RESOLUCIÓN 14 DE 2002
(marzo 20)

Diario Oficial No. 44807 de 21 de Mayo de 2002

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelven los Recursos de Reposición interpuestos por las empresas PROMIGAS S.A. E.S.P. y CORELCA S.A. E.S.P, contra la Resolución CREG-018 de 2001, mediante la cual se establecieron los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P., procedimiento en el cual se hizo parte CERRO MATOSO S.A. como “tercero interesado”.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

ANTECEDENTES

Que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que según lo dispuesto por el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por uso, se regirán exclusivamente por esta Ley;

Que el Artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que según lo dispuesto por el Artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;

Que mediante Resolución CRE-019 de 1994 la Comisión de Regulación Energética -CRE- aprobó la Tarifa Máxima Promedio Equivalente aplicada por PROMIGAS S.A. E.S.P.;

Que conforme a lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;

Que mediante Resolución CREG-001 de 2000 se adoptó la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte;

Que mediante Resolución CREG-085 de 2000, se modificaron y aclararon algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000;

Que mediante Resolución CREG-007 de 2001, se modificaron las tasas de Costo de Capital Invertido establecidas en la Resolución CREG-001 de 2000 y se estableció un procedimiento para su determinación;

Que mediante Resolución CREG-008 de 2001, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los criterios para clasificar los gasoductos en Sistema Troncal y Sistema Regional de Transporte;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el No. 1506 de marzo 1o de 2000, la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., en desarrollo de la Resolución CREG-001 de 2000, presentó a la CREG solicitud de Cargos Regulados para su Sistema de Transporte de gas natural;

Que mediante comunicaciones radicadas en la CREG con los números 4623, 4969, 5802, 6407, 7047 y 8279 de 2000; y 91, 391 y 1071 de 2001; PROMIGAS S.A. E.S.P. amplió y actualizó la información presentada con su solicitud de fijación de cargos;

Que en la solicitud tarifaria presentada el 1o de marzo de 2000, PROMIGAS S.A. E.S.P. incluyó los activos que conforman las denominadas "Red de Distribución de Barranquilla" y "Red de Distribución de Mamonal", dentro de su Sistema de Transporte;

Que el Artículo 6o. de la Resolución CREG-018 de 1995, incorporado y sustituido por el Artículo 5o. de la Resolución CREG-057 de 1996, establece que: i) el transporte de gas combustible es independiente de las actividades de venta, comercialización y distribución del gas combustible y; ii) el transportador de gas combustible no podrá realizar de manera directa, actividades de venta, comercialización, o distribución, ni tener interés económico en empresas que tengan por objeto la realización de esas actividades;

Que en desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG-085 de 2000, mediante comunicación radicada en la CREG con el No. 8761 de 2000, la UPME reportó los escenarios de demanda de gas para los sectores de consumo de gas diferentes al sector eléctrico del país;

Que en desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG-085 de 2000, mediante comunicación radicada en la CREG con el No. 8795 de 2000, el CND reportó el escenario de demanda de gas más probable para el sector termoeléctrico del país;

Que con base en la información reportada por las empresas transportadoras de gas en Colombia e información internacional disponible, y en cumplimiento de la Resolución CREG-001 de 2000, la Comisión determinó la frontera de eficiencia para gastos de AO&M como se establece en el documento CREG-032 de 2001;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los cálculos de los Cargos de transporte que se aprobaron para la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., mediante la Resolución CREG-018 de 2001, aplicando la metodología establecida en las Resoluciones CREG-001 de 2000; CREG-085 de 2000; CREG-007 de 2001 y CREG-008 de 2001;

Que PROMIGAS S.A. E.S.P., a través de comunicación con radicación CREG-2162 del 15 de marzo de 2001, y estando dentro de los términos legales, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG-018 de 2001 con las siguientes pretensiones:

a) Se modifique y aclare el Artículo 2o. de la Resolución recurrida que se relaciona con los gasoductos de propiedad de ECOGAS, en el siguiente sentido:

· Se incluya como obligación del propietario el acondicionamiento de los gasoductos para que cumplan con los estándares nacionales e internacionales de calidad y operación

· Se incluya como obligación del propietario la presentación de los respectivos derechos de servidumbre y la facultad al operador para usar tales derechos.

· Se exonere de responsabilidad a PROMIGAS S.A. E.S.P. por la Administración, Operación y Mantenimiento de tales activos, hasta tanto no se entreguen los mismos en condiciones de operación de acuerdo con estándares internacionales ASME B 31.8, API 1104, NTC 3728 debidamente certificados.

b) Se incluya dentro de los gastos de AOM, las actividades necesarias para operar y mantener los activos de propiedad de terceros, embebidos en el sistema de transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P., que no fueron incluidos dentro de la propuesta tarifaria.

c) Se aclare la situación jurídica del gasoducto Jobo-Cerro Matoso, de propiedad de CERRO MATOSO, del cual se derivan gasoductos regionales de propiedad de PROMIGAS S.A. E.S.P.

d) Se modifique el Artículo 3.2. de la Resolución CREG-018 de 2001, de manera tal que se reconozca el programa de nuevas inversiones presentado por PROMIGAS S.A. E.S.P. para los gasoductos de Cartagena-Jobo y Ballena-Cartagena.

e) Se aclare la situación jurídica de la Red de Mamonal.

f) Se modifique el Artículo 8o. de la Resolución recurrida y se reconozcan los gastos de AOM reales en que incurre PROMIGAS S.A. E.S.P.

g) Se aclare el parágrafo 2 del Artículo 3o. de la Resolución recurrida.

h) Se incluya una actualización de la tarifa de transporte con base en el indicador de IPC.

i) Se modifique el Artículo 5o. de la Resolución recurrida, en el sentido de establecer que las tasas de rentabilidad no sean diferentes, independientemente de la antigüedad del activo. Así mismo, que se permita conocer las bases metodológicas y parámetros utilizados para determinar el cálculo de las rentabilidades.

Que mediante comunicación con radicación CREG-4466 de 2001, la empresa presentó aclaración al recurso interpuesto;

Que la recurrente fundamenta sus pretensiones con los siguientes argumentos de hecho y de derecho:

“a. Frente a la pretensión "Modificación y aclaración del artículo 2o de la Resolución 018 de 2001, relacionado con los gasoductos de propiedad de ECOGAS, referenciados bajo el número (9)

Uno de los elementos más importantes que impuso la CREG dentro de la Resolución 001 de 2000, fue la obligación para las empresas operadoras de "operar" aquellos activos que, a pesar de no ser de su propiedad, resultaban necesarios para la prestación del servicio.

Adicionalmente, la CREG impuso la responsabilidad frente a terceros, derivada de la "operación" de los gasoductos, a las empresas transportadoras dentro su respectiva área de influencia.

Sin embargo, para efectos de asumir tales responsabilidades, se hace necesario que la CREG imponga ciertas obligaciones a los propietarios de los activos, de manera tal que no solamente hagan viable la operación y mantenimiento adecuados de tales activos, sino que además a los mismos se les hagan las inversiones necesarias para que cumplan con los estándares de calidad.

Esas responsabilidades del propietario, que en opinión de PROMIGAS resultan condicionales para que el operador pueda asumir su responsabilidad, son necesarias para efectos de mantener una equivalencia de cargas en cuanto a la responsabilidad se refiere y en cualquier caso, para que se cumpla con los objetivos propuestos por el regulador.

En este sentido entonces, a continuación se expondrá el fundamento de cada una de las pretensiones desarrolladas dentro del tema en particular:

1. Incluir como obligación del propietario el acondicionamiento de los gasoductos para que cumplan con los estándares nacionales e internacionales de calidad y operación.

En efecto, una de las obligaciones del propietario de los gasoductos es la homologación que tales activos deben tener frente a las normas de calidad exigidas (ASME B 31.8, API 1104, NTC 3728).

Como resulta lógico, es importante anotar que en la medida en que el transportador de la zona se hace responsable de la operación del gasoducto, resulta a todas luces importante que el activo sobre el cual se realiza la operación y mantenimiento, esté en condiciones óptimas de operación, de manera tal que la obligación impuesta al transportador sea posible y esté acorde con los lineamientos definidos en el Reglamento Único de Transporte.

