D-067 CARGO SOLICITADOS POR GASES DEL CARIBE Y

Comisión de Regulación
de Energía y Gas
CARGOS PARA REMUNERAR LAS
ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN Y
COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL
POR RED SOLICITADOS POR LAS
EMPRESAS GASES DEL CARIBE S.A.
ESP. Y PROMIGAS S.A. E.S.P.
CREG-067
DOCUMENTO
NOVIEMBRE 26 DE 2004
CIRCULACIÓN:
MIEMBROS DE LA COMISIÓN
DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Sesión No. 245
CARGOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DEL SERVICIO
PÚBLICO DE GAS NATURAL POR RED SOLICITADOS POR LAS
EMPRESAS GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P.
CAPITULO I
PROPUESTA TARIFARIA DE GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.
1.
ANTECEDENTES
GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. es una empresa que tiene por objeto la prestación
del servicio público domiciliario de gas combustible en 35 municipios de la región
caribe colombiana.
La empresa en la actualidad posee, opera y mantiene los activos que conforman el
sistema de distribución que atiende 28 municipios: Aracataca, Baranoa, Barranquilla,
Campo de la Cruz, Candelaria, Ciénaga, Fundación, Galapa, Juan de Acosta, La Paz,
Luruaco, Malambo, Manatí, Palmar de Varela, Polonuevo, Ponedera, Puerto
Colombia, Repelón, Sabanagrande, Sabanalarga, Santa Lucía, Santa Marta, Santo
Tomás, Soledad, Suan, Usiacurí, Valledupar y la Zona Bananera ubicados en los
departamentos de Magdalena, Atlántico, Bolívar y Cesar. El número total de usuarios,
a diciembre de 2002, es de 442.680.
El cargo promedio máximo, vigente en la actualidad, para recuperar los costos de
distribución domiciliaria de la empresa, corresponde al aprobado por la Comisión
mediante Resolución CREG-119 de 1996. En dicha Resolución se aprobó un cargo
promedio máximo de $108,23 por metro cúbico, expresado en pesos de 1996 ó $221,8
por metro cúbico en pesos de diciembre de 2002. La vigencia de este cargo es, de
acuerdo a La Ley 142/94, hasta tanto la Comisión no determine el nuevo.
En este documento se presenta a consideración de la Comisión el análisis de la
solicitud tarifaria presentada por la empresa. La información utilizada y el cálculo
respectivo del Cargo Promedio de Distribución y del Cargo Máximo de
Comercialización aplicables al mercado de la empresa acorde con la metodología
establecida en la Resolución CREG-011 de 2003 (en adelante la Resolución).
Para tal efecto se dispone de la información contenida en los siguientes documentos.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
221
Sesión No. 245
Tabla 1. Lista de documentos utilizados en la aprobación de la solicitud
Tipo de documento
Rad. CREG
6 Nov. 1996
GASES DEL CARIBE S.A.:Solicitud de definición de
fórmulas tarifarias para el período 1997-2001.
GASES DEL CARIBE S.A.:Solicitud de aclaración,
modificación y/o complementación de la Resolución
CREG 011 de 2003.
Fecha
E-20033662/95
4 Abril 2003
GASES DEL CARIBE S.A.inform ación histórica a 31
die. 2002.
E-2003-4401, 2 Mayo 2003
E-2003-4392.
GASES DEL CARIBE S.A.inform ación histórica a 31
die. 02.
E20034439/74
4 Mayo 2003
GASES DEL CARIBE S.A.:Respuesta a comunicación
S-2003-1459.
E-2003-5240
23 Mayo
2003
GASES DEL CARIBE S.A. Información propuesta
tarifaria
E-2003-5541
30 Mayo
2003
GASES DEL CARIBE S.A. Envió proyección de
demanda a la UPME
E-2003-5675
5 Junio 2003
GASES DEL CARIBE S.A. Información adicional
propuesta tarifaria
E-2003-5863
11 Junio
2003
CREG: Aclaración de información para el cálculo de
los cargos de distribución y comercialización
S-2003-2709
31 Julio 2003
CREG: Aclaración de información para el cálculo de
los cargos de distribución y comercialización
S-2003-2731
15 Agosto
2003
CREG: Solicitud de información para el cálculo de los
cargos de distribución y comercialización
S-2003-2950
3 Sept. 2003
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Rad. CREG
S-2003-2731
E-2003-8346
5 Sept. 2003
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Rad. CREG
S-2003-2950
E-20039156/93
2 Octubre
2003
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Rad. CREG
S-2003-2709
E-2003-9227
3 Octubre
2003
DIVISA: Informe de verificación de activos de la
empresa
E-2003-9376
8 Oct. 2003
GASES DEL CARIBE S.A.: Modificación Res. 011 de
2003.
E-2003-9412
9 Oct. 2003
UPME: Concepto Metodología de Proyección de
Demanda.
E-2003-10707
24 Nov.
2003
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
222
Sesión No. 245
GASES DEL CARIBE S.A.: Modificación del Programa E-2003-10720
de Nuevas Inversiones.
25 Nov.
2003
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Circular No
026 de 2003.
E-2003-10765
26 Nov 2003
DIVISA: Respuesta a comentarios de La CREG
respecto a los resultados de la auditoría.
E-2004-10965
3 Die. 2003
CREG: Envió informe DIVISA, sobre la verificación de
activos reportados por Gases del Caribe a la CREG
S-2003-4208
30 Die. 2003
CREG: Envió del concepto de la UPME sobre la
metodología de proyección de demanda de gas
natural de la empresa Gases del Caribe S.A..
S-2004-0073
9 Enero
2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Rad. CREG
S-2003-4208.
E-2004-0125
9 Enero 2004
GASES DEL CARIBE: Respuesta a Rad. CREG S2004-0073
E-2004-0709
31 Enero
2004
DIVISA: Respuesta a comentarios de La empresa
respecto a los resultados de la auditoría.
E-2004-1137
13 Feb. 2004
CREG: Aclaraciones sobre la verificación de activos
reportados por Gases del Caribe a la CREG
S-2004-0764
4 Marzo 2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Rad. CREG
S-2003-0764.
E-2004-2059
11 Marzo
2004
AUTO DE PRUEBAS. Solicitud tarifaria Gases del
Caribe.
24 Marzo
2004
ACTA DE VISITA TECNICA
26 marzo
2004
CREG: Solicitud de información para el cálculo de los
cargos de distribución y comercialización.
S-2004-0955
30 Marzo
2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Rad. CREG
S-2004-0955.
E-2004-2954
12 Abril 2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Respuesta a Rad. CREG
S-2004-0955.
E-2004-3465
28 Abril 2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Cronograma tarifa de
distribución y comercialización
E-2004-4705
1 junio 2004
AUTO DE PRUEBAS No 1: Solicitud Tarifaria Gases
del Caribe S.A. y Promigas S.A.
8 junio 2004
ACTA DEL AUTO DE PRUEBAS No 1
9 junio 2004
CREG: Solicitud de publicación de información para el
cálculo de los cargos de distrbución y
. . .
S-2004-1646
17 Junio
2004
---------
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE V PROMIGAS-FINAL
223
Sesión No. 245
comercialización.
GASES DEL CARIBE S.A.: Copia Publicación tarifaria
E-2004-5372
29 Junio
2004
GASES DEL CARIBE S.A. Envió información
solicitada en el AUTO DE PRUEBAS No 1.
E-2004-5555
6 julio 2004
GASES DEL CARIBE S.A. Envió Acta Reunión Junio
25 de 2004.
E-2004-5588
7 Julio 2004
GASES DEL CARIBE S.A.:Aplicación de estándares
de calidad de la Res. 100 de 2003
E-2004-5871
22 Julio 2004
AUTO DE PRUEBAS No 2
S-2004-1963
28 Julio 2004
CREG: Remisión Encuestas
S-2004-2429
18 Agost.
2004
AUTO DE PRUEBAS No 3
S-2004-2454
25 Agost.
2004
ANGELA LEAL SAQUERO: Remisión Informe Técnico
E-2004-7299
9 Sept. 2004
AUTO DE TRASLADO: Informe Técnico
S-2004-2663
15 Sept.
2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Solicitud Información
E-2004-7616
17 Sept.
2004
GASES DEL CARIBE S.A. Solicitud aclaraciones
informe técnico
E-2004-7719
21 Sept.
2004
AUTO DE TRASLADO. Solicitud de aclaraciones.
S-2004-2867
1 Oct. 2004
ANGELA LEAL BAQUERO: Respuestas a solicitud de
aclaraciones.
E-2004-8461
15 Oct. 2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Envió nueva proyección
de demanda
E-2004-8464
19 Oct. 2004
AUTO DE TRASLADO: Aclaraciones Informe Técnico
S-2004-3038
21 Oct. 2004
GASES DEL CARIBE S.A. Solicitud de objeción grave
E-2004-8774
27 Oct. 2004
AUTO DE PRUEBAS No 4
S-2004-3080
27 Oct. 2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Solicitud de aplazamiento
de aplicación de estándares de calidad
E-2004-8961
4 Nov.2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Proyeción de demanda de
Monómeros
E-2004-9005
8 Nov. 2004
GASES DEL CARIBE S.A.: Ampliación de información
de la proyección de demanda
E-2004-9137
11 Nov. 2004
AUTO QUE RESUELVE SOLICITUDES DE
S-2004-3229
18 Nov.2004
r - k r ^ i 11— r-k a o
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
224
Sesión No. 245
PRUEBAS
ACTA DEL AUTO DE PRUEBAS No 4
2.
E-2004-9569
25 Nov.2004
SUPUESTOS GENERALES E INDICES UTILIZADOS
Para el cálculo de los cargos de Distribución y Comercialización de que trata el
presente documento se han utilizado los siguientes supuestos de tipo general:
Parámetro
Tabla 2. Supuestos Generales
Valor
Fuente
Tasa de descuento
16,06%
Res. CREG 045 de
2002
Escalador índice de Precios del Productor
(1996-2002)
1,95
Banco de la República
Margen de Comercialización
1,67%
Res. CREG-011 de
2003
Porcentaje reconocido de terrenos e
inmuebles.
7,6% anual del
valor catastral
Res. CREG-011 de
2003
Parámetros de calidad del servicio
3.
CARGO DE DISTRIBUCIÓN
3.1
MERCADO RELEVANTE
Res. CREG-100 de
2003
a) Propuesto por la empresa
El 30 de mayo de 2003, la empresa presentó a la CREG su propuesta de Mercado
Relevante, el cual consiste en los 28 municipios atendidos actualmente y los
municipios nuevos que proyectan conectar en el siguiente período tarifario.
Estos últimos son los siguientes: Calamar, El Retén, Piojo, Pueblo Viejo, San
Estanislao, Tubará y Sitio Nuevo.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
225
Sesión No. 245
Tabla 3. Municipios que conforman el Mercado Relevante
Municipio
Departamento
M agdalena
A racataca
A tlántico
Baranoa
A tlántico
Barranquilla
Bolívar
C alam ar
A tlántico
C am po de la C ruz
A tlántico
C andelaria
M agdalena
C iénaga
M agdalena
Fundación
A tlántico
Galapa
A tlántico
Juan de Acosta
C esa r
La Paz
A tlántico
Luruaco
A tlántico
M alam bo
A tlántico
M anatí
A tlántico
P alm ar de Varela
A
tlántico
Piojo
A
tlántico
P olonuevo
A
tlántico
Ponedera
M
agdalena
Pueblo Viejo
A tlántico
Puerto C olom bia
A tlántico
Repelón
M
agdalena
Retén
A tlántico
Sabanagrande
A tlántico
S abanalarga
Bolívar
San Estanislao
A tlántico
Santa Lucía
M agdalena
Santa M arta
A tlántico
Santo Tom ás
M agdalena
Sitio Nuevo
A tlántico
Soledad
A tlántico
Suan
A tlántico
Tubará
A tlántico
U siacurí
C esar
V alledupar
M agdalena
Z ona Bananera
Fuente: GASES DEL CARIBE. Rad. CREG ^1401 y 9227 de 2003
b) Aprobado por la CREG
La propuesta de la empresa respecto al Mercado Relevante se considera
aceptable y en tal sentido se aplica para efectos de establecer el cargo por uso
del sistema de distribución.
D-067 CARG OS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
226
Sesión No. 245
3.2
INVERSIÓN BASE
La empresa presenta el rubro de Inversión Base desagregado en dos componentes: i)
Inversión Existente a diciembre de 2002; y ii) Nuevo Programa de Inversiones
previstas para ejecutar durante el próximo período tarifario.
3.2.1
INVERSIÓN EXISTENTE
De acuerdo con la metodología establecida en la Resolución, la Inversión Existente
será la suma de los Activos Inherentes a la Operación y Otros Activos, tanto los
existentes como los construidos en el pasado periodo tarifario, tal como fueron
considerados y valorados en la última revisión.
3.2.1.1
a)
ACTIVOS INHERENTES A LA OPERACIÓN
Reportados por la empresa:
•
En la Resolución CREG- 119 de 1996, la Comisión aprobó a GASES DEL
CARIBE S.A. una inversión existente en activos de operación de $31.239,8
millones del año 1995, distribuidos y valorados tal y como se muestra en la Tabla
No 4.
•
La empresa en la presente solicitud tarifaria reporta los mismos activos
existentes a diciembre de 1996, reportados en la anterior solicitud.
•
Adicionalmente, GASES DEL CARIBE S.A. reportó 3.688,5 Km. como tubería
efectivamente construida durante el periodo 1997-2002, tal y como se describe
en la Tabla No 4.
•
En cuanto a la valoración de estos activos, la empresa solicita ajustar los precios
aprobados por la CREG en la última revisión tarifaria (valores a diciembre de
1995), utilizando los índices del IPP desde diciembre de 1995 hasta diciembre 31
de 2002. (2,23).
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
227
Sesión No. 245
Tabla 4 . Inversión Existente Unidades Constructivas reportada por la empresa.
Unidad Constructiva
Costo
Cantidad
Cantidad Ejecutada.
Costo Total.
1996-2002
Unitario Instalada 1995
Mill$ Die.95
Km.
Mill$ Die.95
Km.
Tubería Acero de 2"
Tubería Acero de 3"
Tubería Acero de 4"
Tubería Acero de 6"
Tubería Polietileno f/2"
Tubería Polietileno 3/4"
Tubería Polietileno f"
Tubería Polietileno 2"
Tubería Polietileno 3"
Tubería Polietileno 4"
Tubería Polietileno 6”
Total Tubería
ERP 5T1 y 8T1
TOTAL
82,2
82,2
82,2
82,2
7,0
7,0
16
16
0
0
5,12
5,19
3.046,7
0
0
270,8
0
0
421,2
426,6
21.327,1
0
0
4.333,4
1,65
0,52
4,5
0
589,1
2.621
91,4
0
16
194,6
3.114,1
60,4
16
16
0
0
3.522,5
36
0
0
29.622,5
1.617,4
31.239,8
292,5
27,5
3.688,5
4
44,9
Fuente: GASES DEL CARIBE. Rad. CREG E-2003-4401 y 9227.
Nota: La discriminación de la tubería se realizó acorde con la información reportada por la empresa para
la tubería existente hoy..
Adicionalmente, la empresa incluye separadamente los siguientes activos de
expansión construidos durante el periodo tarifario pasado y no homologables a las
unidades constructivas:
Tabla 5. Inversión Existente en Unidades Especiales y No Homologadas presentada por la
empresa.
Unidades Constructivas Especiales
Sistemas de Control
Equipos de Odorización
Cruces Subfluviales
Cruces Subterráneos
Equipos de Protección Catódica
Total
Unidades Constructivas No Homologadas
Sistema de Información Geográfica
Cartografía Redes
Cartografía Predial
Laboratorio de Metrología
Total
Total Unidades Especiales + No
Homologadas
Valor Mill$ dic.2002
2.883,4
1.205,3
656,6
1.431,5
204,6
6.381,4
1.624,5
558,6
610,3
475,9
3.269,5
9.651
Fuente: GASES DEL CARIBE. Rad. CREG E-2003-9227.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE
Y PROMIGAS-FINAL
228
Sesión No. 245
b) Recomendación la CREG:
o
Se propone aprobar la cantidad de Unidades
reportadas por la empresa en su solicitud tarifaria.
Constructivas
existentes
o
Los gastos correspondientes a Cartografía Predial y de Redes y Sistemas de
Información Geográfica no se consideran como Activos Inherentes a la
Operación sino como Otros Activos, por corresponder a Sistemas de
Información.
o
En cuanto al monto correspondiente al Laboratorio de Metrología, no se
considera dentro de los activos correspondientes a la actividad de distribución.
Para la valoración de los activos existentes, se propone aprobar lo siguiente:
o
Actualizar los costos de los activos presentados en la pasada revisión tarifaria a
precios de 1995, a precios de 1996, con un factor de escalamiento de 1,19.
o
Actualizar los costos de los activos existentes a pesos de diciembre de 1996 a
pesos de diciembre de 2002, con un factor de escalamiento del 1,95.
Considerando lo anterior, la Inversión Existente en Activos Inherentes a la Operación,
a pesos de diciembre de 2002, propuesta para el cálculo del cargo por uso del sistema
de distribución, es la siguiente:
Tabla 6. Inversión Existente propuesta a la CREG.
