RESOLUCION 132 DE 2011

(septiembre 8)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por la empresa GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 076 de 2011.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994.

CONSIDERANDO:

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.

El Artículo 73.7 determina que es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas decidir los recursos que se interpongan contra sus actos.

El Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario de las empresas de servicios públicos;

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.

La empresa GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E-2011-002161 del 3 de marzo de 2011, solicitó la asignación de los cargos de distribución y comercialización para la prestación del servicio de gas combustible para el mercado relevante conformado por los municipios de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima -Darien, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el departamento del Valle del Cauca.

La empresa, mediante la comunicación en cita reportó a la CREG 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.

Mediante Resolución CREG 076 de 2011 se aprobó el Cargo Promedio de Distribución por uso del Sistema de Distribución y el Cargo Máximo Base de Comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por los municipios de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima -Darien, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el departamento del Valle del Cauca, según solicitud tarifaria presentada por la empresa GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.

En los Artículos 5o y 6o de la Resolución CREG 076 de 2011, la Comisión, determinó que el cargo promedio de distribución aplicable al Mercado Relevante conformado por los municipios de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima -Darien, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el departamento del Valle del Cauca, atendido por GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. y que le permite recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red en $272,34 /m3 ($ del 31 de Diciembre de 2010) y el cargo de comercialización $2.782,58/factura ($ del 31 de Diciembre de 2010).

I. PRETENSIONES DE LA RECURRENTE.

La empresa GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., a través de su apoderado y mediante comunicación con radicación interna CREG-E-2011-006306 del 30 junio de 2011, y dentro de los términos legales, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG-076 de 2011 con las siguientes pretensiones:

(i) Que se modifique la Resolución 076 del 9 de junio de 2011, donde se aprobó el cargo promedio de distribución por uso del sistema de distribución y el cargo máximo base de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por los municipios de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el Departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima – Darién, el Dovio, Riofrío, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el Departamento del Valle del Cauca de acuerdo a la solicitud tarifaria presentada por Gases de Occidente S.A. E.S.P. incorporando la información que se remite en los anexos e información que reposa en la Unidad de Planeación Minero Energética UPME; o

(ii) que se emita nueva Resolución en la cual apruebe el cargo promedio de distribución por uso del sistema de distribución y el cargo máximo base de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por los municipios de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el Departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima – Darién, el Dovio, Riofrío, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el Departamento del Valle del Cauca con la información real y suministrada oportunamente por parte de la empresa a la Unidad de Planeación Minero Energética UPME.

II. FUNDAMENTO DE LAS PRETENSIONES.

La recurrente fundamenta su solicitud con los siguientes argumentos:

“Gases de Occidente S.A. E.S.P. mediante comunicación con radicado CREG E-2011-002161 del 3 de marzo de 2011. Solicitó lo asignación de los cargos de distribución y de comercialización de gas natural en el mercado relevante compuesto por los municipios de Padilla, Miranda, Guachené, Corinto y Caloto en el Departamento del Cauca y Alcalá Bolívar, Calima – Darién, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el Departamento del Valle del Cauca.

Gases de Occidente S.A. E.S.P. mediante comunicación con radicado CREG E-2011-002161 del 3 de marzo de 2011, reportó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG las proyecciones de demanda, las proyecciones de gastos de administración, operación y mantenimiento de distribución y el programa de nuevas inversiones clasificadas según el listado de unidades constructivas, establecidas en el anexo No. 1 de la Resolución CREG 011 de 2003.

La Unidad de Planeación Minero Energética UPME, en comunicación con radicado interno CREG-E-2011-004219, aprobó la metodología utilizada para las proyecciones de demanda del mercado que va a atender la empresa Gases de Occidente S.A. E.S.P. de conformidad con lo establecido en el numeral 7.5 de la Resolución CREG 011 de 2003.

La Unidad de Planeación Minero Energética UPME solicitó el día martes 22 de marzo del presente año a la empresa Gases de Occidente S.A. E.S.P., antes de la aprobación de la metodología utilizada para las proyecciones de demanda, aclaraciones respecto de los supuestos utilizados para dicha proyección.

