RESOLUCIÓN 45 DE 2004

(junio 1)

Diario Oficial No. 45.596 de 1 de julio de 2004

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se aprueba el Cargo Promedio de Distribución por uso del Sistema de Distribución de gas combustible por red y el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas combustible por red a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por el municipio de Cali, según solicitud tarifaria presentada por la empresa Gases de Occidente S. A. ESP.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 definió el servicio público domiciliario de gas combustible, como el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible y estableció la actividad de comercialización como complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por su uso, se regirán exclusivamente por esa ley;

Que el artículo 73.11 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;

Que según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;

Que el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que vencido el período de vigencia de l as fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;

Que mediante Resolución CREG-045 de 2002 se estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de la tasa de retorno que se utilizará en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes, para el próximo período tarifario;

Que mediante Resolución CREG-011 de 2003 se adoptó la metodología y criterios generales para determinar la remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería;

Que mediante Resolución CREG-100 de 2003, la Comisión adoptó los estándares de calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en sistemas de distribución por redes de tubería;

Que de conformidad con lo dispuesto en dicha Resolución y con base en la información reportada mediante Circular CREG-026 de 2003, se han considerado las inversiones y gastos eficientes requeridos para cumplir con los índices de calidad del servicio determinados por la CREG;

Que Gases de Occidente S. A. ESP mediante comunicación con radicado CREG-E-2003-4425, recibida el 2 de mayo de 2003, entregó a la Comisión la información histórica sobre la Inversión Existente a diciembre de 2002, gastos históricos de AOM para las actividades de distribución y comercialización de gas por red, y demás información requerida para el cálculo de los cargos correspondientes al uso del Sistema de Distribución en su mercado relevante atendido;

Que Gases de Occidente S. A. ESP, mediante comunicación con radicado CREG-E-2003-5567 del 3 de junio, reportó a la CREG las proyecciones de demanda, las proyecciones de gastos de AOM de distribución y el programa de nuevas inversiones para el horizonte de proyección, clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo número 1 de la Resolución CREG-011 de 2003;

Que Gases de Occidente S. A. ESP en cumplimiento de lo dispuesto en los parágrafos de los artículos 20 y 29 de la Resolución CREG-011 de 2003, el día 17 de marzo de 2004 publicó en el diario Nuevo Diario de Occidente de Cali el resumen del estudio de cargos que presentó a la Comisión, con la información señalada en la Circular CREG-021 de 2003, con el fin de que los terceros interesados pudieran presentar ante la Comisión observaciones sobre tal información, y envió a la Comisión copia del aviso de prensa respectivo, mediante Rad. CREG-E-2004-2372;

Que mediante comunicaciones radicadas en la CREG con los números: E-2003-8399, E-2003-10744, E-2004-1538 y E-2004-3653, la empresa Gases de Occidente S. A. ESP presentó las ampliaciones y aclaraciones solicitadas por la CREG, a la información reportada en su solicitud tarifaria;

Que en cumplimiento de lo dispuesto en el Anexo número 9 de la Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión, a través de la empresa Divisa S. A., verificó la calidad de la información reportada por Gases de Occidente S. A. ESP para una muestra diseñada por la Comisión, siguiendo la metodología contenida en el citado Anexo;

Que mediante comunicación con radicado CREG-S-2003-3752, se trasladó el resultado de esta verificación a Gases de Occidente S. A. ESP, quien mediante comunicación con radicación CREG-E-2003-11186 del 11 de diciembre de 2003, presentó las aclaraciones solicitadas por la Comisión, y se pronunció en relación con el informe de verificación de activos;

Que la Unidad de Planeación Minero-Energética, en comunicación con radicado interno número CREG-E-2004-3085, aprobó la metodología utilizada para las proyecciones de demanda del mercado que va a atender la empresa Gases de Occidente S. A. ESP, de conformidad con lo establecido en el numeral 7.5 de la Resolución CREG-011 de 2003;

