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Comisión de Regulación de Energía y Gas

CARGOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL POR REDES PARA EL MERCADO RELEVANTE DE

B/MANGA, LEBRIJA, SABANA DE TORRES, PTO WILCHES (SANTANDER), CANTAGALLO Y SAN

PABLO (BOLIVAR) SOLICITADO POR GASORIENTE S.A. E.S.P.

DOCUMENTO CREG-010 MARZO 23 DE 2004

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA

CONTENIDO

1. ANTECEDENTES..................................................................................................................... 49

2. SUPUESTOS GENERALES E INDICES UTILIZADOS.........................................................51

3. CARGO DE DISTRIBUCIÓN...................................................................................................51

3.1 SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA.....................................................................513.1.1 Mercado Relevante....................................................................................................523.1.2 Inversión Base............................................................................................................523.1.3 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento..........................................523.1.4 Demandas de Volumen............................................................................................. 53

3.2 ANALISIS DE LA SOLICITUD TARIFARIA.......................................................................543.2.1 Mercado Relevante....................................................................................................543.2.2 Inversión Base............................................................................................................54

3.2.2.1 Inversión Existente............................................................................................... 543.2.2.2 Programa de Nuevas Inversiones........................................................................583.2.2.3 Criterio de Eficiencia en redes secundarias........................................................583.2.2.4 Propiedad del Sistema de Distribución............................................................... 583.2.2.5 Resumen de la Inversión Base........................................................................... 58

3.2.3 Demanda Esperada de Volumen..............................................................................593.2.4 Gastos de AO&M de Distribución.............................................................................613.2.5 Comparativo de cifras.......................... 62

3.3 CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCION.......................................................................63

4. CARGO DE COMERCIALIZACIÓN........................................................................................ 64

4.1 SOLICITUD TARIFARIA.....................................................................................................644.1.1 Mercado Relevante................................................................................................... 644.1.2 Gastos de AO&M de Comercialización (año 2002)............................................... 64

4.2 CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN...................................................... 654.2.1 Cálculo del DEA y demás parámetros......................................................................654.2.2 Cálculo del Cargo Máximo Base de Comercialización............................................65

5. PROPUESTA A LA CREG.......................................................................................................66

5.1 CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN.......................................................................665.2 CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN...................................................... 66

D-010 GASORIENTE S.A. E.S.P. 48

Sesión No. 232

CARGOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL PARA EL MERCADO RELEVANTE DEL ÁREA METROPOLITANA DE BUCARAMANGA,

LEBRIJA, SABANA DE TORRES Y PUERTO WILCHES EN SANTANDER, Y CANTAGALLO Y SAN PABLO EN BOLIVAR SEGÚN SOLICITUD TARIFARIA DE

GASORIENTE S.A. E.S.P.

1. ANTECEDENTES

GASORIENTE S.A. E.S.P. es una compañía de carácter privado dedicada a la actividad de distribución y comercialización de gas natural. La empresa entró en operación en 1979 y en la actualidad opera y mantiene el Sistema de Distribución de gas natural que atiende el Área Metropolitana de Bucaramanga, los municipios de Lebrija, Sabana de Torres y Puerto Wilches en el Departamento de Santander y, los municipios de Cantagallo y San Pablo en el departamento de Bolívar. El número de usuarios a diciembre de 2002 era de 150,961.

Figura 1. Diagrama de la ubicación geográfica del Sistema de Distribución

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Sesión No. 232

El cargo de distribución de GASORIENTE S.A. E.S.P. corresponde al cargo aprobado por la Comisión mediante Resolución CREG 125 de 1996. En dicha Resolución se aprobó un cargo promedio máximo de 97.43 $/m3, con vigencia desde el 29 de noviembre de 1996.

Mediante la Resolución CREG-011 de 2003 (en adelante Resolución 11), la Comisión aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento del cargo por uso del Sistema de Distribución y del cargo de comercialización de gas combustible por redes a usuarios regulados. La Resolución 11 estableció igualmente la información requerida para el cálculo de los cargos por uso del Sistema de Distribución y cargo de comercialización.

En este documento se presenta a consideración de la Comisión el análisis de la solicitud tarifaria formulada por la empresa, la información utilizada y el cálculo respectivo de los cargos máximos aplicables al mercado de GASORIENTE S.A. E.S.P. para el próximo periodo tarifario acorde con la Resolución 11.

Para tal efecto se dispone de la información contenida en los siguientes documentos.