El hecho de no exigirle al propietario del activo unas obligaciones tales que hagan viable la responsabilidad del operador, implicaría ya no una obligación de resultado como la que impone la regulación al transportador al hacerlo responsable de la operación del gasoducto, sino una obligación de medio, es decir, a realizar su mejor esfuerzo para operar y mantener el gasoducto, sin que sea posible derivar ningún tipo de obligación diferente a realizar las actividades que le remunera la correspondiente tarifa, de acuerdo con las posibilidades reales que se tenga en cada activo.

De manera que se hace necesario que la CREG obligue al propietario a realizar las inversiones necesarias, no solamente para poder operar el gasoducto, sino para que tal operación sea segura y confiable en la prestación del servicio.

2. Incluir como obligación del propietario la presentación de los respectivos derechos de servidumbre y la facultad al operador para usar tales derechos

Otro de los elementos que se hace necesario que la CREG incluya dentro de las obligaciones del propietario de los activos embebidos en el sistema de transporte de PROMIGAS, tiene que ver con la presentación de las servidumbres correspondientes.

En efecto, para poder realizar un mantenimiento adecuado de los activos, de manera que los mismos operen de una manera confiable y segura, se hace necesario proteger los mismos de construcciones aledañas o sobrepuestas al gasoducto, mediante el ejercicio de los derechos de servidumbre.

En esta medida y con fundamento en las obligaciones que el regulador le impone al transportador, es necesario que se obligue al propietario del activo a revelar la existencia de los derechos de servidumbre del gasoducto, de manera que PROMIGAS pueda ejercer en debida forma sus funciones de operador.

3. Exonerar de responsabilidad a PROMIGAS por la Administración, Operación y Mantenimiento de tales activos, hasta tanto no se entreguen los mismos en condiciones de operación de acuerdo con estándares nacionales e internacionales de calidad ASME B 31.8, API 1104, NTC 3728 debidamente certificados

De acuerdo con todo lo anterior, es evidente que el regulador debe modificar la Resolución 018 de 2001, en el sentido de condicionar la responsabilidad de PROMIGAS, hasta tanto ECOGAS no entregue los activos en condiciones de operación definidas de acuerdo con las normas de calidad vigentes para la industria del transporte de gas.

La no inclusión de este tipo de salvamento, implicaría que la regulación esté imponiendo una obligación a PROMIGAS de imposible cumplimiento, dado el estado actual de tales gasoductos, y la necesidad de realizar inversiones adicionales que permitan su normal operación.

De la misma manera, la imposición de la obligación de responder frente a terceros implicaría que PROMIGAS asuma riesgos que no se encuentran debidamente cubiertos en la tarifa.

En este orden de ideas, el condicionamiento de las obligaciones de PROMIGAS, así como la imposición de las obligaciones a las cuales se hizo mención con anterioridad al propietario del gasoducto, resultarían justas y adecuadas con los propósitos y remuneraciones establecidas por el Regulador.

b. Incluir dentro de los gastos de AOM, las actividades necesarias para operar y mantener los activos de propiedad de terceros, embebidos en el sistema de transporte de PROMIGAS, que no fueron incluidos dentro de la propuesta tarifaria.

Dentro de la información enviada a la CREG y dentro de la información que la CREG tomó para definir los costos de AOM, no se incluyó los gastos asociados a la operación y mantenimiento de los gasoductos propiedad de terceros, cuya responsabilidad la regulación ubicó en el transportador.

No se incluyeron dentro de la información que PROMIGAS envió a la CREG, por cuanto no se conoce el estado de los gasoductos y por tanto tampoco se conoce el nivel de gastos en que PROMIGAS puede incurrir al momento de asumir su operación.

En este sentido y con fundamento en lo anterior, rogamos tener en cuenta los gastos de AOM asociados a tales activos, con base en el pronunciamiento pericial que se solicita en el acápite de pruebas del presente documento.

c. Aclarar la situación jurídica del Gasoducto Jobo Cerro Matoso, de propiedad de la empresa CERRO MATOSO S.A. del cual se derivan gasoductos regionales de propiedad de PROMIGAS.

Dentro del texto de la Resolución 018 de 2001, resulta extraño el tratamiento que el regulador le brinda al gasoducto Jobo – Cerro Matoso, en la medida que, a pesar de ser de un tercero, operado por su propietario y estar embebido en el sistema de transporte de PROMIGAS, la CREG no lo incluyó dentro de los activos que PROMIGAS debería operar.

En efecto, del gasoducto Jobo Cerro Matoso se derivan gasoductos regionales de propiedad de PROMIGAS (Montelibano y Planeta Rica), lo cual hace que el tratamiento jurídico que le brinda la regulación no resulte claro.

Si bien entendemos que el regulador, más que un olvido, lo que se propuso fue respetar las actividades de CERRO MATOSO S.A. en el gasoducto en mención, resulta a todas luces necesario que el mismo regulador aclare la situación jurídica de tal gasoducto, y la responsabilidad que PROMIGAS tiene frente al mismo, sin que sea la intención de PROMIGAS la de hacerse cargo del gasoducto en mención así como tampoco responsable.

d. Frente a la pretensión " Modificación del artículo 3.2. de la Resolución 018 de 2001 de manera tal que se reconozca el programa de nuevas inversiones presentada y debidamente fundamentada por PROMIGAS S.A. E.S.P. para los gasoductos de Cartagena - Jobo y Ballena - Cartagena."

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, como agencia de regulación del Estado, tiene la función de garantizar, a través de la respectiva tarifa, que la empresa prestadora del servicio público domiciliario tenga los ingresos e incentivos suficientes para prestar el servicio público de una manera eficiente y segura.

De manera particular en el sector de transporte de gas, la CREG, mediante la expedición de la Resolución 001 de 2000, pretendió de alguna manera dar aplicación a los principios generales de la Ley 142 de 1994, reconociendo la existencia de activos cuya vida útil remanente era mayor a la vida útil normativa, e implementó un esquema que en teoría permite mantener tales activos en condiciones de operación óptimas para garantizar la prestación eficiente y segura de tales gasoductos.

De acuerdo con lo establecido en la Resolución 001 de 2000, el esquema previsto por la CREG es el siguiente:

"3.2.1 Inversión existente a la fecha de la revisión tarifaria en activos propios de la operación (gasoductos, compresores del sistema de transporte, accesorios y otros) y otros activos (edificaciones, terrenos, muebles y enseres, equipos de transporte, equipos de comunicación, equipos de computación y otros).

La inversión existente incluye a la fecha de la revisión tarifaria en activos propios de la operación ( gasoductos, compresores del sistema de transporte, accesorios y otros) y otros activos (edificaciones, terrenos, muebles y enseres, equipos de transporte, equipos de comunicación, equipos de computación y otros)

"…"

"Para activos cuya Vida Util Normativa se agote durante el Período Tarifario empleado en la revisión, el Transportador realizará los análisis y sustentará ante la CREG la conveniencia de su retiro o reposición teniendo en cuenta las condiciones técnicas del activo, sus costos de operación y mantenimiento, aspectos de seguridad, confiabilidad y calidad del servicio entre otros. Análisis que conducirá a una de las siguientes dos opciones:

i) retirarlo del servicio al final de su Vida Util Normativa y proceder a reemplazarlo, en cuyo caso dicho reemplazo constituirá un compromiso de inversión y aplicará lo previsto en esta Resolución para la valoración de nuevas inversiones. La inversión asociada al activo retirado no se incluirá en la base de activos considerada en el Período Tarifario correspondiente.

ii) mantener el activo en operación después de agotada su Vida Util Normativa, quedando a consideración de la CREG la determinación del costo de oportunidad de ese activo, conforme a lo descrito en el literal anterior".

Es decir, que la Empresa, en primera instancia, debía determinar la conveniencia de mantener tales activos en operación, tomando como parámetros de un lado el costo de su reposición a nuevo y de otro lado la implementación de medidas diferentes a la reposición que permitieran continuar con la operación de los mismos.

En el caso objeto de reposición, la CREG desconoció los resultados técnicos de los estudios contratados por PROMIGAS de acuerdo con los más altos estándares de la industria, los cuales determinaban la necesidad de implementar mejoras a los gasoductos, tendientes a permitir su operación más allá de la vida útil normativa.

