 de 2010 en lo relacionado con los cupos individuales de crédito de las operaciones de redescuento de Finagro con las cooperativas de ahorro y crédito y las cooperativas multiactivas e integrales con sección de ahorro y crédito sometidas a la vigilancia y control de la Superintendencia de la Economía Solidaria. .................................................................... 1

MINISTERIO DE SALUD Y PROTECCIÓN SOCIALDecreto número 052 de 2016, por el cual se reglamenta la reelección por evaluación de

los Gerentes de las Empresas Sociales del Estado del orden territorial. ........................... 2MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Decreto número 053 de 2016, por el cual se reglamenta el artículo 99 de la Ley 1769 de 2015 y se adiciona el Decreto 1073 de 2015, único reglamentario del sector administrativo de minas y energía, en relación con recursos del Fondo de Energía Social, FOES .......... 3

MINISTERIO DE TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN Y LAS COMUNICACIONES

Decreto número 054 de 2016, por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del sector de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, 1078 de 2015, para reglamentar los criterios para la formulación, presentación, aprobación, ejecución y verificación de las obligaciones de hacer como forma de pago por el uso del espectro radioeléctrico. ......... 3

MINISTERIO DE TRANSPORTEResolución número 0000118 de 2016, por la cual se modifica el artículo 3° de la Resolución

número 0001463 del 16 de abril de 2009, modificado por el artículo 1° de la Resolución número 2417 del 15 de agosto de 2014. ........................................................................... 5

MINISTERIO DE CULTURADecreto número 056 de 2016, por el cual se adiciona el Decreto 1080 de 2015 Único

Reglamentario del Sector Cultura, para reglamentar el numeral 8 del artículo 99 de la Ley 1617 de 2013, sobre los criterios mínimos generales que tendrán en cuenta los Distritos Especiales para la promoción de la inversión en sus áreas históricas. ............... 6

UNIDADES ADMINISTRATIVAS ESPECIALESComisión de Regulación de Energía y Gas

Resolución número 166 de 2015, por la cual se establecen los cargos regulados para el Ga-soducto Sardinata-Cúcuta del Sistema de Transporte de la Sociedad Promotora de Gases del Sur S. A. E.S.P. – Progasur S. A. E.S.P. ...................................................................... 7

Resolución número 186 de 2015, por la cual se aprueba el costo base de comercia-lización, el riesgo de cartera para usuarios tradicionales y para usuarios en áreas especiales del mercado de comercialización atendido por la Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P., EEC. ..................................................................................... 9

Resolución número 201 de 2015, por la cual se oficializan los ingresos anuales esperados para la Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. por el diseño, suministro, construc-ción, operación y mantenimiento de un transformador 220/110 kV de 100 MVA en la Subestación Valledupar, de acuerdo con la Convocatoria UPME STR 06-2015. ............. 10

Resolución número 202 de 2015, por la cual se oficializan los ingresos anuales esperados para el Consorcio Trelca S.A.S. E.S.P. por el diseño, suministro, construcción, operación y man-tenimiento del segundo transformador 220/66 kV, convertible a 220/110 kV, de 150 MVA en la Subestación El Bosque, de acuerdo con la Convocatoria UPME STR 07-2015...... 11

Resolución número 203 de 2015, por la cual se actualiza el Costo Anual por el uso de los Activos del Nivel de Tensión 4 operados por la Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P., en el Sistema de Transmisión Regional, STR. .................................................................. 12

Resolución número 212 de 2015, por la cual se realizan algunos ajustes a la Resolución CREG 011 de 2015, programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica................................................................................................................................. 13

Resolución número 222 de 2015, por la cual se presenta a los agentes de la cadena, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará los estudios para determinar la metodología tarifaria para la remuneración del transporte de combustibles líquidos y GLP por ductos. ......................................................................... 16

Resolución número 233 de 2015, por la cual se actualiza la base de activos de Intercolombia S. A. E.S.P. y se modifican los parámetros necesarios para considerar su remuneración en el Sistema de Transmisión Nacional. ........................................................................... 35