Cuadro 1. Documentos utilizados para la aprobación de la solicitud tarifaria

Tipo de documento Radicado CREG Fecha

Estudio CREG 3705 Septiembre 30 de 1996Oficio CREG 4232 Octubre 28 de 1996Documento CREG-104 Noviembre 26 de 1996Oficio CREG E-2003-004373 Abril 30 de 2003Oficio CREG E-2003-004406 Mayo 2 de 2003Oficio CREG E-2003-005315 Mayo 26 de 2003Oficio CREG E-2003-005535 Junio 2 de 2003Oficio CREG E-2003-005959 Junio 13 de 2003Oficio CREG S-2003-002213 Julio 8 de 2003Oficio CREG E-2003-007538 Agosto 8 de 2003Oficio CREG E-2003-007571 Agosto 8 de 2003Oficio CREG S-2003-002719 Agosto 13 de 2003Oficio fCRÉG E-2003-008672 Septiembre 17 de 2003Oficio CREG S-2003-003429 Octubre 30 de 2003Oficio CREG S-2003-003434 Octubre 30 de 2003Oficio CREG E-2003-010074 Octubre 31 de 2003Oficio CREG-E-2003-010347 Noviembre 11 de 2003Oficio UPME CREG E-2003-010732 Noviembre 25 de 2003Oficio CREG E-2003-010882 Diciembre 1 de 2003Oficio CREG E-2003-011010 Diciembre 12 de 2003Oficio CREG S-2003-004107 Diciembre 15 de 2003Oficio CREG E-2003-011639 Diciembre 26 de 2003


Sesión No. 232

2 . SUPUESTOS GENERALES E INDICES UTILIZADOS

Para el cálculo de los cargos de distribución y comercialización de que trata el presente documento se utilizaron los siguientes supuestos de tipo general:

Cuadro 2. Supuestos GeneralesParámetro Valor Fuente

Tasa de descuento (Costo Promedio de Capital Invertido)

16.06% Res. CREG 045 de 2002

Índice de Precios del Productor Banco de la RepúblicaEscenario Macroeconómico DNPPrecios de combustibles sustitutos UPMEMargen de Comercialización 1.67%Valor anual reconocido de terrenos e inmuebles.

7.6% del valor catastral

Res. CREG 011 de 2003

Parámetros de calidad del servicio Res. CREG 100 de 2003

3. CARGO DE DISTRIBUCIÓN

3.1 Solicitud Tarifaria de la Empresa

GASORIENTE S.A. E.S.P. en cumplimiento de la Resolución 11, reportó a la CREG la información histórica sobre inversión, gastos de AOM para los negocios de distribución y comercialización de gas en su mercado relevante, y demás información histórica básica para el cálculo de los cargos, mediante comunicación escrita con radicado CREG E-2003-004373 del 30 de abril de 2003. Las proyecciones de demanda, inversiones y gastos de AOM de distribución para los años 2003 a 2022 fueron entregadas mediante oficio con radicado CREG E-2003-005535 del 2 de junio de 2003.

De conformidad con lo dispuesto en los artículos 20 y 29 de la Resolución 11, GASORIENTES.A. E.S.P. remitió la publicación del resumen del estudio de cargos que presentó a la Comisión, realizada en el diario Vanguardia Liberal. Con base en los requerimientos de la Circular CREG 021 de 2003, GASORIENTE S.A. E.S.P. realizó una nueva publicación del resumen del estudio de cargos en el diario Vanguardia Liberal el 22 de julio de 2003, la cual remitió mediante oficio con radicación CREG E-2003-007538 del 8 de agosto, con las siguientes cifras:

2003 2004 2005 2006 2007Nuevas inversiones $ 532,977 ,797 1,221,561,842 614 ,634 ,455 539 ,464 ,609 514,847 ,037

Demanda proyectada m3

81,754,896 81,914,389 76 ,371 ,322 71 ,878 ,576 72,459,829

Inversión exístente2oo2 $ 40,679,456,906VPN Gastos AOM distribución $ 68,960,994,358Cargo Promedio de distribución $ 254.36 /m3Cargo máximo de comercialización $ 1411.80


Sesión No. 232

3.1.1 Mercado Relevante

De conformidad con lo establecido en el Artículo 4 de la Resolución 11, el Mercado Relevante de distribución propuesto por la empresa es el comprendido por los municipios de Bucaramanga, Girón, Piedecuesta, Floridablanca, Lebrija, Sabana de Torres (corregimiento de Provincia) y Puerto Wilches (corregimiento Km. 8) en el departamento de Santander; y los municipios de Cantagallo (corregimiento Brisas de Bolívar) y San Pablo en el departamento de Bolívar.

3.1.2 Inversión Base

GASORIENTE S.A. E.S.P. presenta el rubro de inversión desagregado en dos componentes: i) monto de inversión existente y, ¡i) nuevas inversiones previstas para ejecutar durante el próximo período tarifario.