Más que un simple capricho corporativo de PROMIGAS de mantener su sistema de transporte en condiciones de operación óptimas y adecuadas con las normas de calidad vigentes, la necesidad de realizar nuevas inversiones tiene una relación directa con la prestación del servicio público de una manera confiable y segura para los usuarios y para aquellas personas que sin ser usuarios conviven con la existencia de un gasoducto; todo esto para afirmar que, de no reconocer la Comisión de Regulación de Energía y Gas esas nuevas inversiones, estaría poniendo en grave peligro tanto la prestación del servicio como la seguridad de los habitantes de la zona de influencia del sistema de PROMIGAS.

De otro lado, la CREG anotó en el documento CREG 037 de 2000 lo siguiente:

"El gasoducto Cartagena - Jobo, de 10 pulgadas y 195 kilómetros, fue construido por la ESSO Colombiana Ltd. en 1965 para transportar gas del campo Jobo Tablón a la ciudad de Cartagena. En 1995 Promigas compró este gasoducto para integrarlo a la red de transporte de Ballena Cartagena. La Resolución 01 establece que para aquellos activos en servicio, una vez transcurrida la Vida Útil Normativa, se calcula el costo de oportunidad del activo a partir del año veinte transcurrido desde la proporción entre la vida útil remanente y la vida útil total estimada (vida útil transcurrida más vida útil remantente). Se estima que la vida útil total de este tipo de gasoductos es 50 años." ⁽¹⁾

Se hace necesario advertir que el argumento expresado por la CREG como fundamento para su decisión no es cierto; en efecto, solamente en el evento en que se realizaran las nuevas inversiones de revestimiento y colocación de camisas de refuerzo, propuestas por PROMIGAS, posibilitaría el uso del gasoducto por un periodo adicional estimado de 20 años.

Así mismo, resulta de la mayor importancia destacar que los estudios técnicos sobre el estado de los gasoductos realizados con el sistema de "marrano inteligente", complementados por el estudio "Fitness for Purpose", ambos realizados por el consultor Pii Group Ltd., que definieron tanto la gravedad como la forma y prioridad de realizar las reparaciones necesarias - y las evaluaciones y conclusiones del cuerpo técnico de PROMIGAS -los cuales no fueron conocidos por el consultor de la CREG que elaboró el estudio "Galvis 2000" - resultan pronunciamientos confiables en la medida que se realizaron en campo, con todos los elementos disponibles dentro de la tecnología moderna, que no entendemos como pueden ser refutados ni por la Comisión de Regulación de Energía y Gas ni por su Consultor, quienes emitieron su concepto sin evaluaciones en campo.

En este sentido entonces, a continuación se justifican las inversiones necesarias de cada uno de los gasoductos en comento.

1. Gasoducto Ballena - Cartagena

Dentro del programa de inspección interna adelantado por PROMIGAS en el año 1999, a través la Empresa Inglesa Pii Group Ltd, se evalúo la condición del Gasoducto Ballena – Cartagena, el cual está formado por Tramos de 20 y 24 pulgadas de diámetro. Esta inspección tuvo por objeto principal detectar defectos de corrosión en la pared del tubo ( pérdidas de metal).

Con esta inspección se detectaron a lo largo de este sistema - el cual se extiende en una longitud de 649.9 kilómetros- un total de 47.569 defectos. De este total, 45.581 defectos corresponden a pérdidas de metal, las cuales se encuentran distribuidas en los 8 tramos que componen este sistema en la siguiente forma:

Nombre del tramo	Año de construcción	Diámetro	Longitud (Km)	Pérdidas de metal detectadas
Tramo 20A	Ballena – Palomino	1.976-1.977	20''	119.7	7.527
Tramo 20B	Palomino – Sofrisa	1.976-1.977	20''	72.3	3.736
Tramo 20C	Sofrisa – Pumarejo	1.976-1.977	20''	87.1	7.413
Tramo 20D	Arenosa – Heroica	1.982	20''	112.8	16.558
Tramo 20E	Ballena – Dibulla	1.985	20''	93.7	6.525
Tramo 24A	Dibulla – Palomino	1.998	24''	26.1	218
Tramo 24B	La Mami – Bureche	1.995	24''	56.2	1.526
Tramo 24C	Bureche – Pumarejo	1.992	24''	82.0	2.078
Total		649.9		45.581

Nota: Para la presentación e interpretación de los resultados de la inspección del gasoducto con marrano inteligente, éste se dividió en tramos.

De acuerdo con los resultados presentados en los informes de inspección interna con "marrano inteligente", las tuberías de 20 pulgadas de diámetros, las cuales han estado por más tiempo en servicio que las tuberías de 24 pulgadas de diámetro, presentan mayor número de tubos con pérdidas de metal.

A partir de los resultados de la inspección interna, PROMIGAS realizó un análisis de la información obtenida en la misma bajo la norma ASME B31G, con el objeto de determinar, del total de pérdidas de metal detectadas, aquellas que requerían reparación. De este análisis, se establecieron los criterios para reparación de defectos, lo cual permitió establecer que del total de pérdidas de metal detectadas, 157 requerían reparación inmediata. Así mismo se encontró que del total de pérdidas de metal detectadas, 18.757 están ubicadas en las zonas urbanas del Gasoducto Ballena - Cartagena.

Paralelo a esta inspección interna, PROMIGAS ha venido adelantando estudios de DCVG (Direct Current Voltage Gradient) y de CIPS (Close Interval Potencial Survey) con el fin de determinar el estado actual del revestimiento y los niveles de potenciales, que permitan mejorar las condiciones de aquellos sectores que presentan problemas y garantizar así la integridad del sistema de transporte. Esto si se tiene en cuenta, que en la medida en que se mantiene un revestimiento en buenas condiciones es posible contar con niveles de potenciales de protección catódica adecuados, que permitan que la corrosión de la tubería ocurra con menos frecuencia.

Por tanto, y con el fin de diseñar una estrategia, tanto técnica como económicamente factible, para el programa de correctivos de defectos y de cambio de revestimiento, Promigas S.A. E.S.P. ha establecido un programa de correctivos basado en la correlación de la información obtenida en la inspección interna con marrano inteligente y en los estudios de DCVG y CIPS. A partir del año 2001 Promigas S.A. E.S.P espera continuar con este programa que permita garantizar no sólo la integridad inmediata del sistema sino también la integridad futura del mismo.

Es evidente que las inversiones a las que se hace mención, son necesarias no solo para mantener la continuidad en la prestación del servicio, sino además para la seguridad tanto de los usuarios como de los habitantes del área de influencia del gasoducto.

La no aceptación de estas inversiones por parte del regulador, implicará entonces que PROMIGAS no pueda prestar el servicio en las condiciones que determina el Reglamento Único de Transporte, así como tampoco podrá hacerse responsable por los daños que eventualmente se puedan causar por efectos de la carencia de inversión a la que se hace referencia.

De la misma manera, de acuerdo con la Resolución 001 de 2000, los gasoductos cuya vida útil remanente fuese mayor a la vida útil normativa, y su operación fuera posible en condiciones viables, serían considerados por la CREG de acuerdo con los parámetros definidos en la Resolución 001 de 2000.

Adicionalmente a lo anterior, la CREG introdujo una ficción en el artículo 3.2.1. de la Resolución 001 de 2000, según la cual para los gasoductos cuya tarifa hubiese sido determinada de acuerdo con el Código de Petróleos, se tomaría como año de entrada en operación, la fecha de la última revisión. En efecto, el texto de la norma en comento señala:

"f) Para aquellos gasoductos cuya tarifa vigente haya sido calculada con base en el artículo 56 del Código de Petróleos, se tomará como año de entrada en operación del activo, con el fin de mantener la consistencia con los criterios que se venían aplicando"

En teoría, el valor de la inversión debía ser entonces el costo de reposición a nuevo de tales activos, y no como lo hizo la CREG, de acuerdo con el costo de la inversión o valor en libros de la misma, ya que de esta manera se esta perjudicando a la empresa.

En efecto, de un lado la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en virtud de la ficción jurídica introducida en el literal f) del artículo 3.2.1. de la Resolución 001 de 2000, asumió que la entrada en operación del gasoducto Ballena - Cartagena era el año de 1994, cuando el gasoducto en realidad entró en operación en 1977, aspecto en el cual en principio estamos de acuerdo.

