47786321572E3CCE0525785A007A67A1 Resolución - 2004 - CREG030-2004
Texto del documento
Publicada en el Diario Oficial No.45.531 del 26 de abril de 2004
RESOLUCIÓN No.030
( 30 MAR. 2004 )
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

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

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

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

Que el Artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;

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

Que el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias 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;

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

Que mediante la Resolución CREG-100 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en Sistemas de Distribución por redes de tuberías.

Que Surtigas S.A. E.S.P. mediante comunicación con radicado CREG E-2003-004436, recibida el 2 de mayo de 2003, entregó a la Comisión la información histórica sobre inversión existente, gastos de AOM para los negocios de distribución y comercialización de gas, y demás información histórica requerida para el cálculo de los cargos correspondientes al Sistema de Distribución de su mercado relevante atendido;

Que Surtigas S.A. E.S.P. mediante comunicación con radicado CREG E-2003-005542 del 2 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, clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo No. 1 de la Resolución CREG 011 de 2003;

Que Surtigas 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 21 de julio de 2003 publicó en el diario El Universal 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;

Que mediante comunicaciones radicadas con los números CREG E-2003-007775 del 19 de agosto y CREG E-2003-008809 del 23 de septiembre de 2003, Surtigas 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 firma DIVISA INGENIEROS LIMITADA, verificó la calidad de la información reportada por Surtigas S.A. E.S.P., para una muestra diseñada por la Comisión, siguiendo la metodología contenida en el citado Anexo;

Que mediante comunicación con Radicación CREG-S-2003-003423 de octubre 30 de 2003, la Comisión le trasladó a la empresa el informe del auditor.

Que Surtigas S.A. E.S.P. mediante comunicación radicada bajo el No. CREG E-2003-010385 del 12 de noviembre de 2003, presentó las aclaraciones solicitadas por la Comisión, y se pronunció en relación con el informe de verificación de activos;

Que la Unidad de Planeación Minero-Energética, en comunicación con radicado No. CREG E-2003-010707 del 24 de noviembre de 2003, aprobó la metodología utilizada para las proyecciones de demanda del mercado que va a atender Surtigas 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 y de las respuestas presentadas a la Comisión por Surtigas S.A. E.S.P., se realizaron ajustes pertinentes a la información requerida para el cálculo de los Cargos de que tratan los Artículos 7 y 23 de la Resolución CREG 011 de 2003, según se relacionan, con su respectivo sustento, en el documento soporte de la presente Resolución;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los cálculos tarifarios 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-013 de 23 de marzo 2004;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 232 de 23 de marzo 2004, aprobó el Cargo Promedio por Uso del Sistema de Distribución y el Cargo Máximo Base de Comercialización del Mercado Relevante conformado por los Municipios de Cartagena, Turbaco, Arjona, Magangué, Mompox, Buenavista, San Pedro, Punta Cartagena-Limón, San Juan Nepomuceno, San Jacinto, El Carmen de Bolívar, Clemencia, Ovejas, Santa Rosa, Santa Catalina, María la Baja, Turbaná, Santa Ana, Talaigua Nuevo y Viejo, Bayunca, Pontezuela, Cascajal, Villanueva y San Pablo en el departamento de Bolívar; Sincelejo, San Onofre, Corozal, Los Palmitos, Sampúes, Sahagún, Chinú, San Marcos, Sincé, Tolú, Tolú Viejo, Chimá, San Andrés, Morroa, Galeras, Betulia, Coveñas y Granada en el departamento de Sucre; Montería, Cereté, Ciénaga de Oro, Montelíbano, Planeta Rica, Pueblo Nuevo, Lorica, Momil, San Antero, San Pelayo, Purísima, Buenavista, San Carlos, Caucasia y Ayapel en el departamento de Córdoba;
R E S U E L V E:
ARTÍCULO 1°. Mercados Relevantes de Distribución y Comercialización. Para efectos de aplicación de esta Resolución el mercado relevante de distribución y comercialización serán los Municipios de Cartagena, Turbaco, Arjona, Magangué, Mompox, Buenavista, San Pedro, Punta Cartagena-Limón, San Juan Nepomuceno, San Jacinto, El Carmen de Bolívar, Clemencia, Ovejas, Santa Rosa, Santa Catalina, María la Baja, Turbaná, Santa Ana, Talaigua Nuevo y Viejo, Bayunca, Pontezuela, Cascajal, Villanueva y San Pablo en el departamento de Bolívar; Sincelejo, San Onofre, Corozal, Los Palmitos, Sampúes, Sahagún, Chinú, San Marcos, Sincé, Tolú, Tolú Viejo, Chimá, San Andrés, Morroa, Galeras, Betulia, Coveñas y Granada en el departamento de Sucre; Montería, Cereté, Ciénaga de Oro, Montelíbano, Planeta Rica, Pueblo Nuevo, Lorica, Momil, San Antero, San Pelayo, Purísima, Buenavista, San Carlos, Caucasia y Ayapel en el departamento de Córdoba.
ARTÍCULO 2°. Inversión Base. La Inversión Base para determinar el cargo de distribución para el Mercado Relevante definido en el Artículo 1 de esta Resolución se compone como se indica a continuación: 2.1 Inversión Existente: Como inversión existente se reconoce un monto de $112.278.655.293 ($ de dic. 31 de 2002), de conformidad con la desagregación de activos presentada en el Anexo 1A de la presente Resolución. 2.2 Programa de Nuevas Inversiones: Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1B de la presente Resolución:
Descripción Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5
UC de Redes y Estaciones 11.481.045.133 9.312.836.840 7.367.391.397 2.123.571.104 1.060.965.182
UC de Calidad del servicio 40.709.493 361.591.776 322.456.634 229.426.579 148.007.593
Otros activos 688.862.708 558.770.210 442.043.484 127.414.266 63.657.911
Total 12.210.617.334 10.233.198.826 8.131.891.514 2.480.411.949 1.272.630.687
Cifras en pesos del 31 de Diciembre de 2002. Parágrafo: Las desviaciones que se presenten en el Programa de Nuevas Inversiones serán consideradas de conformidad con lo establecido en el literal b) del numeral 7.1 de la Resolución CREG 011 de 2003.
[ Concordancia: Artículo 1 Resolución CREG 011-03- Num.7.1, Lit.b
ARTÍCULO 3°. 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 4°. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Distribución - AOM. El nivel de eficiencia obtenido del modelo de frontera de eficiencia 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. En el Anexo 3 se presentan los gastos de AOM para el Horizonte de Proyección.


    Componente
$ del 31 de Dic/2002
    Valor Presente de los gastos de AOM, con nivel de eficiencia
    84.346.985.024

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Ultima actualización: 26/06/2007 11:48:38 a.m.
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