Las cuales correspondían a:

a. Listado de industrias a conectar.

b. Porcentaje promedio de crecimiento anual para los usuarios potenciales

c. Listado de las principales actividades económicas desarrolladas en los municipios

d. Población actual a partir de información del DANE y de un estudio de mercado realizado por Gases de Occidente S.A. E.S.P.

e. Número de viviendas y distribución por estratos a partir del estudio de mercado realizado por Gases de Occidente S.A. E.S.P.

f. Estimación del consumo promedio mensual por vivienda de energéticos sustitutos a partir de encuestas: GLP en cilindros.

g. Precios de los energéticos sustitutos en el sector residencial: GLP en cilindros.

h. Número de establecimientos comerciales que poseen usos térmicos.

i. Consumo mensual total de los energéticos sustitutos en el sector comercial GLP en cilindros.

j. Precios de los energéticos sustitutos en el sector comercial: GLP en cilindros.

k. Mención expresa a la ausencia de actividad industrial que posea usos térmicos.

l. Proyección de la población para los siguientes veinte años por métodos analíticos aceptables.

m. Proyección del número de viviendas para los siguientes veinte años por métodos analíticos aceptables.

n. Proyección del número de establecimientos comerciales que poseen usos térmicos para los siguientes veinte años por métodos analíticos aceptables.

Gases de Occidente S.A. E.S.P. dio respuesta a los requerimientos de la Unidad de Planeación Minero Energética UPME, el día miércoles 30 de marzo del 2011 con radicado interno No. 388043, ajustando las cifras a la metodología propuesta por la UPME, dentro de la cual se establece que las proyecciones de demanda deben estar sujetas a indicadores tales como proyección de la población de acuerdo a los indicadores publicadas por el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas DANE. Por tal motivo, las proyecciones de usuario y demanda fueron ajustadas.

La Unidad de Planeación Minero Energética UPME, el día viernes 29 de abril de 2011, con radicado interno CREG-E-2011-004219 aprobó la metodología utilizada para la proyección de demanda del mercado incorporando los ajustes entregados por la empresa Gases de Occidente SA E.S.P. Es importante anotar que la información ajustada suministrada por la empresa a la UPME no fue tenida en cuenta por la Comisión para calcular el cargo promedio de distribución por el uso del sistema de distribución. (Se adjunta cuadro de proyección de consumos a 20 años enviada a la UPME. Dentro del estudio que realizó la UPME se evaluó la consistencia y congruencia de los datos suministrados página 171.)

Ahora bien, respecto al número de usuarios, en el expediente de solicitud de cargos, se envió información de clientes potenciales y usuarios facturados, la Comisión para el cálculo del cargo máximo base de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados, utilizó el número de usuarios facturados, cuando en realidad debió haber utilizado el número de usuarios potenciales, dado que el número de usuarios facturados corresponde al número de facturas emitidas en el año, siendo éstas superiores a la de usuarios reales, afectado así el cálculo del cargo máximo base de comercialización. (Se adjunta cuadro de proyección de usuarios potenciales a 20 años enviada a la UPME. Dentro del estudio que realizó la UPME se evaluó la consistencia y congruencia de los datos suministrados página 169.)”

III. CONSIDERACONES DE LA CREG.

- DE LA PROCEDENCIA DEL RECURSO

De conformidad con la documentación que reposa en el expediente se procedió a verificar los requisitos para la presentación del recurso de reposición y su oportunidad y se constató que el mismo fue presentado cumpliendo las exigencias contenidas en los artículos 51 y 52 del Código Contencioso Administrativo.

- ANÁLISIS DEL RECURSO

Dentro de la actuación administrativa que se surtió para la expedición de la presente resolución, la CREG analizó los fundamentos dados por la recurrente y sobre su contenido se precisa lo siguiente:

GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. argumenta que las proyecciones de demanda fueron ajustadas por solicitud de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME y que estas nuevas proyecciones no fueron consideradas por la CREG en el cálculo tarifario.