Lo que no resulta ni justo ni coherente, y con lo que PROMIGAS no puede estar de acuerdo, es el hecho que la regulación no reconozca las inversiones necesarias para mantener el activo en operación y los correspondientes costos de mantenimiento, ni tampoco el costo de reposición a nuevo de tales activos, lo cual perjudica gravemente tanto a PROMIGAS como a los usuarios y los habitantes del área de influencia del gasoducto.

2. Gasoducto Mamonal - Jobo

En el año 1.999 PROMIGAS inspeccionó el Gasoducto Mamonal – Jobo, de 10 pulgadas de diámetro y construido en el año 1.965, con una herramienta de inspección interna o marrano inteligente de propiedad de la Empresa Inglesa Pii Group Ltd. Esta inspección tuvo por objeto principal detectar defectos de corrosión internos y externos en la pared del tubo ( pérdidas de metal).

Con esta inspección, se detectaron a lo largo de este sistema, el cual se extiende en una longitud de 191,7 kilómetros, un total de 259.680 defectos. De este total, 259.601 defectos corresponden a pérdidas de metal, las cuales se encuentran distribuidas en los dos tramos que componen este sistema en la siguiente forma:

Nombre del tramo	Diámetro	Longitud (Km)	Pérdidas de metal detectadas
Tramo 10ª	Mamonal – Km. 123	10''	121.8	173.277
Tramo 10B	Km. 123 - Jobo	10''	69.9	86.324
Total		191.7		259.601

Nota: Para la presentación e interpretación de los resultados de la inspección del gasoducto con marrano inteligente, éste se dividió en tramos.

De acuerdo con lo anterior, y tal y como lo indican los informes de inspección interna con el marrano inteligente, el 79% y el 81% del número total de tubos que conforman el tramo 10A Mamonal – Km. 123 y 10B Km. 123 – Jobo respectivamente, tienen pérdidas de metal, distribuidas a lo largo de la tubería y alrededor de la circunferencia de la misma. Esta distribución de las pérdidas de metal es un síntoma inequívoco del deterioro general del recubrimiento, derivado del envejecimiento del mismo.

A partir de los resultados de la inspección interna, PROMIGAS realizó un análisis de la información obtenida en la misma bajo la norma ASME B31G, con el objeto de determinar, del total de pérdidas de metal detectadas, aquellas que requerían reparación. De este análisis, se definieron los criterios para reparación de defectos, lo cual permitió establecer que del total de pérdidas de metal detectadas, 708 requerían reparación inmediata. Así mismo se encontró que del total de pérdidas de metal detectadas, 25.000 están ubicadas en las zonas urbanas del Gasoducto Mamonal – Jobo.

Ante estos resultados, y considerando el alto grado de corrosión que presenta la tubería, lo cual evidenciaba daños severos en el revestimiento, Promigas contrató en el año 2000 con Pii Group Ltd. la realización de los estudios de "Fitness for Purpose" con el objeto de diseñar una estrategia para la realización de reparaciones, evaluando bajo diferentes normas, la criticidad real de los defectos y anomalías encontradas y comparando los mismos con la información existente de los tramos en cuanto a estado de revestimiento y niveles de potencial, para de esta manera garantizar la integridad del sistema sin poner en riesgo la vida y bienes de los habitantes de las zonas atravesadas por el Gasoducto.

En dicho estudio se confirmó que “el recubrimiento externo de la tubería se ha deteriorado y ya no protege la tubería”. Además se indicó que “las inspecciones han confirmado que la tubería contiene corrosión externa extensiva” y que el “mejoramiento al sistema de protección catódica (aunque importante) no será efectivo contra corrosión localizada debajo de las áreas de desprendimiento del recubrimiento” (Esto es lo que se conoce como “shielding” ó “apantallamiento”, situación que se ha encontrado a lo largo del Gasoducto y que causa un bloqueo al sistema de protección catódica). Igualmente incluyeron las reparaciones que Promigas S.A. E.S.P. debe seguir adelantando en los próximos años con el fin de garantizar la integridad de la tubería.

Paralelamente a la realización del Estudio de "Fitness for Purpose", y al considerar Promigas S.A. E.S.P. el estado de la tubería en las zonas urbanas del Gasoducto, se decidió en el año 2000 cambiar el revestimiento a la tubería ubicada en estas zonas urbanas (8,4 kilómetros) e ir adelantando los correctivos de colocación de refuerzos, con el fin de garantizar la integridad inmediata de la tubería.

A partir del año 2001 Promigas S.A. E.S.P espera continuar con el programa de cambio de revestimiento y colocación de refuerzos que permitan garantizar no sólo la integridad inmediata del sistema sino también la integridad futura del mismo.

Es evidente que la única alternativa que tendría el transportador para garantizar la integridad es la reposición total del gasoducto, solución a todas luces más costosa que la propuesta.

De la misma manera, so pena de repetir argumentos ya planteados, es importante insistir en la necesidad de realizar estas inversiones para garantizar tanto la continuidad del servicio como la seguridad de los usuarios y habitantes del área de influencia del gasoducto. En este sentido, la realización de estas nuevas inversiones, más que una opción del transportador, es una obligación

3. Consideraciones finales

Tal y como la CREG podrá concluir, PROMIGAS tiene los suficientes elementos de juicio para comprobar técnicamente que tales inversiones se requieren para mantener la integridad del sistema y por ende la prestación continua y eficiente del servicio de transporte de gas, los cuales no fueron tenidos en cuenta por el consultor contratado por la CREG ( lo cual suponemos de la conclusión del mismo ya que el estudio nunca fue puesto a disposición de PROMIGAS).

Es evidente que en el caso que la CREG no reconozca tales inversiones, las cuales son prioritarias y necesarias, estará poniendo en peligro a todos los habitantes del área de influencia del gasoducto. A su vez, ni los usuarios, ni los habitantes del área de influencia y menos aún los organismos de control podrán responsabilizar a PROMIGAS por el funcionamiento defectuoso o por los accidentes derivados de la falta de inversión y mucho menos obligar a PROMIGAS a realizar tales inversiones si las mismas no están debidamente reconocidas en la tarifa.

En este sentido, no entendemos como es que el estudio denominado "Galvis 2000" estima que estas inversiones ascienden a la suma de dos millones de dólares; esto debido a que PROMIGAS no conoce tal documento y por tanto no puede refutar ni la base sobre la cual el consultor construye sus conclusiones, ni los hechos que tiene en cuenta, ni mucho menos la metodología utilizada.

Adicionalmente, PROMIGAS ignora los criterios utilizados por el estudio "Galvis 2000", para definir las cifras correspondientes a tales inversiones, sin conocer el diagnóstico arrojado por el "marrano inteligente", y sin siquiera realizar inspecciones de campo que le permitieran llevarse una impresión sobre el estado real de los gasoductos.

De acuerdo con lo anterior, una vez PROMIGAS consiga copia del documento referido como "Galvis 2000", se pondrá en conocimiento de la Comisión de Regulación de Energía y Gas los comentarios que nos merece el estudio en mención, y compararlos con los resultados del peritazgo que se solicita en el acápite de pruebas.

e. Modificación del artículo 8o de la Resolución 018 de 2001 y reconocimiento de los gastos de AOM reales en los que incurre PROMIGAS

Frente al artículo 8o de la Resolución 018 de 2001 de manera particular, es necesario advertir, tal y como lo manifestó PROMIGAS en comunicación anterior, que no es clara ni la metodología ni la forma como se determinó el mecanismo de frontera de eficiencia, en la medida que el documento CREG 032 de 2001, a pesar ser utilizado como fundamento para la expedición de la Resolución 018 de 2001, no fue puesto en conocimiento de PROMIGAS, ni tampoco fue puesto a disposición en las reuniones realizadas entre la empresa y los funcionarios competentes de la CREG.

Sin embargo, y como objeciones preliminares sujetas de ampliación cuando se conozca el documento CREG 032 de 2001, tenemos las siguientes:

1. No parece adecuado la utilización del modelo DEA para la determinación de la frontera de eficiencia como medio para definir los gastos de AOM, dado el número de empresas a comparar y la diversa naturaleza de las mismas que distorsiona los resultados del modelo.

