CREG - Resolución 44 de 2002

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

RESOLUCIÓN No. 0 ^ DE 2002 ( Z IJUN. 2002

Por la cu al se resuelve el recu rso de reposición in terp u esto por GAS NATURAL S.A. E.S.P., co n tra la R esolución CREG-025 de 2001. LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS E n ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la ley 142 de 1994, y los D ecretos 1524 y 2253 de 1994, y

I. ANTECEDENTES Que el d ía 20 de febrero de 2001, la Com isión de R egulación de E nergía y Gas expidió la R esolución CREG-025 “ p o r la cual se recálcala el cargo prom edio máximo unitario de distribución (Dt) aprobado a la em presa GAS NATURAL S.A.

Que d icha R esolución fue no tiñ cad a p erso n alm en te a la em presa GAS NATURAL S.A. E.S.P., por interm edio de su A poderado el día 9 de abril de 2 0 0 1; Que el día 18 de abril de 2001, m ediante docum ento radicado en la CREG con el núm ero 3304 de 2001, la em presa GAS NATURAL S.A. E.S.P., por interm edio de su A poderado, in terp u so recu rso de reposición c o n tra la R esolución CREG025 de 2001, con el fin de que la Com isión de R egulación de E nergía y Gas m odificara parcialm ente dicha Resolución;

II. PRETENSIONES DE LA EMPRESA

025 de 2001, con el fin de que la Com isión de R egulación de E nergía y Gas m odificara parcialm ente dicha Resolución;

II. PRETENSIONES DE LA EMPRESA Que p a ra ju stificar la solicitud, la em presa p rese n ta los siguientes argum entos: “ Mediante la Resolución impugnada, la Comisión excluyó de la base de activos utilizada para calcular el Cargo Promedio Máximo Unitario (Dt) de Gas Natural S.A. ESP aprobado por la Resolución CREG 079 de 1996, los activos considerados como de transporte y recalculó el Dt disminuyéndolo de $117.10 a $102.85 por metro cúbico, expresados en valores de 1996.

CONSIDERANDO: K$>RESOLUCIÓN No. ^ ^ DE r l m . 2002

HOJA No. 2 /2 3

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-025 de 2001. Como fundam ento de la decisión, la CREG expone básicamente lo siguiente: “ Que, con base en la información suministrada y la disponible en la Comisión, con la m isma metodología utilizada para el cálculo del Dt de la Resolución CREG-079 de 1996, con los gastos proporcionales de AOM y con las mismas dem andas presentadas en 1996, se determinó el nuevo valor del Cargo Promedio Máximo Unitario de Distribución (Dt) para la empresa GAS NATURAL S.A. E.S.P., excluyendo los correspondientes activos de transporte, cuyos resultados están contenidos en el Documento CREG-041 de febrero de 2001.” Dado que el recálculo del Dt realizado por la CREG se basó en la supuesta exclusión de los

correspondientes activos de transporte, cuyos resultados están contenidos en el Documento CREG-041 de febrero de 2001.” Dado que el recálculo del Dt realizado por la CREG se basó en la supuesta exclusión de los activos de transporte que habían sido incluidos en el cálculo inicial del Dt y en la disminución de los gastos de administración, operación y mantenimiento, en form a proporcional a la inversión excluida, pero manteniendo los volúmenes de gas presentados por Gas Natural S.A E.S.P. en 1996, la empresa considera necesario form ular su inconformidad sobre el tratamiento dado a estos tres aspectos en particular.

1. E xclusión d e a ctivo s de tra n sp o rte: En el parágrafo del artículo 1° de la Resolución CREG 025 de 2001 se establece que “ los activos excluidos del cálculo del Dt de GAS NATURAL S.A. E.S.P. son los señalados en el Anexo 1 de esta Resolución, correspondientes a un costo total de $27,333 millones de p eso s de 1995 (...)” Revisado el Anexo 1 al cual remite este artículo, se encuentra que las líneas Briceño-Leona, Funza-Madrid, Leona-Tibitó, Madrid-El Corzo, El Corzo-Facatativá no fueron excluidas de los activos de distribución de Gas Natural S.A. ESP, no obstante que corresponden a activos de transporte y que fueron reportadas como tales en la Tabla 1 adjunta a la comunicación 1000-08899 del 15 de julio de 1999, remitida por la empresa a la CREG.