Es de aclarar que aunque la Comisión recibió concepto de la UPME sobre la metodología de proyección mediante el radicado E-2011-004219, no fue advertida oportunamente, ni por la empresa ni por la UPME, sobre la solicitud que la UPME efectuara a GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. encaminada a ajustar y modificar dichas proyecciones. Por tanto, sin dicha claridad la Comisión asumió que las demandas entregadas inicialmente por la recurrente en el expediente tarifario eran las correctas.

Ahora bien, en relación con los datos de usuarios, la recurrente indica que en el expediente de solicitud de cargos, se envió información de clientes potenciales y usuarios facturados, y que la Comisión para el cálculo del cargo máximo base de comercialización utilizó el número de usuarios facturados, cuando en realidad debió haber utilizado el número de usuarios potenciales, dado que el número de usuarios facturados corresponde al número de facturas emitidas en el año, siendo éstas superiores a la de usuarios reales, afectado así el cálculo del cargo máximo base de comercialización.

Al respecto es de anotar que la Resolución CREG 011 de 2003, es muy clara en solicitar para el cálculo tarifario, la información de demanda y conexiones conforme al formato incluido en el anexo 4 de dicho acto administrativo. En éste se indica que el reporte de las proyecciones de Número de usuarios y volumen debe ser suministrado por municipio y tipo de usuario, indicando los valores correspondientes a las conexiones o suscriptores por año y los volúmenes en m3 por año.

Teniendo en cuenta que la empresa en su solicitud tarifaria, incluyó cuadros para cada municipio y tipo de usuario, con mayor información a la solicitada, dado que presentó valores referentes a potenciales de proyección, potenciales enteros, anillados, conectados y facturados, y no incluyó una explicación sobre cada término, se presentó confusión sobre los datos referentes al número de usuarios que debían tomarse para los cálculos.

De acuerdo con lo anterior, la Comisión considera procedente modificar los valores de las proyecciones de demanda y el número de usuarios consideradas en la Resolución CREG 076 de 2011 por los indicados en el recurso, y volver a realizar conforme a la metodología aplicable (Resolución CREG 011 de 2003) el cálculo del cargo promedio de distribución y el cargo base de comercialización para el mercado relevante conformado por los municipios de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima - Darien, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el departamento del Valle del Cauca

La modificación de los valores correspondientes a demanda y usuarios, implica volver a aplicar la metodología de Análisis Envolvente de Datos – DEA, para la determinación de los gastos de AOM. Así mismo, requiere que se haga nuevamente la comparación entre mercados para asignar al de análisis el cargo base de comercialización que corresponda a un mercado similar tal y como lo establece la metodología señalada en la Resolución CREG 011 de 2003.

1. DETERMINACIÓN DEL CARGO DE DISTRIBUCIÓN

1.1. DEMANDA ESPERADA DE VOLUMEN Y NUMERO DE USUARIOS

De acuerdo con lo anterior, las proyecciones de usuarios y de demandas a considerar en el cálculo del cargo tarifario son las siguientes:

AÑO	NÚMERO DE USUARIOS	CONSUMO (m3)
1	31.176	8.553.934
2	31.408	17.573.120
3	31.662	18.548.665
4	31.923	19.136.955
5	32.186	19.281.984
6	32.454	19.418.791
7	32.721	19.559.656
8	32.997	19.690.302
9	33.274	19.811.706
10	33.549	19.936.325
11	33.836	20.053.393
12	34.128	20.159.767
13	34.419	20.250.083
14	34.711	20.327.529
15	35.014	20.408.293
16	35.316	20.491.387
17	35.617	20.573.811
18	35.937	20.662.677
19	36.246	20.753.172
20	36.568	20.843.936

1.2. GASTOS DE AOM

Es de anotar que para la obtención de la frontera eficiente se utilizan como datos de entradas los Gastos AOM y la inversión; y datos de salidas los kilómetros de red y número promedio de usuarios. La estimación de la ineficiencia se calcula como la distancia a la frontera de cada empresa evaluada, comparándose cada empresa con otra tecnológicamente similar.

