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Resolución 61 de 2006 CREG
RESOLUCIÓN 61 DE 2006
(agosto 17)
Diario Oficial No. 46.399 de 22 de septiembre de 2006
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 natural por red y el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas natural por redes a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por los municipios de Falan, Casabianca, Palocabildo y Villahermosa en el departamento del Tolima, según solicitud tarifaria presentada por la empresa Servicios Públicos Ingeniería y Gas S. A., E.S.P.
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 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 las 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;
Que el artículo 17 del Decreto 3531 de 2004 establece que los recursos aprobados para cofinanciar los proyectos de infraestructura serán aportados a la Empresa de Servicios Públicos comprometida con el proyecto en los términos establecidos en el numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y, con sujeción a dicha norma, el aporte deberá figurar en el presupuesto del Fondo Especial Cuota de Fomento;
Que mediante documento Conpes 3378 del 5 de septiembre de 2005 se definieron los Proyectos Estratégicos del Fondo Especial Cuota de Fomento;
Que el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994 determina que cuando las entidades públicas aporten bienes o derechos a las empresas de servicios públicos, podrán hacerlo con la condición de que su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios de los estratos que pueden recibir subsidios, de acuerdo con la ley. Pero en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figurarán el valor de este y, como un menor valor del bien o derecho respectivo, el monto del subsidio implícito en la prohibición de obtener los rendimientos que normalmente habría producido;
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 la Resolución CREG-100 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en Sistemas de Distribución por redes de tuberías;
Que Servicios Púbicos Ingeniería y Gas S. A. E.S.P., Servingas S. A., E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2005-005617 del 29 de julio de 2005, presentó a la Comisión una solicitud tarifaria para distribución de gas natural por redes para los municipios de Falan, Casabianca, Palocabildo y Villahermosa en el departamento del Tolima;
Que la solicitud tarifaria presentada por Servingas S. A., E.S.P., incluye las proyecciones de demanda, las proyecciones de gastos de AOM de distribución y el Programa de Nuevas Inversiones, clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo No 1 de la Resolución CREG 011 de 2003;
Que Servingas S. A., E.S.P., en cumplimiento de lo dispuesto en los parágrafos de los artículos 20 y 29 de la Resolución CREG-011 de 2003, el día 14 de octubre de 2005 publicó en el Diario El Nuevo Día el resumen del estudio de cargos que presentó a la Comisión, con la información señalada en la Circular CREG 021 de 2003. Copia de esta publicación se remitió a la CREG con Ra dicado E-2005-007760 de octubre 19 de 2005;
Que mediante comunicaciones radicadas en la CREG con los números: E-2005007760, E-2005-008301 y E-2006-002605, Servingas S. A., E.S.P., presentó las ampliaciones y aclaraciones solicitadas por la CREG, a la información reportada en su solicitud tarifaria;
Que la Unidad de Planeación Minero-Energética, aprobó la metodología utilizada para las proyecciones de demanda del mercado que va a atender Servingas S. A., E.S.P., de conformidad con lo establecido en el numeral 7.5 de la Resolución CREG 011 de 2002;
Que mediante Documento CREG-009 de 2004, se definieron 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 el Ministerio de Minas y Energía, mediante comunicación con radicado E2005-004754, en relación con el trámite de aprobación de cargos de proyectos financiados con recursos del Fondo Especial de Cuota de Fomento, FECF, manifestó la importancia que la Comisión de Regulación de Energía y Gas identificara y adoptara mecanismos apropiados para los siguientes propósitos: (i) Garantizar que la información suministrada para efectos de trámite tarifario a la Comisión sea la misma que fue presentada por los solicitantes a la UPME para el proceso de evaluación y elegibilidad de los proyectos y (ii) Para los procedimientos de aprobación tarifaria de transporte y distribución de gas identificar las fuentes de financiación con recursos públicos, como es el caso de los efectuados por el Fondo, las entidades territoriales, entre otros para así determinar los cargos reflejando lo previsto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994;
