Comisión de Regulaciónde Energía y Gas

ACTA NÚMERO 186

REUNIÓN DEL DÍA 6 DE JUNIO DE 2002

En Bogotá, D.C., a las 6:45 p.m. del día seis (6) de junio del año dos mil dos (2002), se reunió la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en la sede de esta entidad, con la asistencia de los siguientes miembros:

Dra. Evamaría Uribe Tobón Viceministra de Minas y Energía, Delegada de la Ministra de Minas y Energía mediante Resolución 18 0531 del 6 de junio de 2002, Presidente de la Comisión.

Dr. Mauricio Santamaría, Subdirector (e) del Departamento Nacional de Planeación, Delegado del Director del Departamento Nacional de Planeación mediante Resolución 1180 del 23 de noviembre de 1999.

Dr. Federico Renjifo Vélez, Viceministro de Hacienda y Crédito Público, delegado del Ministro de Hacienda y Crédito Público, mediante Resolución 1720 de 8 de agosto de 2000.

Dr. Jaime Blandón, Experto.Dra. Sandra Fonseca, Experto.Dra. Ana María Briceño, Experto.Dr. Ricardo Ramírez, Experto.

Asistieron también el Dr. Diego Humberto Caicedo, Superintendente de Servicios Públicos; el Dr. Cesar Torres Trujillo, Superintendente Delegado para Energía y Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos; y Asesores del Ministerio de Minas y Energía, del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, del Departamento Nacional de Planeación, y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Por designación de la Comisión actuó como Secretario Diana Cristina Molina.

Verificación del Quorum.

Verificado, el Secretario manifestó a la Comisión que hay quorum para sesionar, de conformidad con lo establecido en el Decreto 2461 de diciembre de 1999, Artículo 6o.

Aprobación del Orden del día.

Propuesto el orden del día, la Comisión aprobó el siguiente:

1. Designación de Director Ejecutivo.

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2. Recursos de reposición interpuestos por TEXAS contra las Resoluciones CREG- 150 y CREG-151 de 2001 sobre pago de la contribución.

3. Solicitud nueva corrida del modelo de Cargo por Capacidad vigencia 2000 - 2001 .

4. Petición para resolver conflicto entre ENERGÍA CONFIABLE S.A. E.S.P. y ELECTRICARIBE S.A. E.S.P.

5. Solicitud de revisión de Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de ELECTRICARIBE S.A. E.S.P.

6. Recurso de reposición presentado por TRANSCOGAS contra la Resolución CREG-017 de 2001.

7. Recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL contra la Resolución CREG-025 de 2001.

8. Análisis de la propuesta de Opción Tarifaria en los Cargos por Uso de STR’s y SDL’s.

9. Bases Conceptuales para la definición de la Formula Tarifaria del Costo Unitario de Energía Eléctrica para el próximo Periodo Tarifario.

Desarrollo del orden del día.

10. Designación de Director Ejecutivo.

El Comité de Expertos informó que en el día de hoy se recibió el acto mediante la cual se aceptó la renuncia del Dr. David Reinstein, Experto Comisionado y actual Director Ejecutivo de la Comisión, razón por la cual se requiere designar Director Ejecutivo, y manifestó que de acuerdo con el reglamente interno, la propuesta del Comité es la designación del Dr. Jaime Blandón Díaz.

La Viceministra de Minas y Energía expresó que la propuesta del Ministerio es designar como Director Ejecutivo encargado al Dr. Ricardo Ramírez Carrero.

El Dr. Jaime Blandón manifestó que declinaba su postulación en virtud de la solicitud de la Ministra de Minas y Energía.

Discutido el tema la Comisión aprobó por unanimidad la designación del Dr. Ricardo Ramírez Carrero, como Director Ejecutivo encargado de la Comisión de Regulación

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de Energía y Gas y acordó expedir la Resolución que hace parte integrante de esta acta.

2o. Recursos de reposición interpuestos por TEXAS contra las Resoluciones CREG-150 y CREG-151 de 2001 sobre pago de la contribución.

El Comité de Expertos sometió a consideración de la Comisión el Documento CREG- 040 de junio de 2002, mediante el cual se analizan los recursos de reposición interpuestos por la sociedad TEXAS PETROLEUM COMPANY, contra las Resoluciones CREG-150 y CREG-151 de 2001 sobre el pago de la contribución de que trata el Artículo 85 de la Ley 142 de 1994.