Por su parte, en el Documento CREG 041 del 20 de febrero de 2.001 que sirvió de base para la expedición de la Resolución impugnada, se encuentra que el argumento expuesto para adoptar la

Por su parte, en el Documento CREG 041 del 20 de febrero de 2.001 que sirvió de base para la expedición de la Resolución impugnada, se encuentra que el argumento expuesto para adoptar la anterior decisión es el contenido en el párrafo que textualmente señala: “ Se propone entonces a la CREG, que de la relación presentada por GAS NATURAL S.A. E.S.P. se tomen únicamente los activos relacionados con el sistem a de transporte para atender el mercado de Bogotá y Soacha, m ás no así los activos que tengan que ver con transporte a municipios del área de servicio exclusivo del altiplano Cundiboyacense; teniendo en cuenta que a la fecha de solicitud tarifaria de GAS NATURAL S.A. E.S.P. ya se había conformado el área de servicio exclusivo del altiplano Cundiboyacense". Como se observa, la Comisión omite excluir unos activos que ella m isma reconoce como de transporte, con el único argumento de que están destinados a los municipios del área de servicio exclusivo del altiplano Cundiboyacense, que -según la CREGya estaba constituida al momento de presentarse la solicitud tarifaria de Gas Natural S.A ESP. Al respecto, cabe señalar -en primer términoque el criterio orientador para determinar los activos que actualmente deben excluirse del Dt, no puede ser otro que establecer los gasoductos que van a estar destinados al transporte, independientemente de que esa actividad se vaya a desarrollar en un área de servicio exclusivo, toda vez que el transporte puede ser prestado libremente por cualquier transportador, sin que tenga incidencia el hecho de que existan áreas de servicio exclusivo para la distribución de gas natural. De otra parte, se tiene que los gasoductos de transporte no excluidos del Dt, fueron -en su

cualquier transportador, sin que tenga incidencia el hecho de que existan áreas de servicio exclusivo para la distribución de gas natural. De otra parte, se tiene que los gasoductos de transporte no excluidos del Dt, fueron -en su mayoríareconocidos por la propia Comisión en el Programa de Nuevas Inversiones de Transcogas S.A. E.S.P., según lo dispuesto en el Anexo 1 (numeral 1.2.) de la Resolución CREG 017 de 2.001 “ Por la cual se establecen los cargos regulados para el Sistema de Transporte de Transcogas S.A. E.S.P.” . En consecuencia, no resulta coherente y sería contrario al régimen tarifario que los gasoductos antes mencionados con los volúmenes de gas que ellos conllevan, sean tenidos en cuenta simultáneamente por la CREG, tanto para el cálculo de los cargos de transporte de Transcogas S.A. ESP como para el de distribución de Gas Natural S.A. ESP.RESOLUCIÓN No. HOJA No. 3 /2 3 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-025 de 2001. En segundo lugar, cabe destacar que no es cierta la afirmación contenida en el Documento CREG 041, en el sentido de que a la fech a de la solicitud tarifaria de Gas Natural S.A. ESP ya se había conformado el área de servicio exclusivo del altiplano Cundiboyacense, toda vez que fu e con posterioridad a la expedición de la Resolución CREG 079 del 10 de septiembre de 1.996, por la cual se aprobó el Dt de Gas Natural S.A. ESP, que el Ministerio de Minas y Energía inició -

posterioridad a la expedición de la Resolución CREG 079 del 10 de septiembre de 1.996, por la cual se aprobó el Dt de Gas Natural S.A. ESP, que el Ministerio de Minas y Energía inició - mediante Resolución 8-2821 del 16 de octubre de 1.997el proceso de selección del contratista para la distribución de gas natural en esta área, el cual se concretó con la suscripción del contrato de concesión celebrado con la empresa Gas Natural Cundiboyacense S.A. E. S.P el 11 de junio de 1.998. Por lo anterior, Gas Natural S.A. ESP pudo incluir válidamente dentro de su s inversiones, gasoductos destinados a prestar el servicio a usuarios no regulados ubicados en el área de la Sabana de Bogotá, que fueron aprobadas por la CREG en la definición del Dt. Sin embargo, resulta claro que en las condiciones actuales la empresa no podría llevar a cabo tales inversiones, dado que desde 1998 se conformó el área de servicio exclusivo del altiplano Cundiboyacense y que de acuerdo con el artículo 127 de la Resolución CREG 057 de 1.996 (que entró a regir el 30 de agosto de 1.996, después de haber sido presentada la solicitud tarifaria}), los grandes consumidores ubicados dentro de esta área no pueden conectarse a un sistem a de distribución de un distribuidor distinto del concesionario, aunque si de un sistem a o subsistem a de transporte. Por las razones expuestas, se solicita a la Comisión excluir de los activos que sirven de base para el cálculo del Cargo Promedio Máximo Unitario (Dt) de Gas Natural S.A. ESP, los gasoductos antes mencionados. En consecuencia, se debe modificar el artículo I o y el anexo 1 de la Resolución