. Inversión Existente: la empresa reportó una inversión existente a diciembre de 2002 de Col.$43,216.99 millones ($ de die. 31 de 2002) correspondiente al activo conformado por 1647.63 km de red, 27 estaciones de regulación de presión y otros activos, como se resume a continuación:

Cuadro 3. Resumen de inversiones existentes

Descripción Valor (mili $ de diciembre de 2002)

Activos inherentes a la operación 40.679.46Otros activos 2,537.53Inmuebles y terrenos 1,612.71Total 43,216.99

GASORIENTE S.A. E.S.P. valoró las unidades constructivas de tuberías y estaciones de regulación con base en los precios aprobados en el estudio tarifario anterior aplicando un factor de actualización IPP de 2.23.

. Programa de Nuevas Inversiones: la empresa proyecta como nueva inversión Col.$3,423.49 millones ($ de die. 31 de 2002) correspondiente a 94.53 km de red y otros activos. La inversión anual se presentó en el numeral 3.1.

3.1.3 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento

La empresa proyectó gastos de AOM de distribución para el periodo 2003-2022 de $239,409.9 millones a $ de diciembre de 2002 y valor presente neto de $68,960.99 millones:


Sesión No. 232

Cuadro 4. Gastos de AO&M de distribución en el horizonte de proyección

5101 Sueldos y Salarios 27,479.6

5102 Contribuciones Imputadas 5,077.7

5103 Contribuciones Efectivas 4,156.1

5104 Aportes sobre la Nómina 914.8

5111 Gastos Generales 147,400.1

5120 Impuestos, Contribuciones y Tasas 30,866.9

633503 Tratamiento 301.7

633506 Mantenimiento 11,347.1

633507 Mercadeo 3,873.9

633508 Atención al Cliente y Usuarios 9.8

633509 Facturación y Recaudo 4,649.5

Amortizaciones de Terrenos y Edificios 3,332.8

3.1.4 Demandas de Volumen

La empresa reportó el siguiente escenario de proyección de demanda (sin considerar la demanda de Metrogas de Colombia S.A. E.S.P.):

Cuadro 5. Resumen de las demandas de Volumen

Usuarios Demanda

2003 153,848

A nual Mm3 Esperada

81.8

2004 156,561 81.9

2005 159,129 76.4

2006 161,574 71.9

2007 163,845 72.5

2008 163,897 73.2

2009 163,949 73.2

2010 164,001 73.2

2011 164,053 73.3

2012 164,105 73.3

2013 164,157 73.4

2014 164,209 73.4

2015 164,261 73.5

2016 164,313 73.6

2017 164,365 73.9

2018 164,417 74.3

2019 164,469 74.6

2020 164,521 75.0

2021 164,573 75.4

2022 164,625 75.8


Sesión No. 232

3.2 Análisis de la Solicitud Tarifaria


De conformidad con lo establecido en el Artículo 4 de la Resolución 11 y con la propuesta de la empresa, se recomienda aceptar a los municipios de Bucaramanga, Girón, Piedecuesta, Floridablanca, Lebrija, Sabana de Torres y Puerto Wilches en el departamento de Santander; y los municipios de Cantagallo y San Pablo en el departamento de Bolívar, como el mercado relevante de GASORIENTE S.A. E.S.P.

3.2.2 Inversión Base

La Resolución 11 establece que los costos de inversión a reconocer o Inversión Base, tiene tres componentes: i) activos reconocidos en la anterior revisión tarifaria, i¡) inversiones ejecutadas durante el periodo tarifario y, iii) las inversiones previstas para el siguiente periodo tarifario. A continuación se detallan los principales aspectos en cada componente de la Inversión Base solicitada por GASORIENTE S.A. E.S.P. para calcular las tarifas de referencia a aplicar en el período 2003-2007.

3.2.2.11nversión Existente

Activos Reconocidos en la Anterior Revisión Tarifaria

De acuerdo con el documento CREG-104 de noviembre 26 de 1996, la Comisión aprobó a GASORIENTE S.A, E.S.P. una inversión en activos de gas de $17,968.53 millones para inversiones existentes y proyectadas desde la solicitud tarifaria hasta el 2002. En la actual propuesta la empresa reporta una inversión existente de $18,580.50 millones a $ de 1996, encontrándose que la actual es 3% mayor que la aprobada en 1996.

Adicionalmente, se aprobaron $7,438.1 millones en otros activos, entre los cuales se encontraban $987.8 millones correspondientes a las acometidas construidas hasta 1991 y que son propiedad de la empresa.