Que mediante Documento CREG-009 de 2004, se definieron los criterios para establecer los gastos eficientes de AOM para las actividades de distribución y comercialización, el factor de eficiencia en redes, así como los gastos eficientes de AOM para el control y monitoreo de los estándares de calidad definidos mediante Resolución CREG-100 de 2003;

Que como resultado del análisis de la información presentada por Gases de Occidente S. A. ESP, la Comisión realizó los ajustes pertinentes y requeridos de esta, acorde con lo establecido en los artículos 7o y 23 de la Resolución CREG-011 de 2003, y los cuales se relacionan, con su respectivo sustento, en el documento soporte de la presente resolución;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los cálculos tarifarios correspondientes a partir de la metodología establecida en la Resolución CREG-011 de 2003 y demás información disponible en la Comisión, los cuales se presentan en el Documento CREG-028 de 2004;

Que mediante comunicación con Rad. CREG-E-2004-0297, la empresa Gases de Occidente S. A. ESP, mediante su apoderado especial, presentó un recurso de reposición contra la Resolución CREG-117 de 2003, por la cual se resuelve una solicitud de revisión tarifaria presentada por la empresa mediante Rad. CREG-E-2002-10881.

Que mediante comunicación con radicación CREG-E-2004-4305, la empresa Gases de Occidente S. A. ESP, a través de su apoderado especial, desistió de la petición de revisión tarifaria y solicitó el archivo del respectivo proceso;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 236 del 1o de  junio de 2004, aprobó el Cargo Promedio por Uso del Sistema de Distribución y el Cargo Máximo Base de Comercialización del Mercado Relevante conformado por el municipio de Cali, departamento del Valle del Cauca,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN. Para efectos de la aplicación de esta Resolución el mercado relevante de distribución y comercialización corresponde al municipio de Cali, departamento del Valle del Cauca.

ARTÍCULO 2o. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base para determinar el Cargo Promedio de Distribución para el Mercado Relevante definido en el artículo 1o de esta resolución se compone como se indica a continuación:

2.1 Inversión existente Como inversión existente se reconoce un monto de $73.966.542.386 ($ del 31 de diciembre de 2002), de conformidad con la desagregación de activos presentada en el Anexo 1A de la presente resolución.

2.2 Programa de Nuevas Inversiones. Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1B y el número de usuarios que se muestra en el Anexo 2 de la presente resolución:

Descripción                     Año 1                           Año 2                         Año 3                        Año 4                         Año 5

Activos Inherentes

a la Operación     13.572.144.118      7.602.390.279   4.405.191.060         3.590.708.052         2.802.007.806

Activos de Calidad       457.872                 30.573.708                0             0               40.709.493

Otros Activos        814.328.647    456.143.417   264.311.464             215.442.483            168.120.468

Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002.

PARÁGRAFO. Las desviaciones que se presenten en el Programa de Nuevas Inversiones serán consideradas de conformidad con lo establecido en el literal b) del numeral 7.1 de la Resolución CREG 011 de 2003.

ARTÍCULO 3o. DEMANDAS ESPERADAS DE VOLUMEN. Para el cálculo tarifario se utilizó la Demanda de Volumen para el horizonte de proyección presentada en el Anexo 2 de esta resolución.

ARTÍCULO 4o. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, AOM. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización es 86,99%. Aplicando este resultado al valor presente de los gastos de AOM propuestos para el Horizonte de Proyección, se obtiene el siguiente valor para incorporar al cálculo del cargo que remunera los gastos de AOM:

Componente                                               $ del 31 de dic/2002

Valor Presente de los gastos de AOM, con nivel de eficiencia     $43.094.580.734

En el Anexo 3 se presentan los gastos desagregados de AOM para el Horizonte de Proyección.