El Comité de Expertos explicó que la empresa presentó dos peticiones: una principal de revocatoria total de las Resoluciones recurridas y una subsidiaria de reliquidación del valor de la contribución. Sobre la primera, el Comité Informó que TEXAS argumenta que las actividades desarrolladas por la empresa no pueden considerarse como actividades complementarias a que se refiere el Artículo 14, numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994.

Manifestó el Comité que del análisis de la legislación vigente, se concluye que TEXAS PETROLEUM COMPANY sí ejerce la actividad de comercialización de gas definida en el Articulo 14.28 de la Ley 142 de 1994 como complementaria del servicios público domiciliario de gas combustible y por lo tanto sometida a la regulación de la CREG en los términos de la Ley 142 de 1994, tal como lo precisa también el Artículo 11 de la Ley 401 de 1997.

En cuanto a la reliquidación del valor de la contribución, el Comité de Expertos informó que dentro del proceso, TEXAS envió la certificación expedida por el Representante Legal, Contador y Revisor Fiscal de dicha empresa, mediante la cual presentan en forma desagregada los gastos de la compañía por actividad, y que con base en dicha información se observa que la base gravable para la liquidación de la contribución, correspondiente a los gastos asociados a la actividad de comercialización de gas natural desarrollada por Texas Petroleum Company, arroja cifras significativamente inferiores a los valores utilizados por la CREG en las Resoluciones mencionadas. Bajo estas consideraciones, el Comité propuso reliquidar el valor de la contribución que la empresa debe pagar por los años 2002 y 2001 ($1.698.642 y $4.814.692 respectivamente).

Discutido el tema, la Comisión lo aprobó por unanimidad y acordó expedir las Resoluciones respectivas que hacen parte integrante de esta acta.

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3o. Solicitud nueva corrida del modelo de Cargo por Capacidad vigencia 2000 - 2001 .

El Comité de Expertos presentó a consideración de la Comisión el Documento CREG-041 de junio de 2002, en el cual se analiza la solicitud presentada por el CND para correr nuevamente el modelo del Cargo por Capacidad para la vigencia 2000-2001 .

El Comité de Expertos explicó que en la sesión No. 184 del pasado 29 de abril se aprobó ordenar al Centro Nacional de Despacho (CND) la nueva corrida del modelo de largo plazo que sirvió para el cálculo de la Capacidad Remuneradle Teórica del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 2001-2002, como consecuencia de la inconsistencia encontrada entre las series hidrológicas de Force II, contenidas en los Acuerdos del CNO y la información requerida por el modelo AS, y acordó solicitar al CNO que señale expresamente las series hidrológicas que deben tomarse para el embalse asociado con la planta Force II, en caso de que se requiera ordenar la nueva corrida del modelo de Cargo por Capacidad vigencia 2000-2001.

En respuesta a esta solicitud, el Comité explicó que el CNO, mediante comunicación con radicado CREG No. 004223 del 2 de mayo de 2002, informó que “[...] la hidrología para Porce que debe ser utilizada en el caso de un recálculo del Cargo por Capacidad del periodo del periodo 200 (SIC)-2001, es la enviada por el C.N.O. a la CREG adjunta a nuestra comunicación del 25 de enero de 2002, bajo el título:’Serie mensual: Río Porce en sitio de presa, restándole el caudal del Riogrande y restándole el caudal de Quebradona’, considerando únicamente la información hasta diciembre de 1998.”

El Comité de Expertos informó asimismo, que mediante comunicación radicada con el No. CREG-3708 del 18 de abril de 2002, el Representante Legal de EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN manifestó su aceptación para que la CREG ordene la corrida del modelo de largo plazo que sirvió para el cálculo de la capacidad remuneradle teórica del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad, correspondiente al período 2000-2001. Igualmente, E.P.M. manifestó asimismo su conformidad para que ISA proceda a efectuar las reliquidaciones y refacturaciones que considere necesarias, como consecuencia de la nueva corrida del modelo y manifestó que acepta las implicaciones económicas que de dichos actos se deriven para la empresa por él representada, siempre y cuando el procedimiento de aplicación del modelo se efectúe de forma correcta, dado que las inconsistencias en la corrida del modelo obedecieron a hechos ajenos a E.P.M. Esta empresa solicitó que los resultados del recálculo le sean presentados para su análisis antes de realizar las refacturaciones respectivas.