Que mediante comunicación E-2006-004700, Servingas S. A., E.S.P., manifestó que los rec ursos aportados por el Fondo Especial de Cuota de Fomento para la infraestructura de las redes de gas natural para los municipios de Falan, Casabianca, Palocabildo y Villahermosa, corresponden al 100.0%;
Que la Comisión solicitó a Ecogás, mediante comunicación con radicado CREG S-2006-001052, una copia de la información presentada por la empresa Servingas S. A., E.S.P., a la UPME, para el proceso de evaluación y elegibilidad de los proyectos relacionados con los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento. Dicha información fue remitida a la CREG mediante comunicación con Radicado CREG E-2006-003224, en la que se corroboró que la información reportada a la UPME coincide con la presentada a la Comisión en la solicitud de aprobación tarifaria;
Que como resultado del análisis de la información y de las respuestas presentadas a la Comisión por la Empresa Servingas S. A., E.S.P., se realizaron ajustes pertinentes a la información requerida para el cálculo de los cargos de que tratan los artículos 7o y 23 de la Resolución CREG 011 de 2003, según 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 correspondienles 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-063 del 17 de agosto de 2006;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su Sesión 299 del 17 de agosto de 2006 aprobó el Cargo Promedio por Uso del Sistema de Distribución y el Cargo Máximo Base de Comercialización del Mercado Relevante conformado por los municipios de Falan, Casabianca, Palocabildo y Villahermosa en el departamento del Tolima;
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN. Para efectos de aplicación de esta resolución el mercado relevante de distribución y comercialización serán los municipios de Falan, Casabianca, Palocabildo y Villahermosa en el departamento del Tolima.
ARTÍCULO 2o. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base para determinar el cargo de distribución para el Mercado Relevante definido en el artículo 1o de esta resolución corresponde a nuevas inversiones. Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1 de la presente resolución:
| Descripción | Año1 | Año2 | Año3 | Año4 | Año5 |
| Inversiones FCEF | 4.903.444.537 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Inversiones Servingas | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total | 4.903.444.537 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2004.
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 DE DISTRIBUCIÓN, AOM. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de frontera de eficiencia es 56,81%. 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. En el Anexo 3 se presentan los gastos de AOM para el Horizonte de Proyección.
| Componente | $ del31de dic/2004 |
| Valor presente de los gastos de AOM, con nivel de eficiencia | 622.896.338 |
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 del artículo 1o, para recuperar los costos de inversión y gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas natural por red se fija en 558,91 $/m3 (pesos de diciembre de 2004) desagregados de la siguiente manera:
| Componente | ($/m3) |
| Cargo de distribución | 558,91 |
| Componente de inversión Servingas S. A. E.S.P. | 0,00 |
| Componente de inversión Fondo Especial de Cuota de Fomento, FECF | 487,10 |
| Gastos AOM | 71,81 |
| Cargo piso de Distribución | 408,68 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2004.
PARÁGRAFO 1o. El cargo piso aplicable en el Mercado Relevante del artículo 1o se fija en $408,68/m3 (pesos de diciembre de 2004).
PARÁGRAFO 2o. Estos Cargos de Distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003.
ARTÍCULO 6o. CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. A partir de la vigencia de la presente resolución, el Cargo Máximo Base de Comercialización aplicable en el Mercado Relevante del artículo 1o de la presente resolución, es el siguiente:
Cargo Máximo Base de Comercialización ($/factura) | 1.720,28 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2004.
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 32 de 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 9o. La presente resolución deberá no tificarse a las Empresas Servicios Públicos Ingeniería y Gas S. A. E.S.P., y Ecogás 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., a 17 de agosto de 2006.
Viceministro de Minas y Energía,
delegado del Ministro de Minas y Energía.
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
El Presidente,
El Director Ejecutivo,
CAMILO QUINTERO MONTAÑO.
INVERSION BASE.
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES.
