Publicación Diario Oficial No.: 50.927, el día:15/April/2019
Publicada en la WEB CREG el: 15/April/2019
Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS


RESOLUCIÓN No. 007 DE 2019

( 14 ENE. 2019 )


Por la cual se aprueba cargo de distribución por uso del sistema de distribución de gas combustible por redes de tubería para el mercado relevante especial conformado por el centro poblado de San Pedro de Jagua, perteneciente al municipio de Ubalá, departamento de Cundinamarca, según solicitud tarifaria presentada por la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

I. Antecedentes

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

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

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

Según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas.

A través de la Resolución CREG 202 de 2013 se establecieron los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

El artículo 9º de la Resolución 202 de 2013, dispone que la metodología para el cálculo de los cargos de distribución se hará aplicando costos medios históricos y/o los costos medios de mediano plazo, para el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Período Tarifario, y se calculan con la Valoración de la Inversión Base, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), la Demanda de Volumen del mercado correspondiente y la tasa de retorno, aplicando los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994 y de acuerdo a la conformación del Mercado Relevante de Distribución.


Mediante la Resolución CREG 052 de 2014, Resolución CREG 138 de 2014, Resolución CREG 112 de 2015, Resolución CREG 125 de 2015 y Resolución CREG 141 de 2015 se modificó y adicionó la Resolución CREG 202 de 2013.

Con la Resolución CREG 095 de 2015 se aprobó la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.

En la Resolución CREG 096 de 2015 se definen los valores de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia () y la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible.

Por medio de la Circular CREG 105 de 2015 se publicó el documento CREG No. 095 de 2015, que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de Otros Activos para la actividad de distribución conforme a lo definido en el anexo 9 y 10 de la Resolución CREG 202 de 2013.

A través de la Circular CREG 130 de 2015, se definió el proceso de presentación de solicitudes tarifarias para la aprobación de cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería para nuevos mercados conforme a lo definido en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificatorias.

Mediante la Resolución CREG 093 del 11 de julio de 2016, se revocó parcialmente la Resolución CREG 202 de 2013, modificada por las Resoluciones CREG, 138 de 2014 y 125 de 2015.

Mediante la Resolución CREG 090 de 2018 se establecen los apartes revocados de la Resolución CREG 202 de 2013 mediante la Resolución CREG 093 de 2016 y se incorporan otras disposiciones.

Mediante la Circular CREG 060 de 2018, la Comisión informa de la existencia de errores en la Resolución CREG 090 de 2018 y que le corresponde adelantar una actuación administrativa de manera oficiosa con fundamento en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 a efectos de determinar la existencia de graves errores de cálculo que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, con el fin de que se lleve a cabo una debida aplicación de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.

Mediante la Resolución CREG 132 de 2018 se resuelve una actuación administrativa iniciada de oficio en virtud de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994

II. Trámite de la actuación administrativa

La empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. a través de la comunicación radicada en la CREG bajo el número E-2017-011018 del 28 de noviembre de 2017 y con base en los criterios generales para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería definidos en la Resolución CREG 202 de 2013, solicitó aprobación de cargos de distribución de GLP por redes para el mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario conformado por el siguiente centro poblado:


En la mencionada comunicación se allegaron los datos de demanda, gastos de administración operación y mantenimiento AOM y las inversiones clasificadas según el listado de unidades constructivas establecido en el Anexo No. 8 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Igualmente, la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. informa que el proyecto no cuenta con recursos públicos para la construcción de la infraestructura de distribución de gas por redes.

Mediante oficio con radicado CREG E-2017-011841 de diciembre 19 de 2017, La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, remite concepto en la que considera que la metodología de proyección de demanda de gas propuesta por la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. para el centro poblado de San Pedro de Jagua, municipio de Ubalá en el departamento de Cundinamarca, cumple con los requerimientos contenidos en el Anexo 13 de la Resolución CREG 202 de 2013.