En el documento general para la determinación de cargos de distribución y comercialización –DOCUMENTO CREG 009 DE 2004, se describe en detalle la aplicación de la metodología de estimación de frontera.

De acuerdo con esta metodología y con los nuevos datos se tiene que la empresa GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. obtiene para el mercado de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima - Darien, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el departamento del Valle del Cauca, un nivel de eficiencia para distribución del 65,99%, por lo cual los gastos de AOM proyectados de la empresa se deben ajustar en este porcentaje.

MERCADO	PUNTAJE	COMPARACION
1	Alcanos - Carmen de Apicala	60,72%	85 (0,14) 98 (0,75) 114 (0,11)
2	Alcanos (Cauca)	70,90%	41 (0,04) 46 (0,10) 64 (0,65) 114 (0,21)
3	ALCANOS DE COLOMBIA AREA EXCLUSIVA CENTRO Y TOLIMA	60,28%	41 (0,42) 43 (0,07) 46 (0,09) 64 (0,42)
4	ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P.	93,08%	41 (0,76) 43 (0,09) 46 (0,13) 96 (0,02)
5	Alcanos -Icononzo	64,69%	64 (0,00) 97 (0,94) 98 (0,05)
6	Alcanos-Valle de San Juan	100,00%	6
7	Apulo, Tocaima, Agua de Dios-Alcanos	77,99%	64 (0,02) 97 (0,28) 114 (0,70)
8	Aranzazu y otros-Gas N. del Centro	80,82%	46 (0,09) 64 (0,09) 114 (0,83)
9	ARIARI	74,69%	39 (0,08) 64 (0,08) 98 (0,40) 110 (0,44)
10	Capitanejo-Ingasoil	58,84%	89 (0,12) 97 (0,61) 98 (0,27)
11	Carmen de Atrato	46,35%	85 (0,09) 98 (0,44) 110 (0,47)
12	Carmen de Viboral Alcanos	77,54%	64 (0,08) 98 (0,90) 110 (0,02)
13	Chibolo-Ingeobras	68,80%	39 (0,00) 70 (0,17) 98 (0,75) 114 (0,08)
14	Cubarral-Llanogas	71,07%	89 (0,50) 97 (0,34) 110 (0,16)
15	ECOSEP	66,67%	41 (0,04) 114 (0,96)
16	EDALGAS (Cisneros y Pto Berrio)	68,20%	39 (0,05) 64 (0,12) 98 (0,79) 114 (0,05)
17	EdalGAS (San Roque)	80,77%	23 (0,00) 89 (0,84) 110 (0,16)
18	El Castillo-Llanogas	75,35%	89 (0,45) 97 (0,25) 98 (0,29)
19	El Dorado-Llanogas	67,45%	6 (0,13) 89 (0,77) 97 (0,10)
20	EMPITALITO	90,53%	46 (0,01) 114 (0,99)
21	EMPRESA CAUCANA DE GAS S.A. E.S.P	47,75%	85 (0,68) 98 (0,11) 114 (0,21)
22	EMPRESA DE GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.	86,99%	43 (0,21) 46 (0,79)
23	EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.	100,00%	4
24	ENERCA	49,13%	41 (0,05) 46 (0,06) 114 (0,89)
25	ESPIGAS	62,22%	85 (0,52) 98 (0,38) 114 (0,10)
26	Forencia Alcanos	85,77%	46 (0,05) 64 (0,21) 114 (0,74)
27	G_Occidente (Cauca)	50,93%	41 (0,11) 46 (0,03) 114 (0,86)
28	Garagoa-Publiservicios	58,09%	46 (0,02) 64 (0,01) 114 (0,97)
29	Gas Comprimido de Occidente	76,88%	46 (0,06) 64 (0,65) 114 (0,29)
30	GAS DE SANTANDER	99,33%	23 (0,00) 89 (0,62) 110 (0,38)
31	GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P.	43,10%	41 (0,96) 114 (0,04)
32	GAS DOMICILIARIO	64,64%	39 (0,07) 64 (0,07) 98 (0,74) 114 (0,12)
33	Gas Natural Cundiboyacense - Subachoque	74,13%	6 (0,38) 97 (0,62)