el cálculo del Cargo Promedio Máximo Unitario (Dt) de Gas Natural S.A. ESP, los gasoductos antes mencionados. En consecuencia, se debe modificar el artículo I o y el anexo 1 de la Resolución En la Resolución impugnada, la Comisión -pese a que excluye algunos activos considerados como de transportemantiene las m ism as dem andas presentadas por Gas Natural S.A. ESP en 1.996, sin tener en cuenta que la inversión en redes está directamente relacionada con la demanda esperada de gas, que sirve de base para el cálculo de la tarifa, tal como se deriva de la regulación vigente. En este punto conviene señalar que, de acuerdo con la metodología utilizada para el cálculo de la tarifa de distribución de gas natural, ésta es el resultado de sum ar los valores descontados de las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento, y dividirlas por el valor descontado del volumen de gas proyectado en un horizonte dado. En efecto, el artículo 113 de la Resolución CREG 057 de 1.996 establece que dentro de la información que debe contener la solicitud de fijación de tarifa, la empresa debe incluir en lo relativo a costos, el “ nivel y estructura de los costos económicos que varían tanto con la cantidad del consumo, como con la dem anda del sermcio. Se incluyen aquí los costos de inversión. ” y, en lo relativo a proyecciones y expansiones, los “ efectos de tales inversiones sobre la cobertura, calidad y costo del servicio. ” A su tumo, el artículo 120 de la misma Resolución establece que la Comisión debe tener en cuenta al fijar la fórm ula tarifaria para cada empresa, entre otros aspectos, el “ Cargo promedio

A su tumo, el artículo 120 de la misma Resolución establece que la Comisión debe tener en cuenta al fijar la fórm ula tarifaria para cada empresa, entre otros aspectos, el “ Cargo promedio esperado por unidad de consumo, que reflejará tanto el nivel y estructura de los costos económicos que varían con la cantidad del consumo, como la dem anda por el senncio, desagregando los componentes definidos por esta Resolución” . En este orden de ideas se tiene que, al excluir las inversiones de los activos que fueron considerados de transporte para el recálculo del Dt, la CREG necesariamente tendría que haber excluido los volúmenes asociados con tales inversiones. En el caso que nos ocupa se encuentra que en la Resolución CREG 079 de 1.996, la Comisión al establecer el Dt de Gas Natural S.A. ESP. acogió -sin ninguna exclusiónel plan de inversiones propuesto por la empresa y contenido en la solicitud tarifaria. Sobre el particular, el artículo 1 La Resolución CREG 057 de 1.996 fue publicada en el Diario Oficial No. 42.867 del 30 de agosto de 1.996 y de acuerdo con la Resolución CREG 079 del 10 de septiembre de 1.996 que establece el Dt de Gas Natural S.A ESP, la em presa “presentó a consideración de la CREG la respectiva propuesta tarifaria el 8 de agosto de 1.996”. CREG 025 de 2.001.

2. M odificación d e los volúm enes d e gas:fl A / ? I W N . Mtft 4/23RESOLUCION No. U 4 ^ DE 1 HOJA No. '

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-025 de 2001. primero de la citada Resolución señala que “ El cargo Dt que se aprueba por medio de esta Resolución, estará sujeto al plan de inversiones que sirvió de base para aprobarlo, el cual fu e presentado por la empresa ante la CREG En la solicitud de tarifa. Gas Natural S.A ESP presentó en el cuadro 5.18 el plan de inversiones que proyectaba ejecutar dentro de los cinco (5) años de vigencia de la tarifa y, en lo relativo al ensanche del gasoducto (que incluía tanto activos de distribución como otros que actualmente se consideran de transporte) contempló lo siguiente:

AÑO INCREMENTO LONGITUD

(m) 1996 64.629 1997 70.500 1998 70.500 1999 y sgts. 0 Este plan de inversiones quedó reflejado en lo señalado en el numeral 2.3.3 del estudio presentado por la empresa, en algunos de cuyos apartes se lee lo siguiente: “ 2 .3 .3 Proyecto M odificado “ (...) Tomando en consideración la factibilidad de contar con una mayor oferta de gas para Santa Fe de Bogotá procedente de la Guajira (ver mapa 3), una eventual interconexión con Venezuela o los nuevos yacimientos de Cusiana, que en todos los casos llegaría por el norte de la ciudad, se decidió modificar el diseño inicial, de manera que las tres líneas de 14” se convirtieran en una troncal entre Usme y la calle 122, la cual se interconectará en el futuro próximo con la línea de abastecimiento a Santa Fe de Bogotá por el sector norte de la ciudad, con lo cual se asegura el suministro al sur de la ciudad.

cual se interconectará en el futuro próximo con la línea de abastecimiento a Santa Fe de Bogotá por el sector norte de la ciudad, con lo cual se asegura el suministro al sur de la ciudad. “ La troncal de 14” ya construida en su primera fase, funciona como un gran pulmón para disminuir el efecto de los consumos pico, y permite adem ás el almacenamiento de gas para atender una contingencia de pocas horas. La máxima funcionalidad y utilización de esta línea se logrará cuando se asegure un mayor suministro de gas a la Capital del país, continuando el trazado hasta la estación City Gate de Cogua. “ Durante el período 1.996 - 1.997 se llevará a cabo la construcción de la segunda fa se de la troncal de 14” hasta la Localidad de La Caro y el anillo externo a la Capital de la República, en tubería de 20 ” que permitirá en el futuro el suministro de gas a las poblaciones vecinas, consolidando de esta manera el área de servicio de Gas Natural S.A ESP para algo más de 1 ’ 500.000 usuarios en el año 2.010 (ver m apas 5 a l Of. A su tumo, en el mapa No. 5 denominado “ Estudio Tarifario 1.997-2.001. Red Troncal de Acero” , cuya copia se anexa, se observa que el gasoducto fu e diseñado de manera tal que pasaba por distintos municipios de la Sabana de Bogotá, tales como Facatativa, Madrid, Mosquera, Punza, Cota, Chía, Cajicá, Briceño y Cogua. En consecuencia, el gasoducto diseñado por la empresa y cuya inversión fu e reconocida por la CREG al fijar la tarifa, estaba en capacidad de llevar gas

Cota, Chía, Cajicá, Briceño y Cogua. En consecuencia, el gasoducto diseñado por la empresa y cuya inversión fu e reconocida por la CREG al fijar la tarifa, estaba en capacidad de llevar gas natural a usuarios no regulados localizados en estas áreas. Lo anterior se corrobora con la relación de inversiones que Gas Natural S.A. ESP presentó posteriormente a la CREG, cuya copia se anexa, en la que las cifras globales previstas en el cuadro 5.18 del estudio presentado se discriminan por tramos de gasoducto, incluyendo -entre otroslos siguientes: (i) para el año 1.995, un gasoducto de 2 0 ” que aunque no tiene denominación corresponde a Zipalandia-Estación I; (ii) para el año 1.996, los tramos de Zipalandia-Estación II, Chía-Cajicá, Guacari-Briceño y Cajicá-Zipalandia; (iii) para el año 1.997, los tramos de Suba-Cota, Chía-Cota, Cota-Siberia, Siberia-Funza, Briceño-Leona, Leona-Tibito 1 ; (iv) para el año de 1.998, los tramos de Leona-Tibito H , Funza-La Granja, La Granja-El Corzo, El Corzo-La Magdalena, Briceño-La Caro y La Caro-Calle 170.

/ ■RESOLUCIÓN No. 0 ¿ ¿ DE ? 2 D 0 Z HOJA No. 5 /2 3

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-025 de 2001. En concordancia con las inversiones propuestas, la empresa presentó en el cuadro 5.17 del estudio, las proyecciones totales de volúmenes de gas para un horizonte de 25 años, incluyendo en ellas, sin discriminar, el consumo proyectado de los usuarios no regulados ubicados en la Sabana de Bogotá, cuyos valores en Mbtu se presentan en la siguiente tabla con su equivalente en metros cúbicos (m3):

AÑO CONSUMO TOTAL

(Mbtu)