ARTÍCULO 5o. CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Promedio de Distribución aplicable en el Mercado Relevante establecido el artículo 1o de la presente resolución, para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fija en $206,29/m3 ($ del 31 de diciembre de 2002) desagregados de la siguiente manera:

Componente del Cargo Prome dio de Distribución        $/m3

Componente de inversión                                         $143,67

Gastos AOM                                                     $62,62

Cargo Piso                                                       $31,52

Nota:     Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002.

PARÁGRAFO 1o. El cargo piso aplicable en el Mercado Relevante del artículo 1o se fija en $31,52/m3, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2002.

PARÁGRAFO 2o. El Cargo de Distribución se actualizará de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003.

ARTÍCULO 6o. CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Máximo Base de Comercialización aplicable en el Mercado Relevante del artículo 1o, es el siguiente.

Mercado Relevante                             Cargo Promedio de Distribución ($/factura)

Cali, departamento del Valle del Cauca.       $1.468,03

Nota: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002, las comas indican decimales.

PARÁGRAFO. El Cargo de Comercialización se actualizará de conformidad con lo establecido en el artículo 24 de la Resolución CREG-011 de 2003.

ARTÍCULO 7o. FÓRMULA TARIFARIA. La Fórmula Tarifaria aplicable al mercado relevante definido en el artículo 1o de la presente resolución corresponderá a la establecida en el artículo 32de la Resolución CREG 011 de 2003.

ARTÍCULO 8o. VIGENCIA DE LA FÓRMULA TARIFARIA, DEL CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN Y DEL CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. La fórmula tarifaria, incluido el Cargo Promedio de Distribución y el Cargo Máximo Base de Comercialización que se establecen en esta Resolución, regirán a partir de la fecha en que la presente Resolución quede en firme y durante el término de vigencia de las fórmulas tarifarias definidas en la Resolución CREG-011 de 2003. Vencido este período las fórmulas tarifarias continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas, tal como está previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

ARTÍCULO 9. La presente resolución deberá notificarse a la empresa Gases de Occidente S. A. ESP y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución 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.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Dada en Bogotá, D. C., 1o de junio de 2004.

Viceministro de Minas y Energía,

delegado del Ministro.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

La Directora Ejecutiva,

SANDRA STELLA FONSECA ARENAS.

ANEXO 1.

INVERSION BASE.

ANEXO 1A.

INVERSION EXISTENTE.

CÓDIGO UNIDAD CONSTRUCTIVA	Cantidades (Km.)	Valor Total
TPE3/4	1.930	39.752,5
TPE2	236,6	4.872,8
TPE3	55,9	1.152
TPE4	35,8	737,6
TPE6	7,8	160,9
TA3	1,0	111
TA4	5,9	798,6
TA6	6,6	1.353,3
TA8	1,2	377,7
TA10	11,9	4.202,5
TA14	10,5	5.642,1
ERP 8T1	6	772,3
ERP10T1	11	1.819,6
EQUIPOS DE CONTROL	677,5
CRUCES	6.896,5
PROTECCIÓN CATÓDICA	200,4
ACTIVOS DE CALIDAD	186,81
ACTIVOS INHERENTES A LA OPERACIÓN	69.713,9
OTROS ACTIVOS	4.252,6
TOTAL	73.966,54

(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)

Viceministro de Minas y Energía,

delegado del Ministro.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

La Directora Ejecutiva,

SANDRA STELLA FONSECA ARENAS.

ANEXO 1B.

PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES.

