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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 35 municipios de la Costa Atlántica, según solicitud tarifaria presentada por las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P.
RESOLUCIÓN 86 DE 2004
(noviembre 26)
Diario Oficial No. 45.774 de 27 de diciembre 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 los municipios de: Barranquilla, Soledad, Malambo, Baranoa, Galapa, Puerto Colombia, Sabanagrande, Luruaco, Palmar de Varela, Polonuevo, Ponedera, Sabanalarga, Santo Tomás, Candelaria, Juan de Acosta, Campo de la Cruz, Santa Lucía, Usiacurí, Manatí, Suan, Repelón, Tubará y Piojó, en el departamento del Atlántico; Santa Marta, Ciénaga, Fundación, Aracataca, Zona Bananera, Pueblo Viejo, SitioNuevo y El Retén, en el departamento del Magdalena; Valledupar y La Paz, en el departamento del Cesar y Calamar y San Estanislao, en el departamento de Bolívar, según solicitud tarifaria presentada por las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS 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 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 las fórmulas tarifarias, éstas 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 gas licuado de petróleo –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;
1. SOLICITUD TARIFARIA DE GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.
Que GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. mediante comunicación con radicado CREG E-2003-4401 y 4392, recibidas 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 DEL CARIBE S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2003-5541 del 3 de junio de 2003, 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 No. 1 de la Resolución CREG 011 de 2003;
Que GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2003-10720 del 25 de noviembre de 2003, reportó a la CREG una nueva propuesta del programa de nuevas inversiones para el horizonte de proyección, clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo No. 1 de la Resolución CREG 011 de 2003;
Que GASES DEL CARIBE 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 27 de junio de 2004 publicó en el diario El Heraldo de Barranquilla 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-2004-5372;
Que mediante comunicaciones radicadas en la CREG con los números: E-2003-4439/74, E-2003-5863, E-2003-8399, E-2003-8346, E-2003-9227, E-2003-10765, E-2004-0709, E-2004-3465, E-2004-8464, E-2004-9005 y E-2004-9137, la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. 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 No. 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 DEL CARIBE S.A. E.S.P., para una muestra diseñada por la Comisión, siguiendo la metodología contenida en el citado Anexo;
Que mediante comunicación con radicado CREG S-2003-4208 de diciembre 30 de 2003, se trasladó el resultado de esta verificación a GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., quien mediante comunicación con radicación CREG E-2004-0125 del 9 de enero de 2004 y E-2004-2059 del 11 de marzo de 2004, presentó las aclaraciones solicitadas por la Comisión, y se pronunció en relación con el informe de verificación de activos;
Que la Dirección Ejecutiva decretó de oficio, mediante Auto de Pruebas del 24 de Marzo de 2004, la práctica de una visita técnica, cuyos resultados quedaron establecidos mediante Acta de Visita Técnica del 26 de Marzo de 2003;
Que la Unidad de Planeación Minero-Energética, en comunicación con radicado interno No. CREG E-2003-10707, aprobó la metodología utilizada para las proyecciones de demanda del mercado que va a atender la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., 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 DEL CARIBE S.A. E.S.P., la Comisión realizó los ajustes pertinentes, acorde con lo establecido en los Artículos 7 y 23 de la Resolución CREG 011 de 2003, 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 067 de 2004;
2. SOLICITUD DE REVISIÓN TARIFARIA DE PROMIGAS S.A. E.S.P.
Que mediante comunicación del 1 de marzo de 2000, PROMIGAS S.A. E.S.P., en cumplimiento de la Resolución CREG-001 de 2000, solicitó a la CREG la fijación de cargos regulados para su sistema de transporte de gas natural;
Que en la solicitud tarifaria presentada el 1 de marzo de 2000, PROMIGAS S.A. E.S.P. incluyó los activos que conforman la denominada “Red de Distribución de Barranquilla” dentro de su sistema de transporte;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante Resolución CREG-033 de 2001, aprobó remunerar los activos que conforman la "Red de Distribución de Barranquilla", de propiedad de PROMIGAS S.A. E.S.P., como activos de distribución y efectuó los cálculos tarifarios correspondientes aplicando los procedimientos establecidos en la Resolución CREG-057 de 1996, con la información reportada por la Empresa, y con la demás información y elementos de juicio disponibles en la Comisión;
Que la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., a través de comunicación con radicación interna CREG-2164 del 15 de Marzo de 2001 suscrita por su representante legal, y estando dentro de los términos legales, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG-033 de 2001, en el cual solicitó a la CREG la modificación de los Artículos 2o. y 5o. en los siguientes términos:
”1. Modificar el numeral 2.1 del artículo 2o de la Resolución 033 de 2001 expresando en el mismo que las inversiones existentes se reconocerán aplicando el sistema de VALOR A NUEVO.
2. Modificar el inciso primero del artículo 5o de la Resolución 033 de 2001 en el sentido de complementar la tarifa allí expresada, por aquella nueva que arrojen las operaciones aritméticas luego de aplicar para tal efecto el aludido sistema de VALOR A NUEVO.”
Que mediante la Resolución CREG-015 del 20 de marzo de 2002, la Comisión resolvió el Recurso de Reposición interpuesto contra la Resolución CREG-033 del 2001, modificando el cargo promedio máximo unitario (Dt) de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., a tres pesos con 524/1000 ($3,524) por metro cúbico (m3), suma expresada en pesos de diciembre de 2000;
Que mediante comunicaciones CREG-E-2003-4325 del 30 de abril de 2003 y CREG-E-2003-8561 del 15 de agosto de 2003 PROMIGAS S.A. E.S.P., a través de su representante legal, presentó una petición de revisión tarifaria por grave error de cálculo en el cargo aprobado por la CREG mediante Resolución CREG-015 de 2002;
Que en la petición anterior PROMIGAS S.A. E.S.P. solicita que, con fundamento en la Ley 142, no se apliquen los literales a) de los Artículos 7.1 y 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003, por no ser esta norma aplicable a su caso particular, por ser en extremo gravosa, por no reconocer la realidad del sistema del cual el usuario efectivamente se beneficia, y por no ajustarse a los parámetros constitucionales y legales aplicables;
Que las peticiones concretas de la empresa son las siguientes:
i) “Que se valore la inversión real y verdadera existente y útil en la prestación del servicio, y no aquella que se reconoció en el período tarifario pasado.
ii) Que tales inversiones se valoren como costo de reposición a nuevo según los costos reportados por PROMIGAS, de acuerdo con el Inventario que se presenta en Unidades Constructivas.”
2.1 FUNDAMENTOS DE LA PETICIÓN:
Que PROMIGAS S.A. E.S.P. argumenta su solicitud de revisión tarifaria en los siguientes fundamentos:
2.1.1 Por no ser esta norma aplicable al caso particular
La empresa argumenta que la estabilidad tarifaria que buscó el regulador al abstenerse de revisar las bases sobre las cuales se fijaron las tarifas anteriores, lejos de beneficiar a la empresa prestadora, la perjudica de manera importante, ya que le implica que su base de inversión sea considerada a la mitad de lo que sería su valor real y verdadero.
Específicamente, PROMIGAS S.A. E.S.P., a través de las comunicaciones mencionadas, expone los siguientes argumentos:
a) “Para el efecto el regulador en su momento consideró un inventario que no correspondía a la realidad del sistema de distribución, sin embargo fue aceptado teniendo en cuenta que, en primera instancia se concluía el largo proceso de asignación de tarifa de transporte para Promigas y dicha tarifa se encontraba estrechamente ligada con la fijación de la tarifa de distribución; y en segunda instancia, al momento de la expedición de la Res.015/02, nos encontrábamos a las puertas de la definición del nuevo marco regulatorio para la asignación de las tarifas de distribución para el próximo periodo tarifario.”
b) “Dado que el inventario de activos de distribución reconocidos en la Res.015/02 fue determinado unilateralmente por la CREG a partir de la información enviada por Promigas para la solicitud tarifaria de transporte y que por lo tanto no hubo un reporte de los activos de distribución por parte de esta empresa, consideramos que se subdimensionó la red de distribución de Promigas.
c) A su vez es necesario recordar que Promigas no conoce la discriminación ni las longitudes del inventario de activos que con respecto a nuestra red de distribución maneja la CREG.
d) Para llegar a la información contenida en el cuadro no 2, se realizó un inventario real de la red de distribución de Promigas, lo cual generó las diferencias mencionadas, entre otras por las siguientes razones:
o La CREG solo relaciona dos grandes grupos de tubería como son: Red Petroquímica y Circunvalar y no tienen en cuenta que existen tubería de otros diámetros, para los cuales se estima una longitud de 9.8 Km. (cantidad considerable que no relacionaban).
o La CREG sólo menciona un tramo de 8” de 0.8 Km. (el cual corresponde a la variante INEM-La Virgencita), siendo que en realidad la cantidad de tubería de 8” que existe es de 1.6 Km.
o Se separaron los cruces especiales, los cuales estaban contenidos en las medidas de tubería, por lo que las longitudes de tubería disminuyen.
o Se adiciona la tubería y los cruces especiales de 3”,4”,6” y 8” pertenecientes a la red de distribución, los cuales fueron omitidos en la Resolución 015 de 2002 como activos de distribución aclarando además que tampoco están incluidos en la Resolución 014 de 2002(reemplazada por la 070 de 2003) como activos de transporte.”