34	GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE S.A. E.S.P.	37,87%	39 (0,03) 41 (0,79) 114 (0,18)
35	GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P.	52,83%	41 (0,49) 46 (0,06) 64 (0,27) 114 (0,17)
36	GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P.	95,47%	41 (0,28) 114 (0,72)
37	GAS NATURAL DEL ORIENTE S.A. E.S.P.	94,83%	23 (0,50) 41 (0,36) 96 (0,14)
38	GAS NATURAL S.A E.S.P	100,00%	0
39	GASES DE BARRANCABERMEJA S.A. E.S.P.	100,00%	25
40	Gases de Bolivar	58,36%	39 (0,01) 64 (0,01) 98 (0,65) 110 (0,33)
41	GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.	100,00%	17
42	Gases del Ariari - Granada	65,28%	39 (0,07) 70 (0,53) 114 (0,40)
43	GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.	100,00%	4
44	GASES DEL CUSIANA S.A. E.S.P	81,65%	41 (0,12) 46 (0,08) 114 (0,80)
45	GASES DEL LLANO S.A. E.S.P.	79,05%	43 (0,03) 46 (0,50) 64 (0,47)
46	GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P.	100,00%	19
47	GASES DEL QUINDIO S.A E.S.P	34,73%	39 (0,02) 41 (0,36) 64 (0,01) 114 (0,61)
48	GASES DEL SUR DE SANTANDER	45,38%	39 (0,01) 70 (0,49) 114 (0,50)
49	Gasnacer(San Martin)	22,94%	97 (0,01) 98 (0,56) 110 (0,42)
50	Guaca-Ingasoil	60,50%	89 (0,71) 97 (0,08) 98 (0,21)
51	Guadalupe-Ingasoil	62,29%	89 (0,24) 97 (0,12) 110 (0,64)
52	Improgas (Charala)	95,35%	6 (0,73) 89 (0,20) 97 (0,07)
53	Ingeobras-Astrea	95,15%	39 (0,00) 70 (0,49) 98 (0,39) 114 (0,11)
54	Ingeobras-Chimichagua	84,10%	39 (0,01) 70 (0,26) 98 (0,66) 114 (0,08)
55	Ingeobras-El Paso	77,68%	85 (0,39) 114 (0,61)
56	Ingeobras-Nueva Granada	96,37%	39 (0,01) 70 (0,40) 85 (0,33) 110 (0,26)
57	Jimelgas	47,05%	39 (0,00) 64 (0,02) 98 (0,91) 114 (0,07)
58	La Ceja Epm	98,39%	64 (0,04) 97 (0,81) 114 (0,16)
59	Leticia	82,87%	39 (0,02) 64 (0,02) 98 (0,84) 114 (0,12)
60	Llanogas (Barranca de Upia)	79,45%	89 (0,15) 97 (0,13) 98 (0,72)
61	Madigas - Medina	37,91%	39 (0,00) 64 (0,00) 98 (0,56) 110 (0,43)
62	MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P.	85,94%	85 (0,02) 114 (0,98)
63	Malaga	65,07%	85 (0,02) 98 (0,02) 110 (0,96)
64	METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P	100,00%	42
65	Metrogas(Ocaña)	85,44%	46 (0,01) 64 (0,20) 114 (0,79)
66	Nacional de Servicios Publicos	43,12%	39 (0,01) 70 (0,12) 98 (0,80) 114 (0,07)
67	Pamplona	60,69%	97 (0,40) 98 (0,35) 110 (0,24)
68	Primavera	94,86%	85 (0,16) 98 (0,36) 110 (0,47)
69	PROMESA	67,84%	39 (0,00) 64 (0,00) 98 (0,47) 110 (0,53)
70	PROVISERVICIOS	100,00%	9
71	Proviservicios - Rionegro	58,15%	6 (0,24) 97 (0,76)
72	Proviservicios (Gepsa)	70,15%	85 (0,06) 98 (0,92) 114 (0,02)
73	Proviservicios (La Paz)	61,64%	85 (0,32) 98 (0,40) 110 (0,27)
74	Proviservicios (Rio de Oro)	51,81%	39 (0,00) 64 (0,00) 98 (0,54) 110 (0,45)
75	Proviservicios (SanVicenteChucuri)	53,92%	64 (0,04) 97 (0,26) 98 (0,70)
76	Proviservicios (Zapatoca)	66,22%	39 (0,00) 64 (0,00) 98 (0,91) 114 (0,08)
77	PROVISERVICIOS GUAVATA	63,65%	85 (0,34) 98 (0,07) 110 (0,58)
78	Proviservicios(El Peñol)	66,65%	85 (0,09) 98 (0,41) 110 (0,50)