A continuación se presenta el detalle de los activos y costos reconocidos en 1996, y las inversiones aprobadas para el periodo 1996-2002:

Inversión activos de gas aprobada en 1996 Inversión proyectada 1996-2002

16,443.811,524.72

Total inversiones hasta 2002 Inversiones existente a 2002 a $ de 1996 Relación existente vs aprobada en 1996

17,968.5318,580.50

103%


Sesión No. 232

Cuadro 6. Unidades constructivas y costos reconocidos en la anterior revisión tarifaria

Descripción de Unidad Constructiva

Costo Unitario Reconocido

rrill $ Die 1996

CantidadAprobada

Costo Total Reconocido

Tubería de A cero de 3 " 58.2 4.4 256.1Tubería de A cero de 4 " 72.9 14.0 1,017.5Tubería de A cero de 6 " 109.9 31.0 3,406.6Tubería de Polietíleno de 3/4 " 7.0 1,177.5 8,195.9

Tubería de Polietíleno de 2 " 10.7 174.5 1,874.7Tubería de Polietíleno de 3 " 15.7 27.3 427.3

Tubería de Polietíleno de 4 " 22.0 8.6 189.2Tubería de Polietíleno de 6 " 35.6 1.0 34.6ERP3T1 2 6 . f 1.0 26.3ERP5T1 36.7" 1.0 36.7

ERP5T2 45.0 2.0 89.9

ERP10T1 26.1 1.0 26.1ERP10T2 29.(7 7.0 203.1

Acometidas 987.8 í 1 987.8

Activos de Distribución de Gas 16,772.1

• Inversiones Ejecutadas durante el Período Tarifario

Para el caso de GASORIENTE S.A. E.S.P. las inversiones en activos de gas ejecutadas corresponden a $2,796.2 millones de die de 1996, cifra aproximadamente el doble de la aprobada en 1996 por $1,524.72.

Cuadro 7. Unidades constructivas ejecutadas

Descripción de Unidad Constructiva

Costo Unitario Reconocido

mill $ Die 1996

CantidadEjecutada

Costo Total mili $ Die 1996

Tubería de Acero de 2 " 48.3" 3.6 175.9Tubería de Acero de 6 " 109.9 4.3 467.8Tubería de Polietíleno de 1/2 " 6.8" 4.6 31.1Tubería de Polietíleno de 3/4 " 7.0 172.8 1,202.9Tubería de Polietíleno de 2 " 10.7 26.6 286.0Tubería de Polietíleno de 3 " 15.7 0.4 6.3Tubería de Polietíleno de 4 " 22.0 0.2 3.4

ERPC515T1 177.(7 1.0 177.6ERP3T1 26.3" 5.0 131.6ERP5T1 36.7* 2.0 73.4ERP5T2 45.0 1.0 45.0ERP10T2 29.0" 6.0 174.1



Sesión No. 232

• Resultado del proceso de auditoría de activos

En cumplimiento de lo establecido en el Anexo No. 9 de la Resolución 11, se contrató a la firma DIVISA INGENIEROS LIMITADA para verificar la confiabilidad de la información suministrada por GASORIENTE S.A. E.S.P. Mediante comunicación con radicado CREG E- 2003-009376 del 8 de octubre de 2003 la firma DIVISA INGENIEROS LIMITADA presentó a la Comisión el correspondiente informe, el cual fue trasladado al distribuidor con el objeto de que se pronunciara en relación con las diferencias de información encontradas.

Igualmente, el Anexo 9 establece que el Distribuidor podrá soportar ante la CREG las razones por las cuales la información presenta imprecisiones, permitiendo que GASORIENTE S.A. E.S.P. se pronunciara en relación con las explicaciones solicitadas y con el informe de verificación de la calidad de información, en cuanto a inconsistencias de la información reportada se refiere, lo cual fue manifestado a través de la comunicación con radicado CREG E-2003-0011010 del 12 de diciembre de 2003.

Siguiendo el procedimiento del Anexo 9 de la misma resolución, y debido a que todas las justificaciones aportadas por GASORIENTE S.A. E.S.P. sobre las observaciones planteadas a raíz de la verificación en campo fueron satisfactorias para la Comisión, el error porcentual cumple con el límite del 0.5% establecido en la Resolución 11. Por lo anterior no cumple con los presupuestos normativos establecidos en la Resolución 011 para la realización de Verificación de activos tipo 2.

Los costos unitarios presentados por la empresa para los activos existentes a diciembre de 2002 fueron en general los aprobados en 1996 actualizados con un IPP total de 2.233, razón por la cual se ajustó el factor de escalamiento partiendo del hecho de que los valores aprobados en la anterior solicitud tarifaria estaban a precios de Junio de 1996. Así, el factor de escalamiento utilizado por la empresa de 2.233 se sustituyó por el factor de 2.0364 que corresponde al factor correcto para referir cifras de junio de 1996 a diciembre de 2002.

Los costos unitarios de las estaciones de regulación de presión fueron ajustados, considerando los costos aprobados en 1996 y las estaciones existentes en dicho año.

Los activos correspondientes a inversiones en cartografía y georeferenciación se reclasificaron en otros activos.