2. La comparación de las empresas de transporte colombianas con empresas de transporte de los Estados Unidos, no resulta justa, así como tampoco metodológicamente correcta, ya que obviamente nos encontramos ante dos riesgos "país" diferentes, dos economías completamente contrapuestas y dos sistemas contables distintos.

3. Se desconoce completamente la forma como la Comisión de Regulación de Energía y Gas comparó las cifras, especialmente en lo que tiene que ver con factores tales como la devaluación y si tuvo en cuenta elementos tales como tasas cruzadas para determinar la coherencia en los datos introducidos al modelo.

4. En este sentido, la definición de la frontera de eficiencia definida de acuerdo con la lectura que funcionarios de la CREG realizaron de la página web de la FERC, resulta demasiado simplista y a todas luces injusta, ya que no permite contrastar la realidad del universo de empresas americanas con aquellas colombianas objeto de análisis.

5. La comparación entre si de las empresas de transporte colombianas, no resulta siempre adecuado, sí, como lo hizo la CREG, no se tiene en cuenta el tamaño relativo tanto de la empresa como del gasoducto, ni la naturaleza del mismo. De acuerdo con lo anterior, no resulta viable definir, como aparentemente lo hizo la CREG, que PROMIGAS tiene una eficiencia del 89% respecto de una empresa como Transoriente, al cual le fue aprobado el 100% de los costos AOM, cuando los sistemas de gasoductos de dichas empresas son radicalmente diferentes todas las cuales, se insiste, hacen que la comparación simplemente no sea posible.

6. Los gastos de AOM definidos por la CREG no tienen en cuenta ni los riesgos ni las responsabilidades que la CREG le impone al transportador a través de medidas como la inscripción en el mercado de energía mayorista y los consecuentes costos asociados que tiene el seguimiento del mercado eléctrico así como la participación en el mismo, elementos éstos que no son comunes para todos los transportadores colombianos y mucho menos para las empresas americanas con las cuales se comparó a la industria colombiana.

Una vez tengamos la documentación completa necesaria para ejercer el derecho de defensa que le asiste a PROMIGAS, haremos conocer a la Comisión de Regulación de Energía y Gas los comentarios respecto del documento CREG 032, el cual, dicho sea de paso, ni siquiera fue notificado.

f. Aclaración de la situación jurídica de la red de Mamonal de propiedad de la empresa PROMIGAS

Tal y como se puede constatar de la información enviada por PROMIGAS a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, dentro de los activos que se solicitaba incluir dentro de las inversiones de transporte, se encontraba la red de Mamonal.

Sin embargo, la CREG no definió la situación jurídica de tales activos, aunque sí lo hizo para la red de distribución de Barranquilla.

Lo anterior conlleva necesariamente a que el regulador deba determinar la naturaleza del activo, debida consideración de los argumentos técnicos y jurídicos pertinentes, como de transporte o como de distribución.

En el evento que la CREG lo considere de transporte, debe incluir tales activos dentro de la base de inversiones relevantes para la definición de la tarifa, lo cual no se hizo.

En el evento que la CREG no considere que tales activos sean de transporte, como se concluye del texto de la resolución 018 de 2001, debe definir una tarifa de distribución, para lo cual deberá tener en cuenta lo siguiente:

La Resolución 018 de 2001, es el reconocimiento de los derechos adquiridos en cabeza de PROMIGAS que hizo la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sobre los activos que conforman la red de distribución de Barranquilla.

En efecto, en opinión de PROMIGAS, cuando la CREG reconoce los derechos adquiridos que le asisten a la empresa sobre la red de distribución de Barranquilla, como una actividad que desarrollaba antes de la expedición de la Ley 142 de 1994 y de las Resolución 018 de 1995 y 057 de 1996 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, es evidente que debe reconocer los derechos que le asisten sobre la red de Mamonal, en calidad de distribuidor.

Lo anterior tiene fundamento en el mismo texto de la Resolución 057 de 1996, en cuyo artículo 5o se señala lo siguiente:

ARTICULO 5o. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES. Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural, el transporte de gas natural es independiente de las actividades de producción, comercialización y distribución del gas natural. En consecuencia, los contratos de transporte y las tarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de las condiciones de las de compra o distribución y de su valoración.

El transportador de gas natural no podrá realizar de manera directa, actividades de producción, comercialización, o distribución, ni tener interés económico en empresas que tengan por objeto la realización de esas actividades. Podrá, no obstante, adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo, para compensar pérdidas o para mantener el balance del sistema de transporte, si ello se hace necesario. Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o distribuir gas natural, no podrán ser transportadoras ni tener interés económico en una empresa de transporte del mismo producto. El interés económico se entiende en los términos establecidos en el artículo 6o. de esta resolución. El transportador tampoco podrá tener interés económico en empresas de generación eléctrica.

El transportador no podrá otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus servicios y, en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relación de las que configuran interés económico.

Las empresas que desarrollen actividades de producción, venta o distribución pueden ser comercializadoras. Las empresas prestadoras de servicios públicos, constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y además la actividad de comercialización, siempre y cuando, a partir de la expedición del plan único de cuentas por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos, tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades, de acuerdo con los sistemas uniformes establecidos por la Superintendencia. De la misma forma procederán todas las empresas que desarrollen simultáneamente actividades de distribución de energía eléctrica y de venta o distribución de gas combustible. En ningún caso, podrán dar un trato preferencial a ningún comprador con términos contractuales similares."(Subraya fuera de texto)

Tal y como se puede concluir de la lectura del artículo, y especialmente de la parte que se subraya, en el momento en que la Comisión de Regulación de Energía y Gas reconoce que PROMIGAS desarrollaba actividades de distribución, como aquellas asociadas a la red de Barranquilla, implica necesariamente que PROMIGAS se encuentra en la situación de hecho que regula la norma transcrita, y por ende sus derechos se extienden en igual forma a la red de Mamonal.

En efecto, cuando la norma señala que "Las empresas prestadoras de servicios públicos, constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994" que es el caso particular de PROMIGAS, "podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y además la actividad de comercialización" significa que para PROMIGAS no existe prohibición alguna desde el punto de vista regulatorio, ya que se encuentra inmerso dentro de la excepción a la regla que el mismo regulador determinó.

En razón de lo anterior, se solicita a la CREG darle el mismo tratamiento a la red de Mamonal que aquel que aplicó para la red de distribución de Barranquilla.

g. Aclaración del parágrafo 2 del artículo 3o de la Resolución 018 de 2001

De acuerdo con el texto del parágrafo del artículo 3.2. de la Resolución 018 de 2001, toda nueva inversión no contemplada dentro del plan de inversiones debe ser sometida a la aprobación de la CREG, que de acuerdo con el texto no implica la revisión de la tarifa. El texto de la Resolución particular señala:

"ARTICULO 3o. Inversión Base: La inversión base utilizada para la aprobación de los Cargos de que trata la presente Resolución, incluye:"

"…"

"Parágrafo 2: La ejecución de inversiones no incluidas en el programa de nuevas inversiones presentado por el Transportador para los cargos establecidos en esta Resolución, requerirá aprobación por parte de la CREG, sin que ellos de lugar a revisión de estos cargos durante el respectivo periodo tarifario"

En desarrollo del principio de legalidad de los actos administrativos, debemos suponer que el parágrafo como tal es "legal" y por tanto ajustado a la norma superior, si y solo sí el mismo se interpreta de manera acorde con los principios establecidos en la Ley 142 de 1994, y con los principios generales de derecho y de interpretación normativa.

En este sentido, el texto solamente resulta ajustado a la norma, cuando la CREG se acoge a los principios generales de modificación de tarifa que determina el artículo 126 de la ley 142 de 1994. Si la intención de la CREG al momento de incluir el parágrafo objeto del recurso, fue diferente a aquel que el legislador previó, es evidente y claro que el acto administrativo fue más allá de la ley y en ese sentido sería ilegal.

Dado que el texto en mención no resulta claro, interponemos recurso de reposición con el fin de que la CREG aclare el contenido y alcance del artículo en particular, dentro de los lineamientos fijados por la ley 142 de 1994.

h. Incluir una actualización de la tarifa de Transporte con base en el indicador CPI

El texto de la Resolución 018 de 2001, toma como parámetro de actualización el Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos para indexar las tarifas estipuladas en Dólares. Sin embargo, como las empresas transportadoras lo han señalado en distintas oportunidades, dicho factor de indexación (IPP) no corresponde a la metodología de cálculo, la cual expresa todos los valores en dólares constantes.

Es importante anotar que, de acuerdo con los principios financieros de aplicación general, para convertir ingresos expresado en términos constantes a corrientes, se debe utilizar, como factor de conversión, el Indice de Precios al Consumidor; en este caso debería ser el (CPI) de los Estados Unidos.

i. Que se modifique el artículo 5 estableciendo que las tasas de rentabilidad no sean diferentes independientemente de la antigüedad del activo y conocer las bases (metodología y parámetros) utilizadas para determinar el cálculo de las referidas rentabilidades.

En este artículo se establece que de acuerdo con lo estipulado en la Resolución CREG-007 de 2001, se determina para PROMIGAS S.A. E.S.P. una tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad de 12.88% y una tasa promedio de costo de capital remunerado por servicio de volumen de 16.86%. Ahora bien, dichas tasas fueron calculadas aplicando tasas de descuento diferenciales sobre la participación, dentro del total de inversión (base tarifaria), de las Inversiones Existentes y del Programa de Nuevas Inversiones, lo cual resulta a todas luces incorrecto desde el punto de vista financiero ya que la remuneración económica de un activo es completamente independiente del momento en que haya sido construido. Este principio garantiza, principalmente, que en mercados competitivos y regulados los precios de un servicio para los diferentes usuarios finales sean iguales sin consideración a factores exógenos tales como la forma y/o el tiempo en que el activo fue construido. Un ejemplo práctico pero contundente por su simpleza, es que el precio al usuario de los productos agrícolas son los mismos independientemente de la antigüedad de las fincas en que estos hayan sido cultivados.

Es muy importante anotar además que si se mira en términos de costos para los usuarios, si la remuneración aprobada por parte del regulador es diferente para activos que prestan un mismo servicio, entonces dichos usuarios pagarían diferentes tarifas por un mismo servicio, lo cual generaría situaciones que afectan el Principio de Equidad, ya que por ejemplo, los usuarios de aquellas zonas atendidas por empresas de reciente construcción y por lo tanto privilegiadas con mayores tasa de retorno, pagarían mucho más que otros usuarios, resultando entonces discriminados y perjudicados por esta medida. En el caso contrario, para gasoductos que se encuentren ya en operación, se presentaría una discriminación totalmente inaceptable para el inversionista, puesto que a igual nivel de riesgo, obtendría una menor rentabilidad sobre su inversión.

También es de vital importancia, como los transportadores hemos venido insistiendo desde el inicio del proceso de negociación tarifaria, recordar que el tema de las tasas de rentabilidad debió haber sido revisado y modificado para reflejar la realidad colombiana y en concordancia con lo establecido para otros sectores de la economía nacional de manera que el sector del gas natural no sea discriminado. En este caso es un hecho que la tasa de rentabilidad para la actividad de transporte de gas natural, debió ser calculada con un modelo que incorporara las variables financieras utilizadas en las tasas de retorno: riesgo país, riesgo sectorial (factor beta) y la tasa libre de riesgo, entre otros, y lo más importante, después de impuestos de renta, como es lo correcto académica y comercialmente en lo que se refiere a evaluación de negocios por parte de los probables inversionistas. En este sentido, insistimos en que la CREG en la resolución tarifaria en comento, no solo no recoge los comentarios presentados por el sector, sino que no ha puesto en conocimiento de los agentes, las bases y metodología de cálculo de las tasas de rentabilidad aprobadas, con lo cual se dificulta radicalmente el derecho a la defensa.

iii. Argumentos de derecho comunes a las pretensiones del presente recurso

Resulta importante recordar que la actividad de regulación de los servicios públicos domiciliarios de origen constitucional, tiene unos parámetros claramente establecidos por el legislador, especialmente en lo que tiene que ver con la función de fijación de tarifas.

Todos los argumentos a los cuales se ha hecho mención hasta el momento tienen una íntima relación con los criterios que el legislador le impone a la CREG al momento de definir los esquemas tarifarios.

En efecto, tal y como se desprende del texto de eficiencia económica previsto en el artículo 87

"87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste."

De la misma manera la resolución no cumple con los criterios de suficiencia financiera, argumentos los cuales ampliaremos una vez conozcamos y analicemos los documentos definidos”.

Que mediante documento con radicación CREG-4466 de 2001, PROMIGAS S.A. E.S.P. presentó las siguientes aclaraciones:

“i.  Pretensiones incluidas dentro del Recurso de Reposición

Dentro del recurso de reposición, se incluyó como pretensión “d.” la siguiente:

“d.  Modificación del artículo 3.2 de la Resolución 018 de 2001 de manera tal que se reconozca el programa de nuevas inversiones presentado y debidamente fundamentado por PROMIGAS para los gasoductos de Cartagena Jobo y Ballena – Cartagena”

El fundamento de la pretensión se centraba en el hecho de que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tomó como base para la conclusión el estudio “Galvis 2000”, el cual, según el texto del documento CREG 037, no incluía la realización de tales obras en la forma como PROMIGAS lo solicitó inicialmente, y tampoco reconoció los costos reales asociados a la necesidad de remplazar el recubrimiento de los gasoductos en cuestión.

Después de una lectura cuidadosa del estudio “Galvis 2000”, hemos podido establecer que más que una diferencia de criterio con el estudio y la posición de PROMIGAS, la diferencia es puramente de información, es decir, para la época en que el estudio se realizó, no existía la información ni para PROMIGAS ni para el Consultor suficiente para determinar con exactitud aceptable, la magnitud de los trabajos de cambio de revestimiento, la cual se ha ido depurando a un punto que creemos que de ser evaluada en su totalidad por el Consultor, no existiría desacuerdo.

Las diferencias de información entre el estudio de Galvis 2000 y aquella que sirvió a PROMIGAS para la interposición del recurso de la referencia es la siguiente:

ii. Diferencias entre la Información base de Galvis 2000 y aquella que sirve de fundamento a PROMIGAS para la Interposición del Recurso de Reposición

Tal y como es de conocimiento de la CREG, PROMIGAS atendió y brindó la mayor cantidad de información disponible al Consultor contratado par la CREG tendiente a establecer tanto las características de las inversiones existentes, así como de las inversiones futuras incluidas dentro de la solicitud tarifaria.

Para el momento en que el consultor se presentó en las instalaciones de PROMIGAS, la información que se tenía respecto de los resultadas y conclusiones de la inspección con el “marrano inteligente”, no estaba completa y en esa medida cualquier diagnóstico resultaba precario e impreciso.

Es así que, una vez se tuvo el resultado, cuyas conclusiones constan en el estudio "Fitness for Purpose” realizadas por la firma Pii Group Ltd, además de la correlación de las perdidas de metal, daños en el recubrimiento, potenciales y comparando éstas con la información analizada en "Galvis 2000", se pudo establecer con claridad lo siguiente:

1. En primer lugar, el estudio de Galvis 2000 no tuvo en consideración la cantidad de obra necesaria para garantizar la integridad de los gasoductos de Ballena - Cartagena y de Mamonal - Jobo.

En efecto, de acuerdo con los resultados de estudio de Marrano Inteligente - cuyo contenido está a disposición de los funcionarios que la CREG considere necesario-, para el caso del Gasoducto Ballena - Cartagena de longitud de 649.9 Kilómetros - se encontraron 47.569 defectos, los cuales se encuentran distribuidos en los 8 tramos que componen este sistema en la siguiente forma:

Nombre del Tramo	Año de Construcción	Diámetro	Longitud	Pérdidas de Metal detectadas
Tramo 20 A Ballena – Palomino	1976-1977	20”	119.7	7527
Tramo 20 B Palomino – Sofrisa	1976-1977	20”	72.3	3736
Tramo 20 C Sofrisa – Pumarejo	1976-1977	20”	87.1	7413
Tramo 20 D Arenosa - Heroica	1982	20”	112.8	16558
Tramo 20 E Ballena – Dibulla	1985	20”	93.7	6525
Tramo 24 A Dibulla – Palomino	1988	24”	26.1	218
Tramo 24 B La Mami – Bureche	1995	24”	56.2	1526
Tramo 24 C Bureche - Pumarejo	1992	24”	82.0	2078
Total			649.9	45.581

De acuerdo con lo anterior, y tal y como se describe de manera puntual en el Recurso de Reposición, PROMIGAS realizó un análisis de la información obtenida en la misma bajo la norma ASME B31.8 G, con el objeto de determinar, del total de pérdidas de metal detectadas, aquellas que requerían reparación. De este análisis se establecieron los criterios para reparación de defectos, lo cual permitió establecer que del total de pérdidas de metal detectadas, 157 requerían reparación inmediata, y que del total de pérdidas de metal detectadas, 18.157 están ubicadas en las zonas urbanas de Gasoducto Ballena -Cartagena.

De la misma manera, paralelo a la inspección interna, PROMIGAS realizó un análisis y correlación de la información obtenida en la misma, con la obtenida mediante las técnicas DCVG y CIS, lo cual permitió tomar las mejores decisiones, pare efectuar los cambios de recubrimiento necesarios y así, mejorar las condiciones de aquellos sectores que presentan problemas y garantizar de esta manera, la integridad del sistema de transporte. Esto si se tiene en cuenta, que en la medida en que se mantiene un revestimiento en buenas condiciones es posible contar con niveles de potenciales de protección catódica adecuados, que permitan que la corrosión de la tubería ocurra con menos frecuencia.

Esta información no fue considerada en el estudio de Galvis 2000, ya que al momento de la visita del consultor a las instalaciones de PROMIGAS, esta información no existía debidamente depurada. En este sentido, es posible que de un análisis adicional del consultor sobre los elementos aquí resaltados, cambien de manera fundamental las conclusiones y por ende se acceda a las pretensiones de PROMIGAS, sin que sea necesario un nuevo estudio sobre los mismos elementos, bajo el engorroso trámite de un peritaje.

En efecto, en la pagina 149 del estudio de Galvis 2000, se establece sustituir 16.4 Km. de recubrimiento en el gasoducto Ballena - Cartagena en un horizonte de 5 años.

Sin embargo, PROMIGAS después de haber analizado y correlacionado la información correspondiente a la inspección con el marrano inteligente, así como la obtenida en las inspecciones con DCVG y CIS determinó las longitudes a rehabilitar de recubrimiento, para mejorar los niveles de protección catódica del sistema y por ende garantizar su integridad. Esta longitud se estimó en aproximadamente 90km adicionales a los 25 km. que se ejecutaron durante los años 1999 y 2000, por lo que se ha programado realizar 18 Km. por año para el periodo comprendido entre el año 2001 al 2005.

De la misma manera, Galvis 2000 establece una longitud a sustituir de 22 km. para el gasoducto Jobo - Cartagena. A este respecto PROMIGAS, después de haber adelantado las evaluaciones y correlaciones del caso, determinó que la longitud a rehabilitar en este gasoducto es de aproximadamente 140 Km. adicionales a los 10 ejecutados durante el año 2000, en el periodo comprendido entre el año 2001 al 2005, lo que equivale a rehabilitar 28 Km. por año. Adicionalmente es conveniente aclarar que el costo de rehabilitación por metro lineal para este gasoducto es de US$110/m.

2. En segundo lugar, el estudio de Galvis 2000 tomó como costo de reposición del recubrimiento la cifra de $136.000 por metro, para reemplazar el alquitrán de Hulla por FBE y/o Tricapa, citando este valor de una propuesta recibida por PROMIGAS.

A la conclusión que PROMIGAS llega de los datos anteriores, es que la diferencia entre el contenido de “Galvis 2000” y la posición planteada por PROMIGAS, se debe a una confusión, lo cual se fundamenta en el hecho de que esos productos son para aplicación en planta y no es técnicamente viable aplicarlos en campo.

En efecto, la mayor cantidad de obra a realizar se ubica en campo y no planta, y como resulta obvio, los costos de cada una de las obras a realizar son completamente diferentes. En este sentido, el costo de reposición con los productos que PROMIGAS está utilizando - para reposición en campo - que sí son para aplicación en líneas en operación, (Inner Coat, Guard Wrap) es de US$ 120/m.

iii. Efectos de las diferencias y Pretensiones del documento

De acuerdo con los elementos planteados con anterioridad, es evidente que la información sobre la cual el Consultor contratado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas no está ajustada a la realidad, lo cual no se debe a una falta del consultor, sino a la disponibilidad de información al momento de realizar la visita a PROMIGAS.

En este sentido consideramos que, para efectos de acelerar un pronunciamiento por parte del regulador en lo que se refiere al recurso de la referencia, podría estudiarse la posibilidad de aclarar la información sobre la cual se pronunció el Consultor de la GREG y que dió como resultado el estudio de “Galvis 2000”, particularmente en lo que se refiere a la cantidad de la obra necesaria y a la calidad requerida para la misma, ya que en nuestro concepto, el estudio “Galvis 2000” no contradijo la posición de PROMIGAS respecto del tema particular”.

Que PROMIGAS S.A. E.S.P. adjunta como pruebas documentales copia de la ayuda “memoria técnica” que corresponde a la opinión de PROMIGAS S.A. E.S.P. respecto de las conclusiones del estudio de "Fitness for Purpose" y, solicita a la CREG tener en cuenta como prueba documental, un extracto del estudio realizado por Pii Group Ltd., sobre los gasoductos Jobo - Cartagena y Ballena - Cartagena, el cual se manifiesta tiene el carácter de confidencial. La empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. aduce que tal información no tiene el carácter de público y se encuentra protegida por las normas del Código de Comercio propias del secreto industrial. Esta información hace parte del acervo probatorio que se tiene en cuenta para resolver las solicitudes de la empresa;

Que en el procedimiento tendiente a resolver el recurso, PROMIGAS S.A. E.S.P. solicita a la CREG se practiquen pruebas periciales con el objeto de evaluar:

1. El estado de los gasoductos de Jobo - Ballena y Ballena - Cartagena, para lo cual considera necesario se determinen los siguientes aspectos:

Pérdida de Metal de los gasoductos.

Valoración de la inversión necesaria para el revestimiento correspondiente, necesario para mantener el gasoducto en operación.

2. El estado en que se encuentran los gasoductos de propiedad de ECOGAS embebidos dentro del sistema de transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P., para lo cual considera necesario se determinen los siguientes elementos:

Evaluación del cumplimiento de las normas de calidad ASME B 31.8, API 1104, NTC 3728.

Estimación de las inversiones necesarias para poner tales inversiones de acuerdo con las normas de calidad ASME B 31.8, API 1104, NTC 3728.

Estimación de los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de esos activos en el estado actual.

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 153 del día 9 de mayo de 2001, estudió las anteriores solicitudes y respecto del gasoducto Cartagena-Jobo consideró necesario:

Evaluar si existió diferencia entre el valor de las inversiones previstas por PROMIGAS S.A. E.S.P. para adecuar el gasoducto y el obtenido a partir de la metodología general establecida en la Resolución CREG-001 de 2000.

Analizar la existencia de nueva evidencia sobre el monto de la inversión necesaria para adecuar el gasoducto.

Remunerar el costo de adquisición así como las nuevas inversiones para adecuar el gasoducto, teniendo en cuenta que PROMIGAS S.A. E.S.P. adquirió dicho activo en 1995.

Para lo que acordó expedir la Resolución CREG-074 de 2001, que dispuso la práctica de una prueba pericial, para lo cual se designó a la firma TECHNOGAS INTERNATIONAL LTD. como Perito, y se determinó que el objeto de la misma era definir el valor y la distribución en el tiempo de las inversiones necesarias para adecuar el gasoducto Cartagena-Jobo, así como su costo de reposición a nuevo.