79	Publiservicios (Paez, Berbeo, San Eduardo, Zetaquira)	48,23%	85 (0,71) 114 (0,29)
80	Puerto Concordia-Llanogas	68,97%	6 (0,05) 89 (0,63) 97 (0,32)
81	Puerto Gaitán-Llanogas	59,79%	39 (0,01) 64 (0,00) 98 (0,74) 110 (0,25)
82	Puerto lleras-Llanogas	60,25%	97 (0,12) 98 (0,30) 110 (0,58)
83	Puerto Rico-Llanogas	63,51%	89 (0,18) 97 (0,02) 98 (0,80)
84	Rionegro, Santuario, Marinilla, Guane	70,28%	46 (0,09) 64 (0,26) 114 (0,65)
85	Sabanas de San Angel-Ingeobras	100,00%	19
86	San Agustin-Huila_Surgas	92,14%	64 (0,02) 97 (0,98)
87	San Andres Santander Ingasoil	61,16%	89 (0,28) 97 (0,42) 110 (0,30)
88	San Juan de Arama-Llanogas	71,21%	89 (0,39) 97 (0,58) 98 (0,04)
89	Santa Barbara-Ingasoil	100,00%	17
90	SERVIGAS COYAIMA	51,72%	23 (0,00) 70 (0,66) 110 (0,34)
91	SERVINGAS (Falan, Palocabildo, Casabianca y Villahermosa)	42,36%	64 (0,04) 97 (0,67) 114 (0,29)
92	Simacota-Ingasoil	65,00%	6 (0,05) 89 (0,67) 97 (0,28)
93	Surgas (Pitalito y Timaná)	84,98%	39 (0,04) 41 (0,13) 64 (0,29) 114 (0,54)
94	Surgas (Agrado-Altamira)	91,71%	64 (0,11) 97 (0,05) 98 (0,68) 114 (0,15)
95	Surgas (Nataga-Colombia)	83,74%	39 (0,00) 64 (0,01) 98 (0,52) 110 (0,47)
96	SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. E.S.P	100,00%	2
97	SURTIGAS COTORRA CORDOBA	100,00%	34
98	SURTIGAS LA UNION SUCRE	100,00%	49
99	NORGAS CURITI, PARAMO, VILLANUEVA SANTANDER	57,87%	89 (0,57) 97 (0,27) 98 (0,16)
100	San Juan de Pasto Alcanos	75,26%	41 (0,15) 46 (0,30) 114 (0,55)
101	Enciso Ingasoil	96,22%	89 (0,80) 97 (0,06) 110 (0,14)
102	San Jose del Guaviare Llanogas	71,30%	41 (0,01) 114 (0,99)
103	San Andrés Islas Llanogas	46,75%	39 (0,00) 64 (0,14) 98 (0,39) 114 (0,48)
104	La Calera Gas Natural	74,05%	64 (0,01) 97 (0,24) 98 (0,75)
105	Madigas-Ramiriqui,Jenesano, Cienaga y Tibana	45,92%	85 (0,23) 98 (0,12) 114 (0,65)
106	Madigas-Ventaquemada,Turmeque,NuevoColon	37,79%	85 (0,04) 98 (0,42) 114 (0,54)
107	Gascaribe- Soplaviento	74,50%	97 (0,29) 98 (0,64) 114 (0,07)
108	Surtigas-Antioquia-Cordoba	95,60%	41 (0,33) 46 (0,05) 64 (0,06) 114 (0,56)
109	Surgas-Palestina-Saladoblanco	65,01%	85 (0,01) 98 (0,24) 110 (0,75)
110	Llanogas-Cabuyaro	100,00%	29
111	Llanogas-San Carlos de Guaroa	74,99%	85 (0,02) 98 (0,58) 110 (0,39)
112	Proviservicios-El Playon	35,49%	39 (0,00) 64 (0,00) 98 (0,31) 110 (0,69)
113	Proviservicios - Cimitarra	42,56%	39 (0,01) 64 (0,02) 98 (0,91) 114 (0,06)
114	Surtigas - Zambrano, Mahates y Córdoba	100,00%	50
115	Gases del Caribe - San Cristobal	96,17%	97 (0,31) 114 (0,69)
116	Gas Natural - El Rosal	62,21%	64 (0,01) 97 (0,99)
117	Gas Natural Cundiboyacense - Pacho	61,25%	64 (0,01) 97 (0,99)
118	Gas Natural - Choachi	45,16%	64 (0,00) 97 (1,00)
119	GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE - Guaduas	71,35%	46 (0,00) 64 (0,04) 114 (0,96)
120	Emsepar-Puerto Parra	63,51%	70 (0,02) 85 (0,23) 110 (0,75)
121	GASES DE OCCIDENTE - Padilla	65,99%	64 (0,68) 97 (0,32)