Los activos existentes a diciembre de 2002 incluyen las estaciones reguladoras de presión, tuberías de polietíleno y acero, las acometidas construidas por la empresa hasta 1991 y reconocidas en 1996, y otros activos.

Como resultado del análisis de la información, las respuestas presentadas a la Comisión por GASORIENTE S.A. E.S.P., por la firma DIVISA INGENIEROS LIMITADA y de acuerdo con los supuestos generales presentados en el numeral 2 del presente documento, se realizaron ajustes pertinentes a los inventarios reportados así como a la información adicional requerida para el cálculo de los cargos de que tratan los Artículos 7 y 23 de la Resolución CREG 011 de 2003, obteniéndose la siguiente inversión existente a diciembre de 2002:


Sesión No. 232

Cuadro 8. Resumen de la inversión existente a reconocer

Código Unidad Constructiva CantidadCosto Unitario Reconocido a

Die 2002

Costo Total rrill $ Die

2002

TA2 3.6 94.2 343.1TA3 2.8 113.6 317.3TA4 12.6 142.2 1,785.5TA6 35.2 214.4 7,556.6TPE1/2 4.6 13.2 60.7TPE3/4 1,350.3 13.6 18,331.1TPE2 201.1 21.0 4,214.2TPE3 27.7 30.5 845.7TPE4 8.7 43.0 375.7TR35 1.0 69.4 67.5

ERPC515T1 1.0 346.4 346.4

ERP3T1 6.0 51.3 308.0ERP5T1 3.0 71.6 214.8ERP5T2 3.0 87.7 263.1ERP10T1 1.0 51.0 51.0ERP10T2 13.0 56.6 735.7

Sistemas de Control 1.0 419.1 419.1Acometidas 1.0 1,926.6 1,926.6Gas enpaquetado en la red 1.0 3.2 3.2


INMUEBLES 1,612.71

OTROS ACTIVOS 2,386.68Maquinaria 0.0 0.0 596.5Equipos de cónrputo 0.0 0.0 2,406.1Vehículos 0.0 0.0 558.5Muebles y equipos de oficina 0.0 0.0 533.2

Total activos (sin inmuebles) 40,551.99

Los costos unitarios corresponden a los reconocidos por la Comisión en la solicitud tarifaria anterior, actualizados con el IPP.

Descripción Valor (mili $ de diciembre de 2002)

Activos inherentes a la operación 38,165.31Otros activos 2,386.68Activos calidad del servicioTotal 40,551.99


Sesión No, 232

3.2.2.2 Programa de Nuevas Inversiones

La empresa prevé inversiones por $3,801.70 millones ($ dio. 31 de 2002) para el próximo periodo tarifario, correspondientes a 94.53 km de red, activos de calidad y otros activos. En el cuadro siguiente se indica el programa de nuevas inversiones:

Cuadro 9. Nuevas Inversiones por año ($ millones)

Descripción 2003 2004 2005 2006 2007UC de Redes y Estaciones 494.64 1,036.07 553.32 492.96 474.33UC de Calidad del servicio 175.30 13.57Otros activos 195.38 32.37 114.64 90.83 128.31Total 690.01 1,243.73 667.96 597.36 602.64

3.2.2.3 Criterio de Eficiencia en redes secundarias

De conformidad con lo establecido en el Anexo 8 de la Resolución 11, se construyó la curva que determina el criterio de eficiencia en redes de distribución secundaria. La longitud promedio por usuario de GASORIENTE S.A. E.S.P. queda por debajo de dicha curva. En este sentido, las cantidades previstas para redes de polietíleno con diámetros inferiores o iguales a 3A" no se ajustan.

3.2.2.4 Propiedad del Sistema de Distribución

De conformidad con la información disponible en la Comisión, el Sistema de Distribución de gas natural de los municipios de Bucaramanga, Girón, Piedecuesta, Floridablanca, Lebrija, Sabana de Torres y Puerto Wilches en el departamento de Santander; los municipios de Cantagallo y San Pablo en el departamento de Bolívar, es propiedad de la empresa GASORIENTE S.A. E.S.P.

3.2.2.5 Resumen de la Inversión Base

Con base en lo establecido anteriormente se propone a la Comisión aprobar los siguientes montos de inversión (a $ de die. de 2002):

Cuadro 10. Montos de inversión a aprobar

Descripción Inversiónexistente

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Activos inherentes a la operación

38,165.31 494.64 1,036.07 553.32 492.96 474.33

Otros activos 2,386.68Activos de calidad del servicio

195.38 32.37 114.64 90.83 128.31

Total 40,551.99 690.01 1,243.73 667.96 597.36 602.64


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3.2.2.6 Activos de la Red Primaria Utilizados por Metrogas de Colombia S.A. E.S.P.

Gasoriente S.A. E.S.P. mediante oficio con radicado CREG-E-2003-011639 del 26 de diciembre de 2003, relacionó los activos utilizados para suministrar gas a Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. y utilizados igualmente para atender la demanda de Gasoriente, como los siguientes:

Tubería de Acero de 6” Chimitá-Palenque 1.996 mTubería de Acero de 6” Palenque-Río Frío 9.149 mTubería de Acero de 6” Río Frío-Metrogas 834 m

Estación Puerta de Ciudad ERPC35T3

3.2.3 Demanda Esperada de Volumen

De conformidad con lo establecido en el Art. 7.5 de la Resolución 11, las demandas consideradas para el cálculo tarifario son las siguientes

Usuarios Demanda

2003 153,848

Anual Mm3 Esperada

100.02004 156,561 100.32005 159,129 94.9

2006 161,574 90.5

2007 163,845 90.2

2008 163,897 91.7

2009 163,949 91.5

2010 164,001 91.3

2011 164,053 91.12012 164,105 90.92013 164,157 90.7

2014 164,209 90.6

2015 164,261 90.42016 164,313 90.3

2017 164,365 90.42018 164,417 90.6

2019 164,469 90.72020 164,521 90.9

2021 164,573 91.12022 164,625 91.3

Se incluye la demanda de la Empresa Metrogas de Colombia S.A. E.S.P., la cual es transportada a través del sistema de distribución de GASORIENTE.

La UPME mediante oficio con radicado CREG-E-2003-010732 aprobó la metodología general utilizada por Gasoriente S.A. E.S.P. e hizo comentarios a la proyección de GNV.


Sesión No, 232

Con respecto a la demanda residencial, la UPME expresa que la empresa no aclara la pérdida anual de clientes a partir del año 2008. La empresa aduce que después del quinto año la captación de usuarios es menor a los usuarios que se retiran voluntariamente o son “dados de baja” como consecuencia del corte del servicio, por no pago de los mismos.

A fin de contar con mayores elementos de juicio para el análisis del comportamiento de la demanda promedio del sector residencial en el horizonte de proyección, a continuación se presenta la evolución del consumo promedio histórico del sector residencial:

Figura 2. Evolución consumo residencial

Consumo Promedio Residencial - m3 / usuario32.00

31.00

30.00

29.00

28.00

27.00

26,00

25.002000 20021990 1999 2001

La anterior gráfica explica por qué la demanda residencial disminuye en el periodo de proyección. En consecuencia, la demanda presentada por Gasoriente S.A. E.S.P., Incluyendo la correspondiente a Metrogas (únicamente para el cálculo de los cargos por uso de los activos utilizados por dicha empresa) se utilizó para el cálculo del cargo de distribución:

Figura 3. Comparación de Demanda del periodo tarifario anterior vs. NuevoDEMANDA HISTORICA VS PROYECTADAS

AÑOSMXJSTRIAL ■TOTAL


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3.2.4 Gastos de AO&M de Distribución

Los gastos presentados por la empresa para el año 2002 para el total de los negocios de distribución y comercialización fueron redistribuidos por la empresa con respecto a los gastos reportados en el SUI e incrementados en promedio en 5.7%. Para el cálculo de los cargos se tomó la asignación realizada por la empresa para el año 2002, pero disminuyéndolos en las cantidades en que fueron afectados los diferentes rubros, como se indica en el siguiente cuadro:

Cuadro 11. Gastos reportados y aceptadosGASTOS AÑO 2002 BTUDOTARFARIO su Aceptados en Cálculos |____ ____

Sueldos y Salarios 1,277,513,357 232,290,309 1,509,803,667 1,321,435,599 149,110,977 1,470,546,576 1,244,296,152 226,250,424Ctmtribucbnes hputadas 253,322,126 46,061,573 299,383,700 262,174,580 29,583,816 291,758,396 246,870,011 44,888,385Oantribuciories lectivas 193,613,033 35,204,666 228,817,700 200,019,503 22,570,229 222,589,732 188,343,267 34,246,465Aportes sobre la Mürrina 41,809,753 7,602,269 49,412,023 43,204,981 4,875,256 48,080,237 40,682,869 7,397,368Gastos Generales 5,452,639,971 163,745,512 5,616,385,482 5,345,483,245 102,070,933 5,447,554,178 5,288,730,937 158,823,241Irrpuestos, ODritribuciones y Tasas 1,286,330,708 108,538,740 1,394,869,448 1,024,152,522 107,463,649 1,131,616,171 1,043,561,914 88,054,257Arrortlzadón de intanglbles-licencias 10,472,118 10,472,118 7,698,682 7,698,682 7,698,682Tratarriento 10,270,180 10,270,180 0 10,270,180lybntenlrriento 161,018,327 161,018,327 319,049,814 319,049,814 161,018,327Wbrcadeo 10,436 10,436 0 10,436Atención al Olente y Ubuarios 24,112,783 3,307,994 27,420,777 0 24,112,783 3,307,994Facturación y Ftecaudo 1,159,319,992 1,159,319,992 1,017,556,044 1,017,556,044 1,159,319,992

Para proyectar los gastos a partir del 2003, en general se tomaron los valores estimados por la empresa, a excepción de los gastos generales y los Impuestos, Tasas y Contribuciones. Los Gastos Generales se calcularon con respecto a los gastos del 2002, aplicando los incrementos proyectados en longitudes de red con respecto a la longitud de red existente en diciembre de 2002 .

Para la proyección de la cuenta 5120, se restaron los valores correspondientes al “ Impuesto para preservar la seguridad democrática” de aplicación únicamente para los años 2002 y 2003. Adicionalmente, se restó el valor del “Impuesto a los Medidores” establecido por los Concejos Municipales, y en cuyos Acuerdos expresan “Este impuesto no podrá ser trasladado al usuario del servicio público domiciliario”.

En el documento general para la determinación de cargos de distribución y comercialización, se describe en detalle la aplicación de la metodología de estimación de frontera. En dicho documento se indica que los gastos de AOM de GASORIENTE S.A. E.S.P. tienen un puntaje del 100%, en consecuencia los gastos de AOM calculados no se afectan, por lo que los valores utilizados para el cálculo tarifario serán los siguientes:


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Cuadro 12. Gastos de AO&M de distribución

Año nill $ die de 2002

2003 8,968.972004 8,829.142005 9,089.432006 9,366.832007 9,551.292008 9,537.162009 9,537.162010 9,537.162011 9,537.162012 9,537.162013 9,537.162014 9,537.162015 9,537.162016 9,537.162017 9,537.162018 9,537.162019 9,537.162020 9,537.162021 9,537.162022 9,537.16

Los anteriores gastos incluyen $122.6 millones anuales por concepto de terrenos y $14.1 millones de AOM de calidad del servicio, a $ de die. de 2002.

AOM asignable a redes primarias

De conformidad con el numeral 7.7 de la Resolución 11 e\ AOM asignable a la red primaria es de $8,597.30 millones a $ de diciembre de 2002.

3.2.5 Comparativo de cifras

Antes de observar el resultado tarifario obtenido con base en los análisis anteriores, es importante indicar las diferencias entre la base de información utilizada en la anterior revisión tarifaria y la actual revisión. Con respecto a la demanda esperada de volumen para el período de proyección (20 años) se encuentra que el volumen reportado por la empresa es menor, en todos los años del período, al utilizado en la anterior revisión tarifaria (1995).

Con respecto a la inversión, se presenta disminución en la Inversión Base. En la anterior revisión tarifaria se consideró una inversión descontada de $23,440.74 millones ($45,718.01 millones a $ de 2002) frente a una Inversión base descontada de $42,858.63 millones ($ die. de 2002).


Sesión No. 232

Figura 4. Comparación de inversión base entre periodos tarifarios

Com parativo Inversion Base descontada mili $ de 2002

5 0 0 0 0 .0 0

4 0 0 0 0 .0 0

3 0 0 0 0 .0 0

20000.00

10000.00

0.00Inversión base descontada 1 99 6 Inversión base descontada 2 0 0 2

3.3 Cargo Promedio de Distribución

Con base en la información analizada anteriormente y aplicando la metodología de cálculo establecida en la Resolución 11, se obtienen los siguientes resultados:

Cuadro 13. Cálculo del cargo de distribución

Descripción ValorVP Inversión existente (mili $ de die de 2002) 40,551.99VP Inversión proyectada (mili $ de die de 2002) 2,306.64VP AOM (mili $ de die de 2002) 54,975.71VP Demanda de Volumen (mili m3) 554.48

Cargo Promedio de Distribución ($ / m3) 216.30• Componente de AOM ($ / m3) 121.85• Componente de Inversión ($ / m3) 94.45

AOM asignable al Cargo Piso (mili $ de die de 2002) 8,597.30Inversión asignable al Cargo Piso (mili $ de die de 2002) 11,046.85Cargo Piso de Distribución ($ / m3) 50.81

Para la demanda de Metrogas de Colombia S.A. E.S.P. se calculó un cargo máximo por el uso de los activos de distribución de Gasoriente, obtenido a partir de la valoración de las unidades constructivas presentadas en el numeral 3.2.2.6 (incluido el AOM correspondiente) y la demanda agregada del mercado regulado de Gasoriente y de Metrogas. El valor resultante es de $9.11/m a pesos de diciembre de 2002.

Demanda total 554.48 Mm3Demanda Metrogas 106.66 Mm3Inversion utilizada por Metrogas y Gasoriente 2915.2 $ millonesAOM proporcional Inversion compartida 2136.6 $ millonesCargo para Metrogas 9.11 $ / m3


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Conviene señalar que el cargo calculado para el uso de los activos comunes a Metrogas y Gasoriente está incluido en el cargo promedio de distribución de Gasoriente, es decir está considerado dentro del cargo propuesto de 216.3 $ / m 3

Con el fin de analizar los resultados, en el cuadro siguiente se presenta el equivalente en $/m3 para la actual tarifa, la tarifa solicitada por la empresa y la calculada anteriormente.

Cuadro 14. Comparativo de cargos ($ / m3)

Cargo actual Cargo solicitado Cargo propuesto199.64 254.36 216.30

Figura 5. Gráfica comparativa de cargos de Distribución $ / m3 ___________________________

250

200

150 -

100

5 0 -

Cargo Actual Cargo Promedio de Distribución

□ Componente AOM 0 Componente Inversión

4. CARGO DE COMERCIALIZACIÓN

4.1 Solicitud Tarifaria


De conformidad con lo establecido en el Artículo 4 de la Resolución 11 y con la propuesta de la empresa, se recomienda aceptar a los municipios de Bucaramanga, Girón, Piedecuesta, Floridablanca, Lebrija, Sabana de Torres y Puerto Wilches en el departamento de Santander; y los municipios de Cantagallo y San Pablo, como el mercado relevante de GASORIENTE S.A. E.S.P.

4.1.2 Gastos de AO&M de Comercialización (año 2002)

Como ya se indicó en el numeral 3.2.4, los gastos presentados por la empresa para el año 2002 se ajustaron en las cantidades en que fueron afectados los diferentes rubros.

En consecuencia los gastos de AOM de Comercialización aplicados son:


Sesión No, 232

Cuadro 15. Gastos de AO&M de ComercializaciónCódigo Cuenta 2002

5101 Sueldos y salarios 226.35102 Contribuciones imputables 44.95103 Contribuciones efectivas 34.25104 Aportes sobre nom'na 7.45111 Gastos Generales 158.85120 Impuestos, contribuciones y tasas 88.1

5334508 Amortización de intangibles software 7.7633508 Atención al cliente y usuario 3.3633509 Facturación y recaudo 1,159.3

Depreciación Asignada I 3 8 .4

Total sin factor de eficiencia DEA 1,868!4

4.2 Cargo Máximo Base de Comercialización

La empresa reportó los siguientes datos utilizados para el análisis DEA de los gastos AOM de comercialización:

Usuarios a diciembre de 2002 150,961Reclamos resueltos a favor de la empresa 58Facturas emitidas en 2002 1,793,425

4.2.1 Cálculo del DEA y demás parámetros

En el documento general para la determinación de cargos de distribución y comercialización, se describe en detalle la aplicación de la metodología de estimación de frontera. En dicho documento se indica que los gastos calculados de AOM de GASORIENTE S.A. E.S.P. tienen un puntaje del 100%, en consecuencia los gastos de AOM no se afectaron.

4.2.2 Cálculo del Cargo Máximo Base de Comercialización

Cuadro 16. Cálculo cargo de comercialización

Parámetro ValorGastos eficientes de AOM reconocidos (mill $ die de 2002) 1,868.39Ingreso anual del Comercializador (mill $ die de 2002) * 1.67% 513.29No. de facturas 1,793,425Cargo de Comercialización propuesto ($ / factura) 1,328.19


Sesión No. 232

Figura 6. Gráfica comparativa de cargos de Comercialización

Comparativo Cargo Comercialización $ / Factura

1,200

1,000 -

800-

600-

400-

200 -

Cargo de Correrdalizadón Co Cargo Actual Promsdio

5. PROPUESTA A LA CREG

Se propone aprobar los siguientes cargos de distribución y comercialización para el mercado relevante de GASORIENTE S.A. E.S.P.

La memoria de cálculo y la información total utilizada para obtener los cargos se encuentra en el respectivo expediente tarifario.

5.1 Cargo Promedio de Distribución

$216.30 / m3 , a pesos de die 31 de 2002

Para la demanda de Metrogas de Colombia $9.11 / m3 , a pesos de die 31 de 2002

De otra parte, GASORIENTE S.A. E.S.P. debe ejecutar el siguiente plan de inversiones:

Descripción Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Activos inherentes a la operación 494.64 1,036.07 553.32 492.96 474.33Otros activosActivos de calidad del servicio 195.38 32.37 114.64 90.83 128.31

Total 690.01 1,243.73 667.96 597.36 602.64

5.2 Cargo Máximo Base de Comercialización

$1,328.19 / Factura, a pesos de die 31 de 2002


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