La Comisión mediante oficio con radicado CREG S-2018-000332 de febrero 7 de 2018, dentro del procedimiento para la aprobación de cargos, solicita a la empresa el envío de la siguiente información, en cumplimiento de los requisitos exigidos en las resoluciones CREG 202 de 2013 y modificatorias:

· Soporte que al menos el 80% de los usuarios potenciales del servicio de gas del centro poblado, están interesados en contar con el servicio.
La empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. mediante radicado CREG E-2018-001352 del 19 de febrero de 2018, remite la información solicitada por la Comisión.

Mediante auto proferido el día 9 de abril de 2018, la Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG- dispuso iniciar la respectiva actuación administrativa con fundamento en la solicitud presentada por la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. para la aprobación de los cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería para el centro poblado de San Pedro de Jagua, perteneciente al municipio de Ubalá, departamento de Cundinamarca.

De acuerdo con lo establecido en el auto del 9 de abril de 2018, y para cumplir con lo dispuesto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, en el Diario Oficial No. 50.560 del 10 de abril de 2018, se publicó el Aviso No. 033 de 2018 que contiene un extracto de la actuación administrativa iniciada con la solicitud presentada por LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. para la aprobación de cargos de distribución de gas combustible por redes de tubería. Lo anterior, a fin de que los terceros interesados pudiesen hacerse parte en la respectiva actuación.

Mediante auto de pruebas del octubre 17 de 2018, la Comisión solicitó a la empresa YAVEGAS S.A. E.S.P. la manifestación expresa a la Comisión, si el centro poblado de San Pedro de Jagua, municipio de Ubalá, departamento de Cundinamarca hace parte o no del plan de expansión de la empresa y, en caso de que la respuesta sea afirmativa, se sirva de informar la fecha estimada en la que empezaría la prestación del servicio en dicho centro poblado, toda vez que el municipio de Ubalá, departamento de Cundinamarca hace parte de un mercado relevante de distribución en el que la empresa YAVEGAS S.A. E.S.P. presta el servicio de gas combustible por red de tubería.

La empresa YAVEGAS S.A. E.S.P. remitió a la Comisión, mediante oficio con radicado CREG E-2018-011258 de octubre 25 de 2018, la información solicitada en el auto de pruebas de octubre 17 de 2018, referente a que el centro poblado de San Pedro de Jagua, municipio de Ubalá, departamento de Cundinamarca no se encuentra dentro de los proyectos de expansión de la empresa.

Mediante la Resolución CREG 137 de 2013 se establecieron las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados. La aplicación de la fórmula tarifaria general inició a partir del 1 de enero de 2014 por un período de cinco años, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

El numeral 9.3 del artículo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013 establece lo siguiente:
    “9.3. CARGOS DE DISTRIBUCIÓN EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN QUE NO TIENEN CONECTADOS USUARIOS A LA RED PRIMARIA.

    Cuando un Sistema de Distribución tenga red primaria y secundaria pero todos los usuarios estén conectados a la red secundaria se podrá determinar en ese Mercado Relevante un solo cargo de distribución que será aplicable a usuarios residenciales y a usuarios diferentes al de uso residencial. La canasta de tarifas de estos mercados deben excluir a los usuarios residenciales.”

Dado que el sistema de distribución presentado por la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. para el mercado relevante especial conformado por el centro poblado de San Pedro de Jagua, perteneciente al municipio de Ubalá, departamento de Cundinamarca, cuenta con red primaria y secundaria y todos sus usuarios están conectados a la red secundaria, se podrá determinar para este mercado relevante un solo cargo de distribución que será aplicable a los usuarios de uso residencial y usuarios diferentes al uso residencial.

Como resultado del análisis de la información presentada a la Comisión por LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P., mediante radicados CREG E-2017-0011018, E-2018-001352 y E-2018-011258, se realizaron los ajustes pertinentes a la información requerida para el cálculo del cargo de distribución que trata las resoluciones CREG 202 de 2013 y modificatorias, según se relacionan, con su respectivo sustento, en el documento soporte de la presente Resolución.