Código Unidad Constructiva
Cantidad
TA2
TA3
TA4
TA6
TPE1/2AS
TPE3/4AS
TPE1AS
TPE2AS
TPE3AS
TPE4AS
TPE6AS
Subtotal Tubería
ERP 5T1 y 8T1
Subtotal Tubería y ER
Unidades Constructivas Especiales
U.C. No Homologadas
Total Activos Inherentes a Operación
1,7
0,5
9,6
5,2
3.635,8
2.621,0
91,4
270,8
255,1
292,5
27,5
7.211,0
40
Costo Unitario
Reconocido
191,5
191,5
191,5
191,5
16,3
16,3
37,3
37,3
37,3
37,3
37,3
119,9
Costo Total
316
100
1.838,5
994
59.292,2
42.743,8
3.406,1
10.095,7
9.507,3
10.901,9
1.026,2
140.221,7
4.795
145.016,7
6.381,4
0
151.398,1
Fuente: Análisis CREG. (Cifras en millones de pesos de dio. 2002)
D-067 CARG OS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
229
Sesión No. 245
De acuerdo a la empresa la Inversión Existente correspondiente a Activos Inherentes
a la Operación equivale a $148.100,5 millones. La CREG aprueba una cifra de
Inversión Existente en Activos Inherentes a la Operación de 151.398,1 millones. Así,
la diferencia entre ambas partes es de $3.297,6 millones justificados en las siguientes
razones:
Tabla 7. Diferencias entre lo propuesto por la empresa y lo propuesto a la CREG.
Unidades Constructivas No
Homologadas
Escalador (Dic.95-Dic.02)
Empresa
$3.269,5 millones
CREG
$0
IPP: 2,23
IRC: Dic.95-Dic.96: 1,19
IPP: Dic.96-Dic.02: 1,95
-$3.297,6 millones
Diferencia (Empresa - CREG)
Fuente: Análisis CR EG
3.2.1.2
a)
OTROS ACTIVOS
Propuestos por la empresa
Tabla 8. Inversión Existente propuesta por la empresa en Otros Activos
ACTIVO
Mill.$ 2002
M aquinaria
Equipos de cóm puto
V ehículos
3.353,21
2.548,06
1.217,16
M uebles y equipos de oficina
714,87
Licencias y Softw are
2.748,4
A ctivos m enores
564,26
TOTAL OTROS ACTIVOS
11.182,06
Fuente: GASES DEL CARIBE. Rad. CREG-4401 de 2003
b)
Otros Activos propuestos por la CREG
Tal y como se mencionó en el numeral anterior, se adiciona al monto de Otros
Activos reportados por la empresa, los gastos correspondientes a Cartografía de
Redes, Predial y Sistemas de Información Geográfica, dado que se consideran
como Sistemas de Información.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
230
Sesión No. 245
Tabla 9 Otros Activos (Adicionando Sistemas de Información)
ACTIVO
Mill.$ 2002
M aquinaria
Equipos de cóm puto
Vehículos
3.353,21
2.548,06
1.217,16
M uebles y equipos de oficina
714,87
Licencias y Softw are
2.748,4
A ctivos m enores
564,26
Sistem as de Inform ación
2.793,5
TOTAL OTROS ACTIVOS
13.975,5
Fuente: Análisis CREG
Acorde con la Resolución el monto de los Otros Activos no podrá ser superior al 6%
del monto de la inversión en Activos Inherentes a la Operación y Terrenos e
Inmuebles, por lo que el valor propuesto para ser aprobado para Otros Activos es de
$9.315,9 millones. El resumen de las diferencias se muestra en el cuadro siguiente:
Tabla 10. Diferencias entre lo propuesto y lo aprobado.
Activo
Otros Activos
Diferencia (Empresa - CREG)
Empresa
CREG
$11.182,06 m illones
$1.866,2 m illones
$ 9.315,9 m illones (1)
Fuente: A nálisis CREG
(1) Esta cifra es el 6% de A ctivos Inherentes a la O peración + T errenos e
lnm uebles(151.398,2+3.866,6=155.264,8)
3.2.1.3
RESUMEN DE LA INVERSIÓN EXISTENTE
La Tabla siguiente resume la Inversión Existente a diciembre de 2002 en Activos
Inherentes a la Operación y Otros Activos, tanto lo propuesto por la empresa como lo
recomendado a aprobar a la CREG:
Tabla 11. Inversión Existente Solicitada vs. Propuesta a Aprobar ($ dic.2002)
Descripción
Activos Inherentes a la
Operación
Otros Activos
Activos calidad del servicio
Total
Valor Empresa
148.100.501.835
Valor CREG
151.398.168.939
11.182.061.012
0
159.282.562.847
9.315.888.236
0
160.714.057.176
Fuente: Análisis C REG .
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
231
Sesión No. 245
3.2.1.4
RESULTADO DEL PROCESO DE AUDITORIA DE ACTIVOS
La empresa DIVISA verificó, a través de una muestra estadística del mercado de la
empresa, la existencia de los activos reportados por la empresa en los municipios de
Barranquilla, Soledad, Santa Marta y Valledupar.
Específicamente se verificó la existencia tanto de las estaciones de regulación como
de las redes existentes en 3 grillas en el municipio de Barranquilla, 2 grillas en el
municipio de Soledad, 2 grillas en el municipio de Santa Marta y 2 grillas en el
municipio de Valledupar.
La información obtenida en el proceso de verificación de activos presentó varias
inconsistencias entre lo reportado por la empresa en su propuesta tarifaria y lo
encontrado por la auditoría en campo.
A través de la comunicación Rad. CREG E-2004-0125, la empresa justificó parte de
las inconsistencias, pero la suma del efecto de las inconsistencias no explicadas por la
empresa distribuidora resultó, en primera instancia, en una sobreestimación de costos
de activos del 1,53%, como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 12. Verificación Tipo 1
V alor
(m illones $
/K m .)
C osto SMillones
dic.2002
Errores no
explicados
(m etros)
C osto
($m illones die.
2002)
U nidades
Cantidad Planos
(m etros)
TPE 3/4
36.543,40
16,3
595,94
64,47
1,05
TPE4
5.499,90
37,2
205,01
135,78
5,06
TA2
1.414,02
191,51
270,80
94,83
18,16
1.588,23
295,08
24,27
67.717,8
Fuente: Análisis CREG
Considerando lo anterior, la Dirección Ejecutiva determinó que era necesario precisar
la longitud de la tubería de acero de dos (2) pulgadas delimitada entre los nodos 756
(ERP Mamatoco) y 755 ( Hot Tap - que por definición corresponde a “derivación de
una tubería en servicio") en la grilla 14-88 de la ciudad de Santa Marta, y por esta
razón, se decretó de oficio, la práctica de una visita técnica.
Dicha visita tuvo lugar el día 26 de marzo de 2004 y los resultados de la misma
constan en un Acta de Visita Técnica, Rad. CREG E-2004-2599.
Como consecuencia de la visita técnica, el recálculo de la Verificación Tipo 1 dio como
resultado una sobreestimación de costos de los activos inconsistentes del 0.38% del
costo total de los activos de la muestra estimados con las cantidades correctas, por lo
que de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, la
información reportada por la empresa se aceptará.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE V PROMIGAS-FINAL
232
Sesión No. 245
3.2.2 PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES -P N I, EN ACTIVOS INHERENTES
A LA OPERACIÓN Y EN OTROS ACTIVOS.
La empresa presentó el siguiente programa de inversiones, para ser ejecutado en los
próximos cinco años:
3.2.2.1
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN ACTIVOS INHERENTES A
LA OPERACIÓN
a) Propuesta de la empresa
La empresa reporta un programa de inversión en Unidades Constructivas
Homologadas de $15.919,8 millones en pesos de diciembre de 2002, discriminados
de la siguiente manera:
Tabla 13. Inversión en redes de distribución propuesto por la empresa.
AÑO 1
AÑO 2
AÑO 4
AÑO 3
AÑO 5
activo
Km.
Inversion ($)
Km.
Inversion ($)
Km.
Inversion ($)
Km.
Inversión ($)
Km.
Inversión ($)
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 1
/2
232,1
3.070,3
165
2.182,5
56,4
747,1
47,0
622,0
38,2
505,4
TPE %
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
TOTAL
TUBERÍA
4,6
221,5
23,8
1.139,5
5,2
248,4
1,0
47,7
0.0
0.0
52,22
1.561,4
955,4
7.012,5
311,2
5.683,0
89,3
65,9
437,3
Fuente: GASES DEL CARIBE Rad. CREG-E-2003- 10720. (Millones de pesos de dio. 2002)
727,3
La cantidad de tubería y su clasificación acorde con las unidades constructivas, se
calcula de acuerdo con los porcentajes propuestos por la empresa para la valoración
del Programa de Nuevas Inversiones, los cuales se presentan en el cuadro a
continuación:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
233
Sesión No. 245
Tabla 14. Clasificación Unidades Constructivas del PNI
Diámetro
Asfalto
Concreto
Destapado
2”
0,5%
19,5%
80%
3”
0,5%
19,5%
80%
4"
0,5%
19,5%
80%
6”
0,5%
19,5%
80%
8"
80%
0,5%
19,5%
10"
19,5%
80%
0,5%
14”
0,5%
19,5%
80%
16"
0,5%
19,5%
80%
20”
19,5%
80%
0,5%
Fuente: Gases del CARIBE Rad. CREG 4401 de 2003
DISTRIBUCION CANALIZACIÓN TUBERÍA DE POLIETILENO %
Andén
Zona
Asfalto
Concreto
Diámetro
Verde
21,0%
75%
0,5%
3,5%
%”
21,0%
75%
0,5%
3,5%
1”
75%
3,5%
21,0%
0,5%
1 %”
21,0%
75%
0,5%
3,5%
1 V i'
21,0%
75%
0,5%
3,5%
2”
21,0%
75%
0,5%
3,5%
3”
0,5%
3,5%
21,0%
75%
4”
21,0%
75%
0,5%
3,5%
6”
75%
21,0%
0,5%
3,5%
Fuente: Gases del CARIBE Rad. CREG 4401 de 2003. Pág. 21 Cuadro cantidades tubería polietileno
Nota: Se adoptó la clasificación correspondiente a las longitudes considerando que no coincidían con los
porcentajes.
Como Unidades Constructivas Especiales la empresa reporta una inversión para los
cincos años de $2.242,8 millones de pesos de diciembre de 2002, consistentes en lo
siguiente:
Tabla 15. Unidades Constructivas Especiales del PNI
(M illones de pesos de 2002)
Año 1
Año 4 Año 5
Año 2
Año 3
37,3
26,1
Total
754,3
S istem as de C ontrol
190,3
321,6
179,1
E quipo de O dorización
313,8
188,3
125,5
62,8
62,8
753,2
0
0
0
0
0
0
175,2
97,1
20,6
10,7
314,3
C ruces Subterráneos
88,9
271,1
43,8
0
10,7
0
Equipos de Protección Catódica
11,4
5,7
0.0
0
0
403,8
17,0
779,6
883,8
369
110,8
99,6
2.242,8
C onexiones a la Red de T ransporte
C ruces Subfluviales
TO T A L
Fuente: GASES DEL CARIBE. Rad. CREG E-2003-10720
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
234
Sesión No. 245
Finalmente, como Unidades Constructivas No Homologadas, la empresa reporta una
inversión para los cincos años de $1.307,76 millones en pesos de 2002, consistentes
en lo siguiente:
Tabla 16. Unidades No Homologadas del PNI
A c tiv o
C artografía Redes y Predial
Actualización C artografía
Sistem a de Inform ación G eográficaC onversión GIS
Laboratorio de M etrología
A ctua do r en línea de acero
Patrón Industrial Portátil
Patrón Industrial Electrónico
Año 1 Año 2
41,4
30,3
111
185
A ño 3
9,5
48,1
A ño 4 Año 5
6,4
7,9
86
0
Total
95,5
430,2
103,8
100,1
93,2
92,6
92,1
481,9
0
0
0
0
0
0
45
89,9
0
0
0
134,9
0
88,4
0
0
0
88,4
0
77,1
0
0
0
77,05
U N ID A D E S NO H O M O LO G A D A S
375,2 496,7 150,7 186,5 98,6
Fuente: GASES DEL CARIBE. Rad. CREG E-2003-10720
1.307,8
b) Programa de Nuevas Inversiones recomendado a la CREG
•
Se recomienda aprobar el programa de inversión en Unidades
Constructivas Homologadas presentado por la empresa, consistente en
la construcción de 956 Km. de tubería con un costo total de $15.939,71
millones de pesos de diciembre de 2002.
•
Se recomienda aprobar la inversión en Unidades Constructivas
Especiales propuesta por la empresa para los cincos años por $2.242
millones.
•
Se recomienda reclasificar los activos correspondientes a Cartografía
de Redes, Cartografía Predial y Sistema de Información Geográfica en
Otros Activos.
•
Se recomienda no aprobar el monto correspondiente a Laboratorio de
Metrología, por no considerarse como activo inherente a la operación
del sistema de distribución.
' La diferencia entre lo reportado por la empresa y lo propuesto a la CREG es consecuencia de que la valoración presentada por la empresa no concuerda
con las Unidades Constructivas aprobadas por la CREG.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
235
Sesión No. 245
•
Se recomienda aprobar como inversión en Unidades Constructivas No
Homologadas la suma de los rubros correspondientes a Actuador en
Línea de Acero y Patrón Industrial, equivalentes a $300,27 millones.
Es decir, de acuerdo a la empresa, el Programa de Nuevas Inversiones
correspondiente a Activos Inherentes a la Operación equivale a $19.470,4
millones. La CREG aprueba una cifra de Inversión en Activos Inherentes a la
Operación de $18.482,8 millones. Así, la diferencia entre ambas partes es de
$987,6 millones justificados en las siguientes razones:
Tabla 17. Diferencias entre lo propuesto vs. aprobado
Activo
Unidades No Homologadas
Unidades Homologadas
Diferencia (Empresa-CREG)
Empresa
CREG
$1.007,48 m illones
$0
$0
$19,88 m illones
$987,6 millones
Fuente: Análisis CREG
3.2.2.2
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN OTROS ACTIVOS
a) Otros Activos propuestos por la empresa
La empresa reporta una inversión para los cincos años de $5.791,8 millones en pesos
de 2002, sin incluir la inversión en terrenos y edificios ni lo reportado para el año 2008,
consistente en lo siguiente:
Tabla 18. Otros Activos del PNI
Activo
M aquinaria
Equipos de cóm puto
V ehículos
M uebles y equipos de oficina
Equipos de C om unicación
TOTAL
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
517,3
311,1
748,2
250
206,9
225
250
206,9
225
250
206,9
225
250
206,9
225
41,5
42
42
42
42
375,3
225,7
225,7
225,7
225,7
1.993,4
949,6
949,6
949,6
949,6
Fuente: G A SES D EL CARIB E Rad. CREG E -2 00 3-55 41 .
Cifras en M illones de pesos de dic.2002
b) Otros Activos propuestos a ser aprobados por la CREG.
En primer lugar se adiciona al monto en Otros Activos propuesto por la empresa, el
monto correspondiente a la inversión en Cartografía Predial y de Redes y en
Sistemas de Información Geográfica reportado por la empresa como Unidades
Constructivas No Homologadas.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
236
Sesión No. 245
Tabla 19. Otros Activos (adicionando Sistemas de Información)
Activo
M aquinaria
Equipos de cóm puto
V ehiculos
M uebles y equipos de oficina
Equipos de C om unicación
Sistem as de Inform ación
TOTAL
Año 1
Ano 2
Año 3
Año 4
Año 5
517,3
311,1
748,2
250
206,9
225
250
206,9
225
250
206,9
225
250
206,9
225
41,5
42
42
42
42
225,7
375,3
225,7
225,7
225,7
330,2
241,4
150,7
186,5
98,6
2.323,6
1.191
1.100,3
1.136,1
1.048,2
Fuente: Análisis C REG. C ifras en M illones c e pesos de dic.2002.
Ahora bien, acorde con la Resolución el monto de los Otros Activos no podrá ser superior al
6% del monto de la inversión en activos inherentes a la Operación, por lo que el valor
aprobado para Otros Activos es de $1.114,7 millones.
Tabla 20. Diferencias Otros Activos Solicitados vs. Recomendados
Em presa
$5.791,8 m illones
A ctivo
Otros Activos
Diferencia (Empresa-CREG)
Acorde con el Artículo 7.1 Parágrafo
3. Resolución CREG 011/03
C R EG
$1.114,7 m illones
$4.677,1 millones
Fuente: Análisis CR EG
3.2.2.3
CRITERIO DE EFICIENCIA EN REDES SECUNDARIAS
De conformidad con lo establecido en el Anexo 8 de la Resolución 11, se ha
construido la curva que determina el criterio de eficiencia en redes de distribución
secundaria. La longitud por usuario promedio de la empresa GASES DEL CARIBE
S.A. E.S.P. queda por debajo de dicha curva. En este sentido, las cantidades de
tubería de polietileno con calibres inferiores o iguales a
propuestas por la empresa
para entrar en operación en los siguientes cinco años, son aprobadas y por
consiguiente remuneradas en su totalidad, acorde con lo dispuesto en la Resolución
011/03.
3.2.3 PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN ACTIVOS DE CALIDAD DEL
SERVICIO
a)
Activos de calidad del servicio propuestos por la empresa
La empresa reporta una inversión para los cincos años de $1.534,44 millones en
pesos de 2002, consistentes en lo siguiente:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
237
Sesión No. 245
Tabla 21. Activos asociados a la calidad de gas propuestos por la empresa.
(Cifras en M illones de pesos de 2002)
Año 2
UNIDAD CONSTRUCTIVA
Año 3
Cant.
Mill. $
Cant.
Data Logger o M anógrafo de 12"
9
64,68
0
$
0,0
D etector Portátil de O dorizante
Sistem a digital de grabación,
m últiples m unicipios
9
122,1
0
0,0
676,1
0
0.0
H igróm etro
0
0
2
298,8
C rom atógrafo en línea instalado
0
0
2
213,2
Ajuste S istem as de Inform ación
-
159,4
TOTAL
1.022,3
512,07
Fuente: GASES DEL CARIBE Rad. CREG E-2003-10720
b)
Activos de calidad de gas propuestos a la CREG:
Considerando los requerimientos acerca de la calidad del servicio de gas combustible
por red, establecidos en la Resolución CREG-100 de 2003, la CREG aprueba los
siguientes activos asociados al control y monitoreo de la calidad del servicio,
equivalentes a un monto de $1.469,75 millones y consistentes en lo siguiente:
Tabla 22. Activos asociados a la calidad de gas recomendados.