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Con base en estas consideraciones, el Comité de Expertos propuso ordenar al Centro Nacional de Despacho (CND) la nueva corrida del modelo de largo plazo que sirvió para el cálculo de la Capacidad Remuneradle Teórica del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 2000-2001, con los mismos parámetros que se utilizaron en su oportunidad, con la única excepción de que para el parámetro de series hidrológicas del embalse asociado con la planta Porce II deben tomarse las series remitidas por el CNO en comunicación radicada con el No. CREG-0724 del 25 de enero del año en curso, considerando únicamente la información hasta diciembre de 1998 y la afectación que tenga esta serie sobre el parámetro de Mínimos Operativos y, en consecuencia, proceder a efectuar las reliquidaciones y refacturaciones que sean del caso.

En cuanto a la solicitud de EPM en el sentido de que los resultados del recálculo del Cargo por Capacidad sean presentados a EPM para su análisis antes de realizar las refacturaciones respectivas, el Comité propuso responderle que de conformidad con lo previsto por el Artículo 7o. de la Resolución CREG-047 de 2000, modificado por el Artículo 1o. de la Resolución CREG-029 de 2001, el trámite de las liquidaciones y facturaciones del Administrador del SIC, ofrece a los interesados amplias oportunidades para analizar las liquidaciones con anterioridad a su facturación, razón por la cual se rechaza esta solicitud.

Discutido el tema, la Comisión aprobó por unanimidad la propuesta presentada y acordó enviar las comunicaciones respectivas al CND y a EPM que hacen parte integrante de esta acta.

4o. Petición para resolver conflicto entre ENERGÍA CONFIABLE S.A. E.S.P. y ELECTRICARIBE S.A. E.S.P.

El Comité de Expertos sometió a consideración de la Comisión el Documento CREG- 042 de junio de 2002, mediante el cual se analiza la petición para resolver el conflicto entre ENERGÍA CONFIABLE S.A. E.S.P. y ELECTRICARIBE S.A. E.S.P., solicitud presentada por la primera empresa. El conflicto que se solicita resolver está relacionado con problemas de cambio en el registro de fronteras comerciales, objetadas por ELECTRICARIBE, en procesos de cambio de comercializador.

El Comité de Expertos explicó que analizada la normatividad vigente, se propone negar la petición presentada por la sociedad ENERGÍA CONFIABLE S.A. E.S.P., para resolver un conflicto con ELECTRICARIBE S.A. E.S.P., por no ser de competencia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, de conformidad con las razones expuestas en el Proyecto de Resolución presentado a consideración.

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Discutido el tema la Comisión lo aprobó por unanimidad y acordó expedir la Resolución que hace parte integrante de esta acta.

5o. Solicitud de revisión de Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de ELECTRICARIBE S.A. E.S.P.

El Comité de Expertos sometió a consideración de la Comisión el Documento CREG- 043 de junio de 2002, mediante el cual se analiza la solicitud de revisión de los Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de ELECTRICARIBE S.A. E.S.P., en todos los niveles de tensión, establecidos mediante la Resolución CREG-115 de 1998. La empresa fundamenta su solicitud argumentando principalmente que comparado el inventario detallado de los activos eléctricos, realizado por ELECTRICARIBE, así: “con la base de activos utilizada por la CREG para el cálculo y fijación del Cargo por Uso del sistema de transmisión regional (STR) y distribución local (SDL) operado por la Electrificadora del CaribeS.A. ESP, se encontró que existe una muy importante cantidad de activos que por diversas circunstancias, [....] no fueron tomados en cuenta.”.

El Comité de Expertos informó detalladamente sobre la actuación surtida desde el momento en que se presentó la solicitud y la metodología utilizada para su análisis, tal como está consignado en el mencionado Documento CREG-043 de junio de2002 .

El Comité de Expertos manifestó que dentro del proceso se ordenó un dictamen pericial para verificar, de acuerdo con la metodología prevista en la Resolución CREG-099 de 1997, el inventario de los activos eléctricos de transmisión regional y distribución local para los niveles de tensión II, III y IV presentado por ELECTRICARIBE y determinar los activos en operación a diciembre de 1996 y su correspondiente valoración.

En relación con el Nivel I de tensión, el Comité informó que la empresa mediante comunicación radicada bajo el No. CREG-2582 del 13 de marzo de 2002, desistió de la solicitud de revisión de los activos de nivel de tensión I, sin que ello implicara desistir de la revisión del cargo de nivel de tensión I, debida al impacto que en este cargo pueden tener los mayores activos en los niveles de tensión II, III y IV.

El Comité de Expertos manifestó que como resultado del proceso se concluye que la valoración de activos, utilizando el inventario de activos que el Perito determinó como realmente existente a diciembre de 1996, es superior a la que se tuvo en cuenta para la determinación de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de las Electrificadoras del Atlántico, Magdalena, Cesar y Guajira en diciembre de 1996. Explicó que esta situación es imputable a las Empresas de Servicios Públicos que dejaron de suministrar la información o la suministraron

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erradamente, y que en todo caso, no es atribuidle a la CREG, por lo tanto excluye la aplicación del error grave. Sin embargo, aclaró el Comité, que aplicando la causal de mutuo acuerdo establecida en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y atendiendo el principio de suficiencia financiera previsto en el Artículo 87 Numeral 87.4 de la misma Ley, se propone proceder a la modificación de los cargos de distribución de los Niveles II, III y IV.

El Comité de Expertos manifestó que recalculados tales cargos, aplicando la metodología vigente para la determinación de los Cargos de Distribución, y utilizando la información resultante del Peritaje para Niveles II, III y IV, con las observaciones hechas a los mismos, los resultados son los siguientes:

NIVEL DE TENSION CARGO MONOMIO $/kWh

Nivel IV 6.0465Nivel III 9.5042Nivel II 19.2933Nivel 1 34.0244

La Viceministra de Minas y Energía preguntó sobre la diferencia entre los cargos solicitados por ELECTRICARIBE y los calculados por la CREG.

El Comité de Expertos aclaró que la diferencia se debe fundamentalmente al desistimiento en la revisión de los activos de nivel de tensión I y a diferencias en los costos de algunas de las unidades constructivas.

Discutido el tema la Comisión lo aprobó por unanimidad y acordó expedir la Resolución que hace parte integrante de esta acta.

6o. Recurso de reposición presentado por TRANSCOGAS contra la Resolución CREG-017 de 2001.

El Comité de Expertos sometió a consideración de la Comisión el Documento CREG- 038 de junio de 2002, mediante el cual se analiza el recurso de reposición presentado por TRANSCOGAS, contra la Resolución CREG-017 de 2001, por la cual se establecen los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de TRANSCOGAS S.A. E.S.P.

El Comité de Expertos explicó que TRANSCOGAS solicitó modificar la Resolución CREG-017 de 2001 en los siguientes aspectos: i) utilizar una presión de entrada constante de 400 psig para el cálculo de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo y no el valor de 800 psig utilizado por la CREG. Sobre este punto la empresa informa que por un error en los parámetros introducidos al modelo utilizado para el cálculo de la capacidad, el valor inicialmente reportado por la empresa para una presión

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máxima de 400 psig es inferior al valor real; ii) modificar las proyecciones de demanda, en la medida en que la empresa considera que las proyecciones elaboradas por la UPME para el sector residencial y para gas vehicular, están sobreestimadas y solicita ajustarlas de acuerdo con el nuevo cálculo de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo; y iii) utilizar los valores de inversión incluidos en su solicitud tarifaria para calcular el valor de la inversión existente y no los costos unitarios reportados por Gas Natural S.A. E.S.P. en 1996.

El Comité de Expertos informó detalladamente sobre la actuación surtida desde la presentación del recurso de reposición, en especial sobre la información y los dictámenes periciales solicitados, tal como está consignado en el mencionado Documento CREG-038 de junio de 2002.

El Comité de Expertos manifestó que analizada la información solicitada a ECOGAS, la UPME, GAS NATURAL y TRANSCOGAS, así como los resultados de los dictámenes periciales, la propuesta consiste básicamente en: i) utilizar como presión de entrada al sistema el valor de 400 psig y como Capacidad Máxima de Mediano Plazo, la calculada por TRANSCOGAS S.A. de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CREG-008 de 2001 e informada en el recurso de reposición, por valor de 102 Mpcd; ii) calcular las Demandas Esperadas de Volumen y Capacidad de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-085 de 2000, es decir, teniendo en cuenta los valores reportados por la UPME, haciendo los ajustes pertinentes por efecto de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo, y utilizando el valor de la demanda real reportada por la empresa para el año 2001, en aquellos años en los cuales las Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen sean inferiores a ese valor; iii) evaluar la inversión existente de acuerdo con los valores presentados por TRANSCOGAS en su solicitud tarifaria; iv) incluir el Centro Principal de Control en el Programa de Nuevas Inversiones en el año 2003, por lo tanto, excluirlo de la Inversión Existente; v) ajustar los gastos de AOM de acuerdo con el porcentaje a reconocer, obtenidos de la aplicación del DEA, una vez corregida la Capacidad Máxima; vi) aclarar que los cargos aprobados rigen a parir de la fecha en que quede en firme la Resolución que resuelve el recurso de reposición de Gas Natural.

El Comité de Expertos explicó que a partir de estos valores, el cargo equivalente de transporte para el Sistema de TRANSCOGAS es de 0.37 US$/kpc, para un 50% de remuneración mediante cargo fijo y un factor de carga igual a 1.0.

Discutido el tema la Viceministra de Minas y Energía propuso que antes de tomar una decisión al respecto debe presentarse y discutirse el recurso de la empresa Gas Natural S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-025, propuesta que fue acogida por la Comisión.

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7o. Recurso de reposición interpuesto por GAS NATURAL contra la Resolución CREG-025 de 2001.

El Comité de Expertos sometió a consideración de la Comisión el Documento CREG- 039 de junio de 2002, mediante el cual se analiza el recurso de reposición presentado por GAS NATURAL, contra la Resolución CREG-025 de 2001, por la cual se recalcula el cargo promedio máximo unitario de distribución (Dt) aprobado a la empresa GAS NATURAL S.A. E.S.P.

El Comité de Expertos explicó que la empresa GAS NATURAL S.A. E.S.P. solicitó modificar la Resolución CREG-025 de 2001 en los siguientes aspectos: i) excluir del total de activos reconocidos en el Cargo de Distribución aprobado en 1996, los reportados por GAS NATURAL S.A. E.S.P. como de transporte, en la comunicación enviada el 15 de julio de 1999, radicación CREG 4075 de 1999; ii) excluir los volúmenes de gas asociados con las inversiones de transporte reportadas en dicha comunicación, que según la empresa corresponden a demandas de usuarios no regulados que se proyectaban atender en el Área de Servicio Exclusivo del Altiplano Cundiboyacense; iii) fijar los gastos anuales de AOM que se excluirán del cálculo del Dt en un 1 % del valor de los activos acumulados de transporte.

El Comité de Expertos manifestó que se analizaron los argumentos presentados por la empresa y se concluyó, en primer lugar, que la solicitud tarifaria de GAS NATURAL S.A. se presentó cuando estaba en vigencia la Resolución CREG-057 del 30 de julio de 1996, la cual fue publicada en el Diario Oficial el 30 de agosto de 1996, y que como consecuencia no podía incluir inversiones ni demandas ubicadas en las áreas de servicio exclusivo.

Con base en lo anterior, el Comité de Expertos explicó que la propuesta consiste básicamente en ratificar la Resolución CREG-025 de 2001 en cuanto a: i) excluir únicamente los activos de transporte que conducen el gas natural desde Cogua hacia los municipios de Bogotá y Soacha, valorados con el mismo costo unitario presentado en la solicitud tarifaria de 1996; ii) no modificar los volúmenes de demanda utilizados en el cálculo del Dt en 1996, dado que el mercado que se consideró en 1996, corresponde al que atiende actualmente la empresa; iii) descontar de los gastos de AOM presentados en la solicitud tarifaria de 1996, un valor anual tal, que al compararlo con el valor acumulado de los activos a excluir, resulte una proporción igual a la obtenida de dividir los gastos anuales de AOM reportados en la solicitud tarifaria de 1996 entre el valor de los activos acumulados reportados en la misma solicitud, para los años donde hay activos a excluir (1996 a 1998); de 1999 en adelante, los gastos a excluir se toman ¡guales a los de 1998.

El Comité de Expertos mostró, a nivel informativo, que con base en las propuestas presentadas para resolver los recursos de reposición presentados tanto por

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TRANSCOGAS como por GAS NATURAL, la variación en los cargos a los usuarios finales de Bogotá D.C. y Soacha, representa un incremento promedio estimado del 1.9% como se muestra a continuación:

1996$/m3

2000$/m3

2000US$/kpc

Dt Actual 117.10 208.10 2.64Dt Recalculado 102.85 182.77 2.32Transporte 16.54 29.39 0.37Cargo al usuario final 119.38 212.16 2.69

La Viceministra de Minas y Energía manifestó su acuerdo con el análisis, los argumentos y la propuesta presentada para el caso de TRANSCOGAS. Sin embargo, en el caso de GAS NATURAL S.A. E.S.P., expresó su preocupación por la reducción implícita en el cargo de distribución de la empresa como resultado de la exclusión de los activos de transporte de TRANSCOGAS y por la manera como se presentan los considerandos del Proyecto de Resolución, que a su juicio van más allá de la descripción de los hechos.

El Comité de Expertos aclaró que un aspecto relevante para resolver el recurso es el análisis de la vigencia de la Resolución CREG-057 de 1996, en la medida en que la empresa hace referencia explícita a la vigencia de dicha Resolución como parte de sus argumentos, razón por la cual tanto en el Documento CREG-039 como en el Proyecto de Resolución, presentados a consideración de la Comisión se hace énfasis en este aspecto, y que en dicho Documento se presentan los hechos y los análisis técnicos, económicos y jurídicos del proceso. Adicionalmente, se aclaró que el cuestionamiento sobre la vigencia de la Resolución CREG-057 de 1996, debió plantearse recurriendo la Resolución CREG-079 de 1996.

El Viceministro de Hacienda y Crédito Público manifestó su acuerdo con los argumentos y análisis presentados por el Comité de Expertos tanto en el caso de TRANSCOGAS como para el caso de GAS NATURAL S.A. e insistió en que TRANSCOGAS viene solicitando la fijación de su cargo de transporte hace mucho tiempo y que por lo tanto es necesario resolver los recursos presentados a la mayor brevedad.

La Viceministra de Minas y Energía manifestó que en el análisis de la solicitud de GAS NATURAL S.A. debe tenerse en cuenta que la aprobación de los cargos de distribución de esta empresa se hizo en el momento en que el área del Altiplano Cundiboyacense aún no se había definido como exclusiva, que solamente se otorgó en concesión en 1999. Excluye por lo tanto mala fe en la actuación de la empresa. Anotó además que en ese momento la empresa era de naturaleza pública, es decir, no se había dado el proceso de vinculación de capital privado. Adicionalmente expresó que los Proyectos de Resolución no han sido revisados por la Oficina

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Jurídica del Ministerio, en la medida en que no fueron enviados con anterioridad a la reunión de la Comisión.

El Comité de Expertos manifestó que los Documentos con sus respectivos Proyectos de Resolución fueron presentados a los asesores de los miembros de la CREG y enviados con anticipación al Ministerio de Minas y Energía. Adicionalmente aclaró que los cargos de distribución que se aprueban para una empresa, se hacen independientemente de su naturaleza pública, mixta o privada o de los cambios en su composición de capital.

La Viceministra de Minas y Energía manifestó que sobre el recurso de reposición presentado por TRANSCOGAS no tiene observaciones y podría aprobarse en esta sesión, sin embargo, el Proyecto de Resolución sobre el recurso de reposición presentado por GAS NATURAL S.A., debe ser analizado por el Ministerio, antes de tomar una decisión al respecto.

El Comité de Expertos aclaró que los dos recursos de reposición están relacionados y que deben entrar en vigencia al mismo tiempo, por lo tanto lo más conveniente es aprobar los dos Proyecto de Resolución en la misma sesión.

Discutida la propuesta, por solicitud de la Viceministra de Minas y Energía se aplazó la decisión sobre los recursos de reposición presentados por TRANSCOGAS y GAS NATURAL, para la siguiente sesión de la Comisión.

8o. Análisis de la propuesta de Opción Tarifaria en los Cargos por Uso de STR’s y SDL’s.

La Viceministra de Minas y Energía manifestó, en relación con la posibilidad de establecer una opción tarifaria que permita a las empresas suavizar los posibles incrementos de tarifas por efecto de los cambios aprobados en el WACC, que existen opciones tarifarias que no requieren la aprobación de los usuarios, en las cuales la CREG ofrece la opción a las empresas para que ellas decidan acogerse o no a la misma, como se estableció en las Resoluciones CREG-092 de 1999 y CREG-007 de 2000, para el caso de gas combustible por tubería, tal como lo expresó en comunicación enviada a la CREG en el día de hoy.

El Comité de Expertos aclaró que el caso a que se refiere la Viceministra de Minas y Energía sobre la opción tarifaria en gas natural es diferente a la situación que se presenta en energía eléctrica y por lo tanto no puede tener el mismo tratamiento jurídico.

El Comité de Expertos explicó que la propuesta que trae a discusión de la Comisión en el siguiente punto del orden del día, consiste en someter a consideración de los

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de la fórmula tarifaria de energía eléctrica para el próximo período tarifario, y que a partir de esta fórmula se podrían definir los componentes que podrían entrar en vigencia de forma anticipada a través de un mecanismo de gradualidad.

La Viceministra de Minas y Energía manifestó que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 6o. de la Resolución CREG-031 de 1997: “Las variaciones que se produzcan en la forma de cálculo de los valores de generación, transmisión, distribución y otros, debido a modificaciones del marco regulatorio de las respectivas actividades, no implican cambios en las fórmulas generales a que se refiere la presente resolución", condición que a su juicio podría utilizarse para aplicar el WACC aprobado para la actividad de distribución de energía eléctrica.

El Comité de Expertos aclaró que el WACC es sólo uno de los parámetros que determina el Cargo de Distribución y manifestó que se encuentra analizando diferencies escenarios legales para la definición de una gradualidad en la aplicación del componentes de distribución.

9o. Bases Conceptuales para la definición de la Formula Tarifaria del Costo Unitario de Energía Eléctrica para el próximo Periodo Tarifario.

El Comité de Expertos sometió a consideración de la Comisión el Documento CREG- 037 de junio de 2002, mediante el cual se propone someter a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, las bases conceptuales para la definición de la fórmula tarifaria del costo unitario de energía eléctrica para el próximo período tarifario.

El Comité de Expertos presentó de manera general los componentes de la fórmula tarifaria; explicó que en la aplicación de dicha fórmula, el agente que actúa es el comercializador, mediante el cálculo del costo unitario de prestación del servicio; y, resumió los principales cambios que se proponen en el componente de generación. Insistió el Comité en la conveniencia de discutir y aprobar la propuesta para el nuevo período tarifario, en la medida en que la entrada en vigencia de la nueva fórmula tarifaria depende de la fecha en la cual se apruebe someter a consideración de agentes, usuarios y terceros interesados las bases conceptuales del Costo Unitario de prestación del servicio para el nuevo período tarifario.

La Viceministra de Minas y Energía manifestó su preocupación por el tratamiento de algunos de los componentes de la nueva fórmula tarifaria propuesta por el Comité de Expertos y por las implicaciones que tendría en las empresas.

El Viceministro de Hacienda y Crédito Público manifestó su acuerdo con someter la nueva fórmula tarifaria a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, lo más rápido posible, y por tal razón solicitó que la propuesta

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C?s6Comisión de Regulación

de Energía y Gas

presentada por el Comité de Expertos sea discutida detalladamente por los Expertos y los asesores de los miembros de la Comisión, antes de someterla a aprobación de la Comisión.

Aceptada la propuesta del Viceministro de Hacienda y Crédito Público, se acordó presentar y discutir las bases conceptuales para la definición de la fórmula tarifaria de energía eléctrica, en reunión programada para el miércoles 12 de junio a las 8:00 a.m., a la que asistirán los asesores de los miembros de la Comisión y el Superintendente Delegado para Energía y Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos.

Siendo las 9:00 p.m. se terminó la ses1™ / V

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loRIQÁRDO RAMÍREZDirector Ejesútivo (e)

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DIANA CRISTINA MOLINASecretario

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