Por lo tanto los gastos de AOM a reconocer son los siguientes:

Cuadro 1. Gastos de AO&M totales de distribución a reconocer

AÑO	GASTOS AOM ($31 de Dic-2010)
1	440.343.215
2	551.742.591
3	927.272.867
4	1.011.565.677
5	1.039.866.268
6	1.050.821.870
7	1.062.001.108
8	1.072.376.801
9	1.082.091.391
10	1.091.991.384
11	1.100.985.822
12	1.109.269.465
13	1.116.559.445
14	1.123.073.678
15	1.129.709.265
16	1.136.437.367
17	1.143.282.691
18	1.150.255.584
19	1.157.310.682
20	1.164.492.206

 Cálculos CREG

1.3. CÁLCULO DEL CARGOS MÁXIMO DE DISTRIBUCIóN

Aplicando la metodología de cálculo se obtienen los siguientes resultados:

Cuadro 2. Cálculos cargos de distribución

Descripción	Valor
-VP Inversión Nueva ($ de dic de 2010)	30.767.907.023
-VP AOM ($ de dic. de 2010)	7.320.731.415
-VP Demanda de Volumen	141.828.490
Cargo Promedio de Distribución ($ dic.2010)	268,55
- Componente de AOM	51,61
- Componente Inversión GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.	216,94
Cargo Piso de Distribución	80,16

4. CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN

Teniendo en cuenta que el mercado de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima - Darien, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el departamento del Valle del Cauca es un mercado nuevo y no cuenta con la información requerida para el cálculo del cargo de comercialización de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1 del Artículo 23 de la Resolución 11 de 2003, la Comisión fija un cargo de comercialización igual al de un mercado similar.

La similitud de mercados se determina utilizando las variables de usuarios promedio, kilómetros de red y densidad.

Con base en el número de usuarios correcto, y teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución 11 de 2003, con respecto a la determinación del cargo de comercialización para empresas nuevas, se debe asignar para el mercado de Padilla, Miranda, Guachene, Corinto y Caloto en el departamento del Cauca y Alcalá, Bolívar, Calima - Darien, El Dovio, Riofrio, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco en el departamento del Valle del Cauca, el cargo de comercialización que fue aprobado mediante las Resoluciones CREG 109 de 2006, 074 de 2004 y 019 de 2004. Este cargo que debe ser ajustado con el IPC para llevarlo de pesos de 31 de diciembre de 2002 a pesos de 31 de diciembre de 2010.