(Cifras en M illones de pesos de 2002)
Año 1
UNIDAD CONSTRUCTIVA
Año 2
Año 3
Cant.
Mill.$
Cant.
Mill. $
Cant.
D etector Portátil de O dorizante
Sistem a digital de grabación,
m últiples m unicipios
0
0,0
9
122,1
0
$
0,0
1
148
528,1
0
0.0
H igróm etro
0
0,0
1
106,6
1
106,6
C rom atógrafo en línea instalado
0
0.0
1
149,4
1
149,4
Ajuste Sistem as de Inform ación
159,4
TOTAL
307,4
906,3
256
Fuente: Análisis CREG..
Nota: Los activos de calidad se distribuyeron en los años considerando lo exigido por la
Resolución C R E G -100 de 2003 y lo propuesto por la em presa.
3.2.3.1
RESUMEN PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES
En resumen el Programa de Nuevas Inversiones previsto por la empresa es de
$21.004.875.845 (die.31/02) para un período de cinco años, correspondientes a 956
Km. de red, inversiones en unidades especiales, inversiones en unidades no
homologadas y activos de calidad, sin contar con otros activos.
El Programa propuesto para ser aprobado por la CREG es de $19.952.567.811 (die.
31/02) para un período de cinco años, correspondientes a 956 Km. de red, inversiones
en unidades especiales y activos de calidad, sin contar con otros activos.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
238
Sesión No. 245
La diferencia de $1.052,3 millones esta explicado en la exclusión de algunos de los
activos correspondientes a las Unidades No Homologadas y a los Activos de Calidad
propuestos por la empresa, como se explicó anteriormente.
En la Tabla 23 se indica el Programa de Nuevas Inversiones, tanto el presentado por
la empresa como el propuesto a la CREG.
Tabla 23. Programa dé Nuevas Inversiones
Descripción
Valor Propuesto
Activos inherentes a la operación
Activos calidad del servicio
Total
Terrenos e inmuebles
Otros Activos
19.470.433.476
1.534.442.369
21.004.875.845
96.000.000
5.791.800.000
Aprobado por la
CREG
18.482.815.852
1.469.751.960
19.952.567.811
96.000.000
1.114.728.951
Fuente: Análisis CREG
3.2.4 RESUMEN DE LA INVERSIÓN BASE.
Con base en lo establecido anteriormente se propone a la Comisión aprobar los
siguientes montos de inversión:
Tabla 24. Inversión Base Propuesta
Descripción
Activos Inherentes a la
Operación
Otros Activos*
Activos de Calidad del
Servicio
Total
Inversión
Existente
151.398,16
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
7.837
6.822,1
1.930,4
1.066,2
826,9
9.315,9
0
476
307,4
409,3
906,3
115,8
256
64
0
49,6
0
160.714,06
8.620,5
8.137,7
2.302,3
1.130,2
876,5
Fuente: Análisis CREG
*N O T A : A la sum a de la inversión proyectada para O tros A ctivos durante los cinco años se le aplica el
lim ite del 6% del m onto de la inversión en Activos Inherentes a la O peración e Inversiones en Terrenos
e Inm uebles.
3.3
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
a) Gastos AOM propuestos por la empresa
La empresa propone los gastos de AOM detallados en la Tabla 25 para un horizonte
de proyección de 20 años. A partir del año 2008, los costos de AOM de distribución
son constantes hasta el año 2022.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
239
Sesión No. 245
Tabla 25. Proyección de Gastos AOM propuestos por la empresa
Código
Cuenta
5101
Sueldos y salarios
2003
2004
2005
2006
2007
2008
3.842,6
3.988,8
4.105,3
4.195,7
4.273,1
4.337,7
5102
C ontribuciones im putables
181,7
188,7
194.2
198,5
202,2
205,2
5103
C ontribuciones efectivas
613,8
637,2
655.8
670,3
682,7
692,9
5104
Aportes sobre nomina
110,3
114,5
117.8
120,5
122,7
124,5
2.938,6
2.983,05
1.680,9
1.706,3
5111
5120
633503
G astos G enerales
Im puestos, contribuciones
y tasas
Tratam iento
2.642,5
2.743,1
2.823,3
2.885,4
1.511,6
1.569,1
1.614,9
1.650,5
88,23
91,6
94,23
96,3
98,1
99,5
7.422,2
633506
M antenim iento
6.575,1
6.825,3
7.024,7
7.179,3
7.311,7
633507
M ercadeo
Atención al cliente y
usuario
1.660,9
1.724
1.774,5
1.813,5
1.846,9
1.874,8
678,9
704,7
725,3
741,3
754,9
766,3
237,3
246,3
253,5
259,1
263,8
267,8
1.734,5
1.800,5
1.853,1
1.893,8
1.928,8
1.957,9
633508
633509
Facturación y recaudo
AO M Calidad (Nuevos
gastos)
Terrenos e Inm uebles
7515
D epreciaciones
7520
A m ortizaciones
C ostos de bienes y
se rvicios
186
193,1
198,7
203,1
206,8
209,9
Total sin factor de
eficiencia DEA
16.222,6
16.839
17.331
17.713
18.040
18.312
7530
Fuente: G ASES 3EL C AR IBE. Rad. C R EG -E-2003-5541
b) Gastos de AO&M aprobados por la CREG
Acorde con la Resolución 11, se debe utilizar la metodología de estimación de
frontera de eficiencia para establecer los máximos gastos de AO&M a reconocer
en los cargos correspondientes. La frontera de eficiencia se debe establecer a
partir de las empresas de distribuidoras nacionales. Con base en lo anterior, en el
documento CREG-09 de 2004 "Documento General para la determinación de
Cargos de Distribución y Comercialización de gas por red” de Marzo de
2004, se describe en detalle la aplicación de la metodología de estimación de
frontera. En dicho documento se indica que la empresa GASES DEL CARIBE
S.A. E.S.P. obtuvo un puntaje del 100%, por lo cual los gastos de AOM
proyectados propuestos por la empresa no se modifican por efecto de la
metodología DEA.
Ahora bien, tal y como lo indica la Resolución, los gastos correspondientes a
terrenos e inmuebles se remuneran como un gasto AOM y corresponden al 7,6%
del valor catastral reportado por las empresas. Esto equivale a $301 millones de
pesos anuales, los cuales se adicionan a la proyección de gastos AOM.
D-067 CARG OS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
240
Sesión No. 245
El incremento presentado por las empresas en los gastos correspondientes a
Impuestos, contribuciones y tasas entre los años 2001 y 2002 y el cual se justifica
en la vigencia del impuesto de seguridad democrática, no presentó modificaciones
en el horizonte, a pesar de que la vigencia de dicho impuesto fue hasta el año
2003. Se recomienda, por consiguiente, sustraer el monto equivalente a este
impuesto de los años restantes del horizonte. ($787.157.837/ año).
Tal y como la regulación lo establece, se adicionan los costos de los gastos de
AOM correspondientes a los activos asociados al control de calidad del servicio,
cuyo monto es $203,6 millones /año para los primeros cinco años del horizonte de
proyección.
Finalmente, se recomienda que el monto de gastos de AOM a aprobar no incluya
los gastos correspondientes a “Costo Otras Actividades” de la cuenta 633507,
Mercadeo, por considerar que esta actividad es esencial al negocio de
comercialización y no debería ser una suma considerable de los gastos de
distribución.
De esta forma los gastos de AO&M a utilizar para el cálculo tarifario, se proponen
sean los siguientes:
Tabla 26 Gastos de AOM propuestos a la CREG
Año
1
2
3
4
Gastos de AO&M (Col. $ Millones die. 31/02)
15.012,3
15.629,5
16.121,5
16.502,9
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
16.829,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
16.898,8
Fuente: Análisis CREG
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
241
Sesión No. 245
c) AOM asignable a Redes Primarias
Con el objeto de calcular los gastos de AOM de la Red Primaria y determinar de
esta manera el cargo piso de la canasta de tarifas, se calculó la suma de los
productos de cada diámetro de tubería por su longitud correspondiente tanto para
la Red Primaria como para la Red Secundaria.
La relación resultante entre los costos de AOM de la Red Primaria y los costos de
AOM de la totalidad de la red fue del 1,15%.
CAPITULO II
PROPUESTA TARIFARIA DE PROMIGAS S.A. E.S.P
1. ANTECEDENTES
PROMIGAS S.A. E.S.P. es una empresa que tiene por objeto la prestación del servicio
de distribución por red en parte del Municipio de Barranquilla.
La empresa en la actualidad posee, opera y mantiene los activos que conforman el
sistema de distribución que atiende parte del municipio de Barranquilla, departamento
del Atlántico. El número total de usuarios, a diciembre de 2002, es de
aproximadamente 65 usuarios.
El cargo promedio máximo, vigente en la actualidad, para recuperar los costos de
distribución domiciliaria de la empresa, corresponde al aprobado por la Comisión
mediante Resolución CREG-015 de 2002. En dicha Resolución se aprobó una cargo
promedio máximo de $3,52 por metro cúbico, expresada en pesos de 2000 ó $4,06
por metro cúbico en pesos de diciembre de 2002. La vigencia de este cargo es, de
acuerdo a La Ley 142/94, hasta tanto la Comisión no determine el nuevo.
La propuesta tarifaria de Promigas S.A E.S.P., consta de dos partes, por solicitud de la
empresa, expuesta mediante comunicación CREG E-2004-4737 recibida el 3 de junio
de 2004:
La solicitud de revisión tarifaria:
El estudio de los cargos aplicables para el próximo periodo tarifario.
En la solicitud de revisión tarifaria PROMIGAS S.A. E.S.P. está pretendiendo 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.
En este documento se presenta a consideración de la Comisión el análisis de la
solicitud tarifaria presentada por la empresa. La información utilizada y el cálculo
respectivo del Cargo Promedio de Distribución aplicable al mercado de la empresa
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
242
Sesión No. 245
acorde con la metodología establecida en la Resolución CREG-011 de 2003 (en
adelante La Resolución).
Para tal efecto se dispone de la información contenida en los siguientes documentos:
Tabla 27. Lista de documentos utilizados en la aprobación de la solicitud
Tipo de documento
Radicado
CREG
PROMIGAS S.A.:Resolución CREG-015 de 2002.
Fecha
20 Mar. 2002
PROMIGAS S.A.Mnformación histórica a 31 die. 2002.
E-2003-4325
30 Abril 2003
PROMIGAS S.A: Aplicación de la Resolución CREG
011 de 2003
E-2003-5269
23 May.2003
PROMIGAS S.A. Información propuesta tarifaria
E-2003-5540
3 Junio 2003
PROMIGAS S.A. Información adicional propuesta
tarifaria
E-2003-5875
11 J u n .2003
CREG: Aclaración de información.
S-2003-2732
15 Agost.
2003
PROMIGAS S.A.: Respuesta a Rad. CREG S-20032732
E-2003-8561
15 Sept.2003
CREG: Solicitud de Información
S-2003-2951
3 Sept. 2003
PROMIGAS S.A.: Respuesta a Rad. CREG S-20032951
E-2003-9181
2 Oct. 2003
DIVISA: Informe de verificación de activos de la
empresa
E-2003-9376
8 Oct. 2003
PROMIGAS S.A ESP.:Reporte AOM de calidad
acorde con Resolución 100 de 2003
E-200310714/10781
25 Nov.2003
UPME: Concepto Metodología de Proyección de
Demanda.
E-2003-10707 24 Nov. 2003
CREG: Remisión reporte de verificación de activos
S-2004-0364
2 Die. 2003
PROMIGAS: Respuesta a Rad. CREG S-2004-0364.
E-2004-1335
20 feb. 2004
DIVISA: Respuesta a comentarios de La empresa
respecto a los resultados de la auditoría.
E-2004-3598
1 mayo 2004
CREG: Solicitud de información
S-2004-0954
30 Marzo
2004
PROMIGAS: Respuesta a Rad. CREG S-2004-0954.
E-2004-2963
13 Abril 2004
PROMIGAS: Respuesta a Rad. CREG S-2004-0954.
E-2004-3464
28 Abril 2004
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
243
Sesión No. 245
AUTO DE PRUEBAS: Solicitud de revisión tarifaria
PROMIGAS S.A.: Solicitud de Acumulación de
Expedientes
13 Mayo
2004
E-20044737/4822
AUTO DE PRUEBAS No 1: Solicitud tarifaria
3 junio 2004
8 junio 2004
CREG: Solicitud de publicación tarifaria
S-2004-1647
17 junio 2004
PROMIGAS S.A.: Publicación solicitud tarifaria
E-2004-5373
29 Junio
2004
PROMIGAS S.A. Envió información solicitada en el
AUTO DE PRUEBAS No 1.
E-2004-5533
6 julio 2004
AUTO DE ACUMULACIÓN DE EXPEDIENTES
S-2004-1814
14 Julio 2004
AUTO DE PRUEBAS No 2
S-2004-1964
28 Julio 2004
AUTO DE PRUEBAS No 3
S-2004-2454
25 Agost.
2004
ANGELA LEAL BAQUERO: Remisión Informe Técnico
E-2004-7468
15 Sept.
2004
AUTO DE TRASLADO: Informe Técnico
S-2004-2663
15 Sept.
2004
PROMIGAS S.A.: Solicitud Información
E-2004-7620
17 Sept.
2004
PROMIGAS S.A. Solicitud aclaraciones informe
técnico
E-2004-7745
21 Sept.
2004
AUTO DE TRASLADO. Solicitud de aclaraciones.
S-2004-2867
1 Oct. 2004
ANGELA LEAL BAQUERO: Respuestas a solicitud de
aclaraciones.
E-2004-8461
15 Oct. 2004
PROMIGAS S.A.: Envió nueva proyección de
demanda
E-2004-8669
25 Oct. 2004
AUTO DE TRASLADO: Aclaraciones Informe Técnico
S-2004-3038
21 Oct. 2004
PROMIGAS S.A. Solicitud de objeción grave
E-2004-8773
27 Oct. 2004
AUTO DE PRUEBAS No 4
S-2004-3080
27 Oct. 2004
PROMIGAS S.A.: Ampliación de información de la
proyección de demanda
E-2004-9190
12 Nov. 2004
AUTO QUE RESUELVE SOLICITUDES DE
PRUEBAS
S-2004-3229
18 Nov.2004
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
244
Sesión No. 245
2. SUPUESTOS GENERALES E INDICES UTILIZADOS
Para el cálculo de los cargos de Distribución y Comercialización de que trata el
presente documento se han utilizado los siguientes supuestos de tipo general:
Tabla 28. Supuestos Generales
Parámetro
Valor
Fuente
Tasa de descuento
16,06%
Res. CREG 045 de 2002
Escalador IPP (1996-2002)
1,95
Banco de la República
Margen de Comercialización
1,67%
Res. CREG-011 de 2003
Porcentaje reconocido de terrenos e
inmuebles.
7,6% anual del
valor catastral
Res. CREG-011 de 2003
Parámetros de calidad del servicio
Res. CREG-100 de 2003
3. SOLICITUD DE REVISIÓN DE CARGO DE DISTRIBUCIÓN.
Mediante comunicaciones CREG-E-2003-4325 del 30 de abril de 2003 y CREG-E2003-8561 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.
PROMIGAS S.A. E.S.P. está pretendiendo 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.
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 periodo 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.’’
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
245
Sesión No. 245
3.1 FUNDAMENTO DE LAS PRETENSIONES
PROMIGAS S.A. ESP. argumenta su solicitud de revisión tarifaria en los siguientes
fundamentos:
3.1.1
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, a través de su comunicación Rad. CREG E-2003-8561,
expone los siguientes argumentos:
i)
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”
ii)
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.
iii)
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.
iv)
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
a. 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)
b. La CREG sólo menciona un tramo de 8” de 0.8km (el cual corresponde a la
variante INEM-La Virgencita), siendo que en realidad la cantidad de tubería de
8” que existe es de 1.6km.
c. Se separaron los cruces especiales, los cuales estaban siendo contenidos en
las medidas de tubería, por lo que las longitudes de tubería disminuyen.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
246
Sesión No. 245
d. 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 Res. 015/02 como
activos de distribución aclarando además que tampoco están incluidos en la
Res.014/02 como activos de transporte."
Cuadro No 2
U n id a d
C o n s tru c tiv a
L o n g itu d
(Km .)
P recio
U n id a d e s
C o n s tru c tiv a s
P ro m ig a s
(R eposición a
Nuevo)
TU B ER ÍA
7 1 ,4 7
4.255.051.626
2 5 .0 3 8.47 1 .5 4 7
27.367.049.401
TAIOCO
9,26
487.196.165
4.513.477.838
4 .9 3 3 .2 31 .27 7
TA10AS
0,85
437.463.321
371.4 06 .3 5 9
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
2.4 4 2 .0 73 .69 5
T A I 2AS
0,04
451.299.877
17.591.699
19.227.727
T A I 2 DE
10,69
374.746.481
4.004.460.388
4.376.875.204
TASCO
0,42
373.926.904
158.182.298
172.893.252
TA 8DE
1,18
233.2 60 .0 8 7
2 74.547.123
3 0 0.080.005
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 ,1 7
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
TASCO
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 ,5 7
3.3 6 2 .1 65 .10 0
3.674.846.454
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
V a lo r T o ta l
V a lo r T o ta l
Pesos 2 0 0 1
Pesos 2 0 0 2
247
Sesión No. 245
CE12VI
0,36
1.475.000.000
527.755.000
5 7 6.836.215
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
24 4.1 04 .7 5 0
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
287.1 00 .0 0 0
313.800.300
CE4SB
0,06
1.135.000.000
68.781.000
75.177.633
CE4AE
0,04
975.000.000
35 .2 0 7.25 0
38.481.524
CE3AE
0,02
800.000.000
16.960.000
18.537.280
3 1 . 7 6 2 .8 0 1 . 7 4 7
3 1 .0 4 1 .8 9 5 .8 5 6
TO TA L
Fuente: Documento Rad. CREG-2003-8561
3.1.2 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 negaría 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, serian 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.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
248
Sesión No. 245
3.1.3
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.
3.1.4
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 cosos 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, eso es según lo reportado por PROMIGAS.
3.2 ANALISIS DE LA SOLICITUD DE REVISIÓN TARIFARIA
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. Dicha solicitud incluyó
dentro de sus activos la denominada “Red de Distribución de Barranquilla” , como parte
de su sistema de transporte.
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.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
249
Sesión No. 245
3.2.1
Cantidad de Activos y Valoración de la Inversión (Res. CREG 033 de 2001)
PROMIGAS presentó en su propuesta tarifaria de marzo 1 de 2000, el monto de
inversión correspondiente al tramo Ballena-Cartagena, el cual incluía la Red de
Distribución de Barranquilla.
Dicha red fue valorada en el anterior período tarifario en US$2.880.930 de dic.93 e
incluía los siguientes activos:
Tabla 29
Gasoducto
Gasoducto el Difícil -Barranquilla
Anillo Circunvalar
Red Petroquímica
Subtotal
Sede Administrativa
Tramo reemplazado por la
Variante INEM - La Virgencita
TOTAL
Año
entrada en
operación
1993
1989
1993
Longitud Diámetro
55
45
21
121
-1.33
12
10
Asignación de
costo. US$Dic.99
1.448.686
830.798
665.025
2.944.509
-32.057
-31.522
2.880.930 (1)
Fuente: Documento CREG-037 de febrero 20 de 2001.
(1) Del valor de la red de Barranquilla se descuenta US$32.057 por concepto de sede administrativa y US$31.522
por el tramo reemplazado para el proyecto variante INEM- La Virgencita. La distribución del valor de la sede
administrativa se realizó a prorrata de la inversión entre el tramo Ballena-Cartagena y la Red de Distribución de
Barranquilla.
Como inversión adicional, correspondiente al periodo 1994-1999 para la Red de
Distribución de Barranquilla, Promigas reportó lo siguiente:
Tabla 30
Gasoducto
Longitud
Variante INEM-La Virgencita
Sistema de Protección Catódica
0,8 Km.
Asignación de costo.
US$Dic.99
64.407 (1 )(2)
6.378 (1)
Fuente: Documento CREG-037 de febrero 20 de 2001
(1)Costo adecuado de acuerdo con la evaluación técnica de Galvis H.
(2) El reporte de Promigas fue de US$ 64.499 de dic.99.
Considerando lo anterior, la Inversión Base reconocida para la Red de Distribución de
Barranquilla, dentro del proceso de solicitud de cargo de transporte por parte de la
empresa Promigas, correspondía a US$ 2.945.337 de dic.99, tal y como está expuesto
en el documento CREG 037 de 2001.
Esta propuesta fue presentada por el Comité de Expertos en la sesión 144 de febrero
20 de 2001 y la CREG consideró que dado que dichos activos cumplían la función de
distribución de gas natural, era conveniente reconocer dicha red como activo de
distribución y remunerarla conforme con la metodología establecida para la actividad
de distribución de gas combustible, Res. CREG 057 de 1996.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
250
Sesión No. 245
La CREG efectuó los cálculos tarifarios correspondientes, aplicando los
procedimientos generales 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 y estableció el cargo que permite remunerar los
activos que conforman la red de distribución de Barranquilla a través de la Resolución
CREG 033 de 2001.
La inversión considerada en el cargo determinado por la Resolución CREG 033 de
2001, corresponde a lo siguiente:
Tabla 31
64.407
Asignación de
costo.
Col$Dic.OO
3.249.360.496
1.863.457.958
1.491.631.368
6.604.449.795
117.643.837
-1.33
6.378
70.785
-31.522
12.996.644
130.640.481
-57.577.112
-8
189.606
-386.365.886
221.128
-443.942.997
6.291.147.278
Gasoducto
Long.
D
El Difícil -Barranquilla
Anillo Circunvalar
Red Petroquímica
Subtotal (1)
Variante
INEM-La
Virqencita
Protección Catódica
Subtotal (2)
Tramo reemplazado por
la Variante INEM - La
Virgencita
Variante SabanagrandePalmar de Varela (2001)
Subtotal (3)
TOTAL (1+2-3)
55
45
21
121
0.8
12
10
12
Asignación de
costo
US$Dic.93
1.389.898
797.085
683.038
2.825.021
8
Asignación de
costo. US$Dic.99
Fuente: Documento CREG 052 de 2001
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 solicita a la CREG la modificación de los Artículos 2o. y
5o. en los siguientes términos:
”7. Modificar el numeral 2.1 del artículo 2° 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 5 o de la Resolución 033 de 2001 en el
sentido de complementar la tarifa allí expresada, p o r aquella nueva que arrojen
las operaciones aritméticas luego de aplicar para tal efecto el aludido sistema
de VALORA NUEVO.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
251
Sesión No. 245
3. Revocar el Parágrafo 2, del artículo 5 o de la Resolución 033 de 2001 y en su
lugar disponer que PROMIGAS S.A. ESP. no tiene ningún límite para desplegar
su actividad de Distribución”
3.2.2 Recurso de Reposición contra la Res. CREG-033 de 2001.
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.
Para analizar los argumentos expuestos por PROMIGAS, la CREG consideró 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 po r 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 ¡PC, 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.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
252
Ses/ón No. 245
De lo anterior se puede destacarlo 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 CREG 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 habla 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). ”
Así, 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.
3.2.3 Metodología de Valoración a Nuevo Aplicada en la Resolución CREG 015
de 2002
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 con la mejor información
disponible en el momento. La metodología implementada fue la siguiente:
a) Se consideró la información de costos reportada por las empresas
distribuidoras para el cálculo tarifario del período 1996 - 2001. (Dentro de la
información disponible no se encontraron costos desagregados para
gasoductos de 10" y 12").
b) A partir de la información de las empresas distribuidoras 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-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
253
Sesión No. 245
d) Se realizó un ajuste a los datos por medio de regresión en dos etapas con el fin
de eliminar datos atipicos (Cook's D Test).
Los resultados del anterior procedimiento fueron los siguientes:
Tabla 32
Pulgadas
$ Dic.96/Km
3
5 6 .0 4 5 (1 )
91.437
4
6 5 .1 6 6 (1 )
106.317
, 163.107
$ Dic.OO/Km
6
9 9 .9 7 5 (1 )
8
106.920 (1)
174.438
10
117.892 (2)
127.227 (2)
192.338
207.568
12
Fuente: Análisis CREG
(1) Promedio de costos de las empresas distribuidoras.
(2) Costos resultado de la regresión.
Como resultado de la anterior metodología, la CREG calculó los costos de reposición
a nuevo de los gasoductos de 10" y 12” de la red de distribución de Barranquilla.
Para el gasoducto INEM- La Virgencita, con un diámetro de 8”, considerando que fue
construido en el año 1998 y la empresa reporta su costo en la solicitud tarifaria en
dólares de 1999, la CREG incluye este activo en la inversión existente con el costo
reportado por la empresa en US$ de dic.99, pero le descuenta el valor del tramo
reemplazado por esta variante.
3.2.4 Cantidad de Activos Aprobados en la Res. CREG 015 de 2002
Partiendo de la cantidad de activos aprobados en la Resolución 033 de 2001, la CREG
consideró que el gasoducto denominado El Difícil - Barranquilla en la práctica es un
gasoducto que interconecta a Barranquilla con una estación denominada Santa Rita a
38 Km. al sur de Barranquilla. El gas transportado por este gasoducto permite atender
la demanda de algunas poblaciones aledañas al mismo (e.g. Ponedera y Santo
Tomás) y poblaciones ubicadas al sur de la estación Santa Rita, lo cual permite
concluir que este gasoducto no cumple funciones de distribución sino de transporte.
Con base en lo anterior, la CREG determinó que la definición regulatoria más
apropiada para dicho gasoducto es la de Sistema Regional de Transporte.
Considerando todo lo anterior, la CREG a través de la Resolución CREG 015 de
2002, aprobó la Inversión Existente expuesta en la siguiente tabla:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
254
Sesión No. 245
Tabla 33
D iám etro Long.
(puig.) (km )
Gasoducto
C osto
R eposición
C osto
R eposición
C osto
R eposición
$C ol.D ic.96/Km
Col.S Die.96
C ol.$ Dic.OO
Costo
R eposición
Col.S
Dic.00/Km
G asoducto el Difícil Barranquilla (1)
12
0
0
0
0
0
Soledad - S abanaqrande
10
21,5
117.891.965
2.534.677.254
4.135.274.785
192.338.362
Anillo C ircunvalar
10
23
117.891.965
2.711.515.202
4.423.782.328
192.338.362
Red Petroquím ica
Variante la V irgencita lnem (2)
12
21
127.226.798
2.671.762.759
4.358.927.018
207.567.953
0,8
131.244.094
164.055.117
-1,33
64.233.334
-48.295.740
R eem plazo (3)
8
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
(3) El costo de esta variante fue el reportado por la empresa en dólares de diciembre de 1999.
(2) El costo del reemplazo fue calculado con los costos históricos reportados por la empresa en su solicitud tarifaria.
3.3 3.3 ANALISIS DE LOS FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD DE REVISIÓN
TARIFARIA
3.3.1 Análisis de la Aplicación de la Resolución CREG 011 de 2003
De acuerdo con las pretensiones de 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 negaría los
ingresos a los que tendría derecho aún bajo un esquema de competencia.
3.3.1.1
Aplicación del Literal a) del Articulo 7.1 de la Resolución CREG 011 de
2003.
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:
“a) 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
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
255
Sesión No. 245
homologables a
separadamente.”
la
Unidades
Constructivas,
deberá
ser
reportados
En efecto, de acuerdo con la Resolución, 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.
En la actual solicitud de revisión tarifaria, la empresa Promigas reporta una cantidad
de activos diferente a la reconocida en la Resolución CREG -015 de 2002, pese a que
no se construyeron activos adicionales después de la última revisión tarifaria. Estas
diferencias consisten en lo siguiente:
Tabla 34
DIAMETRO
CANTIDADES EN KM
SOLICITADO POR LA
EMPRESA SOLICITUD
APROBADO EN LA RES.
TARIFARIA ACTUAL
CREG 015/02
TUBERIA CRUCES TOTAL
DIFERENCIA
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
-0,71
6
0
0,71
0
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.
Es decir, la empresa reporta en su solicitud de revisión tarifaria, 7,97 Km. adicionales a
los aprobados en la pasada revisión tarifaria como activos de red de distribución,
incluyendo los cruces especiales.
En primer lugar, frente a los argumentos expuestos por la empresa, es importante
aclarar lo siguiente:
i)
La Comisión aprobó todos los activos reportados como “Red de Distribución
de Barranquilla" por la empresa Promigas, en su solicitud tarifaria de
transporte, 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 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 pudo en su momento y
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
256
Sesión No. 245
consciente que la información se utilizaría para el cálculo del cargo de
distribución, reportar la información 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.
Sin embargo, para verificar la información reportada por la empresa, considerando lo
establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, Anexo 9, se aplicó la siguiente
metodología:
•
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.
Recomendación a la CREG:
Considerando los resultados del anterior procedimiento, se propone a la Comisión
aprobar las cantidades de activos descritos en la Tabla No 35, como parte de la
inversión existente en activos inherentes a la operación de distribución de la empresa
PROMIGAS S.A. E.S.P.:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
257
Sesión No. 245
Tabla 35
INVERSIÓN EXISTENTE EN ACTIVOS DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA PROMIGAS.
DIÁMETRO
(Pulg.)
3.3.1.2
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
Aplicación del Literal a) del Articulo 7.2 de la Resolución CREG 011 de
2003.
El literal a) del Articulo 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, en los siguientes términos:
“La valoración de los activos reportados en el inventario de la Inversión Base se
hará de la siguiente forma”:
a) “La Inversión Existente será la suma del valor total de los siguientes
activos”:
i)
ii)
Los activos existentes en la última revisión tarifaria, reportados po r la
empresa, tal como fueron considerados y valorados en dicho
momento por la Comisión.
Los activos de expansión reportados p o r la empresa en la última
revisión tarifaria, valorados con el costo reconocido p o r la Comisión
en dicho momento, y que están efectivamente construidos en la
actualidad. ”
Es decir, la valoración de la Inversión Existente a diciembre de 2002, debe ser la
misma valoración considerada en la ultima revisión tarifaria, la cual, para el caso de
Promigas corresponde a la realizada en marzo de 2002, a través de la Resolución
CREG 015 de 2002.
La empresa argumenta, respecto a este tema, 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 considerando “la información reportada po r las empresas distribuidoras
para el cálculo tarifario del periodo 1996-2001."
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
258
Sesión No. 245
Es decir, la empresa requiere que el regulador valore las inversiones acordes con los
costos a reposición a nuevos reportados por PROMIGAS en esta solicitud de revisión
tarifaria, y que consisten en lo siguiente:
Tabla 36
DIAMETRO
TA12" (Promedio)
TA12CO
TA12AS
TA12DE
TA10" (Promedio)
TA10CO
TA10AS
TA10DE
TA8" (Promedio)
TASCO
TA8DE
TA6"
TA6CO
TA6DE
TA4"
TA4CO
SOLICITADO POR LA COSTOS APROBADOS
COSTOS APROBADO
EMPRESA EN REVISIÓN PARA LAS UC. RES.
EN RES. CREG-015-02
TARIFARIA
CREG 011/03.
242,55
224,75
484,55
550,94
493,18
409,52
463,06
532,41
478,06
191,70
190,60 (1)
124,23 (1)
TA4AS
TA4DE
378,70
331,77
408,63
254,91
214,49
265,44
163,54
152,13
183,38
157,86
115,16
129,09
163,33
325,66
354,83
355,92
266,23
268,30
312,60
224,00
197,22
226,75
167,69
146,25
159,22
159,70
119.84
122,84
106,85 (1)
TA3"
142,53
TA3CO
103,15
94,86
TA3DE
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
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 ha seguido dos
etapas:
i)
La CREG valoró los activos de distribución partiendo del valor histórico
reportado por la empresa Promigas 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 acepta 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.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
259
Sesión No. 245
iii)
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).
Recomendación a la CREG:
Se recomienda a la CREG no aprobar la solicitud realizada por la empresa de no
aplicarles el Literal a) del Articulo 7.2 de la Resolución CREG 011 de 2003, por las
siguientes razones:
•
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.
4. SOLICITUD DE DETERMINACIÓN DE CARGO DE PROMIGAS.
4.1 MERCADO RELEVANTE
a) Propuesto por la empresa
El 30 de mayo de 2003, la empresa presentó a la CREG su propuesta de Mercado
Relevante, el cual consiste en los 28 municipios atendidos actualmente y 5 municipios
nuevos que proyectan conectar en el siguiente período tarifario:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
260
Sesión No. 245
Tabla 37. Municipios que conforman el Mercado Relevante
Municipio
A racataca
Baranoa
Barranquilla
C alam ar
C am po de la Cruz
C andelaria
C iénaga
Fundación
G alapa
Juan de Acosta
La Paz
Luruaco
M alam bo
M anatí
P alm ar de Varela
Piojo
Polonuevo
Ponedera
Pueblo Viejo
Puerto C olom bia
Repelón
Retén
Sabanagrande
Sabanalarga
San Estanislao
Santa Lucía
S anta Marta
Santo Tom ás
Sitio N uevo
Soledad
Suan
Tubará
U siacurí
V a lle d up ar
Z on a Bananera
Fuente: PROMIGAS. Rad. CREG -1401 y 9227 de 2003
b)
Departamento
M agdalena
Atlántico
A tlántico
Bolívar
A tlántico
A tlántico
M agdalena
M agdalena
A tlá ntico
A tlá ntico
C esa r
A tlá ntico
A tlá ntico
A tlá ntico
A tlántico
A tlá ntico
A tlántico
A tlántico
M agdalena
A tlántico
A tlá ntico
M agdalena
A tlántico
A tlántico
B olívar
A tlántico
M agdalena
A tlántico
M agdalena
A tlántico
A tlántico
A tlántico
A tlántico
C esa r
M agdalena
Propuesta a la CREG
Se propone aceptar la propuesta de la empresa respecto al Mercado Relevante y
aplicarlo para efectos de establecer el cargo por uso del sistema de distribución.
4.2
INVERSIÓN BASE
La empresa presenta el rubro de Inversión Base desagregado en dos componentes: i)
Inversión Existente a diciembre de 2002 y ii) Nuevo Programa de Inversiones previstas
para ejecutar durante el siguiente período tarifario.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
261
Sesión No. 245
4.2.1
INVERSIÓN EXISTENTE
De acuerdo a la metodología establecida en la Resolución 11/03, la Inversión
Existente será la suma de los Activos Inherentes a la Operación y Otros Activos, tanto
los existentes como los construidos en el pasado periodo tarifario, tal como fueron
considerados y valorados en la última revisión.
4.2.1.1
ACTIVOS INHERENTES A LA OPERACIÓN
a) Reportados por la empresa:
En la actual solicitud tarifaria, la empresa Promigas reporta una cantidad de activos
diferente a la reconocida en la Resolución CREG -015 de 2002, pese a que no se
construyeron activos adicionales después de la última revisión tarifaria.
En la Tabla No 38 se muestran las diferencias existentes entre la información
aprobada en la pasada revisión tarifaria y la información reportada por la empresa
como el inventario real de activos de la red de distribución a diciembre 31 de 2002, en
la actual solicitud:
Tabla 38
APROBADO EN
LA RES. CREG
015/02
DIAMETRO
SOLICITAD O POR LA EMPRESA
SOLICITlJD TARIFARIA (Km)
TOTAL
TUBERIA
CRUCES
DIFERENCIA
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.
Es decir, la empresa reporta, en su solicitud de revisión tarifaria, 7,97 Km. adicionales
a los aprobados en la pasada revisión tarifaria como activos de red de distribución,
incluyendo los cruces especiales.
De la misma manera, la empresa en su solicitud tarifaria requiere de una valoración
de activos diferente a la aprobada en la Resolución CREG 015 de 2002 y consistente
en lo siguiente:
D-067 CARG OS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
262
Sesión No. 245
Tabla 39
costo
unitario ($)
550,94
Total ($>
2.440,65
493,18
409,52
19,73
4.377,80
532,41
478,06
4.930,10
406,35
378.70
13.462,85
0,42
1,18
408,63
254,91
171,62
300,79
TA6CO
TA6DE
0,17
0,54
265,44
45,12
88,31
TA4CO
2,17
183,38
TA4AS
TA4DE
0,11
5,18
157,86
115,16
TASCO
TA3DE
0,31
0,56
71,46
163,33
94,86
50,63
53,12
27.358,9
0,4
1,5
0,1
0,3
0,1
0,2
0,1
0,1
0,1
0,0
0,0
0,0
2,8
1.611,88
1.447,96
1.311,36
1.229,4
1.622,80
1.458,88
1.240,32
1.447,96
1.311,36
1.180,22
1.065,48
874,24
698,3
2.193,7
104,9
319,6
97,4
262,6
74,4
101,4
104,9
11,8
42,6
17,5
4.029,0
unidad constructiva
Km.
TA12CO
TA12AS
TA12DE
4,43
0,04
10,69
TA10CO
TAIGAS
9,26
0,85
TA10DE
35,55
TA8CO
TA8DE
Total unidades homologadas
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Cruces
Subterráneos 12"
Subterráneos 10”
Subterráneos 8"
Subterráneos 4"
Subfluviales 12"
Subfluviales 10"
Subfluviales 4"
Aéreos 12"
Aéreos 10"
Aéreos 8"
Aéreos 4"
Aéreos 3"
163,54
397,93
17,36
596,55
31.387,98
Total
74,3
0,0
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
Las cifras varían levemente de lo reportado por la empresa, pues varias de sus operaciones
matemáticas contenían errores.
Adicionalmente, la empresa incluye separadamente los siguientes activos
expansión construidos durante el periodo tarifario pasado y no homologables a
Unidades Constructivas:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
Sesión No. 245
Tabla 40 Inversión Existente de Unidades Especiales y No Homologadas presentada por la
empresa.
Unidades Constructivas Especiales
Valor Mill$ dic.2002
Sistem as de C ontrol
C ruces
Equipos de Protección C atódica
278,03
4.029
81,71
Total
Unidades Constructivas No Homologadas
4.388,8
Sistem a de Inform ación G eográfica
C artografía
T ram pa R aspatubos
Laboratorio de M etrología
A ctuadores
288,73
110,04
37,64
217,54
361,73
Total
Total Unidades Especiales + No
Homologadas
1.015,71
5.404,5
Fuente: PROMIGAS. Rad. CREG -4325 y 8561 de 2003
b) Recomendación a la CREG:
Se recomienda a la CREG aprobar las cantidades de Tubería propuestas por la
empresa en su solicitud tarifaria, con base en el análisis realizado en el numeral 3 de
este documento.
Para la valoración de estos activos, se recomienda a la CREG no aprobar la solicitud
de la empresa y aplicar para la determinación del cargo, los valores aprobados en la
Resolución CREG 015 de 2002, de conformidad con el análisis realizado en el
numeral 3 de este documento.
En cuanto a las unidades reportadas como no homologables por la empresa, se
recomienda a la CREG lo siguiente:
•
Aprobar la cantidad y valoración de los cruces especiales propuestos por la
empresa.
•
Aprobar de la misma manera las inversiones correspondientes a equipos de
protección catódica, sistemas de control, actuadores y trampas.
•
Los gastos correspondientes a Cartografía Predial y de Redes no se
consideran como Activos Inherentes a la Operación sino como Otros
Activos, por corresponder a Sistemas de Información. Igual sucede con el
monto correspondiente a Sistemas de Información Geográfica.
•
En cuanto al monto correspondiente al Laboratorio de Metrología, no se
considera dentro de los activos inherentes a la actividad de distribución.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE V PROMIGAS-FINAL
264
Sesión No. 245
Considerando lo anterior, la Inversión Existente en Activos Inherentes a la Operación a
diciembre de 2002 propuesta a aprobar por la CREG para el cálculo del cargo por uso
del sistema de distribución es la siguiente:
Tabla 41. Inversión Existente a diciembre de 2002 propuesta a la CREG
Estudio Tarifario Anterior (Marzo de 2002)
Descripción de Unidad
Constructiva
Costo Unitario
Cantidad
Reconocido
Aprobada
M illS Die 2000
Costo T otal
Reconocido
(SDic. 2000)
Costo Unitario
Reconocido
Mili $ Die 2002
Cantidad a
Die 2002
Costo Total
Mili $ Die 2002
Tubería de Acero de 3 "
91,4
0,0
0,0
106,8
0,9
93,0
Tubería de Acero de 4 "
106,3
0,0
0,0
124,2
7,5
926,8
Tubería de Acero de 6 "
163,1
0,0
0,0
190,6
0,7
135,3
Tubería de Acero de 8 "
164,1
0,8
67,0
191,7
1,6
306,7
Tubería de Acero de 10 ”
192,3
44,5
8.559,1
224,8
45,7
10.264,5
Tubería de Acero de 12 "
207,6
21,0
4.358,9
242,5
66,3
12.984,99
SUBTOTAL TUBERÍA
UNIDADES HOMOLOGADAS
15,2
3.677,1
71,5
15.401,1
Costo Unitario
M illS Die 2002
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
2,8
4.029,04
UNIDADES ESPECIALES
Actuador en Acero de 12”
54,3
Actuador en Acero de 10"
Sistema de Información
Geográfica
307,4
0
0
Cartografía
0
Laboratorio Metrológlco
37,6
Trampas
Equipos de Protección
Catódica
Sistemas de Control
81,7
1,0
81,7
278,0
1.0
278,0
UNIDADES NO
HOMOLOGADAS
759,1
Fuente: Análisis CREG. Los costos unitarios fueron actualizados a precios de 2002 con un factor de 1,09.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
265
Sesión No. 245
Es decir, de acuerdo a la empresa la Inversión Existente correspondiente a Activos
Inherentes a la Operación equivale a $33.219,47 millones. La CREG aprueba una
cifra de Inversión Existente en Activos Inherentes a la Operación de $20.189,2
millones. Así, la diferencia entre ambas partes es de $13.030,2 millones justificados
en las siguientes razones:
Tabla 42 Diferencias entre lo propuesto por la empresa y lo propuesto a la CREG.
unidad constructiva
km
costo
unitario
empresa
TA12C O
4,43
550,94
2.440,65
242,55
1.074,49
0,04
493,18
19,73
242,55
9,70
10,69
409,52
4.377,80
242,55
2.592,86
9,26
532,41
4.930,10
224,75
2.081,22
T A 10 A S
0,85
478,06
406,35
224,75
191,04
T A 10 D E
35,55
378,70
13.462,85
224,75
7.989,98
T A 12 A S
T A 12 D E
total empresa
costo unitario
total propuesto
propuesto
0,00
45,66
TA10C O
0,00
T ASCO
0,42
408,63
171,62
191,70
80,52
T A 8D E
1,18
254,91
300,79
191,70
226,21
TA6C O
0,17
265,44
45,12
190,60
32,40
T A 6D E
0,54
163,54
88,31
190,60
102,92
0,00
0,00
TA4C O
2,17
183,38
397,93
124,23
TA4AS
0,11
157,86
17,36
124,23
269,59
13,67
TA4D E
5,18
115,16
596,55
124,23
643,54
TA3C O
0,31
163,33
50,63
106,85
33,12
T A 3D E
0,56
94,86
53,12
106,85
59,83
0,00
total unidades homologadas
117,12
15.401,08
27.367,04 (1)
11.965,96
Diferencia
Cifras en millones de pesos de dio. 2002
(1) La suma matemática da $27.358,94. Promigas presenta errores en sus cálculos
Unidades Constructivas No
Homologadas
Cruces Especiales (1)
Empresa
$1.375,4
CREG
$759,1
Diferencia
$616,3
$4.476,97
$4.029,04
$447,9
(1) Los cruces reportados en la comunicación Rad. CREG E-2003-8561 como activos construidos durante
el periodo 2000-2002 presentan errores en su cálculo.
Fuente: Análisis CREG
Cifras en millones de pesos de 2002.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
266
Sesión No. 245
4.2.1.2
OTROS ACTIVOS
a) Propuestos por la empresa
Tabla 43. Inversión Existente propuesta por la empresa en Otros Activos
ACTIVO
Mlll.$ 2002
M aquinaria
Equipos de cóm puto
Vehículos
48,07
10,64
353,8
M uebles y equipos de oficina
TOTAL OTROS ACTIVOS
12,34
424,9
Fuente: PR O M IG A S. Rad. C R E G ^ 3 2 5 de 2003
b) Recomendado a la CREG
Se recomienda adicionar al monto de Otros Activos reportados por la empresa,
los gastos correspondientes a Cartografía y Sistemas de Información, tal y como
se mencionó en el numeral anterior.
Tabla 44 Otros Activos (Adicionando Sistemas de Información).
ACTIVO
M ill$ 2002
M aquinaria
Equipos de cóm puto
V ehículos
48,07
10,64
353,8
M uebles y equipos de oficina
12,34
Sistem as de Inform ación
398,8
TOTAL OTROS ACTIVOS
823,6
Fuente: Análisis CR EG
4.2.1.3
RESUMEN DE LA INVERSIÓN EXISTENTE
La Tabla siguiente resume la Inversión Existente a diciembre de 2002 en Activos
Inherentes a la Operación y Otros Activos, tanto lo propuesto por la empresa como lo
propuesto a ser aprobado por la CREG:
Tabla 45. Inversión Existente reportada vs. Aprobada ($ dic.2002)
Descripción
Activos Inherentes a la
Operación
Otros Activos
Activos calidad del servicio
Total
Valor Empresa
33.219.479.764
Valor CREG
20.189.249.163
424.860.369
0
33.644.340.133
823.640.834
0
21.012.889.997
Fuente: Análisis C REG .
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
267
Sesión No. 245
4.2.1.4
RESULTADO DEL PROCESO DE AUDITORIA DE ACTIVOS
La empresa DIVISA verificó, a través de una muestra estadística del mercado de la
empresa, la existencia de parte de los activos reportados como existentes por la
empresa en el municipio de Barranquilla.
La información obtenida en el proceso de verificación de activos presentó algunas
inconsistencias entre lo reportado por la empresa en su propuesta tarifaria y lo
encontrado por la auditoria en campo. Estas inconsistencias fueron subsanadas en su
mayoría por la auditoria.
Finalmente, el resultado de la verificación de activos realizado por la auditoria no
coincidió con lo reportado por la empresa en la solicitud tarifaria, únicamente en los
siguientes tramos:
Grilla
36-42
36-42
Tubería
12”
10”
Empresa
68 metros
662 metros
Auditoria
0 metros
635 metros
Esta inconsistencia representó el 0.41% del costo total de la muestra por lo que la
información reportada por la empresa se acepta tal y como la presentó en la solicitud
tarifaria, de conformidad con lo establecido en el Anexo 9 de la Resolución CREG 011
de 2003.
4.2.2 PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES -P N I, EN ACTIVOS INHERENTES
A LA OPERACIÓN Y EN OTROS ACTIVOS.
La empresa presentó el siguiente programa de inversiones, para ser ejecutado en los
próximos cinco años:
4.2.2.1
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN ACTIVOS INHERENTES A
LA OPERACIÓN
a) Propuesta de la empresa
La empresa no reporta un programa de inversión en Unidades Constructivas
Homologadas.
Como Unidades Constructivas Especiales la empresa reporta una inversión para
los cincos años de $2.952,9 millones en pesos de 2002, consistentes en lo
siguiente:
Tabla 46 Unidades Constructivas Especiales del PNI
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
268
Sesión No. 245
(M illones de pesos de 2002)
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4 Año 5
Sistem as de C ontrol
Equipo de O dorización
1.823,47
66,07
385,02
66,07
66,07
66,07
Laboratorio de M etrología
292,4
39,51
Equipos de Protección C atódica
74,08
74,08
2.189,97
564,7
66,07
66,07
66,07
TOTAL
Fuente: PR O M IG AS. Rad. CR EG E -2003-5540
Finalmente, como Unidades Constructivas No Homologadas, la empresa reporta
una inversión para los cincos años de $5.458,18 millones en pesos de 2002,
consistentes en lo siguiente:
Tabla 47 Unidades No Homologadas del PNI
__________ (M illones de pesos de 2002)
_______
Año 3
Año 1
Año 2
Activo
S istem a de Inform ación G eográflcaPunto A lterno de Sum inistro
C am bio de R evestim iento
Tram pa de Envío
Tram pa de Recibo
Adecuación 10” y12 “
UNIDADES NO HOMOLOGADAS
Año 4
Año 5
285,98
102,5
148,62
0
0
370,3
0
0
0
0
135,8
0
0
0
0
0
0
979,4
567,4
0
0
0
980,03
567,8
0
0
0
740,3
580,2
0
I % j4 L f I Q
792,18
I U & j w
102,5
“ I j <
2.847,8
1.715,5
0
Fuente: PR O M IG AS. Rad. CREG E -2003-5540
b) Recomendadas a la CREG
•
Se recomienda aprobar la inversión en Unidades Constructivas
Especiales propuesta por la empresa para los cincos años, excepto por
el monto correspondiente al laboratorio de metrología, por no ser este
un activo inherente a la actividad de distribución. La inversión
aprobada por tanto es de $2.621 millones.
•
Se recomienda noaprobar en
Unidades Constructivas No
Homologadas los activos correspondientes a Sistema de Información
Geográfica, por ser este un costo de sistemas de información que se
incluirá en Otros Activos.
•
Se recomienda no
aprobar en Unidades Constructivas No
Homologadas los activos correspondientes a Adecuación y Cambio de
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
269
Sesión No. 245
Revestimiento, porque los activos de distribución son reconocidos a
costos de reposición a nuevo.
•
La CREG aprueba como Unidades Constructivas No Homologadas la
suma de $3.465,1 millones.
Es decir, de acuerdo a la empresa, el Programa de Nuevas Inversiones
correspondiente a Activos Inherentes a la Operación equivale a $8.411,06 millones.
Se recomienda a La CREG aprobar una cifra de Inversión en Activos Inherentes a
la Operación de $6.086,1 millones. Así, la diferencia entre ambas partes es de
$2.324,9 millones.
Tabla 48 Diferencias entre lo propuesto vs. aprobado
Activo
Unidades Especiales
Unidades no
Homologadas
Empresa
$2.952,9 millones
$5.458,1 millones
Diferencia
331,9(1)
1.993,05 (2)
CREG
$ 2.621,0 millones
$3.465,1 millones
(1) Laboratorio de M etrología.
(2) C am bio de R evestim iento, Sistem a de Inform ación G eográfica y A decuación.
Fuente: A nálisis CREG
4.2.2.2
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN OTROS ACTIVOS
a)Otros Activos propuestos por la empresa
La empresa reporta una inversión para los cincos años de $1.112 millones en
pesos de 2002, consistente en lo siguiente:
Tabla 49 Otros Activos del PNI
Millones de pesos de
dic.2002
M aquinaria
Equipos de cóm puto
Vehículos
M uebles y equipos de
oficina
Equipos de C om unicación
Año 1Año 2 Año 3 Año 4 Año 5
0
90
111,4 60,7
0
0
18,5
128,5
141
7,3
77
141
114,8
64,4
0
3,6
34,5
0
0
7,2
0
0
112
0
0
230,6 150,7 288
TOTAL
228,9 213,8
Fuente: PR O M IG AS Rad. CR EG E-2003-8561
b) Otros Activos recomendados a la CREG
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
270
Sesión No. 245
En primer lugar se recomienda adicionar, al monto en Otros Activos propuesto por
la empresa, el monto correspondiente a Sistemas de Información Geográfica
reportado por la empresa como Unidad Constructiva No Homologada.
Tabla 50 Otros Activos (adicionando Sistemas de Información)
Millones de pesos de
dic.2002
Año 1 Ano 2 Año 3 Ano 4
Maquinaria
0
90
7,3
18,5
Equipos de cómputo
111,4 60,7 128,5
77
141
Vehículos
0
0
141
Muebles y equipos de
7,2
0
oficina
0
3,6
Equipos de
Comunicación
0
0
0
112
Sistemas de Información 285,98 102,5 148,62
0
TOTAL
516,6 253,3 436
228,9
Año 5
75,9
64,4
0
8
0
0
148,3
Fuente: Análisis CREG
Ahora bien, acorde con la Resolución el monto de los Otros Activos no podrá ser
superior al 6% del monto de la Inversión en Activos Inherentes a la Operación, por lo
que el valor aprobado para Otros Activos es de $365,2 millones.
Tabla 51 Diferencias Otros Activos reportados vs. aprobados
Activo
Otros Activos
Empresa
$1.112,03 millones
CREG
$365,2 millones
Fuente: Análisis CR EG
4.2.2.3
PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES EN ACTIVOS DE CALIDAD
DEL SERVICIO
a) Activos de calidad del servicio propuestos por la empresa
La empresa reporta una inversión para los cincos años de $455,04 millones en pesos
de 2002, consistentes en lo siguiente:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
271
Sesión No. 245
Tabla 52 Activos asociados a la calidad de gas propuestos por la empresa
________________ (M illones de pesos de 2 0 0 2 )________________
Año 2
UNIDAD CONSTRUCTIVA
Data Logger o Manógrafo de 12"
Detector Portátil de Odorizante
Detector Sensor Electroquímico
Sistema digital de grabación, múltiples
municipios
Higrómetro
Cromatógrafo en línea instalado
Caja de Inspección
No
4
1
1
$
28,14
13,2
9,3
1
1
1
4
144
106,6
149,4
8,6
ACTIVOS DE CALIDAD
455,04
Fuente: PR O M IG A S Rad. CR EG E -2003-5540
b) Activos de calidad de gas recomendados a la CREG:
Considerando los requerimientos acerca de la calidad del servicio de gas combustible
por red, establecidos en la Resolución CREG 100 de 2003, se recomienda aprobar un
monto de $427,2 millones los siguientes activos asociados al control y monitoreo de la
calidad del servicio:
Tabla 53 Activos asociados a la calidad de gas propuestos a la CREG
Año 2
UNIDAD CONSTRUCTIVA
Data Logger o Manógrafo de 12"
Detector Portátil de Odorizante
Detector Sensor Electroquímico
Sistema digital de grabación, múltiples
municipios
Higrómetro
Cromatógrafo en línea instalado
Caja de Inspección
ACTIVOS DE CALIDAD
4.2.2.4
No
0
1
1
$
0
13,6
9,6
1
1
1
0
148
106,6
149,4
427,2
RESUMEN PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES
En resumen el Programa de Nuevas Inversiones previsto por la empresa es de
$8.866.110.517 (dic.31/02) para un período de cinco años, correspondientes a
inversiones en unidades especiales, inversiones en unidades no homologadas y
activos de calidad, sin contar con otros activos.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
272
Sesión No. 245
El Programa propuesto para ser aprobado por la CREG es de $6.513.287.983
(dic.31/02) para un período de cinco años, correspondientes inversiones en unidades
especiales y activos de calidad, sin contar con otros activos.
La diferencia de $2.352,8 millones esta explicado en exclusión de algunos de los
activos correspondientes a las Unidades No Homologadas y Unidades Especiales
propuestos por la empresa, como se explicó anteriormente.
En la Tabla 54 se indica el Programa de Nuevas Inversiones, tanto el presentado por
la empresa como el aprobado por la CREG.
Tabla 54 Resumen Programa de Nuevas Inversiones
(M illones de pesos de 2002)
Valor
Propuesto
8.411.063.138
455.047.379
8.866.110.517
1.112.036.000
Descripción
Activos Inherentes a la Operación
Activos calidad del servicio (1)
Total
Otros Activos
Propuesto a la
CREG
6.086.088.831
427.199.153
6.513.287.983
365.165.330
(1)P rom igas valoró el equipo de m edición de poder calorífico por debajo de los m ontos
establecidos en las Unidades C onstructivas. Res. C R EG -0 1 1 de 2003.
Fuente: A nálisis CREG
4.2.3
RESUMEN DE LA INVERSIÓN BASE.
Con base en lo establecido anteriormente se propone a la Comisión aprobar los
siguientes montos de inversión:
Tabla 55. Inversión Base Propuesta
Descripción
Inversión
existente
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Activos
Inherentes a la
O peración
O tros A ctivos*
A ctivos de
C alidad del
Servicio
20.189.249.163
2.267.868.895
525.187.808
2.025.550.900
1.201.410.593
66.070.635
823.640.834
0
136.072.200
0
31.511.268
427.199.152
121.533054
0
72.084.635
0
3.964.238
0
Total
21.012.889.997
2.403.942.200
983.898.229
2.147.083.954
1.273.495.229
70.034.873
Fuente: Análisis CR EG
C ifras en m illones de pesos de diciem bre de 2002.
4.2.4 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
a) Gastos ACM propuestos por la empresa
La empresa propone los gastos de AOM detallados en la Tabla 56 para un horizonte
de proyección de 20 años.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
07Q
Sesión No. 245
Tabla 56 Proyección de Gastos AOM propuestos por la empresa
AOM CISTRIBUCION (Millones de $ de 2002
Código
Cuenta
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8
5101 Sueldos y salarios
Contribuciones
5102 Imputadas
5103 Contribuciones Efectivas
5104 Aportes sobre Nómina
5111 Gastos Generales
633506 Mantenimiento
0,18 0,18 0,18 0,18
0,18
0,18
0,18 0,18
1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
165,35 165,35 165,35 165,35 165,35 165,35 165,35 165,35
1.283,1 1.869,7 1.710,7 1.713,4 1.716,6 1.719,8 1.730,7 1.726,9
Total sin factor de
eficiencia DEA
1.467,6 2.044,2 1.885,2 1.888,0 1.891,1 1.894,4 1.905,2 1.901,4
6,79
6,79
6,79
6,79
6,79
6,79
6,79
6,79
AOM DISTRIBUCION (Millones de $ de 2002)
Código
Cuenta
Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16
5101 Sueldos y salarios
6,79
6,79
6,79
6,79
6,79
6,79 6,79
6,79
Contribuciones
5102 Imputadas
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
5103 Contribuciones Efectivas 1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
1,82
5104 Aportes sobre Nómina
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
0,41
5111 Gastos Generales
165,35 165,35 165,35 165,35 165,35 165,35 165,35 165,35
633506 Mantenimiento
1.730,7 1.734,6 1.738,8 1.743,2 1.747,8 1.752,6 1.757,7 1.763,0
Total sin factor de
eficiencia DEA
1.905,2 1.909,2 1.913,4 1.917,8 1.922,4 1.927,2 1.932,3 1.937,6
Fuente: PROMIGAS. Rad. CREG-E-2003-5540
b) Gastos de AO&M aprobados por la CREG
Acorde con la Resolución 11, se debe utilizar la metodología de estimación de frontera
de eficiencia para establecer los máximos gastos de AO&M a reconocer en los cargos
correspondientes. La frontera de eficiencia se debe establecer a partir de las
empresas de distribuidoras nacionales.
Para el caso de Promigas, considerando su condición de Outlier de la metodología, el
cual se explica detalladamente en el Anexo No 1 de este documento, se aplica la
metodología DEA con las empresas transportadoras de condiciones similares a las de
Promigas. (Los resultados se encuentran en el anexo 2)
El resultado de este procedimiento fue un puntaje del 63,75%, por lo cual los gastos
de AOM proyectados propuestos por la empresa se modifican por efecto de la
metodología DEA, en este porcentaje.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
274
Sesión Na. 245
Adicionalmente, se recomienda no aprobar el monto requerido por la empresa
correspondiente al rubro de Mantenimiento, considerando que la empresa justifica el
incremento en estos gastos para el año 2004, en la actividad de odorización del gas
natural, y esta actividad la debe estar realizando la empresa desde el año 2001. Por
consiguiente se reduce el rubro de Mantenimiento en $422 millones al año de lo
requerido por la empresa.
De esta forma los gastos de AO&M utilizados para el cálculo tarifario serán los
siguientes:
Tabla 57 Gastos de AOM recomendados a la CREG
Año
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Mill$ de 31 de Diciembre
de 2002
929,27
1.034,20
932,84
934,62
936,61
938,69
945,59
943,18
945,59
948,12
950,78
953,58
956,51
959,59
962,82
966,22
969,78
973,53
977,46
981,58
Fuente: Análisis CREG
e) AOM asignable a Redes Primarias
Con el objeto de calcular los gastos de AOM de la Red Primaria y determinar de
esta manera el cargo piso de la canasta de tarifas, se calculó la suma de los
productos de cada diámetro de tubería por su longitud correspondiente tanto para
la Red Primaria como para la Red Secundaria.
La relación resultante entre los costos de AOM de la Red Primaria y los costos de
AOM de la totalidad de la red fue del 100%.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
275
Sesión No. 245
CAPITULO III.
DETERMINACIÓN DEL CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN PARA EL
MERCADO RELEVANTE DE LAS EMPRESAS GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. Y
PROMIGAS S.A. E.S.P.
1. DEMANDA DE VOLUMEN
a) Demanda esperada reportada por las empresas
La empresa reporta el siguiente escenario de proyección de demanda:
Tabla 58 Proyección de demanda propuesta por las empresas
AÑO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
TOTAL (M3)
366,7
353,6
357,9
361,6
365,3
364,6
363,0
361,6
360,2
359,0
357,9
356,8
355,9
355,0
354,2
353,5
352,9
352,3
351,7
351,3
GASCARIBE
(M3)
190,8
184,3
185,4
186,1
186,5
185,8
184,2
182,8
181,4
180,2
179,1
178,0
177,1
176,2
175,4
174,7
174,1
173,5
172,9
172,5
PROMIGAS (M3)
305,2
260,3
262,8
265,8
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
260,7
NUMERO DE
USUARIOS
466.975
478.898
488.402
495.221
500.757
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
505.444
Fuente: G A SES DEL CARIBE. Rad. C R E G -É -2004-8464/9137
b) Demanda Esperada de Volumen recomendada a la CREG
De conformidad con lo establecido en el Art. 7.5 de la Resolución 11, el análisis a
la proyección de demanda presentada por la empresa fue el siguiente:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE V PROMIGAS-FINAL
276
Sesión No. 245
•
Concepto metodología de proyección de demanda de gas natural empresa
GASES DEL CARIBE.
La Unidad de Planeación Minero Energética -U P M E , cumpliendo con lo establecido
en la Resolución CREG-011 de 2003, aprobó la metodología general presentada por
la empresa, haciendo salvedad en los siguientes puntos:
“Con la información presentada po r la empresa, se observa que para los nuevos
municipios, el consumo medio base aplicado en el sector residencial, corresponde al
consumo de los usuarios nuevos para el año 2002, que luego es afectado po r el factor
a aplicar al consumo medio municipal de los usuarios establecidos para obtener el
consumo medio po r estrato para los usuarios nuevos, lo cual procede como una
especie de castigo a los volúmenes ya que dicho consumo base de los cuales esta
partiendo, ya tienen implícitos las disminuciones del consumo po r aspectos
tecnológicos y demás, es decir el factor de disminución se aplica dos veces
Con respecto a la proyección realizada para el mercado de GNV, y a pesar de que la
metodología es aprobada, es necesario considerar los diferentes supuestos aplicados,
sobre los cuales no hay una perspectiva clara, y que en un futuro pueden impactar los
resultados de dicha proyección, como son: desmonte de subsidios de gasolina y
acpm, precio de kits de conversión, oferta de parque autom otor dedicado a gas, entre
otras”
En cuanto al análisis del sector industrial la UPME precisa: “..no queda claro si el
análisis hecho po r la compañía consideraba la tecnología actual en sus procesos y la
velocidad de cambio para adaptarse a otro combustible.”
La empresa, a través de la comunicación Rad. CREG E-2004-0709, establece que el
consumo medio base aplicado en el sector residencial para los nuevos municipios
corresponde al de los usuarios nuevos para el año 2002, el cual permanece constante
durante todo el período de proyección sin sufrir ningún tipo de modificaciones.
•
Comentarios de la CREG
Mediante comunicación CREG E-2003-5541/40 de junio 3 de 2003, las empresas
GASES DEL CARIBE S.A. ESP. y PROMIGAS presentaron una propuesta de
proyección de demanda, acorde con lo establecido en la Resolución CREG-011 de
2003.
Luego de estudiar la información reportada por las empresas, la CREG consideró
necesario analizar la información y el modelo empleado por las empresas GASES DEL
CARIBE S.A. ESP. y PROMIGAS, 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. ESP.,
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE V PROMIGAS-FINAL
277
Sesión No. 245
La práctica de esta prueba se realizó el día 9 de junio de 2004, y como resultado de
ésta, quedaron establecidos, entre otros, los siguientes compromisos:
•
Los cálculos realizados por la empresa para la estructuración de los dos
escenarios de canasta de tarifas propuestos.
•
Los supuestos utilizados por la empresa para argumentar la reducción del
consumo de gas natural por red como combustible, en los procesos industriales
de algunos de sus usuarios.
•
El cálculo del cargo promedio de distribución, para cada una de las empresas
por separado, en caso de mantener el esquema de un cargo por empresa.
Como consecuencia de lo anterior, mediante comunicación Rad. CREG E-2004-5555
de julio 7 de 2004, la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., y mediante
comunicación Rad. CREG E-2004- 5533 la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. enviaron
la información requerida con la práctica probatoria antes descrita.
Una vez realizado el análisis de esta última información, 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.
Los usuarios de las empresas a quienes se realizaría la encuesta son los siguientes:
Cementos del Caribe, Pizano, Siderúrgica del Norte, Gelatinas de Colombia, Lloreda
Grasas, Industrias Cannon, Fagrave, Quintal, Lloreda Jabones y Glicerina,
Curtiembres Búfalo, Productos Unidos Ltda., Molinos Barranquillita, Envasadora del
Atlántico, Industrias Celtex, Concentrados del Norte, Industrias Articueros, Textiles
Saab de Colombia, Coopdesarrollo, Ciledco (Caldera), Ciledco (Horno), Laboratorios
Incobra, Universidad del Norte, Arrocera del Litoral y Acerías de Colombia.
Posteriormente, con el objeto de analizar la información recopilada mediante
encuestas frente a la información suministrada por la empresa, se consideró necesario
la realización de un informe técnico de un funcionario público idóneo.
La funcionaría pública designada rindió su informe el día 14 de septiembre de 2004,
cual se radicó con el No. CREG E-2004-7468.
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.
La funcionaria pública presentó el documento con radicación CREG E-2004-8461, el
cual contiene las respuestas a las aclaraciones solicitadas por las empresas.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
278
Sesión No. 245
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;
Posteriormente y como resultado de una reunión entre los funcionarios de las
empresas y de la CREG, de la cual reposa el acta en el expediente, mediante
comunicación CREG E-2003-8464 de octubre 15 de 2004, la empresa 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 modifica las presentadas con anterioridad en el proceso de la referencia.
Una vez realizado el análisis de esta última información, especialmente el impacto que
esta nueva proyección de demanda implica para la definición del cargo promedio de
distribución del mercado relevante de estas empresas, mediante Auto de Pruebas No
4, la Comisión consideró necesario realizar una encuesta a Monómeros ColomboVenezolanos 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 tarifa final.
La realización de esta visita confirmó lo expuesto por la empresa en su segunda
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.
2.
CÁLCULO DEL CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCION DE LAS
EMPRESAS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS.
Con base en la información analizada anteriormente y aplicando la metodología de
cálculo establecida en la Resolución 11, se obtienen los siguientes resultados:
Tabla 59. Cálculo del Cargo Promedio de Distribución de Gases del Caribe y Promigas.
Valor
Descripción
$181.726.947.172
VP Inversión Existente ($ de die de 2002)
$20.319.485.561
VP Programa Nueva Inversión ($ de die de 2002)
$102.191.534.833
VP AOM ($ de die de 2002)
2.128.585.690
VP Demanda de Volumen
$142,99 / m3
Cargo Promedio de Distribución($/m3)
=VP(lnversión Existente +PNI + AOM)/ VP{Demanda de
Volumen)
66,4%
• Componente de Inversión
33,6%
• Componente de AOM
$ 1 2 ,1 /m3
Cargo Piso de Distribución
F uen te: C R EG
En pe so s de d icie m b re de 2002
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
279
Sesión No. 245
Con el fin de explicar mejor los resultados de la Tabla 59, se presenta a continuación
la información resultante del análisis individual realizado para cada una de las
empresas en los capítulos anteriores de este documento y el cálculo del cargo
promedio de distribución correspondiente a cada una de ellas, en el caso de que el
mercado relevante no fuera el mismo, sino que mantuvieran como hasta el momento,
mercados diferentes:
Tabla 60. Cálculo del Cargo Promedio de Distribución de Gases del Caribe
(Calculado con la demanda de Gases del Caribe)
Valor
Descripción
$160.714.057.175
VP Inversión Existente ($ de die de 2002)
$15.726.344.781
VP Programa Nueva Inversión ($ de die de 2002)
$96.555.887.908
VP AOM ($ de die de 2002)
1.087.286.282
VP Demanda de Volumen
$251,19/ mó
Cargo Promedio de Distribución($/m;3>
=VP(lnversión Existente +PNI + AO M )/VP(Dem anda de
Volumen)
64,6%
• Componente de Inversión
35,4%
• Componente de AOM
$ 4 ,3 1 /m3
Cargo Piso de Distribución
En pesos de diciembre de 2002
Tabla 61. Cálculo del Cargo Promedio de Distribución de Promigas
VP
VP
VP
VP
(Calculado con la demanda de Gases de Promigas)
Valor
Descripción
$21.012.889.997
Inversión Existente ($ de die de 2002)
$4.593.140.780
Programa Nueva Inversión ($ de die de 2002)
$5.635.646.924
AOM ($ de die de 2002)
1.582.875.872
Demanda de Volumen
Cargo Promedio de Distr¡bución($/m3)
=VP(lnversión Existente +PNI + AOM)/ VP(Demanda de
Volumen)
• Componente de Inversión
• Componente de AOM
Cargo Piso de Distribución
$19,74/ m3
82%
18%
$13,29/ m3
En pesos de diciembre de 2002
Es conveniente tener en cuenta que el municipio de Barranquilla posee un sistema de
distribución con dos propietarios diferentes. Considerando esto, actualmente los
usuarios del mercado relevante de la empresa GASES DEL CARIBE pagan un cargo
de distribución equivalente a la suma del cargo de las dos empresas, ($221,78 +$4,05)
mientras que los usuarios de la red de distribución de PROMIGAS pagan actualmente
el cargo correspondiente a la red de PROMIGAS. ($4,05/m3)
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
280
Sesión No. 245
Por consiguiente y con el objeto de determinar el cambio en el cargo de distribución,
se compara el nuevo cargo con el cargo que pagan actualmente los usuarios de cada
una de las empresas:
Tabla 62. Comparativo de cargos usuarios de Promigas($ de dio. De 2002)
Cálculo actual
Cargo solicitado
4,05
155,06
Cargo
recomendado
142,99
Variación
3.430%
Fuente: C REG
Tabla 63. Comparativo de cargos usuarios de Gases del Caribe($ de die. de 2002)
Cálculo actual
225,03
Cargo solicitado
Cargo
recomendado
155,06
142,99
Fuente: CREG
Variación
-34,46%
CAPÍTULO IV
SOLICITUD DE ACLARACIÓN, MODIFICACIÓN Y/O COMPLEMENTACIÓN DE LA
RESOLUCIÓN CREG-011 DE 2003.
Mediante comunicaciones CREG-E-2003-3662 del 10 de abril de 2003, CREG E-20035541 y CREG E-2003-5540 del 3 de junio de 2003, Ramón Dávila Martínez y Eduardo
Rosado Fernández de Castro, ambos obrando en su calidad de Representantes
Legales de las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS S.A. E.S.P.,
respectivamente, presentaron una petición de aclaración, modificación y/o
complementación de la Resolución CREG-011 de 2003, por existir un caso particular
en el Sistema de Distribución de la ciudad de Barranquilla, dada la existencia de dos
propietarios de dos gasoductos embebidos en la misma ciudad, con lo cual la
aplicación de la metodología vigente provocaría una pérdida considerable de la
demanda industrial del mercado.
1.
PRETENSIONES
Las pretensiones de la empresa GASES DEL CARIBE son las siguientes:
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. M odificarla Resolución CREG 011 de 2003, teniendo en consideración
la situación de los sistemas de distribución de PROMIGAS Y GASES
DEL CARIBE.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
281
Sesión No. 245
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”
Las pretensiones de la empresa PROMIGAS son las siguientes:
a. “No aplicar la Resolución CREG 011 de 2003 para el caso de
PROMIGAS, po r considerar que esto tendría graves efectos para el
usuario y para la empresa, de carácter económico y financiero para la
empresa, y po r 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 ”
2.
FUNDAMENTO DE LAS PRETENSIONES
Las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y PROMIGAS
argumentan su solicitud en los siguientes fundamentos:
i.
S.A.
E.S.P.
Características del Sistema de Distribución.
Las empresas manifiestan: “A los usuarios conectados al gasoducto de PROMIGAS,
po r 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 po r 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 m anejar dos esquemas
tarifarios para industrias de un mismo sector económico, de sim ilar volumen de
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
282
Sesión No. 245
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"
ii.
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 nodiscriminación 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"
iii.
Costo Promedio resultante de una fusión
Las empresas identifican adicionalmente lo siguiente, respecto al resultado de la
fusión de los cargos:
“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."
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
283
Sesión No. 245
iv.
Otras consideraciones sobre los Sistemas de Distribución de
propiedad múltiple
1. Distribución de ingresos
La empresa solicita una fórmula de distribución de ingresos entre distribuidores que
involucre tanto la inversión base como los gastos AOM, con el fin de evitar la subremuneración o la sobre-remuneración de alguna de las empresas propietarias de
parte de la red.
Específicamente para el caso de los gastos AOM, la empresa solicita que sea la
Comisión la que determine los AOMs asignables a cada uno de los propietarios y no
que el monto total sea sujeto de negociación entre las partes involucradas.
Finalmente, la empresa solicita garantizar que los AOMs de cada uno de los
propietarios sea objeto de evaluación independiente de su eficiencia.
2. Utilización eficiente de redes
Así mismo la empresa solicita que cuando se presente propiedad múltiple, se debe
calcular una inversión base ajustada para cada propietario. De lo contrario, los
copropietarios resultarán afectados por la eficiencia relativa que registren sus redes
secundarias respectivas.
3.
ANALISIS DE LA SOLICITUD
Acorde con la Resolución CREG-011 de 2003, el Mercado Relevante de Distribución
es el conjunto de usuarios pertenecientes a un municipio o grupo de municipios, para
el cual la CREG establece cargos por uso del sistema de distribución. En
consecuencia de lo anterior, el municipio de Barranquilla debe tener un solo cargo
promedio de distribución para todos sus usuarios.
Por otro lado, a continuación se presenta un análisis de los argumentos expuestos por
las empresas en su solicitud de no-aplicación de lo dispuesto en la Resolución CREG
011 de 2003, específicamente en lo referente al cálculo del cargo techo, el piso y el
promedio resultante de la fusión de los dos mercados.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE V PROMIGAS-FINAL
284
Sesión No. 245
3.1
Consecuencias de la aplicación de la Resolución 011 de 2003 para los
mercados de las empresas PROMIGAS y GASES DEL CARIBE.
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.
Es decir, a pesar de que el mercado que sirve la red de distribución de PROMIGAS
solo se concentra en la ciudad de Barranquilla, tanto el mercado relevante de GASES
DEL CARIBE como el mercado relevante de PROMIGAS se componen del mismo
número de usuarios y del mismo volumen, cumpliendo con la definición de Mercado
Relevante establecida en la Resolución.
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:
Tabla 64 Cargos resultantes de la aplicación de la Resolución 011 de 2003
Canastas de Tarifas
C a rao í$ die. 2 0 0 2 )
C a rg o T e c h o -C a rg o Piso
Escenario aplicando la
resolución CREG 011
$142,99/m3
$157,3-$106,56 (1)
Escenario presentado
por empresas en su
solicitud tarifaria
$155/m3
$299-$26,13
(1 ) Esta es una posibilidad de cargo piso, pues este depende de la asignación de dem anda para
cada rango.
•
Si se aplica lo dispuesto en la Res. CREG 011 de 2003, los grandes usuarios
de la red de Promigas cambiarían 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.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
285
Sesión No. 245
•
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.
En conclusión, 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.
3.2
Recomendación frente a la solicitud presentada por las empresas GASES
DEL CARIBE y PROMIGAS.
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 GAS 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 PROMIGAS-GAS CARIBE, serán los siguientes:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
286
Sesión No. 245
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.
Considerando lo anterior, se recomienda permitir de manera excepcional la
aplicación del siguiente cargo techo, aplicable para los usuarios del mercado
relevante de GAS CARIBE-PROMIGAS:
Cargo Promedio
142,99
Cargo Techo
251,23
Es decir, considerando la solicitud presentada por las empresas PROMIGAS y
GASES DEL CARIBE, respecto a la no-aplicabilidad del cargo techo y el cargo piso
de la manera establecida mediante Resolución CREG 011 de 2003 Artículo 7.7.1,
se recomienda permitir a las empresas una modificación de este artículo y
estructurar una canasta de tarifas, cuyo cargo más alto (cargo techo de la canasta
de tarifas), aplicable al primer rango de consumo no podrá exceder en $251,23/m3
del cargo promedio de distribución del mercado relevante de distribución de las
empresas GASES DEL CARIBE y PROMIGAS. Este valor se aproxima al costo
medio de prestación del servicio a los usuarios de menor consumo.
CAPITULO V
ACERVO PROBATORIO
1.
ANTECEDENTES
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.
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.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
287
Sesión No. 245
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.
La funcionaria pública presentó el documento con radicación CREG E-2004-8461, el
cual contiene las respuestas a las aclaraciones solicitadas por las empresas.
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.
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.
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;
2.
ANÁLISIS DE LA SOLICITUD DE OBJECIÓN GRAVE
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 Justicia2 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
2 Sala de Negocios Generales. Autos de 18 de Febrero de 1942, L II, 883; 27 de septiembre de 1948, Pág. 217
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
288
Sesión No. 245
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
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
289
Sesión No. 245
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.
CAPITULO VI
CARGO MÁXIMO DE COMERCIALIZACIÓN PARA EL MERCADO RELEVANTE DE
LAS EMPRESAS GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. Y PROMIGAS S.A. E.S.P.
1. MERCADO RELEVANTE
El Mercado Relevante para la actividad de comercialización, tanto el propuesto como
el aprobado por la CREG, queda conformado por los siguientes municipios:
Tabla 65 Mercado Relevante de Comercialización
Municipio
Aracataca
Baranoa
Barranquilla
Calamar
Campo de la Cruz
Candelaria
Ciénaga
Fundación
Galapa
Juan de Acosta
La Paz
Luruaco
Malambo
Manatí
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
Departamento
Magdalena
Atlántico
Atlántico
Bolívar
Atlántico
Atlántico
Magdalena
Magdalena
Atlántico
Atlántico
Cesar
Atlántico
Atlántico
Atlántico
290
Sesión No. 245
Palmar de Varela
Piojo
Polonuevo
Ponedera
Pueblo Viejo
Puerto Colombia
Repelón
Retén
Sabanagrande
Sabanalarga
San Estanislao
Santa Lucía
Santa Marta
Santo Tomás
Sitio Nuevo
Soledad
Suan
Tubará
Usiacurí
Valledupar
Zona Bananera
Atlántico
Atlántico
Atlántico
Atlántico
Magdalena
Atlántico
Atlántico
Magdalena
Atlántico
Atlántico
Bolivar
Atlántico
Magdalena
Atlántico
Magdalena
Atlántico
Atlántico
Atlántico
Atlántico
Cesar
Magdalena
2. GASTOS DE AOM
Tal y como lo establece la regulación para establecer el costo eficiente de Gastos
AOM que se remunerará mediante el costo base eficiente de comercialización de gas
combustible a Usuarios Regulados (Co), se adopta la metodología de punto extremo
de “Análisis Envolvente de Datos -D E A ”.
La frontera de eficiencia se debe establecer a partir de las empresas
comercializadoras nacionales. Con base en lo anterior, en el documento CREG-009 de
2004 "Documento General para la determinación de Cargos de Distribución y
Comercialización de gas por red” de Marzo de 2004, se describe en detalle la
aplicación de la metodología de estimación de frontera. En dicho documento se indica
que la empresa GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. obtuvo un puntaje de 100%, por lo
cual los gastos de AOM del año anterior al cálculo del cargo, reportados por la
empresa, no deben modificarse por efecto de la metodología DEA.
Las diferencias entre los gastos anuales de AOM propuestos por la empresa y los
aprobados por la CREG para calcular el cargo máximo base de comercialización para
Usuarios Regulados, son las siguientes:
D-067 CARGO S GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
291
Sesión No. 245
Tabla 66 Gastos Anuales de AOM de Comercialización
(M illones de pesos de die, de 2002)
Código Cuenta
5101 Sueldos y salarios
5102 Contribuciones imputables
5103 Contribuciones efectivas
5104 Aportes sobre nomina
5111 Gastos Generales
5120 Impuestos, contribuciones y tasas
5330 Depreciación Propiedad Planta & Equipos
53507 Amortización de intangibles-licencias
5334508 Amortización de intangibles software
633502 Ajuste, medición y entrega a clientes
633507 Mercadeo
633508 Atención al cliente y usuario
633509 Facturación y recaudo
7515 Depreciaciones
7520 Amortizaciones
7530 Costo de bienes y servicios públicos para la venta
Depreciación Asignada
Total sin factor de eficiencia DEA
Factor de eficiencia
Total gastos eficientes
PROPUESTO
POR
EMPRESA
832
0,36
148
23
919
170
320
288
71
PROPUESTO
POR CREG
832
0,36
148
23
919
170
288
71
836
1.674
5.190
836
1.674
5.190
8
814
10.993
100%
10.993
10.507
100%
10.507
Fuente: G A S E S DEL CAR IBE S.A. ESP. Rad. C R EG E-2003-4401 y A n álisis CREG.
3. CALCULO DEL CARGO DE COMERCIALIZACIÓN
Con base en la información analizada anteriormente y aplicando la metodología de
cálculo establecida en la Resolución 11, se obtienen los siguientes resultados:
Tabla 67 Cálculo del Cargo Máximo Base de Comercialización
Parámetro
Gastos eficientes de AOM + depreciación anual de las inversiones
(1)
Ingresos anuales multiplicados por el margen de comercialización
(1,67%) (2)
No. de facturas del año (3)
Cargo Máximo Base de Comercialización propuesto (Co) (1+2/3)
Valor
10.992,85
1.052,54
5.213.073
$2.310,73/factura
Fuente: Análisis CREG
Con el fin de analizar resultados, en la Tabla 68 se presenta el equivalente en $/m3
para la actual tarifa, la tarifa solicitada por la empresa y la calculada anteriormente.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
292
Sesión No. 245
Tabla 68 Comparativo Cargos de Comercialización
Cálculo
actual
Cargo actual*
$6,86/m3
$177,51/factura
Cargo
solicitado
Cargo
recomendado
Cargo
recomendado
*
$2.31 O/factura
$83,51/m3
‘ C alculado con un consum o prom edio de 24,83m /usuario-m es.
Fuente: Análisis CR EG
VI . PROPUESTA A LA CREG
Se propone a la Comisión aprobar los siguientes cargos para el mercado relevante de
GASES DEL CARIBE y PROMIGAS S.A. ESP. para el siguiente periodo tarifario:
Tabla 69 Cargos propuestos a la CREG
Distribución
Periodo tarifario 2004-2008
Comercialización
S 'u z.g g /m 3 $2.310,73/factura
Fuente: Análisis CREG
ANEXO 1
DETERMINACIÓN DE PROMIGAS COMO OUTLIER
1. Qué es un Outlier?
Un outlier es una observación que muestra un comportamiento anormal en su
distancia con respecto a los demás valores de una muestra.
2. Cómo se detecta un outlier?
Para detectar outliers existen diferentes metodologías, entre estas están:
exploratorio de datos o pruebas tales como la de Grubbs.
análisis
El análisis exploratorio de datos consiste en un examen de todas las observaciones y
sus características. En este análisis se utilizan técnicas gráficas que permiten analizar
las observaciones que están alejadas del conjunto de datos tales como diagramas de
dispersión (scatter plots) y diagramas de caja (box plots).
El test de Grubbs permite determinar cuando una observación proveniente de una
distribución normal, es un outlier. En este test se plantea la hipótesis:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
293
Sesión No. 245
H 0 : no hay outliers en el conjunto de datos
H 0 : hay al menos un outlier en el conjunto de datos
max
-N
l
•'C
el test de Grubbs se define como:
5
donde :
y¡: Hace referencia a cada observación
Y : Hace referencia a la media de la muestra
5 : Hace referencia a la desviación de la muestra.
La hipótesis de no outliers en la muestra es rechazada s i :
Q >
(^~0
HalS,N-2)
^N —2 + t{al NtN_2)
donde t(alN N_2) es el valor crítico de una distribución t con (N-2) grados de libertad y
un nivel de significancia a/N.
3. Verificación de Outliers en Análisis Envolvente De Datos
Dentro del análisis envolvente de datos, un aspecto importante consiste en la revisión
de las observaciones atípicas, ya que la sola presencia de un error en una de las
variables de una de las unidades puede afectar a las estimaciones de eficiencia y
puede provocar que la unidad afectada se considere como eficiente a pesar de no
serlo o podría elevar o disminuir artificialmente la eficiencia.
4. Aplicación
La Comisión de Regulación, a través de la Resolución CREG 011 de 2003 definió la
metodología para establecer el costo eficiente de administración, operación y
mantenimiento de la actividad de distribución y la metodología para establecer el costo
eficiente de la actividad de comercialización de gas combustible. La metodología
adoptada en dicha resolución es la de Análisis envolvente de Datos (DEA).
Antes de llevar a cabo el análisis DEA en la definición de estos costos eficientes, al
interior de la Comisión se llevó a cabo un análisis exploratorio de los datos con el fin
de identificar los valores extremos. Este análisis no se efectuó sobre las variables
iniciales, sino sobre los diferentes indices calculados a partir de las variables de
entrada y salida del modelo utilizado, así: AOM/usuario, AOM/red, Inversión/Usuario e
Inversión/Red.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
294
Sesión No. 245
A continuación se presentan las estadísticas básicas3 calculadas para cada índice así
como los diagramas de dispersión realizados y los resultados obtenidos en cada caso:
ESTADISTICAS
M ínim o
Cuartil 25
M ediana
D esviación
Prom edio
Cuartil 75
M áxim o
AO M /U S U
17,041.65
30,991.53
45,398.36
52,458.90
67,128.02
104,332.10
16,715,740.74
AO M /R E D
567,894.62
1,617,786.22
2,052,665.29
1,606,571.64
2,747,681.19
4,202,605.65
12,629,774.73
IN V/USU
121,819.73
329,047.30
487,527.20
476,319.82
605,383.49
862,245.99
396,527,777.78
IN V/RED
6,630,070.01
17,554,849.09
21,577,751.81
11,742,910.12
23,418,946.04
30,214,647.83
299,601,231.29
Como se observa en la tabla anterior, se presenta una gran dispersión entre los
valores de cada variable, po r ejemplo, se observa que el valor del máximo está
bastante alejado del cuartil 75. Como es muy difícil determ inar a partir de este análisis
si hay presencia de outliers, se requiere llevar a cabo un análisis más detallado de
cada una de las variables y a partir de éste, determinar si hay o no valores extremos.
Para la determinación de los valores extremos, se calculan las estadísticas básicas
para los índices normalizados, estas estadísticas nos dan los soportes para elaborar el
diagrama de caja (BoxPlot) y tomar las decisiones del caso
Las estadísticas utilizadas en los análisis de outliers se presentan en la siguiente
tabla4:
3 Mínimo: Corresponde al menor valor encontrado para cada índice analizado.
Cuartil 25: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 25% de los datos
Mediana: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 50% de los datos
Cuartil 75: Representa el valor por debajo del cual se encuentra el 75% de los datos
Promedio: Es el valor calculado a partir de la suma de las observaciones dividida por el número de observaciones
Desviación: Es la raíz cuadrada de la varlanza.
Varianza: Muestra que tan alejadas están las observaciones de la media.
Máximo: Corresponde al mayor valor encontrado para cada índice analizado.
4 Rango intercuartilico: Se calcula como la diferencia entre el cuartil 75 y el cuartil 25 y se emplea para el cálculo de los
cercanos interno y externo.
Cercano interno superior: Se calcula como la diferencia entre el cuartil 75 y el rango intercuartilico multiplicado por 1.5. Los
valores que se encuentren por fuera de este valor pero por debajo del cercano externo superior se considera un outlier suave.
Cercano extemo superior: Se calcula como la diferencia entre el cuartil 75 y el rango intercuartilico multiplicado por 3. Un valor
que se encuentre por fuera de este valor se considera un outlier extremo.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
295
Sesión No. 245
ESTADISTICAS
M ínim o
Cuartil 25
Mediana
Desviación
Promedio
Cuartil 75
M áxim o
Rango intercuartilico
C ercano interno superior
Cercano externo superior
C ercano interno inferior
C ercano externo inferior
AO M /R ED
-1.0211
-0.5920
-0.4143
1.0000
0.0000
0.4568
3.9083
1.0488
2.0300
3.6031
-2.1652
-3.7384
AO M /USU
-0.1963
-0.1917
-0.1868
1.0000
-
-0.1676
5.3874
0.0241
-0.1314
-0.0953
-0.2278
-0.2639
INV/USU
-0.1864
-0.1835
-0.1813
1.0000
-
-0.1761
5.3880
0.0074
-0.1649
-0.1538
-0.1946
-0.2058
INV/RED
-0.5039
-0.2897
-0.2108
1.0000
0.0000
-0.0410
5.2412
0.2487
0.3320
0.7051
-0.6627
-1.0358
Para el caso del índice normalizado de AOM/Usuario se tiene el siguiente gráfico de
dispersión:
6.0000
►
• Cuartil 25
—Cercano externo inferior
—Cercano interno inferior
■ Mínimo
c. Mediana
OEPM
—Cercano Interno superior
—Cercano extemo superior
♦ PROMGAS
■ MÉndmo
o Cuartil 75
a
-1.0000 ■
AOMAJSU
Como se observa en el gráfico anterior, Promigas está por encima del Cercano
externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Ahora bien, si se
realiza un acercamiento de la gráfica sin tener en cuenta este outlier extremo se tiene:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
296
Sesión No. 245
• Cuartil 25
— Cercano extemo inferior
— Cercano interno inferior
■ Mínimo
- 0.1000
i Mediana
<?EPM
— Cercano interno superior
— Cercano externo superior
* PROMIGAS
■ Máximo
- 0 .2 0 0 0
o Cuartil 75
-0,3000
AOM/USU
Se observa que EPM se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es esta dentro del
75% de la información, por tanto no hay evidencias para considerarlo como outlier.
Para el índice normalizado de AOM/red se obtuvo el siguiente gráfico de dispersión:
5.0000
4.0000
• Cuartil 25
3.0000
—Cercano externo inferior
—Cercano interno inferior
2.0000
■ Mínimo
&Mediana
1.0000
O EPM
—Cercano interno superior
—Cercano extemo superior
-
1 .0 0 0 0
♦ PROMIGAS
■ Máximo
- 2 .0 0 0 0
o Cuartil 75
-3.0000
-4.0000
-5.0000
AOMRED
Como se observa en el gráfico anterior, Promigas está por encima del Cercano
externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Mientras que EPM
se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es esta dentro del 75% de la información,
por tanto no se considera outlier.
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
297
Sesión No. 245
1. Inversión/Usuario
6.0000
5.0000
• Cuartil 25
—Cercano externo inferior
—Cercano interno inferior
4.0000
■ Mínimo
¿i Mediana
3.0000
OEPM
—Cercano interno superior
—Cercano externo superior
2 .0 0 0 0
+ PROMIGAS
» Máximo
o Cuartil 75
INV/USU
Como se observa en el gráfico anterior, Promigas está por encima del Cercano
externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Si se realiza un
acercamiento de la gráfica sin tener en cuenta este outlier extremo se tiene:
•0.1500
• Cuartil 25
-0.1600
— Cercano externo inferior
— Cercano interno inferior
■ Mínimo
ti Mediana
-0.1700
OEPM
— Cercano interno superior
— Cercano externo superior
-o .ie o o
♦ PROMIGAS
■ Máximo
o Cuartil 75
-0.1900
- 0.2000
INV/USU
Al revisar el detalle podemos observar que EPM se encuentra muy cerca al cercano
interno superior, esto es se considera que es un outlier suave.
2. Inversión/Red
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
Sesión No. 245
6.0000 -
...... ... -------------------- -------------
4
• Cuartil 25
— Cercano externo inferior
— Cercano interno inferior
■ Mínimo
A Mediana
OEPM
— Cercano interno superior
— Cercano externo sup erior
« PROMIGAS
yV
h
1
■ Máximo
0 Cuartil 75
J
i
INV/RED
Como se observa en el gráfico anterior, Promigas está por encima del Cercano
externo superior, por tanto se considera como un outlier extremo. Podemos observar
también que EPM se encuentra muy cerca al cercano externo superior, esto es se
considera también que es un outlier extremo.
Para corroborar los resultados anteriores, se llevó a cabo la prueba de GRUBBS de la
que se obtuvo:
Estadísticas descriptivas:
Número de Observaciones
Nivel de Significancia:
Valor Crítico Z
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
31
0.05 (dos colas)
2.923571106
299
Sesión No. 245
Cálculo de Grubbs:
EMPRESA
ALCANOS DE CO LO M BIA S.A. E.S.P.
ALCANOS DE COLOMBIA AREA EXCLUSIVA CENTRO Y TOLIMA
EMPRESA DE GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.
GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P.
GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P.
GASES DE LA G UAJIRA S.A. E.S.P.
GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.
GASES DEL CUSIANA S.A. E.S.P
GASES DEL LLANO S.A. E.S.P.
GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P.
GASES DEL ORIENTE S.A. E.S.P.
MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P.
METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P
SURTIDO RA DE GAS DEL CARIBE S.A. E.S.P
EMPRESA CAUCANA DE GAS S.A. E.S.P
EMPITALITO
ECOSEP
PROMESA
ESPIGAS
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P.
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE S.A. E.S.P.
GAS NATURAL DEL ORIENTE S.A. E.S.P.
GAS NATURAL S.A E.S.P
GASES DE BARRANCABERMEJA S.A. E.S.P.
GASES DEL Q UINDIO S.A E.S.P
GAS DOMICILIARIO
SERVIGAS
PROVISERVICIOS
AR1ARI
PROMIGAS
AOM/USU AO M /RED
0.191
0.619
0.235
0.188
0.472
0.192
0.187
0.295
0.508
0.183
0.192
0.749
0.192
0.514
0.187
0.852
0.670
0.193
0.196
0.941
0.193
0.565
0.188
0.816
0.452
0.196
0.188
0.414
0.120
0.305
0.195
1.021
0.189
0.691
0.534
0.187
0.508
0.166
0.167
0.632
0.140
1.445
0.449
0.168
0.872
0.184
1.327
0.181
0.182
0.464
0.092
0.174
0.184
0.096
0.049
0.160
0.157
0.855
1.067
0.167
5.387
3.908
INV/USU INV/RED
0.183
0.267
0.181
0.034
0.181
0.010
0.180
0.041
0.182
0.373
0.184
0.374
0.183
0.241
0.175
0.250
0.181
0.086
0.181
0.211
0.181
0.056
0.181
0.374
0.185
0.189
0.183
0.281
0.154
0.181
0.242
0.178
0.184
0.437
0.182
0.290
0.173
0.290
0.165
0.780
0.032
0.176
0.176
0.050
0.187
0.185
0.184
0.041
0.344
0.185
0.175
0.099
0.183
0.178
0.176
0.233
0.184
0.424
0.504
0.186
5.388
5.241
De la tabla anterior se observa que la hipótesis nula de no outliers se rechaza para la
última observación que corresponde a la información de Promigas.
Debido a que Promigas se clasificó como outlier extremo en todos los análisis hechos,
no se incorporó en los análisis DEA. EPM en los análisis de diagramas de caja,
resultó oulier extremo en inversión/Red, pero al efectuar la prueba de Grubbs no hubo
evidencia para rechazar la hipótesis portante, mno se excluyó de los análisis.
Una vez excluido Promigas para el análisis DEA, se repitió en los análisis exploratorio
de datos, con el fin de determinar si existen más anomalías:
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
300
Sesión No. 245
1.
AOM/usuario
5.0000
r4 0000
* Cuartil 25
3 0000
— Cercano externo inferior
---------
— Cercano interno Inferior
2 0000 -
■ Mínimo
1 0000 -
%
a Mediana
O EPM
— Cercano interno superior
-1 0000 -
i
— Cercano externo superior
■ Máximo
-2 0000 -
o Cuartil 75
-5.0000 AOfWUSU
EPM se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es esta dentro del 75% de la
información, portante no se considera outlier.
2.
AOM/red
6 .0000
4.0000
• Cuartil 25
— Cercano externo inferior
— Cercano interno inferior
2 0000
■ Mínimo
a Mediana
OEPM
— Cercano interno superior
— Cercano externo superior
■ Máximo
- 2.0000
o Cuartil
75
-4.0000
a o m /r e d
EPM se encuentra muy cerca al percentil 75, esto es esta dentro del 75% de la
información, por tanto no se considera outlier.
D-067 CARG OS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
301
Sesión No. 245
3.
Inversión/Usuario
5 0000
4.0000
• Cuartil 25
3.0000
— Cercano externo inferior
— Cercano interno Inferior
2.0000
■ Mínimo
1.0000
a
Mediana
OEPM
— Cercano interno superior
-
— Cercano externo superior
1.0000
■ Máximo
O Cuartil 75
• 2 .0 0 0 0
-3.0000
-4.0000
-5.0000
INV/USU
EPM se encuentra muy cerca al cercano interno superior, esto es se considera que es
un outlier suave.
4.
Inversión/Red
5.0000
4.0000
• Cuartil 25
3.0000
— Cercano externo inferior
— Cercano interno Inferior
2 .0 0 0 0
--
■ Mínimo
a
1.0000
Mediana
OEPM
— Cercano interno superior
— Cercano externo superior
■ Máximo
-
1.0000
o Cuartil 75
- 2 .0 0 0 0
-3.0000
-4.0000
INV/RED
EPM se encuentra por encima del cercano externo superior, esto es se considera que
es un outlier extremo.
D-067 C ARG O S GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
302
Sesión No. 245
Para corroborar los resultados anteriores, se llevó a cabo la prueba de GRUBBS de la
que se obtuvo:
Estadísticas descriptivas:
Número de Observaciones
Nivel de Significancia:
Valor Crítico Z
30
0.05 (dos colas)
2.9084
Cálculo de Grubbs:
EMPRESA
ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P.
ALCANOS DE COLOMBIA AREA EXCLUSIVA CENTRO Y TOLIMA
EMPRESA DE GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.
GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P.
GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P.
GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.
GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.
GASES DEL CUSIANA S.A. E.S.P
GASES DEL LLANO S.A. E.S.P.
GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P.
GASES DEL ORIENTE S.A. E.S.P.
MADIGAS INGENIEROS S.A. E.S.P.
METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P
SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. E.S.P
EMPRESA CAUCANA DE GAS S.A. E.S.P
EMPITALITO
ECOSEP
PROMESA
ESPIGAS
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P.
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE S.A. E.S.P.
GAS NATURAL DEL ORIENTE S.A. E.S.P.
GAS NATURAL S.A E.S.P
GASES DE BARRANCABERMEJA S.A. E.S.P.
GASES DEL QUINDIO S.A E.S.P
GAS DOMICILIARIO
SERVIGAS
PROVISERVICIOS
ARIARI
AOM/USU AOM/RED INV/USU INV/RED
0.673
0.698
0.473
0.393
0.468
0.150
0.178
0.595
0.718
0.488
0.249
0.699
0.413
0.236
0.041
0.569
0.539
0.393
0.180
0.842
0.699
0.883
0.592
0.845
0.704
0.548
0.576
0.279
0.418
1.030
0.617
0.321
0.787
0.771
0.216
0.375
1.158
0.162
0.919
0.153
0.765
0.621
0.285
0.505
0.464
0.979
0.159
0.843
0.951
0.460
0.863
0.062
0.505
0.406
0.528
0.450
3.398
0.250
3.900
0.027
1.272
0.898
0.192
0.287
0.800
0.667
0.520
1.111
0.577
0.433
0.345
0.487
0.793
0.539
0.935
0.487
0.711
4.045
1.088
2.175
2.268
2.250
0.554
0.605
0.657
0.828
0.522
0.954
1.431
0.227
0.768
0.052
2.082
0.055
0.630
0.565
0.116
0.849
0.826
0.718
0.312
0.318
0.725
1.160
0.277
0.323
0.496
0.012
0.116
1.086
0.543
0.248
1.408
1.258
0.695
1.057
0.706
1.711
1.022
1.395
De la tabla anterior se obsen/a que la hipótesis nula de no outliers se rechaza para los
índices AOM/USU y INV/USU para la empresa Caucana de gas y se rechaza para el
índice INV/RED para la empresa EPM. Como estas dos empresas no dieron outliers
en todos los índices calculados, se tomó la decisión de incluirlas en el análisis DEA.
5. Bibliografía
Engineering Statistics HandBook. Chap 1 Exploratory Data Analysis. Chap 7 Product and
Process Comparisons.
D-067 CARG O S GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
303
Sesión No. 245
ANEXO 2
□ MU
Score
AOM {l}{V}
LONGITUD
{OMV}
CAPACIDAD
{OMV}
Benchmarks
1 Algonquin Gas Transmission Co.
73,42%
0,42
0,58 14 (0,83) 18 (0.02) 24 (0.14)
2 Crossroads Pipeline Co.
57,29%
0,33
0,67 12 (0.28) 19(0.27) 28 (0.44)
3 Eastern Shore Natural Gas Co
41,05%
0,8
0,2 18(0.25) 19(0.05) 28(0.70)
4 Ecogas
90,54%
1
100,00%
0,35
Great Lakes Gas Transmission
5 Limited Ptrshp
0 18 (0.35) 24 (0.65)
0,65
1
IPOC as Agent/Iroquois Gas
6 Trans. Sys. L.P.
37,36%
0,29
0,71 14(0.15) 18(0.05) 27(0.81)
7
K N Wattenberg Transmission
19,15%
0,23
0,77 12(0.43) 19(0.10) 28 (0.47)
Kem River Gas Transmission
8 Co.
49,61%
0,58
0,42 14(0.37) 18 (0.60) 24(0.03)
9
50,68%
0,66
0,34 18 (0.29) 19 (0.30) 28(0.40)
Mid-Lousiana Gas Co.
Midwestern Gas Transmission
10 Co
57,80%
0,3
0,7 14(0.05) 18 (0.08) 27(0.87)
11
MIGC, Inc.
10,63%
0,68
0,32 18(0.17) 19(0.17) 28 (0.67)
12
Mobile Bay Pipeline Co.
100,00%
0
13
Mojave Pipeline Co
33,96%
0,46
100,00%
39,67%
0
14 Northern Border Pipeline Co.
15 Paiute Pipeline Co.
0,78
1
7
0,54 18 (0.02) 19 (0.77) 28 (0.21)
1
8
0,22 14 (0.01) 18 (0.87) 27(0.12)
PG&E Gas Transmission,
16 Northwest Corp.
93,40%
0
17
Promigas
89,19%
0,72
18
South Georgia Natural Gas Co
100,00%
1
19
Trailblazer Pipeline Co
100,00%
20
TRANSCOGAS
77,76%
TransColorado Gas
21 Transmission Company
22 T ransmetano
65,12%
0,11
0,89 12 (0.55) 28 (0.37) 29 (0.08)
36,35%
0,53
0,47 18 (0.00) 19(0.14) 28 (0.86)
23
58,91%
0,7
0,3 18(0.02) 19(0.04) 28 (0.95)
100,00%
1
Transoriente
Transwestern Pipeline
24 Company
1 5(0.73) 14(0.27)
0,28 14 (0.12) 18 (0.79) 24 (0.09)
0
15
0,38
0,62
10
0,12
0,88 12 (0.46) 28 (0.40) 29 (0.14)
0
4
Tuscarora Gas Transmission
25 Company
73,48%
0,66
0,34 18(0.14) 19(0.18) 28 (0.68)
26
Viking Gas Transmission Co
31,34%
0,54
0,46 14 (0.05) 18 (0.50) 27(0.45)
27
Wyoming Interstate Co
100,00%
0
1
4
28
Progasur (Neiva-Hobo)
100,00%
1
0
13
Progasur (Flandes-Girardot29 Ricaurte)
100,00%
0,17
0,83
4
0,67
0,33 12 (0.02) 28 (0.87) 29(0.11)
30
Gasoducto del Tolima
39,02%
31
Transoccidente
49,22%
0
32
Promigas-distribución
63.75%
0,43
D-067 CARGOS GASES DEL CARIBE Y PROMIGAS-FINAL
1 12(0.16) 29(0.84)
0,57 12(0.09) 19 (0.03) 28(0.88)
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