Cuadro No 2
| Unidad Constructiva | Longitud (Km.) | Precio Unidades Constructivas Promigas (Reposición a Nuevo) | Valor Total Pesos 2001 | Valor Total Pesos 2002 |
| TUBERÍA | 71,47 | 4.255.051.626 | 25.038.471.547 | 27.367.049.401 |
| TA10CO | 9,26 | 487.196.165 | 4.513.477.838 | 4.933.231.277 |
| TA10AS | 0,85 | 437.463.321 | 371.406.359 | 405.947.151 |
| TA10DE | 35,55 | 346.542.797 | 12.320.982.597 | 13.466.833.979 |
| TA12CO | 4,43 | 504.152.475 | 2.234.285.174 | 2.442.073.695 |
| TA12AS | 0,04 | 451.299.877 | 17.591.699 | 19.227.727 |
| TA12DE | 10,69 | 374.746.481 | 4.004.460.388 | 4.376.875.204 |
| TA8CO | 0,42 | 373.926.904 | 158.182.298 | 172.893.252 |
| TA 8DE | 1,18 | 233.260.087 | 274.547.123 | 300.080.005 |
| TA6CO | 0,17 | 242.897.355 | 41.292.550 | 45.132.758 |
| TA6DE | 0,54 | 149.456.726 | 80.664.622 | 88.166.431 |
| TA4CO | 2,17 | 167.807.377 | 364.828.340 | 398.757.375 |
| TA4AS | 0,11 | 144.454.486 | 15.889.993 | 17.367.763 |
| TA4DE | 5,18 | 105.384.826 | 546.209.551 | 597.007.039 |
| TA3CO | 0,31 | 149.456.726 | 46.301.694 | 50.607.751 |
| TA3DE | 0,56 | 86.806.680 | 48.351.321 | 52.847.994 |
| CRUCES ESPECIALES | 2,57 | 3.362.165.100 | 3.674.846.454 | |
| CE12VI | 0,36 | 1.475.000.000 | 527.755.000 | 576.836.215 |
| CE12SB | 0,06 | 1.485.000.000 | 94.446.000 | 103.229.478 |
| CE12AE | 0,07 | 1.325.000.000 | 86.217.750 | 94.236.001 |
| CE10VI | 1,36 | 1.325.000.000 | 1.801.933.750 | 1.969.513.589 |
| CE10SB | 0,18 | 1.335.000.000 | 244.104.750 | 266.806.492 |
| CE10AE | 0,08 | 1.200.000.000 | 94.812.000 | 103.629.516 |
| CE8VI | 0,08 | 1.200.000.000 | 98.400.000 | 107.551.200 |
| CE8AE | 0,01 | 1.080.000.000 | 6.447.600 | 7.047.227 |
| CE4VI | 0,26 | 1.125.000.000 | 287.100.000 | 313.800.300 |
| CE4SB | 0,06 | 1.135.000.000 | 68.781.000 | 75.177.633 |
| CE4AE | 0,04 | 975.000.000 | 35.207.250 | 38.481.524 |
| CE3AE | 0,02 | 800.000.000 | 16.960.000 | 18.537.280 |
| TOTAL | 31.762.801.747 | 31.041.895.856 | ||
Fuente: Documento Rad. CREG E-2003-8561.
2.1.2 Aplicación de los literales a) de los artículos 7.1 y 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003 en violación de los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994.
De acuerdo con la empresa si se aplicarán los literales a) del artículo 7.1 y 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas violaría el principio de eficiencia económica, en la medida que estaría impidiendo que el prestador del servicio obtuviese la remuneración acorde con la inversión realizada, con el uso de la misma, y en ese sentido, se le negarían los ingresos a los que tendría derecho aún bajo un esquema de competencia.
Igualmente la empresa argumenta que los efectos que tendría la aplicación de los mencionados literales, serían claramente contrarios a los postulados claros del principio de suficiencia financiera, en la medida que los accionistas estarían siendo remunerados con una tarifa inferior a la que tendrían derecho, al ser calculada con una cifra mucho menor a aquella que corresponde a la inversión real y verdadera.
2.1.3 Aplicación de los literales a) de los artículos 7.1 y 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003 en contraposición del derecho de propiedad.
Acorde con la empresa desconocer ciertas inversiones dentro de la base tarifaria, con fundamento en una resolución anterior y de carácter general, y de manera consecuente fijar una tarifa, significa la violación del derecho de propiedad que le asiste a PROMIGAS.
2.1.4 Por violación al derecho de igualdad
En opinión de PROMIGAS, la aplicación de la norma incoada, violaría el derecho que le asiste a la empresa a ser tratada en igualdad de condiciones que el resto de las empresas de distribución, y de manera proporcional al uso que se hace de la infraestructura, ya que de un lado no le estarían valorando sus inversiones de acuerdo con el valor de reposición a nuevo reportado por la empresa, y de otro, no le estarían considerando la totalidad de las mismas.
Así mismo la empresa argumenta que el regulador reconoció como inversión en la pasada revisión tarifaria, un valor de reposición a nuevo a todos los agentes del mercado según los costos reportados por cada uno de ellos, en tanto que en el caso de PROMIGAS, se limitó a reconocer el valor de reposición a nuevo como una estimación de los costos considerando “la información reportada por las empresas distribuidoras para el cálculo tarifario del periodo 1996-2001”
Finalmente, la empresa requiere que el regulador ajuste el error del pasado y valore las inversiones de la misma manera como valora las de los demás agentes del mercado, esto es según lo reportado por PROMIGAS.
2.2 PRUEBAS
Que la empresa solicitó se tengan como pruebas, dentro del proceso de solicitud de revisión tarifaria, lo siguiente:
· “Solicito se decrete una prueba pericial para determinar la cantidad real y efectiva de activos utilizada en la prestación del servicio de distribución de PROMIGAS, de acuerdo con las Unidades Constructivas definidas por el regulador.
· Solicito se tenga como prueba el inventario que se anexa a la presente petición, en el cual constan los activos clasificados según las Unidades Constructivas.
Que la CREG, mediante notificación del 26 de mayo de 2004, fijó el Auto de Pruebas del 13 de mayo de 2004, por medio del cual se resuelve la solicitud de pruebas de la solicitud de revisión tarifaria de PROMIGAS S.A. E.S.P.
Que PROMIGAS S.A. E.S.P., mediante comunicaciones CREG E-2004-4737 y CREG E-2004-4822 recibidas el 3 y el 7 de junio de 2004 respectivamente, solicita la acumulación de los siguientes expedientes tarifarios: el estudio de los cargos aplicables para el próximo periodo tarifario y la solicitud de revisión tarifaria.
Que la CREG, mediante Auto de Acumulación de Expedientes de julio 14 de 2004, ordenó acumular los expedientes solicitados por la empresa y generar un solo expediente para tramitar las solicitudes requeridas por la misma.
2.3 ANÁLISIS DE LA SOLICITUD DE REVISIÓN TARIFARIA
2.3.1 ANÁLISIS DE ANTECEDENTES
Que la inversión considerada en el cargo determinado por la Resolución CREG 033 de 2001, corresponde a lo siguiente:
| Gasoducto | Long. | D | Asignación de costos US $ Dic.93 | Asignación de costos. US $Dic.99 | Asignación de costos. Col $Dic.00 |
| El Difícil –Barranquilla | 55 | 12 | 1.389.898 | 3.249.360.496 | |
| Anillo Circunvalar | 45 | 10 | 797.085 | 1.863.457.958 | |
| Red Petroquímica | 21 | 12 | 683.038 | 1.491.631.368 | |
| Subtotal (1) | 121 | 2.825.021 | 6.604.449.795 | ||
| Variante INEM-La Virgencita | 0.8 | 8 | 64.407 | 117.643.837 | |
| Protección Catódica | 6.378 | 12.996.644 | |||
| Subtotal (2) | 70.785 | 130.640.481 | |||
| Tramo reemplazado por la Variante INEM – La Virgencita | -1.33 | -31.522 | -57.577.112 | ||
| Variante Sabanagrande-Palmar de Varela (2001) | -8 | 189.606 | -386.365.886 | ||
| Subtotal (3) | 221.128 | -443.942.997 | |||
| TOTAL (1+2-3) | 6.291.147.278 | ||||
Que los argumentos presentados por PROMIGAS en el recurso contra la Resolución CREG-033 de 2001, se centraban en señalar que la Comisión no había dado un trato igualitario a dicha empresa, ya que en la Resolución CREG-033 de 2001 aplicó una metodología de valoración de activos distinta a aquella utilizada por la Comisión para establecer la tarifa a los distribuidores de gas combustible por redes.
Que para analizar los argumentos expuestos por PROMIGAS, la CREG consideró, en la Resolución CREG 015 de 2002, los siguientes aspectos:
“a) En la tarifa de transporte aprobada a PROMIGAS en 1994, mediante la Resolución CRE-019 de ese año, se incluyeron inversiones existentes hasta diciembre 31 de 1993. En dichas inversiones se incluyeron los activos correspondientes a la Red de Barranquilla existentes a dicha fecha, tal como lo indicó PROMIGAS en su solicitud tarifaria (Radicación CREG-1506 de 2000). La valoración de esos activos correspondió a un costo histórico que se calculaba como la sumatoria en dólares corrientes de las inversiones realizadas anualmente.”
b) “....en la actual metodología para el cálculo de cargos de distribución (Resolución CREG-057 de 1996) no se estipula que la inversión deba reconocerse a COSTO DE REPOSICIÓN DEL ACTIVO. Dicha norma menciona que el cargo de la red, o cargo de distribución, incorpora los "Costos de Inversión". No obstante, para el cálculo de los cargos de distribución para el período 1996 – 2001 las empresas distribuidoras reportaron como costo de inversión el costo de reposición a nuevo de sus activos. Dicho costo de reposición fue considerado por la Comisión para efectos de calcular las respectivas tarifas.”
c) “En la Resolución CREG-033 de 2001 la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó un cargo de distribución (Dt) para remunerar los activos que conforman la Red de Distribución de Barranquilla. Los activos de esta Red se consideraron como activos de distribución dado que reúnen las características de un Sistema de Distribución. Para calcular el cargo (Dt) la Comisión utilizó el costo histórico, actualizado con el índice IPC, reconocido en la revisión tarifaria realizada en 1994. Es decir, la Comisión consideró el costo histórico como el Costo de Inversión de que trata la Resolución CREG-057 de 1996”.
”De lo anterior se puede destacar lo siguiente: i) en la actividad de distribución la Comisión ha reconocido costos de reposición a nuevo como el Costo de Inversión de que trata la Resolución CREG-057 de 1996; ii) en la última revisión tarifaria la CRE aprobó tarifa de transporte para los activos que conforman la Red de Barranquilla y; iii) cuando PROMIGAS presentó su solicitud tarifaria (en Marzo de 2000) no se había definido la Red de Barranquilla como un Sistema de Distribución. Los dos últimos hechos hicieron que PROMIGAS no reportara el Costo de Inversión correspondiente a la Red de Barranquilla para efectos de calcular cargo de distribución (Dt) y en su defecto reportó el costo histórico.
Por lo anterior, se considera adecuado, desde el punto de vista regulatorio, reconocer un costo de reposición a nuevo como el Costo de Inversión en la Red de Distribución Barranquilla para efectos de calcular el cargo de distribución (Dt).”
Que mediante la Resolución CREG-015 del 20 de marzo de 2002, la Comisión resolvió el Recurso de Reposición interpuesto contra la Resolución CREG-033 del 2001, modificando el cargo promedio máximo unitario (Dt) de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., a tres pesos con 524/1000 ($3,524) por metro cúbico (m3), suma expresada en pesos de diciembre de 2000, resultado de la estimación de los costos de reposición a nuevo de los gasoductos correspondientes al "Anillo Circunvalar" y "Red Petroquímica", de la red de distribución de Promigas.
Que considerando que la empresa Promigas no reportó, en el recurso de reposición contra la Resolución CREG 033 de 2001, el valor a nuevo de sus activos de la red de distribución, la CREG procedió a calcular este costo. Para ello se consideró la mejor información disponible, consistente en los costos reportados por las empresas distribuidoras para el cálculo tarifario del período 1996 – 2001.
Que dentro de la información disponible no se encontraron costos desagregados para gasoductos de 10" y 12" por lo que se adoptó la siguiente metodología para establecer los respectivos costos:
a) Se establecieron los costos unitarios ($/m3) según el diámetro de la tubería de acero reconocidos para cada empresa.
b) Se realizó una regresión a partir de los costos unitarios según el diámetro de la tubería de acero de todas las empresas consideradas. Se seleccionó el tipo regresión (lineal, logarítmica, etc.) que presentara el mayor índice de correlación.
c) A partir de la ecuación obtenida para la respectiva regresión se calculó el costo unitario para los diámetros requeridos (10" y 12").
d) Se realizó un ajuste a los datos por medio de regresión en dos etapas con el fin de eliminar datos atípicos (Cook's D Test).
Que los resultados del anterior procedimiento fueron los siguientes:
| Pulgadas | $ Dic.96/Km | $ Dic.00/Km |
| 3 | 56.045 (1) | 91.437 |
| 4 | 65.166 (1) | 106.317 |
| 6 | 99.975 (1) | 163.107 |
| 8 | 106.920 (1) | 174.438 |
| 10 | 117.892 (2) | 192.338 |
| 12 | 127.227 (2) | 207.568 |
Fuente: Análisis CREG. Cifras en Miles de pesos.
(1) Promedio de costos de las empresas distribuidoras.
(2) Costos resultado de la regresión.
Que considerando todo lo anterior, la CREG a través de la Resolución CREG 015 de 2002, aprobó la Inversión Existente expuesta en la siguiente tabla:
| Diámetro (pulg.) | Long.(km) | Costo Reposición | Costo Reposición | Costo Reposición | Costo Reposición | |
| Gasoducto | $Col.Dic.96/Km | Col.$ Dic.96 | Col.$ Dic.00 | Col.$ Dic.00/Km | ||
| Gasoducto el Difícil –Barranquilla (1) | 12 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Soledad – Sabanagrande (2) | 10 | 21,5 | 117.891.965 | 2.534.677.254 | 4.135.274.785 | 192.338.362 |
| Anillo Circunvalar (3) | 10 | 23 | 117.891.965 | 2.711.515.202 | 4.423.782.328 | 192.338.362 |
| Red Petroquímica (4) | 12 | 21 | 127.226.798 | 2.671.762.759 | 4.358.927.018 | 207.567.953 |
| Variante la Virgencita - Inem(5) | 8 | 0,8 | 131.244.094 | 164.055.117 | ||
| Reemplazo (6) | 1,33 | 64.233.334 | 48.295.740 | |||
| TOTAL (2+3+4+5-6) | 66 | 7.917.955.216 | 12.984.994.890 | |||
Fuente: Resolución CREG -015 de 2002
(1) La Variante Sabanalarga-Palmar de Varela es un reemplazo del Gasoducto el Difícil-Barraquilla, por lo que tampoco es considerado en la nueva valoración
(5) El costo de esta variante fue el reportado por la empresa en dólares de diciembre de 1999.
(6) El costo del reemplazo fue calculado con los costos históricos reportados por la empresa en su solicitud tarifaria.
2.3.2 ANALISIS DE LOS FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD.
2.3.2.1 Aplicación del literal a) del Artículo 7.1 de la Resolución CREG 011 de 2003.
Que el literal a) del Artículo 7.1 de la Resolución CREG 011 de 2003 determina la Inversión Base que se reconocerá para el cálculo del cargo de distribución y consiste en lo siguiente:
“Inversión existente a la fecha de la solicitud tarifaria en Activos Inherentes a la Operación y Otros Activos.
Los activos correspondientes a la Inversión Existente serán los activos reconocidos en la última revisión tarifaria más los activos construidos durante el periodo tarifario anterior. Todos los activos de la Inversión Existente deberán inventariarse, homologándolos a las Unidades Constructivas definidas en la presente Resolución. Activos tales como cruces subfluviales y otros no homologables a las Unidades Constructivas, deberá ser reportados separadamente.”
Que de acuerdo con lo anterior, los activos a reconocer para la determinación de los cargos de distribución serán los activos reconocidos en la última revisión tarifaria más los activos construidos en el periodo tarifario anterior, teniendo en cuenta que estos activos estén efectivamente en operación.
Que en la actual solicitud tarifaria, PROMIGAS S.A. E.S.P. reporta una cantidad de activos existentes diferente a la reconocida en la última revisión tarifaria, Resolución CREG 15 de 2002, y que no se construyeron activos adicionales después de la última revisión tarifaria.
Que estas diferencias consisten en lo siguiente:
| CANTIDADES EN KM | |||||
| DIAMETRO | APROBADO EN LA RES. CREG 015/02 | SOLICITADO POR LA EMPRESA SOLICITUD TARIFARIA ACTUAL | DIFERENCIA | ||
| TUBERIA | CRUCES | TOTAL | |||
| 12 | 21 | 15,16 | 0,56 | 15,72 | 5,28 |
| 10 | 44,5 | 45,66 | 1,78 | 47,44 | -2,94 |
| 8 | 0,8 | 1,6 | 0,09 | 1,69 | -0,89 |
| 6 | 0 | 0,71 | 0 | 0,71 | -0,71 |
| 4 | 0 | 7,46 | 0,36 | 7,82 | -7,82 |
| 3 | 0 | 0,87 | 0,02 | 0,89 | -0,89 |
66,3 | 71,5 | 2,8 | 74,27 | -7,97 | |
Fuente: Resolución CREG 015 de 2002 y Rad. CREG E-2003-8561.
Que frente a los argumentos expuestos por la empresa, la CREG considera importante aclarar lo siguiente:
i) La Comisión consideró todos los activos reportados como “Red de Distribución de Barranquilla” por PROMIGAS S.A. E.S.P. en su solicitud tarifaria y por consiguiente éstos conformaron la base para la determinación del cargo de distribución establecido por la Resolución CREG-033 de 2001.
ii) Considerando que la Resolución CREG 033 de 2001, determinaba el cargo que permitía remunerar los activos que conformaban la Red de Distribución de Barranquilla de propiedad de PROMIGAS S.A. E.S.P. y que la empresa interpuso recurso de reposición oportunamente contra la misma; si los activos aprobados en esta Resolución no correspondían a la realidad del sistema de distribución, la empresa, a través del recurso, tuvo la oportunidad, consciente de que la información se utilizaría para el cálculo del cargo de distribución, de reportar la información que según su parecer constituía la base real de su sistema.
iii) PROMIGAS conocía tanto la discriminación como las longitudes del inventario de activos que aprobó la CREG, pues estos están descritos en el Anexo 1 de la Resolución CREG-015 de 2002.
Que para verificar la información reportada por la empresa, se dio cumplimiento a la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2003, Anexo 9; cuyos resultados, en este caso particular, fueron los siguientes:
· A partir de la información reportada por PROMIGAS, la CREG determinó el tamaño de una muestra que garantizara una confiabilidad mayor del 90% y un error relativo de muestreo menor del 5%.
· Una vez determinada la muestra, a través de la firma DIVISA, se desarrolló el trabajo de campo que verificó la precisión de la información reportada por la empresa de la muestra seleccionada.
· Las inconsistencias presentadas en el desarrollo de la auditoria fueron trasladadas a PROMIGAS y a la firma DIVISA para su aclaración.
· Las inconsistencias en la información fueron justificadas por la empresa satisfactoriamente y dentro del término establecido.
· La muestra no presenta inconsistencias y por tanto la información reportada por la empresa es aceptada por la Comisión.
2.3.2.2 Aplicación del literal a) del Artículo 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003.
Que el literal a) del Artículo 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003 determina la valoración de la Inversión Base que se reconocerá para el cálculo del cargo de distribución y consiste en lo siguiente:
“La Inversión Existente será la suma del valor total de los siguientes activos”:
i) Los activos existentes en la última revisión tarifaria, reportados por la empresa, tal como fueron considerados y valorados en dicho momento por la Comisión.
ii) Los activos de expansión reportados por la empresa en la última revisión tarifaria, valorados con el costo reconocido por la Comisión en dicho momento, y que están efectivamente construidos en la actualidad.”
Que conforme con lo anterior, la valoración de la Inversión Existente de PROMIGAS será la valoración considerada en la ultima revisión tarifaria, Resolución CREG 015 de 2002.
Que PROMIGAS S.A. E.S.P. argumenta que el regulador reconoció como inversión en la pasada revisión tarifaria un valor de reposición a nuevo a todos los agentes del mercado reportados por cada uno de ellos; en tanto que en el caso de PROMIGAS se limitó a reconocer el valor de reposición a nuevo como una estimación de los costos reportados por las empresas distribuidoras para el cálculo tarifario del periodo 1996-2001.
Que la empresa requiere que el regulador valore las inversiones acordes con los costos de reposición a nuevo reportados por PROMIGAS en esta solicitud de revisión tarifaria, y que consisten en lo siguiente:
| DIAMETRO | COSTOS APROBADO EN RES. CREG-015-02 | SOLICITADO POR LA EMPRESA EN REVISIÓN TARIFARIA | COSTOS APROBADOS PARA LAS UC. RES. CREG 011/03. |
| TA12" (Promedio) | 242,55 | 484,55 | |
| TA12CO | 550,94 | ||
| TA12AS | 493,18 | ||
| TA12DE | 409,52 | ||
| TA10" (Promedio) | 224,75 | 463,06 | 325,66 |
| TA10CO | 532,41 | 354,83 | |
| TA10AS | 478,06 | 355,92 | |
| TA10DE | 378,70 | 266,23 | |
| TA8" (Promedio) | 191,70 | 331,77 | 268,30 |
| TA8CO | 408,63 | 312,60 | |
| TA8DE | 254,91 | 224,00 | |
| TA6" | 190,60 (1) | 214,49 | 197,22 |
| TA6CO | 265,44 | 226,75 | |
| TA6DE | 163,54 | 167,69 | |
| TA4" | 124,23 (1) | 152,13 | 146,25 |
| TA4CO | 183,38 | 159,22 | |
| TA4AS | 157,86 | 159,70 | |
| TA4DE | 115,16 | 119,84 | |
| TA3" | 106,85 (1) | 129,09 | 122,84 |
| TA3CO | 163,33 | 142,53 | |
| TA3DE | 94,86 | 103,15 | |
Cifras en millones de pesos de diciembre de 2002.
Fuente: Resolución CREG 015 de 2002 y 011 de 2003 y Rad. CREG E-8561 de 2003
(1) Estos valores son el promedio de los costos de reposición a nuevos de las empresas distribuidoras.
Que tal y como fue presentado anteriormente en este documento, la valoración realizada por la CREG de los activos de distribución de la red de PROMIGAS S.A. E.S.P. presenta dos etapas:
i) La CREG valoró los activos de distribución de PROMIGAS S.A. E.S.P. partiendo del valor histórico reportado por la empresa para todos sus gasoductos. (Resolución CREG-033 de 2001).
ii) Como resultado del recurso de reposición interpuesto por la empresa contra la Resolución CREG 033 de 2001, se aceptó que en la actividad de distribución la Comisión ha reconocido costos de reposición a nuevo como el costo de inversión de que trata la Resolución CREG 057 de 1996.
Que considerando lo anterior, la CREG valoró los activos que conforman la red de distribución de Promigas con costos de reposición a nuevo (Resolución CREG 015 de 2002).
Que los fundamentos para no considerar procedente la solicitud de la empresa de no aplicarles el Literal a) del Articulo 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003, son los siguientes:
· La Resolución CREG-011 de 2003 es una resolución de carácter general, impersonal y abstracto, cuyas disposiciones se deben aplicar a la empresa. Esta aplicación no es discrecional por parte de la Comisión, sino mandatoria para el regulador. Adicionalmente, dicha resolución no es sujeta de recurso por lo cual, para este procedimiento, las argumentaciones que presente una empresa se deben dirigir a establecer la manera como se deben aplicar las disposiciones metodológicas y no a cuestionar su contenido o a evitar su aplicación.
· Promigas tuvo la oportunidad de reportar, en el recurso de reposición, los valores que demostraran el valor de reposición a nuevo de sus activos. El objeto del recurso era específicamente cambiar la valoración de los activos; ésta era la herramienta y el momento procesalmente oportuno para que Promigas propusiera el valor de reposición a nuevo de sus activos y con base en ello le permitiera a la CREG valorar una información adicional.
· Considerando que Promigas no reportó la información en el recurso de reposición, la CREG usó la mejor información disponible y utilizó una metodología basada en la comparación con el resto de las empresas para el cálculo de los costos de reposición a nuevo de los activos, tal y como lo contemplaba la metodología vigente en el momento de resolver el recurso interpuesto contra la Res. CREG 033 de 2001.
3. SOLICITUD TARIFARIA DE PROMIGAS S.A. E.S.P.
Que PROMIGAS S.A. E.S.P. mediante comunicación con radicado CREG E-2003-4325, recibida el 30 de abril de 2003, entregó a la Comisión la información histórica sobre la Inversión Existente a diciembre de 2002, gastos históricos de AOM para la actividad de distribución 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 PROMIGAS S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2003-5540 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 No. 1 de la Resolución CREG 011 de 2003;
Que PROMIGAS 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 27 de junio de 2004 publicó en el diario El Heraldo de Barranquilla 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-2004-5373.
Que mediante comunicaciones radicadas en la CREG con los números: E-2003-5875, E-2003-8561, E-2003-10714, E-2004-3465, E-2004-8669 y E-2004-9190, la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. 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 No. 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 PROMIGAS S.A. E.S.P., para una muestra diseñada por la Comisión, siguiendo la metodología contenida en el citado Anexo;
Que mediante comunicación con radicado CREG S-2004-0364, se trasladó el resultado de esta verificación a PROMIGAS S.A. E.S.P., quien mediante comunicación con radicación CREG E-2004-1335 del 20 de febrero de 2004, 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 No. CREG E-2003-10707, aprobó la metodología utilizada para las proyecciones de demanda del mercado que va a atender la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., 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 PROMIGAS S.A. E.S.P., la Comisión realizó los ajustes pertinentes y requeridos de ésta, acorde con lo establecido en los Artículos 7 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 067 de 2004;
4. SOLICITUD DE ACLARACIÓN, MODIFICACIÓN Y/O COMPLEMENTACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2003 POR PARTE DE AMBAS EMPRESAS.
Que mediante comunicaciones con Rad. CREG-E-2003-3662/95 y E-2003-9412, la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., mediante su representante legal, presentó una solicitud de aclaración, modificación y/o complementación de la Resolución CREG 011 de 2003;
Que mediante comunicación con Rad. CREG-E-2003-5541, la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., mediante su representante legal, formuló las siguientes pretensiones:
a. “No aplicar la Resolución CREG 011 de 2003 para el caso de GASES DEL CARIBE, por tener efectos nocivos de carácter financiero, económico y legal para la empresa.
b. Modificar la Resolución CREG 011 de 2003, teniendo en consideración la situación de los sistemas de distribución de PROMIGAS Y GASES DEL CARIBE.
c. Una vez expedida la modificación a la Resolución 011 de 2003, solicitar nuevamente la información relacionada con la demanda y demás que se considere relevante”
Que mediante comunicación con Rad. CREG-E-2003-5540, la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., mediante su representante legal, formuló las siguientes pretensiones:
a. “No aplicar la Resolución CREG 011 de 2003 para el caso de PROMIGAS, por considerar que esto tendría graves efectos para el usuario y para la empresa, de carácter económico y financiero para la empresa, y por ser inconsistente con los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994...”
b. “Expedir una resolución modificatoria de la Resolución CREG 011 de 2003, que considere la situación particular de los sistemas de distribución del PROMIGAS y GASES DEL CARIBE”
c. “Como consecuencia de la modificación de la Resolución 011 de 2003, solicitar a PROMIGAS la información relevante para la determinación de la tarifa de distribución, considerando los efectos en la demanda”
4.1 FUNDAMENTO DE LAS PRETENSIONES
Que las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P. argumentan su solicitud en los siguientes fundamentos:
4.1.1 Características del Sistema de Distribución.
Las empresas manifiestan: “A los usuarios conectados al gasoducto de PROMIGAS, por disposiciones regulatorias se les ha venido aplicando una tarifa muy inferior a la tarifa aplicada a los usuarios conectados a la red de GASES DEL CARIBE, a pesar de que algunos de ellos tienen las mismas características de consumo.
A la fecha los usuarios están a la espera de la resolución con las nuevas tarifas para tomar la decisión de conectarse o no al gasoducto de distribución de PROMIGAS, lo que conllevaría al descreme del mercado y por consiguiente a incrementos en la tarifa a usuarios residenciales.
Lo anteriormente expuesto implica que en Barranquilla existe una atipicidad en la infraestructura de los gasoductos de distribución de gas natural, comparada con la establecida en otras ciudades del país.
Para GASES DEL CARIBE ha sido una enorme dificultad manejar dos esquemas tarifarios para industrias de un mismo sector económico, de similar volumen de consumo y ubicadas en la misma ciudad, de manera que para el próximo periodo tarifario se hace necesario la fusión de los dos sistemas de distribución”
4.1.2 No-aplicabilidad del cargo techo, piso y el cargo promedio.
Las empresas manifiestan: “El hecho de que el criterio para fijar el techo no consulte la estructura del mercado de cada sistema de distribución, no hace viable la aplicación del piso en los mercados con un componente industrial significativo. Y es precisamente en este segmento del mercado donde se requiere la existencia de este piso.
En estas circunstancias y en el contexto de los principios de neutralidad y no-discriminación entre usuarios similares, las empresas enfrentan dos opciones:
a) No aplicar el piso y enfrentar la pérdida de usuarios industriales con sustitutos más competitivos.
b) Aplicar el piso y enfrentar pérdidas patrimoniales, toda vez que es imposible recuperar el costo eficiente de prestación del servicio.”
“...consideramos que el techo debe ser función de la composición del mercado del sistema de distribución y más que fijarlo, la Comisión podría dejarlo sujeto a su aprobación”
4.1.3 Costo Promedio resultante de una fusión.
En relación con el resultado de la fusión de los cargos, las empresas arguyen lo siguiente:
“Los inconvenientes se vuelven críticos en el contexto de las fusiones, toda vez que como resultado de las mismas se produce un cambio significativo en el costo medio de prestación del servicio que enfrentan los usuarios del nuevo sistema de distribución.
Es decir los usuarios de la empresa 1 experimentarán una reducción en la tarifa promedio, en tanto que los usuarios actuales de la empresa 2 experimentarán un incremento en dicha tarifa
Las variaciones abruptas en las señales tarifarias son relevantes especialmente en el sector industrial. La presencia de sustitutos muy competitivos con respecto al gas en este segmento del mercado, así como la posibilidad de efectuar by pass de la red de distribución cuando la red de transporte es cercana a los centros de consumo, pueden ir en detrimento de la gestión de penetración en la industria que han realizado las empresas.”
4.2. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD DE ACLARACIÓN, MODIFICACIÓN Y/O COMPLEMENTACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2003 POR PARTE DE AMBAS EMPRESAS.
Que las empresas PROMIGAS y GASES DEL CARIBE presentaron, acorde con lo establecido en la regulación, sus respectivas solicitudes de definición de cargo promedio de distribución con base en lo dispuesto en la Res. CREG 011 de 2003;
Que mediante comunicación con radicación CREG-E-2003-9156/93/81, las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P., presentaron, como respuesta a una solicitud de la CREG, la proyección de demanda de la empresa en caso de mantener dos cargos de distribución para el municipio de Barranquilla;
Que como parte del análisis de la solicitud de aclaración, modificación y/o complementación de la Resolución CREG 011 de 2003, la CREG solicitó nuevas proyecciones de demanda, las cuales fueron enviadas por las empresas GASES DEL CARIBE y PROMIGAS, a través de las comunicaciones E-2004-2954/63 y E-2004-3465/64;
Que aplicando la metodología dispuesta en la Resolución CREG-011 de 2003 a la información reportada por ambas empresas, se obtienen los siguientes resultados:
· El cargo promedio de distribución correspondiente al sistema de distribución de la empresa GASES DEL CARIBE se reduce, mientras que el cargo promedio de distribución correspondiente al sistema de distribución de la empresa PROMIGAS se incrementa considerablemente.
· La canasta de tarifas, aplicable al mercado relevante de las dos empresas, no permite obtener un cargo competitivo para el sector industrial, ni refleja adecuadamente los costos de prestación del servicio para los diferentes tipos de consumidores conectados al mercado relevante propuesto por la empresa.
· Si se aplica lo dispuesto en la Res. CREG 011 de 2003, los grandes usuarios de la red de Promigas pasarían de pagar como cargo de distribución un monto de $4,05/m3 a aprox. $106,56/m3. Esto implicaría una pérdida total de la demanda industrial de Promigas, equivalente a aprox. 50% de la demanda del mercado relevante de las dos empresas.
· Esta pérdida en la demanda industrial de Promigas implicaría un aumento en el cargo promedio de distribución para el mercado relevante remanente de ambas empresas del 50%. Es decir el cargo promedio de distribución sería de aprox. $300/m3.
Que al aplicar lo dispuesto en la Resolución CREG 011 de 2003, el sector industrial presentaría un aumento en su cargo, lo cual implicaría un cambio de combustible de gas natural a sus sustitutos; las redes de distribución, dada la salida de los usuarios industriales, estarían subutilizadas; y finalmente, en el mediano plazo, el cargo de distribución de los usuarios regulados podría incrementarse en un 33% sobre el cargo que actualmente pagan;
Que teniendo en cuenta lo expuesto anteriormente, la CREG considera pertinente analizar la posibilidad de adoptar, con base en lo establecido en el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, reglas excepcionales para el mercado relevante que se conforma según lo propuesto por las empresas GASES DEL CARIBE-PROMIGAS, fundamentada en lo siguiente:
i) El mercado relevante que proponen conformar GASES DEL CARIBE y PROMIGAS presenta actualmente una situación diferente al resto de las empresas de distribución de gas natural del país, por cuanto poseen dos cargos de distribución en el mismo municipio, cuya diferencia es tan considerable que un usuario puede pagar 50 veces más si está conectado a una red, ó menos, si lo está a la otra.
ii) La presencia de dos cargos con marcadas diferencias en un mismo mercado relevante, ha propiciado que la demanda de gas de los usuarios industriales se pierda y el cargo de los usuarios regulados se incremente.
iii) Uno de los objetivos de la Resolución CREG 011 de 2003 es, teniendo en cuenta las diferencias en costos que implica la atención de los diferentes usuarios, reflejar con mayor aproximación los costos de los usuarios de menor consumo y de los usuarios con mayor consumo. Con la canasta de tarifas, resultado del cargo promedio de distribución que surge de la aplicación taxativa de la Res. CREG 011 de 2003, no se reflejarían de la forma más adecuada los costos de prestación del servicio de cada tipo de usuario.
Que los principios bajo los cuales se determinarán las reglas diferenciales aplicables a las empresas GASES DEL CARIBE-PROMIGAS, serán los siguientes:
i) Fomentar el mayor volumen de consumo, acorde con las características de la infraestructura.
ii) El cargo para los usuarios que consumen un menor volumen debe ser menor al cargo que resultaría en un escenario de exclusión de los consumidores con mayores demandas del mercado. Es decir, los consumidores más pequeños deben obtener un beneficio mayor cuando la red es usada por un número mayor de usuarios; pero así mismo, este cargo debe situarse en un nivel tal que permita reflejar de la manera más aproximada los costos reales de prestación del servicio, conservar la mayor demanda posible y dar el mayor beneficio para todos los usuarios del mercado.
5. ACERVO PROBATORIO
Que una vez examinada la información de proyección de demanda reportada por las empresas a través de las comunicaciones E-2004-2954/63 y E-2004-3465/64, la CREG consideró necesario analizar la información y el modelo empleado por las mismas para la proyección de demanda, de forma más detallada, razón por la cual decretó, mediante el Auto de Pruebas No. 1 de fecha 8 de junio de 2004, la práctica de una visita a las instalaciones de la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.;
Que la práctica de esta prueba se realizó el día 9 de junio de 2004, y como resultado de ésta, las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P., mediante comunicaciones Rad. CREG E-2004-5555/58/33 enviaron la información requerida por la práctica probatoria antes descrita;
Que una vez realizado el análisis de esta última información, a través del Auto de Pruebas No 2 de julio 28 de 2004, la Comisión consideró necesario realizar unas encuestas a los usuarios de las empresas PROMIGAS S.A. E.S.P. y GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., con el objeto de obtener mayor información acerca de las perspectivas de los usuarios del mercado, frente al uso del gas natural como energético en el futuro;
Que posteriormente, mediante el Auto de Pruebas No 3 del 25 de agosto de 2004, y con el objeto de contrastar la información recopilada mediante las encuestas con la información suministrada por la empresa, se consideró necesario la realización de un informe técnico de un funcionario público.
Que la funcionaria pública designada rindió su informe el día 14 de septiembre de 2004, el cual se radicó con el No. CREG E-2004-7468;
Que las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P, una vez conocieron el informe, mediante comunicaciones No. CREG E-2004-7719 y No. CREG E-2004-7745 respectivamente, presentaron peticiones de aclaración;
Que la funcionaria pública presentó el documento con radicación CREG E-2004-8461, el cual contiene las respuestas a las aclaraciones solicitadas por las empresas;
Que posteriormente y como resultado de una reunión de trabajo entre los funcionarios de las empresas y de la CREG, de la cual reposa el acta en el expediente, mediante comunicación CREG E-2004-8464 de octubre 15 de 2004 y CREG E-8669 de octubre 25 de 2004, las empresas GASES DEL CARIBE S.A. ESP y PROMIGAS S.A. E.S.P., presentaron una nueva propuesta de proyección de demanda, acorde con lo establecido en la Resolución CREG-011 de 2003, que modificaba las presentadas con anterioridad;
Que el informe técnico presentado por la funcionaria pública, constituyó un insumo para desarrollar la reunión de trabajo antes mencionada que permitió considerar otros escenarios para identificar el factor demanda;
Que las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P, una vez conocieron las aclaraciones, mediante comunicaciones No. CREG E-2004-8773 y No. CREG E-2004-8774 respectivamente, presentaron objeción por error grave al Informe Técnico;
Que una vez realizado el análisis de esta última información, especialmente el impacto que esta nueva proyección de demanda implicaba para la definición del cargo promedio de distribución del mercado relevante de estas empresas; mediante el Auto de Pruebas No 4 del 27 de octubre de 2004, la Comisión consideró necesario realizar una encuesta al usuario Monómeros Colombo-Venezolanos S.A., con el objeto de obtener mayor información acerca de las perspectivas de este usuario frente al uso del gas natural como energético en el futuro, dado su impacto en la definición de la tarifa final;
Que la realización de esta visita confirmó lo expuesto por la empresa en su última propuesta de proyección de demanda, por lo cual se recomienda aceptar esta proyección de demanda y utilizarla para el cálculo del cargo promedio de distribución del mercado relevante de las empresas GASES DEL CARIBE y PROMIGAS;
Que mediante Auto de Pruebas del 18 de Noviembre de 2004, se resolvieron las solicitudes de pruebas, dentro de la solicitud presentada por las empresas de objeción por error grave en el informe técnico;
Que de conformidad con los Numerales 5 y 6 del Artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, modificado por el D.E. 2282 de 1989, Artículo1. Numeral 110. Las objeciones se decidirán en la sentencia o en el auto que resuelva el incidente dentro del cual se practicó el Dictamen.