Resolución número 235 de 2015, por la cual se oficializan los ingresos anuales es-perados para Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P. por el diseño, construcción, operación y mantenimiento de la subestación Cartago, 230 kV, de acuerdo con la Convocatoria UPME 09-2015........................................................................................... 36

Aviso número 001 de 2016 .................................................................................................... 37SOCIEDADES DE ECONOMÍA MIXTA

Dirección General MarítimaResolución número (0783-2015) MD-DIMAR-SUBDEMAR-ALIT de 2015, por la cual

se modifica la Resolución número 0201 del 3 de julio de 2008, que otorgó una con-cesión y se autorizó unas obras al Club Náutico de Cartagena Ltda., en jurisdicción de la Capitanía de Puerto de Cartagena. ........................................................................... 38

V A R I O SRegistraduría Nacional del Estado Civil

Resolución número 156 de 2016, por la cual se suprime el grupo interno de trabajo Soporte Jurados de Votación – Registraduría Distrital. .................................................................. 39

Resolución número 157 de 2016, por la cual se suprime el grupo interno de trabajo Jurados de Votación – Registraduría Delegada en lo Electoral. ..................................................... 39

Secretaría de Educación de Bogotá, D. C.La Dirección de Talento Humano de la Secretaría de Educación de Bogotá, avisa que

César Augusto Alarcón Pinzón, Mérida Tatiana Alarcón Pinzón, han solicitado el reconocimiento, de prestaciones sociales que puedan corresponder a Virginia Pinzón de Alarcón (q. e. p. d.) ....................................................................................................... 39

Avisos judicialesLa Secretaria del Juzgado Veintiuno de Familia de Bogotá, D. C., avisa que se declaró

en estado de interdicción a Ana Josefa Campos ............................................................... 39El Juzgado Tercero de Familia del Circuito-Oralidad, Tunja (Boyacá), emplaza

a María Vicenta del Cármen Hernández Monroy ............................................................. 40

El Juzgado Tercero de Familia del Circuito-Oralidad, Tunja (Boyacá),EMPLAZA:

A: María Vicenta del Cármen Hernández Monroy, para que se presente a este despacho Judicial a hacerse parte dentro del proceso de Jurisdicción Voluntaria número 2015-056, que por declaración de muerte presunta por desaparecimiento es adelantado por José Fernando Hernández Higuera, Isabel Hernández de Fuquen y Carmenza Hernández Higuera. De ella se sabe que fue hija de Antonio Hernández y Belén Monroy; que nunca contrajo matrimonio y tuvo 2 hijos extramatrimoniales de nombres: José Fernando Hernández e Isabel Hernández de Fuquen, y se presume que se extravió desde el 20 de junio de 1987 en la ciudad de Bogotá, D. C., sin que nadie supiera ni diera razón de su paradero.

Igualmente se previene a las personas que tenga noticia de dicha señora que lo co-muniquen a este juzgado.

Para efectos del artículo 657 numeral 2, del C. de P. C., en concordancia con el artí-culo 97, numeral 2 del C.C., se fija el presente edicto en lugar visible de la Secretaría del Juzgado, hoy 23 de febrero de 2015 y se expiden copias para su publicación por tres (3) veces (debiendo transcurrir más de cuatro meses entre cada dos citaciones), de acuerdo a lo previsto auto de fecha 4 de febrero de 2015, en una radiodifusora de esta localidad y el periódico Boyacá Siete Días, además un periódico que se edite en la Capital de la República que puede ser uno de los siguientes: La República, El Tiempo, El Espacio o El Siglo, y además en el periódico Oficial de la Nación.

La Secretaria,Martha Inés Figueredo Rodríguez.

Imprenta Nacional de Colombia. Recibo Banco Davivienda 1616872. 13-I-2016. Valor $58.600.

Págs.

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diario oficial de colombia n° 49.772 31 de enero de 2016

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