| Publicación Diario Oficial No.: | 48.194, el día:16/September/2011 |
| Publicada en la WEB CREG el: | 24/October/2011 |
| República de Colombia Ministerio de Minas y Energía
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
RESOLUCIÓN No. 132 DE 2011
( 08 SET. 2011 )
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 5° y 6° 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.
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 |
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 1°, 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 1° 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) | $1.618,94 |
NOTA: Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2010, las comas indican decimales
Parágrafo. El Cargo de Comercialización se actualizará de conformidad con lo establecido en el Artículo 24 de la Resolución CREG-011 de 2003”.
ARTÍCULO 5. Sustituir el Anexo 3 “Proyección de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento – AOM” de la Resolución CREG -076 de 2011, por el Anexo 2 de la presente Resolución.
ARTIÍCULO 6. Notificar a GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. el contenido de esta Resolución y hacerle saber que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno por la vía gubernativa.
|
| JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO |
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía |
|
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|  |
ANEXO 1
PROYECCIONES DE USUARIOS Y DEMANDA
AÑO | NÚMERO DE USUARIOS | CONSUMO
(m3) |
1 | 31.176 | 8.553.934 |
2 | 31.408 | 17.573.120 |
3 | 31.662 | 18.548.665 |
4 | 31.923 | 19.136.955 |
5 | 32.186 | 19.281.984 |
6 | 32.454 | 19.418.791 |
7 | 32.721 | 19.559.656 |
8 | 32.997 | 19.690.302 |
9 | 33.274 | 19.811.706 |
10 | 33.549 | 19.936.325 |
11 | 33.836 | 20.053.393 |
12 | 34.128 | 20.159.767 |
13 | 34.419 | 20.250.083 |
14 | 34.711 | 20.327.529 |
15 | 35.014 | 20.408.293 |
16 | 35.316 | 20.491.387 |
17 | 35.617 | 20.573.811 |
18 | 35.937 | 20.662.677 |
19 | 36.246 | 20.753.172 |
20 | 36.568 | 20.843.936 |
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA | JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO |
Viceministro de Minas y Energía | Director Ejecutivo |
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente | |
ANEXO 2
PROYECCIÓN DE GASTOS AOM-
ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
AÑO | GASTOS AOM
($ 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 |
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| |
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA | JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO |
Viceministro de Minas y Energía | Director Ejecutivo |
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente | |
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