En atención a las disposiciones anteriores procedemos a resolver la solicitud de objeción grave sobre el dictamen en comento, para tal efecto la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera lo siguiente:
Es conveniente, como primera medida, señalar que el error grave es aquel que de no haberse presentado, otro sería el sentido del dictamen. La Honorable Corte Suprema de Justicia(1) ha dicho que el error grave tiene la característica de ir contra la naturaleza de las cosas o de la esencia de sus atribuciones, como cuando se afirma que un objeto o persona tiene determinada peculiaridad y resulta que tal cualidad no existe, por ejemplo: tener por blanco lo que es negro.
De la explicación anterior extraemos que la procedencia de la objeción por error no se soporta en la existencia de un simple error sino que este debe ser grave. Como lo explica la Corte, la procedencia del error grave se evidencia como una oposición a la realidad y no como una inconformidad con los resultados del dictamen.
La primera parte del escrito de objeción apunta a cuestionar la idoneidad de la funcionaria. Mediante auto de 25 de agosto de 2004, la Dirección Ejecutiva decretó la práctica de un Informe Técnico de Funcionario Público, en el cual se indicó las preguntas sujetas de respuesta y la persona encargada de absolverlas, posteriormente las empresas conocieron la Hoja de vida de la funcionaria. Previo a la presentación del primer informe ningún interesado objetó la idoneidad de la perito, lo cual nos permite concluir que a las partes no les asistía comentario alguno sobre la formación académica de la funcionaria o sobre si las materias en las cuales labora, eran insuficientes para lograr una experiencia que permita rendir un informe sólido.
Tampoco las empresas notan la existencia del presunto error en el primer informe, pues una vez éste se les traslada, se limitan a solicitar aclaraciones, que en el fondo, algunas de ellas, son preguntas no decretadas en el Auto. Se aprecia de manera particular como los interesados capturan un presunto error grave en el momento en que objetan el informe que responde las aclaraciones rendidas por la funcionaria, pero soportándolas, en gran medida, en el primer informe. Esto nos permite afirmar que si las empresas notaron la existencia de un error de grave envergadura lo procedente debió ser argumentarlo en el escrito de objeciones. Se recuerda que procesalmente éste es el momento oportuno para hacerlo.
También se aclara que la funcionaria fundamentó su opinión técnica en el expediente tarifario, porque así la prueba fue decretada en el Artículo Tercero del Auto de 25 de Agosto de 2004. Se les recuerda a las empresas que es la CREG quien dirige el proceso tarifario, y en atención a que la prueba fue decretada de oficio, corresponde a ella establecer los límites probatorios. Adicionalmente, el hecho de que el informe se deba soportar en el expediente genera una plena objetividad en la prueba, pues, como es bien sabido, en él reposan la totalidad de documentos que sirven de sustento para el trámite que se adelantó. Se configuraría una violación, sujeta de ser presentada como error, si el auto le hubiese ordenado a la funcionaria adelantar unas visitas en campo que se obviaron aduciendo que el expediente era suficiente. Tal hecho no existió, por lo cual, si la empresa estaba interesada en que la funcionaria realice tales visitas debió, en el momento en que el Código de Procedimiento Civil lo prevé, solicitar que tal actividad se desarrolle mediante una petición para incluir preguntas adicionales.
Tampoco la prueba pretende “desplazar la propuesta de la empresa, que tiene una experiencia real”. En efecto, el informe sirve para valorar la propuesta tarifaria de la empresa, no para sustituirla por lo manifestado por la funcionaria. Tal como se puede ver a lo largo de esta Resolución, la propuesta tarifaria fue acogida en gran medida y las opiniones de la funcionaria básicamente motivaron que se analice conjuntamente con la empresa parte de la información reportada. Obvio es que la empresa tiene una experiencia real de su mercado, ese punto tampoco se trató de controvertir con la prueba, pero tampoco es de recibo afirmar, que ese conocimiento excluye las opiniones de terceros y los intereses que le asisten a los usuarios ubicados en ese mercado, quienes también tienen un conocimiento real del mismo mercado.
En relación con el argumento de que la funcionaria afirma obtener el conocimiento necesario para emitir el informe a partir del expediente y que ésta situación evidencia una falta de rigor técnico, la CREG nuevamente nota que las empresas no tienen claro que fue la misma CREG quien ordenó tomar como base el expediente, el cual sea de paso aclarar, se sigue con todo el rigor del caso, no solo porque así lo ordena el Código Contencioso Administrativo, sino porque de esta manera garantizamos que las empresas conozcan las fuentes de que se disponen para decidir.
Luego la presunta violación al derecho de defensa que se endilga a la CREG se configuraría si el expediente se sigue de manera incompleta, o si la funcionaria hubiese tomado en cuenta documentos no contenidos en el mismo, y por lo tanto, desconocidos por las empresas, tales hechos, no se presentaron, por el contrario, las empresas tuvieron, y tienen, total acceso al expediente, por lo cual sorprende que cuando se utilice como fuente para la emisión de una prueba documentos completamente conocidos, y que en gran parte, provienen de la empresa, se impute la existencia de violaciones de procedimiento.
En otras palabras, las violaciones al derecho de defensa deben predicarse dentro de los procedimientos que define la ley y no como un mecanismo para controvertir la manera en que se decretó la prueba, o para ampliar el alcance de las aclaraciones o para objetar extemporáneamente.
Así las cosas, no se evidencia la existencia de un error grave en los informes presentados por la Funcionaria Pública y se le otorga a los mismos el valor probatorio que se ha indicado.
6. SOLICITUD DE PLAZO ADICIONAL AL ESTABLECIDO MEDIANTE RES. CREG 100 DE 2003.
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 la Resolución CREG-100 de 2003 rige desde el 7 de noviembre de 2003, y establece un periodo de transición para su cumplimiento obligatorio de un año después de la entrada en vigencia de esta Resolución. En el entretanto, las empresas deberán acometer las actividades tendientes a cumplir los estándares adoptados;
Que mediante comunicación Rad. CREG E-2004-5871 del 22 de Jul. de 2004, la empresa GASES DEL CARIBE solicitó un plazo de ocho meses a partir de la fecha en que se apruebe el cargo de distribución para iniciar la aplicación de los estándares de calidad definidos;
Que la mencionada Resolución CREG 100 de 2003, fue conocida con una antelación suficiente para que las empresas adelantaran los trabajos necesarios para su cumplimiento;
Que ésta Resolución no condiciona su cumplimiento a la existencia de nuevos cargos;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 245 del 26 de Noviembre de 2004, aprobó el Cargo Promedio por Uso del Sistema de Distribución y el Cargo Máximo Base de Comercialización del Mercado Relevante propuesto por las empresas;
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. INVERSIÓN EXISTENTE A DICIEMBRE DE 2002 EN ACTIVOS INHERENTES A LA OPERACIÓN DE LA EMPRESA PROMIGAS. Los activos inherentes a la operación de distribución correspondientes a la tubería de acero de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., serán los siguientes:
| Diámetro (Pulg.) | LONGITUD (Km.) | |
| TUBERÍA | CRUCES | |
| 12” | 15,16 | 0,56 |
| 10” | 45,66 | 1,78 |
| 8” | 1,60 | 0,09 |
| 6” | 0,71 | 0,00 |
| 4” | 7,46 | 0,36 |
| 3” | 0,87 | 0,02 |
| TOTAL | 71,46 | 2,81 |
ARTÍCULO 2o. VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN EXISTENTE A DICIEMBRE DE 2002 EN ACTIVOS INHERENTES A LA OPERACIÓN DE LA EMPRESA PROMIGAS. La valoración de los activos que forman parte de los activos inherentes a la operación de distribución, correspondientes a la tubería de acero de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., será la siguiente:
| DIAMETRO | COSTOS POR KM DE TUBERÍA. (Mill$ Col de diciembre de 2002) |
| TA12" | 242,55 |
| TA10" | 224,75 |
| TA8" | 191,70 |
| TA6" | 190,60 |
| TA4" | 124,23 |
| TA3" | 106,85 |
ARTÍCULO 3o. MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN. Para efectos de la aplicación de esta Resolución el mercado relevante de distribución y comercialización de las empresas GASES DEL CARIBE y PROMIGAS corresponde a los siguientes municipios:
| Municipio | Departamento |
| Aracataca | Magdalena |
| Baranoa | Atlántico |
| Barranquilla | Atlántico |
| Calamar | Bolívar |
| Campo de la Cruz | Atlántico |
| Candelaria | Atlántico |
| Ciénaga | Magdalena |
| Fundación | Magdalena |
| Galapa | Atlántico |
| Juan de Acosta | Atlántico |
| La Paz | Cesar |
| Luruaco | Atlántico |
| Malambo | Atlántico |
| Manatí | Atlántico |
| Palmar de Varela | Atlántico |
| Piojo | Atlántico |
| Polonuevo | Atlántico |
| Ponedera | Atlántico |
| Pueblo Viejo | Magdalena |
| Puerto Colombia | Atlántico |
| Repelón | Atlántico |
| Retén | Magdalena |
| Sabanagrande | Atlántico |
| Sabanalarga | Atlántico |
| San estanislao | Bolívar |
| Santa Lucía | Atlántico |
| Santa Marta | Magdalena |
| Santo Tomás | Atlántico |
| Sitio Nuevo | Magdalena |
| Soledad | Atlántico |
| Suan | Atlántico |
| Tubará | Atlántico |
| Usiacurí | Atlántico |
| Valledupar | Cesar |
| Zona Bananera | Magdalena |
ARTÍCULO 4o. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base consolidada, correspondiente a los Sistemas de Distribución de Gases del Caribe y Promigas, utilizada para determinar el Cargo Promedio de Distribución para el Mercado Relevante definido en el Artículo 3 de esta Resolución se compone como se indica a continuación:
4.1. Inversión Existente. Como inversión existente se reconoce un monto de $181.726,9 millones del 31 de Diciembre de 2002, de conformidad con la desagregación de activos presentada en el Anexo 1A y 1C de la presente Resolución.
4.2. Programa de Nuevas Inversiones. Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1B y 1D 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 GASCARIBE | 7.837,1 | 6.822,2 | 1.930,5 | 1.066,2 | 826,9 |
| Activos Inherentes a la Operación PROMIGAS | 2.267,9 | 525,2 | 2.025,6 | 1.201,4 | 66,1 |
| Activos de Calidad GASCARIBE | 307,4 | 906,3 | 256,0 | 0 | 0 |
| Activos de Calidad PROMIGAS | 0 | 427,2 | 0 | 0 | 0 |
| Otros Activos GASCARIBE | 476,0 | 409,3 | 115,8 | 64,0 | 49,6 |
| Otros Activos PROMIGAS | 136,1 | 31,5 | 121,5 | 72,1 | 3,9 |
| TOTAL | 11.024,4 | 9.121,6 | 4.449,4 | 2.403,7 | 946,5 |
Cifras en Millones de 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 5o. 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 6o. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO – AOM DE GASES DEL CARIBE. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización es 100%. 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 100%. | $96.555.887.908 |
En el Anexo 3A se presentan los gastos desagregados de AOM para el Horizonte de Proyección.
ARTÍCULO 7o. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO – AOM DE PROMIGAS. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización es 63,75%. 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 63,75% | $5.635.646.924 |
En el Anexo 3B se presentan los gastos desagregados de AOM para el Horizonte de Proyección.
ARTÍCULO 8o. CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Promedio de Distribución aplicable en el Mercado Relevante establecido en el Artículo 3 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 $142,99/m3 ($ del 31 de Diciembre de 2002) desagregados de la siguiente manera:
Componente del Cargo Promedio de Distribución | $/m3 |
Componente de inversión | $94,98 |
| Gastos AOM | $48,01 |
| Cargo Piso | $12,1 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002
PARÁGRAFO 1: El cargo piso aplicable en el Mercado Relevante del Artículo 3 se fija en $12,1/m3, expresado en pesos del 31 de Diciembre de 2002.
PARÁGRAFO 2: El Cargo de Distribución se actualizará de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003.
ARTÍCULO 9o. CARGO TECHO DE LA CANASTA DE TARIFAS. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el Cargo Techo de la canasta de tarifas aplicable en el Mercado Relevante establecido el Artículo 3 de la presente Resolución, para el primer rango de consumo se fija en $251,23/m3 ($ del 31 de Diciembre de 2002).
ARTÍCULO 10o. 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 3, es el siguiente.
| Mercado Relevante | Cargo Máximo Base de Comercialización ($/factura) |
| 35 Municipios. | $2.310,73 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2002, las comas indican decimales.
PARÁGRAFO: El Cargo Máximo Base de Comercialización se actualizará de conformidad con lo establecido en el Artículo 24 de la Resolución CREG-011 de 2003.
ARTÍCULO 11o. FÓRMULA TARIFARIA. La Fórmula Tarifaria aplicable al mercado relevante definido en el Artículo 1 de la presente Resolución corresponderá a la establecida en el Artículo 32 de la Resolución CREG 011 de 2003.
ARTÍCULO 12o. 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 13o. SOLICITUD DE OBJECIÓN GRAVE A INFORME TÉCNICO. Se declara infundada la objeción por error grave en los informes técnicos con radicación CREG E-2004-7468 y CREG E-2004-8461, por las razones expuestas en la parte motiva de esta solicitud.
ARTÍCULO 14o. SOLICITUD DE APLAZAMIENTO DEL CUMPLIMIENTO DE LO ESTABLECIDO EN LA RESOLUCIÓN CREG 100 DE 2003. Se niega la solicitud para ampliar el plazo en el cumplimiento de las disposiciones contenidas en Resolución CREG 100 de 2003.
ARTÍCULO 15o. La presente Resolución deberá notificarse a la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P. 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. 26 NOV. 2004
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
INVERSIÓN EXISTENTE GASES DEL CARIBE.
| Código Unidad Constructiva | Cantidad (Km) | Costo Unitario Reconocido ($) | Costo Total($) |
| TA2 | 1.7 | 191,5 | 316 |
| TA3 | 0.5 | 191,5 | 100 |
| TA4 | 9.6 | 191,5 | 1.838,5 |
| TA6 | 5.2 | 191,5 | 994 |
| TPE1/2AS | 3635.8 | 16,3 | 59.292,2 |
| TPE3/4AS | 2621.0 | 16,3 | 42.743,8 |
| TPE1AS | 91.4 | 37,3 | 3.406,1 |
| TPE2AS | 270.8 | 37,3 | 10.095,7 |
| TPE3AS | 255.1 | 37,3 | 9.507,3 |
| TPE4AS | 292.5 | 37,3 | 10.901,9 |
| TPE6AS | 27.5 | 37,3 | 1.026,2 |
| Total Tubería (1) | 7211.0 | 140.221,7 | |
| ERP 5T1 y 8T1 (2) | 40 | 119,9 | 4.795 |
| Total Tubería y ER (1+2) | 145.016,7 | ||
| Unidades Constructivas Especiales (3) | 6.381,4 | ||
| Unidades Constructivas No Homologadas (4) | 0 | ||
| Total Activos Inherentes a Operación (1+2+3+4) | 151.398,16 | ||
| Otros Activos (5) | 9.315,89 | ||
| TOTAL | 160.714,05 | ||
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES GASES DEL CARIBE.
INVERSIÓN EN TUBERÍA (CANTIDADES Y COSTOS TOTALES VALORADOS CON UC)
AÑO 1 | AÑO 2 | AÑO 3 | AÑO 4 | AÑO 5 | ||||||
| activo | Km. | Inversion ($) | Km. | Inversion ($) | Km. | Inversion ($) | Km. | Inversion ($) | Km. | Inversion ($) |
| TA3 | 1,0 | 111,03 | 1,0 | 111,0 | 0,0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| TA4 | 1,4 | 178,8 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| TPE ½ | 232,1 | 3.070,3 | 165 | 2.182,5 | 56,4 | 747,1 | 47,0 | 622,0 | 38,2 | 505,4 |
| TPE ¾ | 144 | 1.997,7 | 79,1 | 1.096,1 | 14,1 | 195,9 | 11,7 | 163,0 | 9,5 | 132,53 |
| TPE 1 | 0,8 | 12,26 | 0,32 | 4,92 | 0,0 | 0.0 | 1,9 | 29,4 | 1,25 | 19,2 |
| TPE 2 | 34,6 | 757,1 | 25,05 | 548,1 | 8,0 | 175,2 | 4,2 | 93,0 | 3,21 | 70,12 |
| TPE 3 | 18,7 | 663,7 | 17 | 600,7 | 5,5 | 194,7 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| TPE 4 | 4,6 | 221,5 | 23,8 | 1.139,5 | 5,2 | 248,4 | 1,0 | 47,7 | 0.0 | 0.0 |
| TOTAL TUBERÍA | 437,3 | 7.012,5 | 311,2 | 5.683,0 | 89,3 | 1.561,4 | 65,9 | 955,4 | 52,22 | 727,3 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
INVERSIÓN EN UNIDADES CONSTRUCTIVAS ESPECIALES (COSTOS TOTALES)
| ACTIVO | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | Total |
| Sistemas de Control | 190,3 | 321,6 | 179,1 | 37,3 | 26,1 | 754,3 |
| Equipo de Odorización | 313,8 | 188,3 | 125,5 | 62,8 | 62,8 | 753,2 |
| Cruces Subfluviales | 175,2 | 97,1 | 20,6 | 10,7 | 10,7 | 314,3 |
| Cruces Subterráneos | 88,9 | 271,1 | 43,8 | 0 | 0 | 403,8 |
| Equipos de Protección Catódica | 11,4 | 5,7 | 0.0 | 0 | 0 | 17,0 |
| TOTAL | 779,6 | 883,8 | 369 | 110,8 | 99,6 | 2.242,8 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
INVERSIÓN UNIDADES CONSTRUCTIVAS NO HOMOLOGADAS (COSTOS TOTALES)
| Activo | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | Total |
| Actuador en línea de acero | 45 | 89,9 | 0 | 0 | 0 | 134,9 |
| Patrón Industrial Portátil | 0 | 88,4 | 0 | 0 | 0 | 88,4 |
| Patrón Industrial Electrónico | 0 | 77,1 | 0 | 0 | 0 | 77,1 |
| UNIDADES NO HOMOLOGADAS | 45 | 255,4 | 0 | 0 | 0 | 300,27 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
INVERSIÓN EN ACTIVOS DE CALIDAD (CANTIDADES Y COSTOS TOTALES)
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | ||||
| UNIDAD CONSTRUCTIVA | Cant. | Mill.$ | Cant. | Mill. $ | Cant. | Mill$ |
| Detector Portátil de Odorizante | 0 | 0,0 | 9 | 122,1 | 0 | 0,0 |
| Sistema digital de grabación, múltiples municipios | 1 | 148 | - | 528,1 | 0 | 0.0 |
| Higrómetro | 0 | 0,0 | 1 | 106,6 | 1 | 106,6 |
| Cromatógrafo en línea instalado | 0 | 0.0 | 1 | 149,4 | 1 | 149,4 |
| Ajuste Sistemas de Información | 159,4 | |||||
| TOTAL | 307,4 | 906,3 | 256 | |||
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
INVERSIÓN OTROS ACTIVOS (COSTOS TOTALES)
Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | |
| OTROS ACTIVOS | 475,98 | 409,33 | 115,83 | 63,97 | 49,61 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
RESUMEN PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES (COSTOS TOTALES)
| Descripción | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 |
| Activos Inherentes a la Operación | 7.837 | 6.822,1 | 1.930,4 | 1.066,2 | 826,9 |
| Otros Activos* | 476 | 409,3 | 115,8 | 64 | 49,6 |
| Activos de Calidad del Servicio | 307,4 | 906,3 | 256 | 0 | 0 |
| Total | 8.620,5 | 8.137,7 | 2.302,3 | 1.130,2 | 876,5 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002
| VPN PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES | 15.726,3 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
ANEXO 1. INVERSIÓN BASE.
INVERSIÓN EXISTENTE PROMIGAS.
| Descripción de Unidad Constructiva | Costo Unitario Reconocido Mill $ Dic 2002 | Cantidad a Dic 2002 | Costo Total Mill $ Dic 2002 |
| Tubería de Acero de 3 " | 106,8 | 0,9 | 93,0 |
| Tubería de Acero de 4 " | 124,2 | 7,5 | 926,8 |
| Tubería de Acero de 6 " | 190,6 | 0,7 | 135,3 |
| Tubería de Acero de 8 " | 191,7 | 1,6 | 306,7 |
| Tubería de Acero de 10 " | 224,8 | 45,7 | 10.264,5 |
| Tubería de Acero de 12 " | 242,5 | 15,2 | 3.677,1 |
| SUBTOTAL TUBERÍA (1) | 71,5 | 15.401,1 | |
| Cruces Subfluviales 12" | 1611,9 | 0,4 | 698,3 |
| Cruces Subfluviales 10" | 1448,0 | 1,5 | 2193,7 |
| Cruces Subfluviales 8" | 1311,4 | 0,1 | 104,9 |
| Cruces Subfluviales 4" | 1229,4 | 0,3 | 319,6 |
| Cruces Subterráneos 12" | 1622,8 | 0,1 | 97,4 |
| Cruces Subterráneos 10" | 1458,9 | 0,2 | 262,6 |
| Cruces Subterráneos 4" | 1240,3 | 0,1 | 74,4 |
| Cruces Aéreos 12" | 1448,0 | 0,1 | 101,4 |
| Cruces Aéreos 10" | 1311,4 | 0,1 | 104,9 |
| Cruces Aéreos 8" | 1180,2 | 0,0 | 11,8 |
| Cruces Aéreos 4" | 1065,5 | 0,0 | 42,6 |
| Cruces Aéreos 3" | 874,2 | 0,0 | 17,5 |
| UNIDADES ESPECIALES (2) | 2,8 | 4.029,04 | |
| Actuador en Acero de 12” | 54,3 | ||
| Actuador en Acero de 10” | 307,4 | ||
| Sistema de Información Geográfica | 0 | ||
| Cartografía | 0 | ||
| Laboratorio Metrológico | 0 | ||
| Trampas | 37,6 | ||
| Equipos de Protección Catódica | 81,7 | 1,0 | 81,7 |
| Sistemas de Control | 278,0 | 1,0 | 278,0 |
| UNIDADES NO HOMOLOGADAS (3) | 759,1 | ||
| OTROS ACTIVOS(4) | 823,6 | ||
| TOTAL (1+2+3+4) | 21.012,8 | ||
Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES PROMIGAS.
INVERSIÓN EN UNIDADES CONSTRUCTIVAS ESPECIALES (COSTOS TOTALES)
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | |
| Sistemas de Control | 1.823,47 | 66,07 | 66,07 | 66,07 | 66,07 |
| Equipo de Odorización | 385,02 | ||||
| Laboratorio de Metrología | 0 | 39,51 | |||
| Equipos de Protección Catódica | 74,08 | 74,08 | |||
| TOTAL | 1.897,57 | 525,2 | 66,07 | 66,07 | 66,07 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
INVERSIÓN UNIDADES CONSTRUCTIVAS NO HOMOLOGADAS (COSTOS TOTALES)
| Activo | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 |
| Sistema de Información Geográfica- | 0 | 0 | 148,62 | 0 | 0 |
| Punto Alterno de Suministro | 370,3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Cambio de Revestimiento | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Trampa de Envío | 0 | 0 | 979,4 | 567,4 | 0 |
| Trampa de Recibo | 0 | 0 | 980,03 | 567,8 | 0 |
| Adecuación 10” y12 “ | 0 | 0 | 740,3 | 580,2 | 0 |
| UNIDADES NO HOMOLOGADAS | 370,3 | 0 | 1.958,8 | 1.135,3 | 0 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
INVERSIÓN EN ACTIVOS DE CALIDAD (CANTIDADES Y COSTOS TOTALES)
| Año 2 | ||
| UNIDAD CONSTRUCTIVA | No | $ |
| Data Logger o Manógrafo de 12" | 0 | 0 |
| Detector Portátil de Odorizante | 1 | 13,6 |
| Detector Sensor Electroquímico | 1 | 9,6 |
| Sistema digital de grabación, múltiples municipios | 1 | 148 |
| Higrómetro | 1 | 106,6 |
| Cromatógrafo en línea instalado | 1 | 149,4 |
| Caja de Inspección | 0 | |
| ACTIVOS DE CALIDAD | 427,2 | |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
INVERSIÓN OTROS ACTIVOS (COSTOS TOTALES)
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | |
| OTROS ACTIVOS | 136 | 31,5 | 121,5 | 72 | 3,9 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
RESUMEN PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES (COSTOS TOTALES)
| Descripción | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 |
| Activos Inherentes a la Operación | 2.267,86 | 525,18 | 2.025,55 | 1.201,41 | 66,07 |
| Otros Activos* | 136,07 | 31,51 | 121,53 | 72,08 | 3,96 |
| Activos de Calidad del Servicio | 0 | 427,19 | 0 | 0 | 0 |
| Total | 2.403,94 | 983,89 | 2.147,08 | 1.273,49 | 70,03 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
| VPN PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES | 4.593,14 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
DEMANDAS DE VOLUMEN Y NÚMERO DE USUARIOS.
| AÑO | TOTAL (M3) | GASCARIBE (M3) | PROMIGAS (M3) | NUMERO DE USUARIOS |
| 1 | 366,7 | 190,8 | 305,2 | 466.975 |
| 2 | 353,6 | 184,3 | 260,3 | 478.898 |
| 3 | 357,9 | 185,4 | 262,8 | 488.402 |
| 4 | 361,6 | 186,1 | 265,8 | 495.221 |
| 5 | 365,3 | 186,5 | 260,7 | 500.757 |
| 6 | 364,6 | 185,8 | 260,7 | 505.444 |
| 7 | 363,0 | 184,2 | 260,7 | 505.444 |
| 8 | 361,6 | 182,8 | 260,7 | 505.444 |
| 9 | 360,2 | 181,4 | 260,7 | 505.444 |
| 10 | 359,0 | 180,2 | 260,7 | 505.444 |
| 11 | 357,9 | 179,1 | 260,7 | 505.444 |
| 12 | 356,8 | 178,0 | 260,7 | 505.444 |
| 13 | 355,9 | 177,1 | 260,7 | 505.444 |
| 14 | 355,0 | 176,2 | 260,7 | 505.444 |
| 15 | 354,2 | 175,4 | 260,7 | 505.444 |
| 16 | 353,5 | 174,7 | 260,7 | 505.444 |
| 17 | 352,9 | 174,1 | 260,7 | 505.444 |
| 18 | 352,3 | 173,5 | 260,7 | 505.444 |
| 19 | 351,7 | 172,9 | 260,7 | 505.444 |
| 20 | 351,3 | 172,5 | 260,7 | 505.444 |
Cifras en millones de m3/año
| VPN PROYECCIÓN DE DEMANDA | 2.128.585.690 |
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
PROYECCIÓN DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO –AOM DE GASES DEL CARIBE.
| Año | $ de 31 de Diciembre de 2002 |
| 2003 | 15.012.324.093,88 |
| 2004 | 15.629.557.346,88 |
| 2005 | 16.121.499.031,88 |
| 2006 | 16.502.965.901,88 |
| 2007 | 16.829.806.446,88 |
| 2008 | 16.898.845.643,00 |
| 2009 | 16.898.845.643,00 |
| 2010 | 16.898.845.643,00 |
| 2011 | 16.898.845.643,00 |
| 2012 | 16.898.845.643,00 |
| 2013 | 16.898.845.643,00 |
| 2014 | 16.898.845.643,00 |
| 2015 | 16.898.845.643,00 |
| 2016 | 16.898.845.643,00 |
| 2017 | 16.898.845.643,00 |
| 2018 | 16.898.845.643,00 |
| 2019 | 16.898.845.643,00 |
| 2020 | 16.898.845.643,00 |
| 2021 | 16.898.845.643,00 |
| 2022 | 16.898.845.643,00 |
| VPN GASTOS AOM | $96.555.887.908 |
(Valores expresados en $ del 31 de Diciembre de 2002)
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
PROYECCIÓN DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO –AOM DE PROMIGAS.
| Año | $ de 31 de Diciembre de 2002 |
| 2003 | 929,27 |
| 2004 | 1.034,20 |
| 2005 | 932,84 |
| 2006 | 934,62 |
| 2007 | 936,61 |
| 2008 | 938,69 |
| 2009 | 945,59 |
| 2010 | 943,18 |
| 2011 | 945,59 |
| 2012 | 948,12 |
| 2013 | 950,78 |
| 2014 | 953,58 |
| 2015 | 956,51 |
| 2016 | 959,59 |
| 2017 | 962,82 |
| 2018 | 966,22 |
| 2019 | 969,78 |
| 2020 | 973,53 |
| 2021 | 977,46 |
| 2022 | 981,58 |
(Valores expresados en $ Millones del 31 de Diciembre de 2002)
| VPN GASTOS AOM | $5.635.646.924 |
(Valores expresados en $ del 31 de Diciembre de 2002)
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro
MANUEL MAIGUASHCA OLANO
Presidente
Directora Ejecutiva
ANA MARÍA BRICEÑO MORALES
1. Sala de Negocios Generales. Autos de 18 de Febrero de 1942, LII, 883; 27 de septiembre de 1948, Pág. 217