CONSUMO TOTAL

(m3) 1996 5.974.875,2 144,715,419 1997 9.342.988,2 231,346,539 1998 12.388.023,4 313,525.895 1.999 15.575.976,8 400,424,176 2.000 18.842.156,0 489,251,180 2.001 21.823.342,7 570,303,968 2.002 24.173.362,0 634,151,002 2.003 26.166.078,5 684,580,029 2.004 27.927.629,5 726,756,607 2.005 y sgts. 29.577.265,6 766,315,781 Atendiendo la solicitud de la Comisión contenida en el oficio MMECREG-0820 del 20 de mayo de 1.999, en el sentido de discriminar los activos de transporte de los de distribución, Gas Natural S.A. ESP presentó en la tabla 2 de la comunicación del 15 de julio de 1.999, cuya copia se anexa,

el impacto que sobre los flujos de dem anda tenía la separación de tales activos, asi: AÑO TOTAL

VOLUMEN

(m3)

VOLUMEN

DISTRIBUCION

VOLUMEN

USUARIOS NO REGULADOS 1.996 144,715,489 140,554,829 4,260,660 1.997 231,346,552 213,995,551 17,350,990 1.998 313,525,906 290,011,464 23,514,442 1.999 400,424,177 370,392,365 30,031,812 2.000 489,251,188 444,225,188 45,000,000 2.001 570,303,960 502,303,960 68,000,000 2.002 634,150,994 558,150,994 76,000,000 2.003 684,580,032 598,980,032 85,600,000 2.004 729,756,609 631,456,609 95,300,000 2.005 y sgts. 766,315,795 648,215,795 118,100,000 Resulta claro entonces que, aunque en la propuesta presentada inicialmente por Gas Natural S.A. ESP no se discriminaron los volúmenes de gas con destino a los usuarios no regulados de la Sabana de Bogotá, la magnitud de los volúmenes era tal, que no podía ser subsum ida por la actixÁdad de distribución en Bogotá y Soacha exclusivamente; lo que se corrobora si se revisan los volúmenes que en la práctica ha distribuido la empresa en estas ciudades, así: en 1996 un total de 117,1 Mm3; en el año de 1997, 160 Mm3; en 1998, 227,7 Mm3; en 1999, 307 Mm3 y, en el año 2000, 408 Mm3.2

de 117,1 Mm3; en el año de 1997, 160 Mm3; en 1998, 227,7 Mm3; en 1999, 307 Mm3 y, en el año 2000, 408 Mm3.2 Por el contrario, del plan de inversiones presentado por la empresa y reconocido por la CREG se deriva que, el gasoducto no se diseñó sólo para atender a los usuarios de Bogotá y Soacha, sino también para llegar a los usuarios no regulados ubicados en los otros municipios de la Sabana de Bogotá, tal como quedó registrado en la tabla 2 anexa a la comunicación 1000-088-99 del 15 de julio de 1 .999. 2 Cifras tom adas de los Informes de Gestión.RESOLUCIÓN No.- 0 A 4 DE ?li JU N . 2 ® HOJA No. 6 /2 3 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-025 de 2001. En este sentido se tiene que, mediante comunicación 1000-009-00 del 8 de febrero de 2.000 -a la cual se omite hacer referencia en el Anexo 3 del Documento CREG 041 de 2.001la empresa manifestó a la Comisión lo siguiente: “ Dentro de los gasoductos presentados por Gas Natural S.A. ESP como inversiones para su solicitud de Dt se encontraban contempladas infraestructuras claramente destinadas a atender la dem anda de los grandes consumidores de la Sabana de Bogotá, adicionales a la línea troncal Cogua-Funza (que evidentemente fu e dimensionada para estos consumos), tales como el Anillo Briceño-Leona-Tibitó o la línea Funza-Facatativá, las cuales

Bogotá, adicionales a la línea troncal Cogua-Funza (que evidentemente fu e dimensionada para estos consumos), tales como el Anillo Briceño-Leona-Tibitó o la línea Funza-Facatativá, las cuales no tienen físicam ente la posibilidad de dar suministro de gas a Santafé de Bogotá, y no se entendería entonces que hubieran sido aceptadas por el regulador como parte de la tarifa de Gas Natural S.A. ESP si no tenían consumos asociados” . A sí las cosas, de no excluirse los volúmenes expresamente solicitados por la empresa, mediante las comunicaciones del 15 de julio de 1.999 y del 8 de febrero de 2.000 antes mencionadas, se tendría que la CREG aprobó unas inversiones que por no tener volúmenes de gas asociados, resultarían altamente ineficientes, lo cual, constituiría un desconocimiento de los principios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1.994 que informan el régimen tarifario. Razón por la cual, no se encuentra el fundam ento para que la Comisión, no obstante haber excluido algunos activos que sirvieron de base para el cálculo del Dt, haya omitido excluir los volúmenes de gas correspondientes. En este punto, cabe señalar que en el Documento CREG 041 que sirvió de base a la Resolución impugnada, se sostiene lo siguiente: “ No es claro por qué GAS NATURAL S.A. E.S.P. menciona que incluyó dem andas de consumidores del Área Exclusiva si en ese momento ya conocía de la creación de dicha zona según lo manifiesta en el documento de Estudio de Costos. “ En efecto, la necesidad de utilizar la modalidad contractual de Área de Servicio

consumidores del Área Exclusiva si en ese momento ya conocía de la creación de dicha zona según lo manifiesta en el documento de Estudio de Costos. “ En efecto, la necesidad de utilizar la modalidad contractual de Área de Servicio Exclusivo en el altiplano Cundiboyacense se verificó en la Resolución CREG 081 de 1.995, y en el literal b) del artículo 127 de la Resolución CREG 057 de 1.996 se establece que: ‘ Los grandes consumidores ubicados dentro de un área de servicio exclusivo podrán conectarse libremente a un sistem a o a un subsistem a de transporte, pero no podrán conectarse a un sistem a de distribución de un distribuidor distinto al contratista del área de servicio exclusivo. “ Con base en lo anterior, no se considera aceptable la solicitud de Gas Natural S.A E.S.P. para excluir de las proyecciones de dem anda utilizadas en 1.996, las reportadas por ellos como correspondientes al área de servicio exclusivo y se propone que dichos valores se mantengan iguales a los tomados en esa ocasión” . Las afirmaciones parcialmente transcritas carecen de fundam ento, por cuanto no es cierto que al momento de la presentación de la solicitud de Gas Natural S.A ESP ni al de la aprobación de la tarifa, ya se hubiera creado el área de servicio exclusivo del altiplano cundiboyacense, como tampoco lo es, que tal situación se hubiera reconocido en el Estudio de Costos y Tarifas presentado por Gas Natural S.A ESP. Precisamente, en este estudio la empresa advirtió que aunque aún no se había iniciado el trámite para la adjudicación del área exclusiva, se abstenía de adelantar proyectos de distribución de gas en los municipios, al señalar lo siguiente: “ El Ministerio de Minas y Energía revocó la

para la adjudicación del área exclusiva, se abstenía de adelantar proyectos de distribución de gas en los municipios, al señalar lo siguiente: “ El Ministerio de Minas y Energía revocó la invitación pública para la construcción y operación del G asoducto Urbano p a r a los m unicipios del área de influencia de Bogotá, tales como Zipaquirá, Tocancipá, Gachancipá, Briceño, Sopó, Cajicá, Tabio, Tenjo, Chía, Cota, Funza, Mosquera, Madrid, Bojacá, Zipacón y Factatativá. Ante esta circunstancia, Gas Natural ESP ha suspendido temporalmente los p ro yecto s de distribu ción d e g a s en los cita d o s m unicipios, que le permitirían consolidar su presencia, y ofrecer a la población un servicio con las m ás altas especificaciones técnicas de seguridad y confiabilidad, a las tarifas ingentes para la Capital del país. ” (Negrilla fuera de texto). Lo anterior, no quiere decir que Gas Natural S.A. ESP dentro de su s proyecciones no hubiera contemplado el suministro de gas a los usuarios no regulados de estas áreas, lo que resultaba perfectam ente viable, toda vez que como ya se advirtió el Ministerio de Minas y Energía no había iniciado el trámite para la adjudicación del área de servicio exclusivo del altiplanoRESOLUCIÓN No. ^ ^ DE 7 . I JU N . 2002 HOJA No. 7 /2 3