CANTIDADES EN KM
| Código Unidad Constructiva | Costo Unitario Eficiente $ | AÑO1 | AÑO2 | AÑO3 | AÑO4 | AÑO5 |
| TA3DE | 114.118.690 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1/2AS | 37.878.801 | 1,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE3/4AS | 38.593.069 | 0,6 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1AS | 40.271.026 | 0,2 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE2AS | 45.053.903 | 0,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE4AS | 77.231.097 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1/2CO | 26.535.914 | 1,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE3/4CO | 27.244.044 | 1,2 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1CO | 28.915.863 | 0,3 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE2CO | 36.092.178 | 0,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE4CO | 81.903.349 | 0,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1/2AT | 30.000.439 | 7,4 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE3/4AT | 30.692.265 | 3,6 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1AT | 32.347.780 | 0,9 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE2AT | 39.458.877 | 0,4 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE4AT | 69.743.322 | 0,3 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1/2ZV | 9.620.676 | 2,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE3/4ZV | 10.339.219 | 9,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE1ZV | 12.021.450 | 2,4 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE2ZV | 19.239.413 | 0,9 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| TPE4ZV | 46.614.830 | 65,7 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
CANTIDADES EN KM
| Código Unidad Constructiva | Costo Unitario Eficiente $ | AÑO1 | AÑO2 | AÑO3 | AÑO4 | AÑO5 |
Cantidad en Unidades
| ERPC01T2 | 128.179.950 | 1,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| ERP3T1 | 41.103.307 | 4,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Conexión a red de transporte | 11.181.193 | 1,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Cruces subfluviales | 382.262.997 | 2,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Equipos de protección catódica | 6.211.774 | 1,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
$ de diciembre de2004
| Activos de Distribución de Gas | 4.862.601.258 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Activos de calidad | 40.843.279 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| Subtotal por año | 4.903.444.537 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Viceministro de Minas y Energía,
delegado del Ministro de Minas y Energía.
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
El Presidente,
El Director Ejecutivo,
CAMILO QUINTERO MONTAÑO.
PROYECCIONES DE USUARIOS Y DEMANDA.
| Año | Usuarios | Demanda anual esperada m3 |
| 1 | 4.110 | 1.368.720 |
| 2 | 4.167 | 1.389.100 |
| 3 | 4.225 | 1.407.120 |
| 4 | 4.283 | 1.425.300 |
| 5 | 4.342 | 1.444.560 |
| 6 | 4.401 | 1.462.260 |
| 7 | 4.462 | 1.482.120 |
| 8 | 4.523 | 1.501.200 |
| 9 | 4.585 | 1.519.800 |
| 10 | 4.648 | 1.539.480 |
| 11 | 4.712 | 1.559.460 |
| 12 | 4.777 | 1.578.960 |
| 13 | 4.843 | 1.599.540 |
| 14 | 4.909 | 1.620.120 |
| 15 | 4.977 | 1.640.520 |
| 16 | 5.045 | 1.660.920 |
| 17 | 5.115 | 1.682.700 |
| 18 | 5.185 | 1.703.700 |
| 19 | 5.256 | 1.725.780 |
| 20 | 5.329 | 1.747.680 |
Viceministro de Minas y Energía,
delegado del Ministro de Minas y Energía.
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
El Presidente,
El Director Ejecutivo,
CAMILO QUINTERO MONTAÑO.
PROYECCION DE GASTOS DE ADMINISTRACION, OPERACION
Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN, AOM.
| Año | $ de dic.2004 |
| 1 | 105.397.318 |
| 2 | 105.397.318 |
| 3 | 105.397.318 |
| 4 | 105.397.318 |
| 5 | 105.397.318 |
| 6 | 105.397.318 |
| 7 | 105.397.318 |
| 8 | 105.397.318 |
| 9 | 105.397.318 |
| 10 | 105.397.318 |
| 11 | 105.397.318 |
| 12 | 105.397.318 |
| 13 | 105.397.318 |
| 14 | 105.397.318 |
| 15 | 105.397.318 |
| 16 | 105.397.318 |
| 17 | 105.397.318 |
| 18 | 105.397.318 |
| 19 | 105.397.318 |
| 20 | 105.397.318 |
Viceministro de Minas y Energía,
delegado del Ministro de Minas y Energía.
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
El Presidente,
El Director Ejecutivo,
CAMILO QUINTERO MONTAÑO.