CANTIDADES EN KM.
CÓDIGO UNIDAD CONSTRUCTIVA	AÑO 1	AÑO 2	AÑO 3	AÑO 4	AÑO 5
TPE3/4	231,7	116,9	104,3	83,8	65,4
TPE2	28,2	14,2	12,7	10,2	8
TPE3	11,2	5,7	5	4	3,2
TPE4	8,5	4,3	3,8	3	2,4
TPE6	2,7	1,4	1,2	1	0.8
TA3	1,2	1,5	1,4	0	0
TA4	3,9	0	0	0	0
TA8	2,3	0	0	0	0
TA10	2,1	0	0	0	0
TA14	0,2	4,2	0	0	0
TOTAL TUBERÍA	291,1	147,9	128,5	102	79,7
CRUCES	1,23	0,4	0,12	0,19	0,15
CANTIDADES EN UNIDADES
ERP10T1	3	0	0	0	0

MILLONES DE PESOS DE DIC.2002 U. NO HOMOLOGADAS

CENTRO DE CONTROL Y UR	104,9	153	209,8	0	139,9
CRUCES	3.022,8	1.075,6	266,5	507,9	351,8
PROTECCIÓN CATÓDICA	31,1	18,4	43,8	0	0
ODORIZACIÓN	0	45,9	0	45,9	0
ACTUADORES NEUMÁTICOS	157,4	0	0	78,7	0

CANTIDADES EN UNIDADES ACTIVOS DE CALIDAD

CABEZAS DE PRUEBA	2	15	0	0	0
DETECTOR PORTÁTIL DE ODORIZANTE	0	2	0	0	3

RESUMEN  PROGRAMA DE  NUEVAS INVERSIONES MILLONES DE PESOS DE DIC.2002

AÑO 1		AÑO 2	AÑO 3	AÑO 4	AÑO 5
SUBTOTAL ACTIVOS DE CALIDAD	457,8	30,57	0	0	40,70
SUBTOTAL ACTIVOS INHERENTES A LA OPERACIÓN	13.572,1	7.602,3	4.405,2	3.590,7	2.802
SUBTOTAL OTROS ACTIVOS	814,3	456,1	264,3	215,4	168,1
TOTAL	14.386,9	8.089,1	4.669,5	3.806,2	3.010,8
TOTAL VPN (16,06%)	24.915,9

Viceministro de Minas y Energía,

delegado del Ministro.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

La Directora Ejecutiva,

SANDRA STELLA FONSECA ARENAS.

ANEXO 2.

DEMANDAS DE VOLUMEN.

Año	Número de Usuarios	Demanda Anual Esperada de Volumen (m3)
1	191.453	100.987.000
2	213.629	116.538.000
3	229.367	109.162.000
4	244.475	103.249.000
5	257.113	109.504.000
6	269.610	115.721.000
7	281.958	107.231.000
8	294.159	112.832.000
9	306.402	118.205.000
10	319.048	123.444.000
11	332.107	128.939.000
12	345.593	133.902.000
13	359.517	138.623.000
14	373.891	143.579.000
15	388.729	148.516.000
16	404.044	153.185.000
17	419.727	158.391.000
18	435.228	163.245.000
19	449.480	167.759.000
20	460.845	171.943.000
TOTAL VNP(16.06%)	688.246.082  m3

Viceministro de Minas y Energía,

delegado del Ministro.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

La Directora Ejecutiva,

SANDRA STELLA FONSECA ARENAS.

ANEXO 3.

PROYECCION DE GASTOS DE ADMINISTRACION, OPERACION Y MANTENIMIENTO -AOM.

Año	$ de 31 de Diciembre de 2002
2003	6.453.633.142
2004	6.888.583.142
2005	7.124.326.042
2006	7.283.517.742
2007	7.400.084.342
2008	7.427.206.200
2009	7.502.887.500
2010	7.570.739.700
2011	7.611.625.000
2012	7.682.956.800
2013	7.719.492.600
2014	7.766.467.200
2015	7.843.018.400
2016	7.890.862.900
2017	7.968.284.000
2018	8.011.779.000
2019	8.092.679.700
2020	8.166.621.200
2021	8.294.496.500
2022	8.418.022.300

Viceministro de Minas y Energía,

delegado del Ministro.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

La Directora Ejecutiva,

SANDRA STELLA FONSECA ARENAS.