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL S.A, E.S.P., contra la Resolución CREG-025 de 2001. cundiboyacense y, en ese sentido no se había creado la exclusividad de la zona, p u es aunque la CREG había verificado mediante Resolución 081 del 2 7 de diciembre de 1.995 que algunos de los municipios de la zona podían integrar un área de servicio exclusivo, el Ministerio sólo inició el trámite de adjudicación casi dos años después, al expedir la Resolución 8-2821 del 16 de octubre de 1.997, previa modificación de la Resolución CREG 081 de 1.995 por la 097 de 1.997, en el sentido de excluir algunos municipios del área exclusiva. Sobre el alcance de la facultad de la CREG, el parágrafo del artículo 40 de la Ley 142 de 1.994 es claro al establecer que se limita a verificar la existencia de los motivos para el establecimiento de las áreas de servicio exclusivo, como paso previo a la conformación de las m ism as por parte del Ministerio, cuando señala: “ La comisión de regulación respectiva definirá, por vía general, cómo se verifica la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos; definirá los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos; y, a n te s d e que se a b ra una licita ció n que incluya estas cláusulas dentro de los contratos propuestos, verificará que ellas sean indispensables para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos” . Por su parte, el artículo 174 de la misma ley, establece que la potestad para otorgar las áreas de sermcio

financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos” . Por su parte, el artículo 174 de la misma ley, establece que la potestad para otorgar las áreas de sermcio exclusivo para la distribución de gas natural radica en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, al señalar que “ Por motivos de interés social y con el propósito de que la utilización racional del recurso gas natural, permita la expansión y cobertura del servicio a las personas de menores recursos, por un término de veinte (20) años, contados a partir de la vigencia de esta ley, el M inisterio d e M inas y E nergía p o d rá oto rg a r la s á rea s d e serm cio exclusivo para la distribución domiciliaria de gas combustible por red, de acuerdo con las disposiciones contenidas en el artículo 40 de esta ley." (Negrillas fuera de texto). En este sentido, el Ministerio de Minas y Energía en la comunicación del 15 de marzo de 1.996, cuya copia se anexa, aclaró a Gas Natural S.A ESP lo siguiente: “ La CREG, por medio de Resolución No. 081 de diciembre 2 7 de 1.995 dispuso en su artículo primero, que la zona geográfica de Cundinamarca y Boyacá p u ed e ser esta b lecid a por la Nación - Ministerio de Minas y Energía, como área de servicio exclusivo para la prestación del servicio público de distribución de gas natural por red, por reunir los requisitos generales previstos en la Resolución 014 de 1.995 de la misma CREG. “(...) “ Bajo el amparo de la actual ley de servicios públicos domiciliarios, existe libertad de empresa para distribuir gas combustible por red, siempre y cuando dicha actimdad no se

CREG. “(...) “ Bajo el amparo de la actual ley de servicios públicos domiciliarios, existe libertad de empresa para distribuir gas combustible por red, siempre y cuando dicha actimdad no se realice en una zo n a que h a ya sid o esta b lecid a como área exclusiva de distribución, caso en el cual, para que una empresa pueda distribuir gas combustible por red, debe ostentar la calidad de concesionario de la Nación, de conformidad con los artículos 40 y 174 de la Ley 142 de 1.994. “ Teniendo en cu en ta que e ste M inisterio va a ejercer la fa c u lta d d e esta b lecer la zo n a geográfica d e Cundinam arca-B oyacá com o á rea exclu siva en los términos en que lo conceptuó la CREG, me permito manifestarle que una vez se adjudique la distribución en dicha área, sólo la empresa de servicios públicos que resulte favorecida en la invitación pública podrá realizar la actividad de distribución de gas combustible por red. “(...) “ A sí las cosas, este Ministerio entiende que las em presas que resuelvan iniciar la construcción de redes con el propósito de distribuir gas en zonas para las cuales la CREG conceptuó que pueden ser establecidas como exclusivas y que van a ser adjudicadas por la Nación, lo hacen bajo su propia responsabilidad y riesgo” . (Negrillas fu era de texto). Tal como lo advierte el Ministerio, al momento de expedir la comunicación parcialmente transcrita, no se había afectado el área del altiplano cundiboyacense para el servicio exclusivo deRESOLUCIÓN No. 0 U U DE ? I » M . 200Z HOJA No. 8 / 23

no se había afectado el área del altiplano cundiboyacense para el servicio exclusivo deRESOLUCIÓN No. 0 U U DE ? I » M . 200Z HOJA No. 8 / 23 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-025 de 2001. distribución y, en consecuencia, esta actimdad podía ser desarrollada libremente por cualquier empresa de sérmelos públicos domiciliarios; sin embargo, dado que el Ministerio informó que proyectaba iniciar el trámite de adjudicación, la empresa se abstuvo de incluir en sus proyeccione