PARÁMETRO	VALOR ($/Factura) ($dic-2010)
Cargo de Comercialización propuesto	1.618,94

En consideración a lo expuesto anteriormente, la Comisión en su sesión No.498 del 8 de septiembre de 2011.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Sustituir el Anexo 2 “Proyección de usuarios y demanda” de la Resolución CREG -076 de 2011, por el Anexo 1 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 2. Modificar el Artículo 4 “Gastos de Administración, Operación y mantenimiento – AOM” de la Resolución CREG-076 de 2011, el cual quedará así:

“ARTÍCULO 4. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de optimización es 65,99%. Aplicando este resultado al valor presente de los gastos de AOM propuestos para el Horizonte de Proyección, se obtiene el siguiente valor para incorporar al cálculo del cargo que remunera los gastos de AOM. En el Anexo 3 se presentan los gastos de AOM para el Horizonte de Proyección:

Componente	$ del 31 de diciembre de 2010
Valor Presente de los gastos de AOM, con nivel de eficiencia.	$7.320.731.415

ARTÍCULO 3. Modificar el Artículo 5 “Cargo promedio de Distribución” de la Resolución CREG-076 de 2011, el cual quedará así:

“ARTÍCULO 5. Cargo Promedio de Distribución. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el cargo promedio de distribución aplicable en el Mercado Relevante definido en el Artículo 1o, para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fija en 268,55 $/m3 ($ del 31 de diciembre de 2010 desagregados de la siguiente manera:

Componente	$/m3
Cargo de distribución	268,55
Componente de inversión	216,94
Componente Gastos AOM	51,61

NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2010

PARÁGRAFO 1. El cargo piso aplicable en el Mercado Relevante del Artículo 1o se fija en $80,16 $/m3, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2010.

PARÁGRAFO 2. Estos Cargos de Distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el numeral 7.8 de la Resolución CREG-011 de 2003.

ARTÍCULO 4. Modificar el Artículo 6 “Cargo Máximo Base de Comercialización” de la Resolución CREG-076 de 2011, el cual quedará así:

ARTÍCULO 6. 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 de que trata el Artículo 1 de la presente Resolución, es el siguiente:

Cargo de Comercialización ($/ factura)

$1.618,94

NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2010, las comas indican decimales

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

ARTÍCULO 5. Sustituir el Anexo 3 “Proyección de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento – AOM” de la Resolución CREG -076 de 2011, por el Anexo 2 de la presente Resolución.

ARTIÍCULO 6. Notificar a GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. el contenido de esta Resolución y hacerle saber que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno por la vía gubernativa.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,

Dada en Bogotá, a los

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA

Ministro de Minas y Energía ( E)
Presidente

JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo

ANEXO 1.

PROYECCIONES DE USUARIOS Y DEMANDA.

AÑO	NÚMERO DE USUARIOS	CONSUMO (m3)
1	31.176	8.553.934
2	31.408	17.573.120
3	31.662	18.548.665
4	31.923	19.136.955
5	32.186	19.281.984
6	32.454	19.418.791
7	32.721	19.559.656
8	32.997	19.690.302
9	33.274	19.811.706
10	33.549	19.936.325
11	33.836	20.053.393
12	34.128	20.159.767
13	34.419	20.250.083
14	34.711	20.327.529
15	35.014	20.408.293
16	35.316	20.491.387
17	35.617	20.573.811
18	35.937	20.662.677
19	36.246	20.753.172
20	36.568	20.843.936

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA

Ministro de Minas y Energía ( E)
Presidente

JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo

ANEXO 2.

PROYECCIÓN DE GASTOS AOM- ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.

AÑO	GASTOS AOM ($ de Diciembre de 2010)
1	440.343.215
2	551.742.591
3	927.272.867
4	1.011.565.677
5	1.039.866.268
6	1.050.821.870
7	1.062.001.108
8	1.072.376.801
9	1.082.091.391
10	1.091.991.384
11	1.100.985.822
12	1.109.269.465
13	1.116.559.445
14	1.123.073.678
15	1.129.709.265
16	1.136.437.367
17	1.143.282.691
18	1.150.255.584
19	1.157.310.682
20	1.164.492.206
VPN (11,31%)	$7.320.731.415

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA

Ministro de Minas y Energía ( E)
Presidente

JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo