Comisión de Regulación de Energía y Gas

CARGOS DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL

POR REDES PARA EL MERCADO RELEVANTE SOLICITADO POR LA

EMPRESA GAS NATURAL DEL CESARS.A. E.S.P.

DOCUMENTO CREG-012MARZO 23 DE 2004

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No. 232

CONTENIDO

1. ANTECEDENTES.........................................................................................................108

2. SUPUESTOS GENERALES E INDICES UTILIZADOS..............................................112

3. CARGOS DE DISTRIBUCIÓN...................................................................................... 113

3.1 SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA........................................................ 1133.1.1 Mercado Relevante......................................................................................... 1143.1.2 Inversión Base................................................................................................... 1153.1.3 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento.............................1163.1.4 Demandas de Volumen.................................................................................... 117

3.2 ANALISIS DE LA SOLICITUD TARIFARIA..........................................................1183.2.1. Mercado Relevante............................................................................................1183.2.2. Inversión Base...............................................................................................119

3.2.2.1 Inversión Existente..................................................................................... 1193.2.2.2 Programa de Nuevas Inversiones............................................................1253.2.2.3 Criterio de Eficiencia en redes secundarias............................................ 1253.2.2.4 Resumen de la Inversión Base................................................................. 126

3.2.3 Demanda Esperada de Volum en................................................................... 1263.2.4 Gastos de AO &M ..............................................................................................128

3.3 CARGOS MÁXIMOS DE DISTRIBUCION............................................................129

4. CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN.......................................................................... 131

4.1 SOLICITUD TARIFARIA...........................................................................................1314.1.1 Mercado Relevante.............................................................................................1314.1.2 Gastos de AOM................................................................................................... 132

4.2 CARGO DE COMERCIALIZACIÓN........................................................................1334.2.1 Calculo del DEA y demás parámetros.............................................................1334.2.2 Cálculo del Cargo de Comercialización...........................................................133

5. PROPUESTA A LA CREG.............................................................................................134

5.1 CARGOS DE DISTRIBUCIÓN.................................................................................1345.2 CARGO DE COMERCIALIZACIÓN........................................................................134

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 107

Sesión No. 232

CARGOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL PARA EL MERCADO RELAVANTE

SOLICITADO POR LA EMPRESA GAS NATURAL DEL CESAR S. A. E.S.P.

1. ANTECEDENTES

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 San Diego, Agustín Codazzi, Becerril, La Jagua de Ibirico, Curumaní, Chiriguaná, Pailitas, Tamalameque, Pelaya, La Gloria, Aguachica, Gamarra y San Alberto en el departamento del Cesar; así como el municipio de El Banco en el departamento de Magdalena y el municipio de la Esperanza en el departamento Norte de Santander para el período 2003-2007 acorde con la metodología establecida en la Resolución CREG-011 de 2003 (en adelante Resolución 11).

La empresa GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P., en cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución 011 de 2003, solicitó la asignación de los Cargos de Distribución y Comercialización mediante las comunicaciones radicadas CREG E- 2003 -004423 y E-2003 - 005586.

GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. (en adelante GASNACER) es una empresa de servicios públicos de naturaleza privada dedicada a la actividad de distribución y comercialización de gas natural. La empresa entró en operación en el año 1996 y en la actualidad opera y mantiene el Sistema de Distribución de los municipios de Aguachica, Agustín Codazzi, Chiriguaná, Curumaní, Gamarra, La Gloria, La Jagua de Ibirico, Pelaya, San Alberto y San Diego en el Departamento del Cesar y El municipio del Banco en el Departamento del Magdalena. La empresa, a finales del 2002, contaba con 13,470 usuarios y con 380.5 kilómetros de red.

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 108

Sesión No. 232

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

GÜ,iTLANTIC

S A M D I I

M A G D A LE N A:oh\ ÍT IN COD.

¡TRI

UCRET A M A

3RTE DE 5AN TA N D 1LEZ

Q A

ANTIOQUIA

Fuente: DANE

El cargo promedio máximo de distribución que actualmente cobra la empresa GASNACER corresponde al cargo aprobado por la Comisión mediante Resolución CREG 078 de 1996 el cual es de $165.95 a pesos de 1996 y a $340.08 a pesos de 2002.

De otro lado y según lo dispuesto en los artículos 20 y 29 de la Resolución CREG 011 de 2003 y en la circular 021 de julio 8 de 2003, la empresa GAS NATURAL DEL CESAR remitió a la Comisión las publicaciones efectuadas en el diario Vanguardia Liberal Valledupar los días 9 de junio y 22 de julio de 2003, en donde se resume la solicitud tarifaria presentando a la Comisión.

En dichas publicaciones se resumieron los siguientes aspectos:

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 109

Sesión No, 232

Cuadro 1. Resumen Publicación Diario Vanguardia Liberal Valledupar

Inversión existente ($dic -2002)

$6,495,755,929

Nuevas inversiones (2003-2007) ($dic 2002)

$3,780,624,838

Cargo promedio de distribución ($ die 2002)

$406.99

Cargo máximo base decomercialización $ die 2002)

$2,140.43

WP' lliilííí-íl:: 2003 2004 2005 2006 2007-2022Gastos de AOM ($ miles) $316,378.3 $350,634.1 $378,553.2 $399,742.9 $7,787,539.7

2003 2004 2005 2006 2007

Volumen m3 4,700,713 5,495,695 6,138,197 6,702,183 7,156,833Fuente: Radicado CREG E-2003 -007175

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

Cuadro 2. Lista de documentos utilizados en la aprobación de la solicitud

No. TIPO DE DOCUMENTO RADICADOCREG

FECHARADICACIÓN

1 Propuesta para la Construcción, operación y mantenimiento de los Gasoductos urbanos de uso público Gas Natural del Cesar S.A. E.S.P.

GAS E2-280 Diciembre de 1994

2 Documento Proyecto de Presupuesto de Inversión y estudio de tarifas Gas Natural del Cesar

6 de febrero de 1996

3 Documento CREG - 070 Formula 10 de septiembre

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 110

Sesión No. 232

tarifaria para las empresas Gas Natural S.A. y Gasnacer.

de 1996

4 Resolución CREG 078 - 1996 - Por la cual se establece el cargo promedio mínimo unitario de la empresa GASNACER para recuperar los costos de distribución domiciliaria de gas natural por red, que le permite calcular la formula tarifaria.

10 de septiembre de 1996

5 Comunicación GASNACER - Solicitud datos expediente tarifario

S-2003-3480 - 3542

8 de abril de 2003

6 Comunicación CREG - Respuesta radicado E-2003-003480. Suministro de información expediente tarifario anterior.

S-2003-001348 25 de abril de 2003

7 Comunicación GASNACER - Solicitud de inicio del proceso de definición de cargos promedio de distribución

E-2003 - 004423

2 de mayo de 2003

8 Comunicación GASNACER - Solicitud de cargos de distribución y comercialización conforme a la Resolución CREG 011 de 2003

E-2003-005586 3 de junio de 2003

9 Comunicación GASNACER- Remisión copia publicación resumen solicitud tarifaria

E-2003-006025 16 de junio de 2003

10 Comunicación GASNACER-Alcance a la solicitud de cargos de distribución y comercialización para GASNACER S.A. E.S.P. conforme a la Resolución 011 de 2003

E-2003-006586 7 de julio de 2003

11 Comunicación CREG - Solicitud complementación de estudio tarifario

S-2003-002236 10 de julio de 2003

12 Comunicación GASNACER - Información circular 021 de julio 8 de 2003 - Publicación tarifaria.

E-2003-007175 28 de julio de 2003

13 Comunicación CREG - Verificación de activos reportados por los distribuidores de gas natural a la CREG para aprobación de cargos por uso del sistema de distribución.

S-2003-002667 8 de agosto de 2003

14 Comunicación GASNACER - Respuesta a Comunicación CREG - S- 2003-007602.

E-2003-007602 11 de agosto de 2003

15 Comunicación UPME 9890 - Radicación 5 de septiembre

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 111

Sesión No, 232

Proyección de demanda de gas natural. Observaciones proyección de demanda

UPME 9890 de 2003

16 Comunicación GASNACER - Respuesta a comunicación UPME 9890. Comentarios proyección de demanda

Radicación Gasnacer - GER 4213

19 de septiembre de 2003

17 Comunicación CREG - Solicitud de aclaración solicitud tarifaria.

S-2003-003204 7 de octubre de 2003

18 Comunicación CREG - Solicitud de aclaración información AOM S-2003-003463

5 de noviembre de 2003

19 Comunicación CREG - Envío de informe de verificación de activos.

S-2003-003501 6 de noviembre de 2003

20 Comunicación GASNACER - Respuesta a comunicación CREG - S- 2003-003204.

E-2003-010292 10 de noviembre de 2003.

21 Comunicación GASNACER - Respuesta a comunicación CREG - S- 2003-003463.

E-2003-010441 13 de noviembre de 2003

22 Comunicación GASNACER - Información aclaratoria activos existentes

E-2003 - 010526 y 010477.

18 de noviembre de 2003.

23 Comunicación GASNACER Respuesta comunicación CREG - S- 2003 -03463.

E-2003-010441

13 de noviembre de 2003

24 Comunicación UPME - Concepto metodología proyección de demanda de gas natural.

Radicación UPME 13023

24 de noviembre de 2003.

25 Comunicación GASNACER - gastos AOM relacionados con estándares de calidad adoptados mediante Resolución CREG 100 de 2003.

E -2003- 010761

26 de noviembre de 2003.

26 Comunicación CREG - Concepto UPME, aclaración de demandas

S-2003-003808 4 de diciembre de 2003

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:

Cuadro 3. Supuestos Generales

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 112

Sesión No. 232

PARÁMETRO VALOR FUENTETasa de descuento 16.06 Costo de Promedio de

Capital Invertido, Resolución CREG-045 de 2002.

índice de Precios del Productor Banco de la RepúblicaEscenario Macroeconómico DNPPrecios de combustibles sustitutos UPMEPorcentaje reconocido de terrenos e inmuebles.

7.6% anual del valor catastral

Resolución CREG-011 de 2003

Parámetros de calidad del servicio Resolución 100 de 2003Fecha base 31 de diciembre

de 2002

Así mismo, los factores utilizados para la actualización de inversiones existentes fueron los siguientes:

Cuadro 4. Factores de actualización de inversiones existentes

Año

Escalador IPP para referir a $ de Die 2002

Die de 1996 1.95Die de 1997 1.66Die de 1998 1.46Die de 1999 1.30Die de 2000 1.17Die de 2001 1.09Die de 2002 1.00

3. CARGOS DE DISTRIBUCIÓN

3.1 SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA

En el mes de abril la empresa GASNACER presentó a la CREG su solicitud tarifaria para el mercado relevante que comprende los municipios de: San Diego, Agustín Codazzi, Becerril, La Jagua de Ibirico, Curumaní, Chiriguaná, Pailitas, Tamalameque, Pelaya, La Gloria, Aguachica, Gamarra y San Alberto y los corregimientos de Casacará (A. Codazzi), La Palmita (La Jagua de Ibirico), Rincón Hondo (Chiriguaná), San Roque y Sabanagrande (Curumaní), El Burro (Pailitas), La Mata ( La Gloria), en el departamento del Cesar; así como el municipio de El

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 113

Sesión No, 232

Banco en el departamento de Magdalena y el Corregimiento de la Pedragosa en el municipio de la Esperanza del departamento Norte de Santander.

3.1.1 Mercado Relevante

El Mercado Relevante de distribución propuesto por la empresa es el siguiente:

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 114

Sesión No. 232

Cuadro 5. Municipios que conforman el mercado relevante

MUNICIPIO DEPARTAMENTOSan Diego CesarAgustín Codazzi CesarBecerril CesarLa Jagua de Ibirico CesarCurumaní CesarChiriguaná CesarPailitas CesarTamalameque CesarPelaya CesarLa Gloria CesarAguachica CesarGamarra CesarSan Alberto CesarCorregimiento de Casacará (A. Codazzi) CesarCorregimiento La Palmita (La Jagua de Ibirico) CesarCorregimiento Rincón Hondo (Chiriguaná) CesarCorregimiento San Roque (Curumaní) CesarCorregimiento Sabanagrande (Curumaní) CesarCorregimiento El Burro (Pailitas) CesarCorregimiento La Mata (La Gloría) CesarEl Banco MagdalenaCorregimiento La Pedregosa (La Esperanza) Norte de Santander

3.1.2 Inversión Base

La empresa GASNACER presenta el rubro de inversión desagregado en dos componentes: i) monto de inversión existente y; ¡i) nuevas inversiones previstas para ejecutar durante el período tarifario.

. Inversión Existente: la empresa reporta un monto de inversión existente en el período 1996 - 2002 de $6,495,755,929 Col. $ (die. 31/02) correspondiente al activo conformado por 380.8 Kilómetros de red y como se resume a continuación:

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 115

Sesión No, 232

Cuadro 6. Resumen de inversiones existentes

DESCRIPCION VALOR ($ DE DICIEMBRE DE 2002)

Activos inherentes a la operación $6,460.350,454.56Otros activos $35,405,475Activos calidad del servicio

$6,495,755,929.42Fuente: Radicado CREG E-2003-004423

. Programa de Nuevas Inversiones: La empresa reporta como nuevainversión $3,780,624,838 Col. $ (dio. 31/02) correspondiente a 229.48 kilómetros de red.

Cuadro 7. Resumen de nuevas inversiones

DESCRI PCIÓN VALOR ($ DE DICIEMBRE DE 2 o o ro

Activos inherentes a la operación $3,573,376,918.85Otros activos $162,700,000Activos calidad del servicio $44,547,919Total $3,780,624,838Fuente: Radicado E-2003-005586.

3.1.3 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento

Los gastos de Administración, operación y mantenimiento proyectados por la empresa para los próximos 20 años son los siguientes:

Cuadro 8. Gastos de AO&M de distribución

ANO GASTOS DE AO&M ($ DE DICIEMBRE 31/02)

2003 845,079,053.602004 902,600,935.992005 951,728,745.002006 978,320,424.35

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 116

Sesión No. 232

2007 999,374,050.102008 1,014,025,293.792009 1,043,647,765.802010 1,056,145,378.342011 1,067,453,685.592012 1,077,506,771.252013 1,086,246,723.192014 1,095,105,918.772015 1,104,086,312.722016 1,129,998,854.062017 1,137,690,340.842018 1,145,474,580.102019 1,154,921,080.022020 1,166,092,839.042021 1,177,441,811.252022 1,213,261,072.63

Fuente: Archivo Anexos 3-4-5-6-7 enviado por la empresa en latarifaria

El monto correspondiente a terrenos e inmuebles es de $ 6,299,190.

3.1.4 Demandas de Volumen

La información de proyección de demanda reportada por la empresa mediante radicado CREG E -2003-005586 fue aclarada por la comunicación con radicado CREG E-2003-006586, debido a que la primera presentaba un error en la acumulación de los volúmenes para los años del horizonte en el período 2004- 2022.

En este sentido el escenario de proyección de demanda presentado por GASNACER, para su solicitud tarifaria se resume en las siguientes cifras.

Cuadro 9. Resumen de las demandas de Volumen propuestas porGASNACER S.A. E.S.P.

AÑO USUARIOS DEMANDA ESPERADA VOLUMEN (m3)

2003 14,978 4,700,7132004 17,473 5,945,6952005 19,489 6,138197

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 117

Sesión No. 232

2006 21,259 6,702,1832007 22,686 7,156,8332008 23,688 7,475,9702009 24,625 7,774,6862010 25,489 8,049,7002011 26,268 8,297,9082012 26,953 8,516,4462013 27,538 8,702,7462014 28,135 8,892,9342015 28,744 9,087,0932016 29,366 9,285,3042017 29,873 9,446,8472018 30,389 9,611,0832019 31,045 9,820,2312020 31,851 10,076,9802021 32,677 10,340,1722022 34,100 10,793,589

FUENTE: Radicados CREG -E -005586 y E -2003-006586

3.2 ANALISIS DE LA SOLICITUD TARIFARIA

De acuerdo con la información reportada en la solicitud tarifaria de la empresa GASNACER, se considera lo siguiente:

3.2.1. Mercado Relevante

De conformidad con lo establecido en el Artículo 4 de la Resolución 11, se acepta el mercado relevante que comprende 14 municipios en los departamentos del Cesar, Magdalena y Norte de Santander.

Cuadro 10. Lista de municipios que conforman el mercado relevante propuesto

MUNICIPIO DEPARTAMENTOSan Diego CesarAgustín Codazzi CesarBecerril CesarLa Jagua de Ibirico CesarCurumaní CesarChiriguaná CesarPailitas CesarTamalameque Cesar

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 118

Sesión No. 232

Pelaya CesarLa Gloria CesarAguachica CesarGamarra CesarSan Alberto CesarEl Banco MagdalenaLa Esperanza Norte de Santander

3.2.2. Inversión Base

La Resolución 11 establece que los costos de inversión a reconocer, o Inversión Base, tienen tres componentes: i) activos reconocidos en la anterior revisión tarifaria; ii) 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 la empresa GASNACER para calcular las tarifas de referencia a aplicar en el período 2004-2007.

3.2.2.1 Inversión Existente

• Activos Reconocidos en la Anterior Revisión Tarifaria

De acuerdo con lo manifestado por GASNACER mediante la comunicación radicado CREG E-2003-007602, la compañía no cuenta con activos reconocidos en la última revisión tarifaria, ya que las inversiones se empezaron a llevar a cabo a finales del año 1995 y las cuales se tuvieron en cuenta para el periodo tarifario que concluyó.

• Inversiones aprobadas anterior período tarifario

Según lo establecido en el documento CREG- 070 del 10 de septiembre de 1996, la Comisión aprobó a GASNACER S.A. una inversión por $6,986,155,924 ($ de diciembre de 1996) equivalente a un valor descontado a $ de diciembre de 1996 de $5,653,537,014, inversión requerida para 1,078 Kilómetros de red.

En el cuadro que se presenta a continuación se muestra un resumen de las cantidades, costos unitarios y montos aprobados en la pasada solicitud tarifaria, los cuales sirvieron como base para la valoración de la inversión existente.

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 119

Sesión No. 232

Cuadro 11. Resumen Unidades constructivas y costos unitarios reconocidos en laanterior revisión tarifaria

Municpió

Inversión Aprobada en

redes ($ dic-1994)

InversiónAprobada

enEstaciones

de Medición ($ dic-1994)

Metros de red

Aprobados

Costo por metro

($ dic-1994)

Costo por metro

aprobado ($ dic-1996)

AGUACHICA 1,136,474,619 9,114,608 252,304 4,504 8,037CODAZZI 744,331,057 6,259,314 169,435 4,393 6,914CURUMANI 515,022,997 6,178,944 118,604 4,342 6,355CHIRIGUANA 235,906,401 6,178,944 61,308 3,848 5,631SAN ALBERTO 156,683,607 6,178,944 39,960 3,921 5,738PELAYA 216,872,167 5,572,826 56,230 3,857 5,644PAILITAS 197,304,460 5,572,826 51,013 3,868 5,660BECERRIL 181,798,466 5,572,826 46,809 3,884 5,684GAMARRA 113,443,662 5,572,826 28,952 3,918 5,734LA JAGUA DE IBIRICO 332,883,393 5,572,826 86,829 3,834 5,610SAN DIEGO 165,794,861 5,572,826 42,772 3,876 5,672CASACARÁ 169,954,982 5,572,826 44,120 3,852 5,637TAMALAMEQUE 158,020,486 1,754,710 41,105 3,844 5,626SAN ROQUE 126,340,451 1,754,710 32,966 3,832 5,608RINCÓN HONDO 143,211,883 1,754,710 37,673 3,801 5,563LA GLORIA 97,250,766 1,686,695 25,546 3,807 5,571EL BURRO 15,044,200 1,686,695 3,476 4,328 6,334LA PALMITA 44,728,493 1,686,695 10,426 4,290 6,278LA MATA 25,190,053 1,686,695 5,864 4,296 6,286SABANAGRANDE 33,741,011 1,686,695 7,850 4,298 6,290EL BANCO 585,590,237 131,554 4,451 6,514ifO ÍA L f 5,395,588,015 86,618,141 1,294,796TOTAL AJUSTADO 4,496,323,346 1,078,997

NOTAS:- Los valores promedio $ de die 1996 son calculados con base en los valores promedio a precios de

diciembre de 1994 e indexados por el IRC de esos dos años correspondiente a 1,225 y 1.1946.- La cantidad e inversión fue ajustada con un promedio de longitud de redes por vivienda de 30 metros a 25

metros.- Los costos unitarios de San Diego, Aguachica y Codazzi corresponden a los aprobados en la solicitud

tarifaria.

• Inversiones Efectivamente Ejecutadas Durante el Período Tarifario

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 120

Sesión No, 232

En la actual propuesta la empresa reporta una Inversión existente de $2,594,773.896 ($ de diciembre de 1996), la cual corresponde a 380.9 Kilómetros de red.

A continuación se presenta la comparación entre la red aprobada y la realmente ejecutada durante el periodo 1996-2002.

Cuadro 12. Comparación red aprobada anterior periodo tarifario yred ejecutada 1996-2002

MUNICIPIO

REDPROYECTADA

ANTERIORPERIODO

TARIFARIO(metros)

RED APROBADA ANTERIOR PERIODO

TARIFARIO* (metros)

REDEJECUTADA

1996-2002(metros)

AGUACHICA 252,304 210,253 113,379CODAZZI 169,435 141,196 72,857CURUMANI 118,604 98,837 26,895CHIRIGUANA 61,308 51,090 14,618SAN ALBERTO 39,960 33,300 33,276PELAYA 56,230 46,858 5,201PAILITAS 51,013 42,511BECERRIL 46,809 39,008GAMARRA 28,952 24,127 14,603LA JAGUA DE IBIRICO 86,829 72,358 13,365SAN DIEGO 42,772 35,643 25,567CASACARA 44,120 36,767TAMALAMEQUE 41,105 34,254SAN ROQUE 32,966 27,472RINCON HONDO 37,673 31,394LA GLORIA 25,546 21,288 14,440EL BURRO 3,476 2,897LA PALMITA 10,426 8,688LA MATA 5,864 4,887SABANAGRANDE 7,850 6,542EL BANCO 131,554 109,628 46,681TOTAL 1,294,796 1,078,997 380,881*Nota:- La cantidad fue ajustada con un promedio de longitud de redes por vivienda de 30 metros a 25 metros.

La inversión existente es valorada con el inventario de activos homologados e inventariados a las unidades constructivas de la Resolución 11 y multiplicados por los costos unitarios reconocidos en el período tarifario anterior a $ de 1996. Es

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 121

Sesión No, 232

importante tener en cuenta que estos costos unitarios se contemplaron ¡guales para los diferentes diámetros de tubería de polietileno pero diferentes para cada municipio para guardar coherencia con la anterior solicitud tarifaria.

Cuadro 13. Inventario de redes realizadas, totalizado por municipio

MUNICIPIOMETROS

REALIZADOS EN REDES

INVERSION EJECUTADA

$ 1996AGUACHICA 113,379 911,225,576CODAZZI 72,857 503,733,367CURUMANI 26,895 170,888,352CHIRIGUANA 14,618 82,311,199SAN ALBERTO 33,274 190,928,278PELAYA 5,201 29,355,008GAMARRA 14,603 83,733,659LA JAGUA DE IBIRICO 13,365 74,991,632SAN DIEGO 25,567 144,939,323LA GLORIA 14,440 80,444,739EL BANCO 46,681 304,077,149TOTAL 380,879 2,576,628,283TOTAL $ Diciembre 2002 5,024,425,152

Cuadro 14. Resumen Unidades constructivas efectivamente ejecutadas

Descripción unidad Constructiva CantidadKm.

(Expedientetarifario)

Costo total $ Diciembre

de 1996

TPE1/2CO 2.2TPE3/4CO 6.8TPE2CO 0.8TPE3CO 0.1TPE4CO 0.2TPE6CO 0.1TPE1/2AT 18.3TPE3/4 A I 85TPE2AT 7.8TPE 3 AT 0.8TPE4AT 3TPE6AT 1.8

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 122

Sesión No. 232

TPE1/2ZV 52.1TPE3/4ZV 171.3TPE2ZV 19.3TPE3ZV 3.5TPE4ZV 4.8TPE6ZV 2.9Total Red 2,576,627,976Cruces aéreos para conducción de gas 18,145,921l& T A L .'i: 380.9 2,594,773,896

• Resultado del proceso de auditoría de activos

La Resolución CREG 011 de 2003 contempla el proceso que se debe seguir para lograr una verificación de los activos reportados por las empresas de distribución.

En este sentido y con el fin de calcular el monto correspondiente a inversión existente, la CREG solicitó a las empresas distribuidoras de gas combustible por redes de ductos en áreas de servicio no exclusivo el reporte de activos según circular CREG 037 de 2002. Información que debería ser suministrada a través de la página web de la comisión antes del 15 de noviembre de 2002.

De acuerdo con lo anterior, la CREG adelantó la verificación de la calidad de información reportada de activos que presentaron las empresas, según lo establecido en el Anexo 9 de la Resolución CREG 011 de 2003..

La cantidad de activos a verificar, correspondía a una muestra representativa de kilómetros de red de tubería y a un valor aproximado a la totalidad del número de estaciones de regulación existentes en los municipios escogidos. La muestra representativa por empresa fue seleccionada por la CREG a partir de metodologías de muestreo estadístico conforme a la información reportada por cada distribuidor.

En la muestra representativa para la empresa GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. se seleccionaron los municipios de Aguachica y Agustín Codazzi con el fin de que fueran verificados 23.29 km. y 21.01 Km respectivamente, para un total empresa de 44.3 Km.

El Auditor verifico 37.83 Km. en cuatro grillas que fueron seleccionadas para el municipio de Agustín Codazzi y 40.55 Km. en seis grillas del municipio de Aguachica.

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 123

Sesión No, 232

Los datos verificados y comparados con los reportados por la empresa mediante planos, no presentan diferencias sustanciales.

Considerando que la empresa no reportó activos correspondientes a estaciones de regulación, esta verificación no se llevo a cabo.

Finalmente, la inversión existente a reconocer se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro 15. Resumen de la inversión existente a reconocer

Descripción Valor ($diciembre 1996)

Valor ($ diciembre 2002)

Activos inherentes a la operación

2,594,773,896 5,060,756,067

Otros activos 155,686,433 304,445,248Activos calidad del servicio 0 0Total 2,750,460,330 5,365,201,315

Estos valores difieren de la solicitud tarifaria presentada por la empresa por los siguientes aspectos:

1. La empresa argumenta que al establecer la localización definitiva de las city gate de los municipios, se vio obligada a un cambio en el diseño definitivo, ya que la distancia a éstos cascos urbanos aumentó, por lo que el diámetro y la longitud aumentaron, principalmente en los municipios de Aguachica y Agustín Codazzi, los valores unitarios de dichos municipios no coinciden con los que se encuentran en el estudio original. Sobre este aspecto se manifiesta que no puede hacerse tratamientos especiales a dichos costos y mantiene los reconocidos en la solicitud tarifaria anterior, sin discriminar por diámetros de tubería.

2. La empresa presenta una discriminación de las cantidades y costos por tipo de terreno que es imposible de establecer y verificar.

3. De otra parte se observa que en la actualización de los activos existentes al referir pesos de diciembre de 1996 a pesos de diciembre de 2002, hay una inconsistencia en la utilización de los escaladores necesarios para realizar la actualización de los costos unitarios de la inversión existente, por lo tanto se procedió a hacer el ajuste correspondiente. Esto teniendo en cuenta que los costos unitarios que se encuentran expresados en pesos de diciembre de 1996, no requieren un escalador adicional para referirlos a esta fecha. El escalador acumulado desde el año 1996 al

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 124

Sesión No. 232

2002 utilizado por Gas Natural del Cesar S. A. E.S.P., es de 2.23 mientras que en los cálculos de la CREG debe ser de 1.95.

3.2.2.2 Programa de Nuevas Inversiones

La empresa prevé inversiones para el periodo 2003-2007 por $3,958,559,515 (Sdiciembre 31 de 2002), correspondientes a 241.2 kilómetros nuevos de red de polietileno en diámetros de 2, 3, 4, V2 y % de pulgada. En el cuadro 19 se indica el programa de nuevas inversiones para el periodo 2003 - 2007.

Cuadro 16. Nuevas Inversiones por año a reconocer

Descripción Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5Activos inherentes a la operación (millones $)

1038.8 868.2 701.7 615.9 471.8

Otros activos (millones $) 62.3 38.0 32.0 17.0 8.0Activos calidad del servicio (millones $)

38.1 13.6 23.1 0 0

Total 1,139.2 919.8 756.8 632.9 479.8

3.2.2.3 Criterio de Eficiencia en redes secundarias

En el documento general para la determinación de cargos de distribución y comercialización, se resume el procedimiento utilizado para establecer el criterio de eficiencia por empresa. De acuerdo con la metodología establecida se obtiene que la empresa GASNACER no es objeto de ajuste en la longitud prevista para la construcción de anillos de distribución a usuario final de Vz y Esto considerando que su valor YE = 24.65 es inferior al Y'max = 29.61.

Cuadro 17. Resultados Criterios de eficiencia

EmpresaNúmero de usuarios

Total longitud

1/2" + 3/4" (metros)

prediosterrenos

Área(Ha) densidad

Longitudpor

usuario

Ye

Yestimado

Y '

Y máximo. Y'm ai= Y '+

dGas Natural del Cesar S.A. E.S.P. 22,686 559,231 63,213 3,437 18.39 24.65 21.24 29.61

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 125

Sesión No. 232

3.2.2A Resumen de la Inversión Base

Con base en lo establecido anteriormente se propone a la Comisión aprobar los siguientes montos de inversión:

Cuadro 18. Montos totales de inversión a aprobar (Millones de $ diciembre de 2002)

Descripción Inversiónexistente

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Activos inherentes a la operación

$5.060,8 $1.038,8 $868,2 $701,7 $615,9 $471,8

Otrosactivos

$304.4 $62,33 $38,0 $32,0 $17,0 $8,0

Activos de calidad del servicio

$38,1 $13,6 $23,1 $0 $0

Total $5.365,2 $1.139.23 $919.79 $756.79 $632.90 $479,83

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:

Cuadro 19. Proyección de Demanda

AÑO USUARIOSTOTALES

CONSUMOTOTAL

1 14,978 4,700,7132 17,473| 5,495,6953 19,489 6,138,1974 21,259 6,702,1835 22,686 7,156,8336 23,687 7,475,9707 24,625 7,774,6868 25,488 8,049,7009 26,267 8,297,90810 26,952 8,516,44611 27,537 8,702,74612 28,134 8,892,934

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 126

Sesión No. 232

13 28,743 9,087,09314 29,365 9,285,30415 29,872 9,446,84716 30,388 9,611,08317 31,044 9,820,23118 31,850 10,076,98019 32,676 10,340,17220 34,099 10,793,589

Mediante comunicación 13023 UPME del 24 de noviembre de 2003 la UPME aprobó la metodología general utilizada por la empresa GASNACER para las proyecciones de demanda, haciendo salvedad en algunos puntos los cuales fueron expuestos mediante comunicación CREG S-2003-003808 a la empresa.

Teniendo en cuenta que la empresa no se manifestó sobre dicha comunicación, se recomienda aceptar la proyección de demanda anteriormente expuesta.

La demanda esperada de volumen para el periodo de proyección de la anterior solicitud tarifaria fue mucho mayor a la real presentada y a la presentada en la actual solicitud tarifaria, tal y como se observa en la siguiente gráfica:

Figura 2. Comparación de la Demanda del anterior periodo tarifario Vs. Proyección de demanda de la nueva solicitud tarifaria

DBMNCA USTORtCA VS PROYECTA CAS

12,000,000

10,000,000

6,000,000

,000,000

2 ,000,000

o1997 1999 20001998 2002 20032001 2005 2006 20072004

—♦— RESIDENCIAL — COLG^OAL — — IMDU5TRÍAL : - OTROS —W— TQTAl (Real - Njeva SOKcKud) — FROYBJTACA ANTBTORSOLIOTUD

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 127

Sesión No, 232

3.2.4 Gastos de AO&M

Acorde con la Resolución 11, se debe usar la metodología de estimación de frontera de eficiencia para establecer los máximos gastos de AO&M a reconocer en los cargos correspondientes.. Con base en lo anterior, 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 la empresa GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. obtuvo un puntaje para distribución del 79.91% por lo cual los gastos de AOM proyectados se reducen en dicho porcentaje.

Los gastos AO&M del año 2002 fueron ajustados en las cuentas 5 en un 7% por debajo por considerar que estos forman parte de otros negocios. Los porcentajes de crecimientos en las proyecciones para los años siguientes se mantuvieron en la misma proporción.

De otro lado, para determinar los gastos a reconocer de AO&M correspondientes a calidad se realizó un ejercicio DEA, el cual se describe en el mismo documento mencionado. Los costos asignados a GASNACER fueron los siguientes:

Cuadro 20. Gastos AO&M a reconocer por calidad

PRUEBA NO. PRUEBAS COSTO GASTO TOTAL $ AÑO

DES -IRST 13,470 Usuarios $ 593.36 /usuario $7,992,559.20IPLI-IO 814 muestras $11,139.74/ muestra $9,067,748.36TOTAL $17,060,307.56Nota: Este gasto será reconocido por los primeros cinco anos

Estos gastos de calidad son adicionados a los gastos AO&M luego de aplicar elStore porcentaje correspondiente. De esta forma los gastos de AO&M totales utilizados para el cálculo tarifario serán los siguientes:

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 128

Sesión No. 232

Cuadro 21. Gastos de AO&M total distribución

AñoGastos de AO&M

($ de diciembre 31 de 2002)

1 607,977,1352 629,034,1613 654,393,3264 667,624,0765 677,873,6136 667,797,6477 684,192,4208 689,990,5509 695,142,50810 699,617,36011 703,388,02012 707,200,39413 711,055,06614 725,436,71715 728,583,03116 731,757,44817 735,769,29718 740,647,73219 745,592,29420 765,023,292

3.3 CARGOS MÁXIMOS DE DISTRIBUCION

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

Cuadro 22. Cálculo del cargo de distribución

Descripción ValorVP Inversión existente ($ de die de 2002) $5,365,201,315.4VP Inversión Nueva ($ de die de 2002) $2,727,270,403.0VP AOM ($ de die de 2002) $3,948,580,288VP Demanda de Volumen 41,660,416

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 129

Sesión No, 232

Cargo Promedio de Distribución ($ dic.2002) $289.03• Componente de AOM $94.78• Componente de Inversión $194.24

Cargo Piso de Distribución $7.57

Con el fin de analizar resultados, en el cuadro 15 se presenta el equivalente en $ / m3 para la actual tarifa, la tarifa solicitada por la empresa y la calculada anteriormente.

Cuadro 23. Cuadro comparativo de cargos de distribución ($ de diciembre de 2002)

Cálculo actual Cargo solicitado Cargo recomendado$340.08 $406.99 $289.03

Figura 4. Gráfica comparativa de cargos

C om parata ivo co m p o n en tes de l C argo de D istribución

400.000

300.000

200.000

100.000

0.000

□ comoonente aom □ comoonente inversión

58.81%67.21%

'• 32.79%..¥ .'!■ , [ ■

Cargo nuevo Cargo anterior

Cargo Piso

Para el caso de GASNACER que no cuenta con red primaria, se considera para el cálculo de este cargo piso, los costos de inversión y AOM correspondientes a la red de polietileno de diámetros mayores o iguales a 4 pulgadas.

De otro lado, la fracción correspondiente a los gastos de AOM para el cálculo de este cargo se determina con la relación entre la suma de los productos de cada diámetro de tubería perteneciente a la red considerada como primara por su

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 130

Sesión No, 232

longitud correspondiente y la suma de los productos de cada diámetro de tubería de toda la red por su longitud correspondiente.

En este sentido el cálculo del cargo piso se determinó de la siguiente manera:

Cuadro 24. Cálculo del cargo piso

DESCRIPCIÓN VALORSuma de los productos de cada diámetro tubería * Longitud (Red Primaria) 13.20

suma de los productos de cada diámetro tubería * longitud (toda la red) 540.60

Relación 2.44%VP AOM descontada 3,948.58Fracción gastos AOM aplicable descontada 96.44

Inversiones descontada red diámetro>=4" 218.97Demanda descontada 41.66

CALCULO DEL CARGO PISO 7.57Cargo piso componente AOM 2.32Cargo piso componente inversión 5.26

4. CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN

4.1 SOLICITUD TARIFARIA

4.1.1 Mercado Relevante

Para comercialización se acepta el mercado relevante solicitado por la empresa para el Sistema de Distribución, que comprende 14 municipios.

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 131

Sesión No, 232

Cuadro 25. Lista de municipios que conforman el mercado relevante propuesto

MUNICIPIO DEPARTAMENTOSan Diego CesarAgustín Codazzi CesarBecerril CesarLa Jagua de Ibirico CesarCurumaní CesarChiriguaná CesarPailitas CesarTamalameque CesarPelaya CesarLa Gloria CesarAguachica CesarGamarra CesarSan Alberto CesarEl Banco MagdalenaLa Esperanza Norte de Santander

4.1.2 Gastos de AOM

Cuadro 26. Gastos A&OM comercialización 2002Código Cuenta 2002

5101 Sueldos y salarios 41.355102 Contribuciones imputables 0.005103 Contribuciones efectivas 7.555104 Aportes sobre nomina 1.595111 Gastos Generales 48.035120 Impuestos, contribuciones y tasas 15.815330 Depreciación Propiedad Planta & Equipos5331 Depreciación Bienes adquiridos en Leasing Fin

53507 Amortización de intangibles-licencias5334508 Amortización de intangibles software 3.77633502 Ajuste, medición y entrega a clientes633503 Tratamiento633504 Almacenamiento633505 Envasado633506 Mantenimiento633507 Mercadeo 86.55

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 132

Sesión No, 232

633508 Atención al cliente y usuario633509 Facturación y recaudo 56.78

7515 Depreciaciones7520 Amortizaciones7530 Costo de bienes y servicios públicos para la venta

Depreciación Asignada 20.91

Total sin factor de eficiencia DEA 282.32Factor de eficiencia 84.87%Total gastos eficientes 239.61

4.2 CARGO DE COMERCIALIZACIÓN

4.2.1 Calculo del DEA y demás parámetros

Con base en lo anterior, 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 la empresa GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. obtuvo un puntaje del 84.87% %. Este nivel de eficiencia obtenido se aplica al valor de los costos de comercialización del año anterior, al cálculo del cargo y este resultado se divide entre el número de facturas de ese mismo año.

Los gastos AO&M de comercialización para el año 2002 utilizados para el DEA, fueron ajustados en un 7% por debajo en las cuentas 5, por considerar que este porcentaje corresponde a otros negocios.

4.2.2 Cálculo del Cargo de Comercialización

Indicar los parámetros más relevantes

Cuadro 27. Cálculo cargo de comercializaciónParámetro Valor

Gastos eficientes de AOM reconocidos** $239,611,432.51Ingresos anuales multiplicados por 1.671% $1,920,445,171Número de facturas 144,726Cargo de Comercialización propuesto $1,877.35** (AOM + depreciación)* % DEA

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 133

Sesión No, 232

5. PROPUESTA A LA CREG

Se aprueban los siguientes cargos de distribución y comercialización al mercado relevante solicitado por la empresa GASNACER.

5.1 CARGOS DE DISTRIBUCIÓN

Cargo de Distribución($ die - 2002) 289.03($/m3)

Cargo piso de Distribución($ die - 2002) 7.57 ($/m3)

De otra parte, la empresa debe ejecutar el siguiente plan de inversiones:

AÑO 1 ANO 2 ANO 3 ANO 4 ANO 5

Millones de $ die • 2002

$1.139.23 $919.79 $756.79 $632.90 $479,83

5.2 CARGO DE COMERCIALIZACIÓN

Cargo de Comercialización($/ factura) ($dic-2002) $1,877.35

D-012 GAS NATURAL DEL CESAR S.A. E.S.P. 134