III. Análisis de la solicitud tarifaria presentada por la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. y definición de los cargos máximos para la actividad de distribución de gas combustible

La metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería contempla el concepto de mercado relevante de distribución que corresponde al municipio, grupo de municipios o centros poblados para el cual la CREG establece cargos por uso del sistema de distribución al cual están conectados un conjunto de usuarios.

Esta metodología es de precio máximo, el cual se establece a través de los cargos de distribución que son calculados a partir de costos medios históricos para mercados existentes o costos de mediano plazo para mercados o poblaciones nuevas, con estos se remunera las inversiones existentes para la demanda real y el programa de inversiones diseñado para una demanda futura, según corresponda.

Los cargos de distribución se obtienen básicamente como la relación entre el costo anual equivalente de las inversiones eficientes, incluyendo las inversiones existentes o el valor presente descontado de las inversiones proyectadas más los gastos eficientes anuales de la administración, operación y mantenimiento (AOM) o el valor presente descontado de los AOM proyectados y la demanda real obtenida en el año de corte o de la proyección de demanda. Lo anterior, utilizando una tasa de descuento o WACC (por sus siglas en inglés).

La metodología señalada reconoce las inversiones eficientes, de las cuales hacen parte, la inversión base que corresponde a la inversión en activos existentes a una fecha de corte o el programa de inversiones que propone ejecutar el distribuidor en el periodo tarifario. La valoración de los activos se hace a través de los costos eficientes que se han determinado previamente para unidades constructivas y que se encuentran señaladas previamente en las Resoluciones CREG 011 de 2003 y 202 de 2013.

Es de indicar que de acuerdo con la metodología se establece un cargo de distribución para usuarios residenciales y otro para usuarios de uso diferente al residencial, con este último las empresas podrán estructurar una canasta de tarifas por tipo de usuario y consumo.

De acuerdo con lo anterior y como parte de la aplicación de la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013, así como de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y el esquema de incentivos para la actividad de distribución de gas combustible le corresponde a la CREG establecer: i) Mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario y para al cual se le definirán cargos de distribución; ii) las demandas de volumen en metros cúbicos de cada mercado; iii) el valor eficiente de las inversiones a reconocer, incluyendo la inversión base y el programa de nuevas inversiones, donde se aplicable, así como; iii) los valores eficientes de los gastos de AOM.

Se debe tener en cuenta que dentro de la remuneración de esta actividad el regulador fija una tarifa máxima para cada mercado relevante de distribución, definiendo el valor eficiente de las inversiones y de los gastos de AOM para una demanda real o futura esto por un periodo tarifario y el distribuidor asume los riesgos (e.g. caídas por factores de mercado), incremento en los gastos de AOM reconocidos (e.g. incremento en los gastos de personal) y variaciones en los costos de las nuevas inversiones (e.g. incrementos en los costos de los activos). En estos términos el distribuidor es un agente activo en la búsqueda de eficiencia (e.g. reducción de costos y aumento de demanda).

De acuerdo con lo anterior, se procede a hacer un análisis de la solicitud tarifaria de la empresa de acuerdo con los elementos que hacen parte de la metodología tarifaria d la Resolución CREG 202 de 2013 a efectos de establecer el cargo para el mercado relevante al cual se ha solicitado los cargos de distribución:

3.1. Nuevo Mercado relevante de distribución para el siguiente periodo tarifario

La Resolución CREG 202 de 2013 determina como criterios para la conformación de Mercado Relevante de Distribución para el siguiente período tarifario, la creación de Nuevos Mercados de Distribución. Así mismo, se podrá constituir un (v) mercado relevante de distribución especial, para corregimientos, caseríos o inspecciones de policía, que forman parte de municipios que se encuentran conformando mercados relevantes existentes siempre y cuando se cumplan con las condiciones establecidas en la resolución CREG 202 de 2013 para estos.

En este sentido el Mercado Relevante de Distribución para el siguiente período tarifario solicitado por la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. corresponde a un mercado de distribución especial y está constituido por el siguiente centro poblado:


3.2. Gastos de administración, operación y mantenimiento - AOM

Dentro de la metodología de la Resolución CREG 202 de 2013, a efectos de determinar el valor eficiente de los gastos de AOM, en el numeral 9.7 se estableció que “los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de cada mercado se determinarán con base en la metodología Frontera Estocástica que se describe en el Anexo 10 de la presente resolución”. En dicho Anexo se dispuso que “para establecer los gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento que se remunerarán en los cargos de distribución de gas combustible, se adoptará la metodología de frontera estocástica de costos y se aplicará de acuerdo con la conformación de los mercado(s) relevante(s) de distribución para el siguiente periodo tarifario” para lo cual en los numerales 4. 5 y 6 de dicho anexo 10 esta Comisión dispuso que:

    “4. La Comisión a través de circular publicará un documento para someter a comentario la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.

    5. A través de circular se publicará el documento definitivo el cual contendrá la respuesta a cada uno de los comentarios recibidos y la función óptima que mejor estime el comportamiento de los gastos AOM de las actividades de distribución y comercialización para el siguiente periodo tarifario.

    6. Conforme la función seleccionada se asignará a cada una de las empresas un AOM estimado.”

Para estos efectos se expidió la Circular CREG 105 de 2015 en la cual se publicó el documento CREG No.095 de 2015, que contiene la definición de las funciones óptimas para determinar la remuneración de los gastos de AOM de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tubería y de otros activos para la actividad de distribución – conforme a lo definido en el anexo 9 y 10 de la Resolución CREG 202 de 2013. Cabe anotar que el concepto de eficiencia hace parte de los criterios tarifarios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 y respecto de los cuales se sustenta el régimen tarifario.

Ahora bien, mediante la Resolución CREG 093 de 2016 se revocó el numeral 9.7 y el Anexo 10 en donde se define el procedimiento para el establecimiento de los gastos de AOM eficientes, esto teniendo en cuenta que mediante un análisis de la información requerida para mercados existentes, la Comisión encontró graves problemas con respecto a la calidad de la información contable reportada y depurada por las empresas a diciembre de 2013, así como la relación que esta puede tener con respecto a los costos y gastos asociados con la prestación del servicio y en particular para la actividad de distribución de gas combustible y la cual fue el insumo principal para el desarrollo del cálculo de las funciones de gastos eficientes de AOM de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y los otros activos que fueron publicadas en la Circular CREG 105 de 2015, tal y como lo establecía la Resolución CREG 202 de 2013.

Mediante la Resolución CREG 090 de 2018 se establecen los apartes revocados de la Resolución CREG 202 de 2013 mediante la Resolución CREG 093 de 2016 y se incorporan otras disposiciones.

Mediante la Circular CREG 060 de 2018, la Comisión informa de la existencia de errores en la Resolución CREG 090 de 2018 y que le corresponde adelantar una actuación administrativa de manera oficiosa con fundamento en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 a efectos de determinar la existencia de graves errores de cálculo que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, con el fin de que se lleve a cabo una debida aplicación de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.

Mediante la Resolución CREG 132 de 2018 se resuelve una actuación administrativa iniciada de oficio en virtud de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, relacionada con la existencia de errores en la Resolución CREG 090 de 2018.

3.3. Inversión Base

La inversión base es la que se reconoce en los cargos de distribución y debe corresponder al dimensionamiento del sistema de distribución de acuerdo con la demanda de volumen, sistema valorado con los costos eficientes establecidos para cada una de las unidades constructivas.

La inversión base comprenderá: a) activos inherentes a la operación (estaciones de puerta de ciudad, gasoductos, estaciones de regulación, accesorios entre otros), b) otros activos (maquinaria y equipos, muebles, equipos de cómputo y comunicación, sistema de información) y c) activos asociados al control de la calidad del servicio.

3.3.1. Programa de Nuevas Inversiones (IPNI). Es la inversión del Programa de Nuevas Inversiones que se realizará en el Siguiente Período Tarifario. Esta homologada a las Unidades Constructivas definidas en el ANEXO 8 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Teniendo en cuenta que la solicitud comprende la inclusión de municipios nuevos o que corresponde a un mercado nuevo la empresa reporta el siguiente programa de inversiones.


Cifras en pesos del 31 de diciembre de 2016

3.3.2. Otros Activos

Según lo señalado en la metodología, los otros activos reportados por las empresas no pueden ser superiores al monto en activos inherentes en operación por el porcentaje establecido conforme al Anexo 9 de la Resolución CREG 202 de 2013.

Mediante la Circular CREG 105 de 2015, para la determinación de otros activos se definió una función de regresión lineal que considera las variables de gastos de AOM y kilometro por área. El procedimiento para establecer esta variable también fue revocado mediante la Resolución CREG 093 de 2016, esto teniendo en cuenta que la función toma como insumo el valor de AOM resultante de la aplicación de lo dispuesto en el Anexo 10 de la Resolución CREG 202 de 2013, los problemas encontrados en la medición de los gastos de AOM por la calidad de la información contable y las asimetrías en dicha información afectan igualmente el cálculo del porcentaje de remuneración por otros activos. Además, durante el proceso tarifario se encontró inconsistencias entre la información de kilómetros de red informada por las empresas para la definición de la función de regresión lineal y la reportada en la solicitud tarifaria, así como, las empresas depuraron la información contable de Otros Activos y en general su valor disminuyó.

Mediante la Resolución CREG 090 de 2018 se establecen los apartes revocados de la Resolución CREG 202 de 2013 mediante la Resolución CREG 093 de 2016 y se incorporan otras disposiciones.

Mediante la Circular CREG 060 de 2018, la Comisión informa de la existencia de errores en la Resolución CREG 090 de 2018 y que le corresponde adelantar una actuación administrativa de manera oficiosa con fundamento en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 a efectos de determinar la existencia de graves errores de cálculo que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, con el fin de que se lleve a cabo una debida aplicación de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería.

Mediante la Resolución CREG 132 de 2018 se resuelve una actuación administrativa iniciada de oficio en virtud de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, relacionada con la existencia de errores en la Resolución CREG 090 de 2018.

3.3.3. Inversión de Recursos Públicos

Respecto al tema, la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P. informa que el proyecto no cuenta con recursos públicos para la construcción de la infraestructura de distribución gas por redes.

IV. Aspectos y elementos adicionales

Los anteriores análisis a la solicitud tarifaria, los cálculos tarifarios correspondientes efectuados por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, así como las consideraciones que justifican la presente resolución y demás información disponible, se encuentran incorporados en el Documento CREG-007 de 2019, soporte de la presente resolución.

Con base en lo establecido en el artículo 4 del Decreto 2897 de 2010 1Se debe precisar que estas disposiciones se encuentran recogidas actualmente en los numerales 2.2.2.30 y siguientes del Decreto 1074 de 2015., reglamentario de la Ley 1340 de 2009, se respondió el cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados, donde aplicando las reglas allí previstas, la respuesta al conjunto de preguntas fue negativa, en la medida en que no plantea ninguna restricción indebida a la libre competencia, el cual se encuentra en el Documento CREG-007 de 2019.

Teniendo en cuenta la respuesta al cuestionario, y dado que la presente Resolución contiene un desarrollo y aplicación de la metodología y criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible establecidos en las Resolución CREG 202 de 2013, el presente acto administrativo de carácter particular no requiere ser remitido a la SIC para los efectos establecidos en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, reglamentado por el Decreto 2897 de 2010, por no tener incidencia sobre la libre competencia 2Ibídem.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 897 del 14 de enero de 2019, acordó expedir la presente resolución.


RESUELVE:


ARTÍCULO 1. Mercados Relevantes de Distribución Para el Siguiente Periodo Tarifario. Conforme a lo definido en el numeral 5.3 de la Resolución CREG 202 de 2013, el Mercado Relevante de Distribución para el Siguiente Periodo Tarifario corresponde a un Mercado Relevante Especial y estará conformado por el siguiente centro poblado:


ARTÍCULO 2. Demandas de Volumen. Para el cálculo tarifario se utilizó la Demanda de Volumen presentada en el Anexo 2 de esta Resolución.

ARTÍCULO 3. Inversión Base. La Inversión Base para determinar los cargos de distribución para el Mercado Relevante de Distribución definido en el artículo 1 de esta Resolución se compone como se indica a continuación:

3.1. Programa de Nuevas Inversiones para Municipios Nuevos (INPI). El Programa de Nuevas Inversiones corresponde a un valor de 282.828.186 ($ 31 de diciembre de 2016) y su descripción se presenta en el Anexo 1 de la presente Resolución.

3.2. Valoración de la Inversión Base.

Aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, se calcularon conforme a las formulas establecidas en los numerales 9.1.1.3. y 9.2.1.3. del artículo 9 para la componente que remunera la inversión base, aplicable a usuarios de uso residencial y a usuarios diferentes a los de uso residencial y se obtuvieron las siguientes variables principales:



ARTÍCULO 4. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM. Para el mercado especial de distribución, una vez ajustado el Horizonte de Proyección de AOM reportado por la empresa con el menor de los crecimientos porcentuales entre AOM y Demanda, se determina un porcentaje de AOM eficiente a reconocer de 5,67%. A partir de este porcentaje, se calcula un de 44,17%, el cual se aplica a la proyección de AOM ajustada. En el Anexo 3 se presentan los gastos ajustados de AOM para cada año del Horizonte de Proyección.



Aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, se calcularon conforme a las formulas establecidas en los numerales 9.1.1.3. y 9.2.1.3. del artículo 9 para la componente que remunera los gastos de AOM, aplicable a usuarios de uso residencial y a usuarios diferentes a los de uso residencial, las siguientes variables principales:



CAPÍTULO I.

CARGOS DE DISTRIBUCIÓN

ARTÍCULO 5. Cargo de distribución aplicable a los usuarios de Uso Residencial. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el cargo de distribución aplicable a los usuarios de uso residencial aplicable en el Mercado Relevante definido en el artículo 1°, para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fija de la siguiente manera:



Parágrafo. Estos Cargos de Distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 202 de 2013 y aquellas que la adicionan y modifican.

ARTÍCULO 6. Cargo de distribución aplicable a los usuarios diferentes a los de Uso Residencial. A partir de la vigencia de la presente Resolución, el cargo de distribución aplicable a los usuarios diferentes a los de uso residencial aplicable en el Mercado Relevante definido en el artículo 1°, para recuperar los costos de inversión y los gastos de AOM para la distribución domiciliaria de gas combustible por red se fija de la siguiente manera:



Parágrafo. Estos Cargos de Distribución se actualizarán de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 202 de 2013 y aquellas que la adicionan y modifican.

ARTÍCULO 7. Vigencia de los Cargos de Distribución aplicables a los usuarios de Uso Residencial y a usuarios diferentes a los de uso residencial. Los Cargos de Distribución aplicables a los usuarios de uso residencial y a los usuarios diferentes a los de uso residencial, estarán vigentes por (5) años desde la fecha en que quede en firme la presente resolución. Vencido el período de vigencia de los cargos regulados, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos, tal como está previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

Parágrafo. De acuerdo con lo dispuesto en el parágrafo del Artículo 7 de la Resolución CREG 202 de 2013 y sus modificaciones y adiciones, si transcurridos doce (12) meses desde que haya quedado en firme la presente Resolución, el Distribuidor no ha iniciado la construcción del respectivo Sistema de Distribución, los cargos aquí aprobados, así como la totalidad de lo dispuesto en esta resolución perderán su vigencia.

Se entenderá que el Distribuidor no ha iniciado la construcción del respectivo Sistema de Distribución, sí doce (12) meses después de que haya quedado en firme los cargos aprobados en la presente resolución, no ha ejecutado al menos un 50% las inversiones propuestas para el primer año de inversión.

Para estos efectos, el distribuidor dentro de los 15 días hábiles siguientes a la firmeza de la presente resolución, deberá remitir a la SSPD con copia a la CREG, un cronograma en donde se especifique la fecha de inicio de la construcción del Sistema de Distribución hasta la fecha de su entrada en operación a efectos de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios pueda llevar a cabo sus funciones de inspección, vigilancia y control dispuestas en el artículo 79 de la Ley 142 de 1994. Así mismo, este cronograma deberá contener el programa de inicio, avance y ejecución de las inversiones propuestas y reconocidas para el primer año de acuerdo con lo previsto en el Anexo 1 de la presente resolución. De acuerdo con lo dispuesto en el inciso anterior la fecha de inicio del cronograma corresponderá a la firmeza de la resolución de los cargos aprobados.

Igualmente, el distribuidor deberá enviar un informe semestral que contenga el porcentaje de avance de ejecución de obra con las inversiones realmente ejecutadas en comparación con el programa de inversión aprobado.
CAPÍTULO II.

FÓRMULA TARIFARIA

ARTÍCULO 8. Fórmula Tarifaria. La Fórmula Tarifaria aplicable al mercado relevante definido en el artículo 1 de la presente Resolución corresponderá a la establecida en el artículo 4 de la Resolución CREG 137 de 2013.

ARTÍCULO 9. Vigencia de la Fórmula Tarifaria. La fórmula tarifaria, regirá a partir de la fecha en que la presente Resolución quede en firme y durante el término de vigencia de las fórmulas tarifarias definidas en la Resolución CREG 137 de 2013. Vencido este período las fórmulas tarifarias continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas, tal como está previsto en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994.
CAPÍTULO III.

OTRAS DISPOSICIONES

ARTÍCULO 10. La presente Resolución deberá notificarse al representante legal de la empresa LOGIGAS COLOMBIA S.A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el Recurso de Reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación


NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE



Dada en Bogotá, D.C. 14 ENE. 2019


DIEGO MESA PUYO
CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA
Viceministro de Energía
Delegado de la Ministra de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO 1

PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES


ANEXO 2

PROYECCIONES DE USUARIOS Y DEMANDA


NÚMERO DE USUARIOS

Municipio
Usuario
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
128
-
128
-
128
-
128
-
128
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
62
-
62
-
62
-
62
-
62
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190

Municipio
Usuario
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
128
-
128
-
128
-
128
-
128
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
62
-
62
-
62
-
62
-
62
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190

Municipio
Usuario
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
128
-
128
-
128
-
128
-
128
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
62
-
62
-
62
-
62
-
62
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190


Municipio
Usuario
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
128
-
128
-
128
-
128
-
128
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
62
-
62
-
62
-
62
-
62
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
190
-
190
-
190
-
190
-
190

VOLUMEN (m3)

Municipio
Usuario
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755

Municipio
Usuario
Año 6
Año 7
Año 8
Año 9
Año 10
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755


Municipio
Usuario
Año 11
Año 12
Año 13
Año 14
Año 15
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755

Municipio
Usuario
Año 16
Año 17
Año 18
Año 19
Año 20
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
Primaria
Secundaria
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaResidencial
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 1
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
-
10.614
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 2
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
-
5.141
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaEstrato 6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaComercial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaIndustrial
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaGNCV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Pedro de Jagua-Ubalá-CundinamarcaOtros
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
TOTAL
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
-
15.755
DIEGO MESA PUYO
CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA
Viceministro de Energía
Delegado de la Ministra de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente
ANEXO 3


PROYECCIÓN DE GASTOS AOM-
ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

AÑO
GASTOS AOM
($ dic 2016)
1
12.157.759
2
12.157.759
3
12.157.759
4
12.157.759
5
12.157.759
6
12.157.759
7
12.157.759
8
12.157.759
9
12.157.759
10
12.157.759
11
12.157.759
12
12.157.759
13
12.157.759
14
12.157.759
15
12.157.759
16
12.157.759
17
12.157.759
18
12.157.759
19
12.157.759
20
12.157.759
VPN(2019 en adelante )
88.193.473


DIEGO MESA PUYO
CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA
Viceministro de Energía
Delegado de la Ministra de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente



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