Que la prueba versa exclusivamente sobre este tramo del gasoducto, en razón de que para los demás tramos se cuenta con suficiente información que permite adoptar una decisión frente a las solicitudes de PROMIGAS S.A. E.S.P.;

Que la firma designada como Perito, mediante comunicación con radicación CREG-5475 de 2001, aceptó tal designación;

Que en la definición de los honorarios del Perito se observó lo ordenado por el segundo párrafo del Artículo 109 de la Ley 142 de 1994;

Que una vez determinado el valor de los honorarios del Perito, y en atención a que PROMIGAS S.A. E.S.P. solicitó la prueba, mediante comunicación con radicación MMECREG-3200 de 2001, se le informó el valor de estos honorarios;

Que la Dirección Ejecutiva de la CREG, de conformidad con lo ordenado por el Artículo 3o. de la Resolución CREG-074 de 2001 y con el objeto de que PROMIGAS S.A. E.S.P. hiciera uso de lo dispuesto por el Artículo 236 Numeral 4, del Código de Procedimiento Civil, mediante comunicaciones con radicación MMCREG 3078 y 3216 de 2001, procedió a trasladarle el cuestionario que el perito debería responder e informarle la fecha de posesión del mismo. La empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. no se pronunció sobre el contenido del cuestionario, ni asistió a la diligencia de posesión del Perito que se llevó a cabo en las dependencias de la Comisión de Regulación de Energía y Gas el día 1 de octubre de 2001;

Que mediante comunicación con radicación CREG 9704 de 2001, la firma TECHNOGAS INTERNATIONAL LTD. presentó oportunamente el dictamen pericial;

Que mediante comunicación con radicación CREG 2131 de 2001 y dentro de los términos legales, la CORPORACION ELÉCTRICA DE LA COSTA ATLÁNTICA S.A. E.S.P-, en adelante CORELCA, presentó recurso de reposición frente a la Resolución 018 de 2001 como “tercero afectado”, para lo cual solicitó:

1. Se revoque en las partes a que haya lugar el acto administrativo recurrido, y en su lugar, expida otra providencia incluyendo en la remuneración de los cargos, las inversiones requeridas por PROMIGAS S.A. E.S.P. para garantizar la prestación del servicio del transporte de gas para las plantas representadas por CORELCA en la ciudad de Barranquilla.

2. Se escuche directamente de funcionarios de CORELCA la explicación de los argumentos presentados en la comunicación CREG 2131 de 2001.

Que como fundamento de su pretensión CORELCA presenta los siguientes argumentos de hecho y de derecho:

“CORELCA S.A. E.S.P. solicitó una capacidad de transporte de gas de 170 MPCD y ha esperado y cumplido pacientemente los reiterados requerimientos de PROMIGAS S.A. E.S.P. para suscribir una relación contractual que garantice esta capacidad y por último se condicionó a la inclusión de las inversiones en compresión por parte de la CREG en el nuevo esquema tarifario para el próximo período de 5 años.

De acuerdo con lo establecido con el artículo 14 de la ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público de transporte de gas natural, y que su construcción se regirá exclusivamente por esta ley y por las normas ambientales, sanitarias y municipales a las que alude en los artículos 25 y 26 de la misma ley.

En el Art.92 de la ley 142 de 1994 se establece que en las fórmulas tarifarias las Comisiones garantizarán a los usuarios a lo largo del tiempo los beneficios de la reducción promedio de costos en las empresas que prestan el servicio.

De acuerdo con el artículo 3.2.2 de la resolución CREG 001 de 2000, la empresa transportadora reportará el Programa de nuevas Inversiones que proyecta realizar durante el siguiente Período Tarifario en dólares de la Fecha Base, así como la fecha de entrada en operación de la inversión en activos propios de la operación o la fecha de ejecución en otros activos. Las inversiones proyectadas reportadas por la empresa serán revisadas y ajustadas, de ser necesario, de conformidad con la Demanda Esperada de volumen, la Demanda Esperada de Capacidad y los criterios para establecer la Inversión Base definidos en el Artículo 2 d esa Resolución.

CORELCA S.A. E.S.P. solicitó al transportador una capacidad de transporte de gas de 170 MPCD quien garantiza solo 50 MPCD en firme, y el resto dependería de la inclusión de las inversiones presentadas para la definición en el nuevo esquema tarifario.

Al negar la solicitud de capacidad adicional de CORELCA S.A. E.S.P., se viola el artículo 34 de la ley 142, prácticas discriminatorias, puesto que se está negando el derecho de igualdad respecto al tratamiento dado a otros agentes generadores del área, es decir, a diferencia de otros generadores CORELCA S.A. E.S.P. siendo el mayor consumidor de gas de la Costa Atlántica y del país, además de acogerse a las tarifas establecidas en la resolución 018 tendría que realizar las inversiones para garantizar sus propios requerimientos del servicio de transporte de gas natural, lo cual carece de toda racionalidad y lógica, sobretodo si se tiene en cuenta que el servicio de transporte de gas esta consolidado como una actividad monopólica en la Costa Atlántica.

La inversión a realizar por PROMIGAS S.A. E.S.P. sería benéfico para todos los usuarios, y la integración de dicha inversión a la ya existente no presentaría inconvenientes dado que su Factor de Utilización es superior al Factor de Utilización Normativo definido en el Art. 2 de la resolución CREG001 de 2000.

Al ser el servicio de transporte de gas natural un monopolio, se debe propender por que con la estructura tarifaria se garantice la prestación del servicio de transporte de gas natural a todos los agentes sin abuso de posición dominante, como es el de exigir a CORELCA S.A. E.S.P, el pago de las inversiones en el gasoducto.

Según el artículo 73 de la ley 142 de 1994 es función de las comisiones de regulación la de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolios o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

Las inversiones requeridas son de compresión, inversión marginal en el sistema de transporte de gas con el cual se consigue atender una mayor demanda del gasoducto, en concordancia con el artículo 3.2.2. de la resolución CREG 001 de 2000, el cual contempla que una nueva inversión puede incorporarse a los activos existentes de un gasoducto o grupo de gasoductos, del cual formará parte, cuando el Transportador puede demostrar que los costos de dicha inversión son cubiertos con los beneficios generados a la totalidad de los usuarios de su Sistema de Transporte en aspectos tales como: mayor confiabilidad, mejores condiciones de presión, acceso a nuevos productores, mayor flexibilidad operacional, acceso a Sistemas de Almacenamiento, reducción de restricciones o economías de escala, características que se conseguirían con las inversiones requeridas por PROMIGAS S.A. E.S.P. para garantizar la capacidad de transporte en firme solicitada por CORELCA S.A. E.S.P.

Con esas inversiones se consigue un aumento en la capacidad disponible del Gasoducto de la Costa Atlántica mas que proporcional a las inversiones a realizar, obteniéndose además, mejores perfiles de presión que beneficia a todos los usuarios del servicio, lo cual indicaría para cualquier análisis técnico-económico, que ante costo unitario decrecientes.

Con la inversión en compresión si existe un aumento de capacidad de 120 MPCD, requisito indispensable para el abastecimiento del transporte de gas requerido por CORELCA S.A. E.S.P. a través de una relación contractual.

CORELCA S.A. E.S.P. tiene una participación del 10.5% en la capacidad total del país y el 30.8% de la generación térmica a gas a nivel nacional, el cual es soporte esencial para el establecimiento de la demanda de energía en el próximo evento El Niño.

Al no disponer CORELCA de los 170 MPCD requeridos para atender toda su capacidad en la ciudad de Barranquilla, se expondría al sector eléctrico a un racionamiento de grandes magnitudes en el próximo evento El Niño, o cuando por contingencias en el sistema Eléctrico se requiera el despacho del parque térmico al máximo.

Actualmente los pronósticos climatológicos prevén un calentamiento paulatino en el Pacifico Sur que podría terminar en el mediano plazo en condiciones cálidas superiores a las normales, las cuales podrían afectar el comportamiento hidrológico en el país, lo cual traería consigo máximas exigencias del parque térmico.

Si bien con la resolución que establece los cargos establecidos para la remuneración del servicio de transporte de gas y las inversiones necesarias para este efecto, toman proyecciones de capacidad promedio esperada, los cuales no permitirían atender la máxima exigencia del parque generador, ante máximos despachos del parque térmico, lo que claramente afecta a CORELCA S.A. E.S.P., la cual es el mayor generador térmico de Colombia que a su vez lo convierte en el principal soporte de energía en presencia de fenómenos secos, y la solución sencilla, clara, transparente, económica y la mas razonable es que se realice un aumento de capacidad en el sistema de transporte de gas.

El reglamento único de transporte de gas natural establece que todo Transportador debe garantizar el acceso a los Sistemas de Transporte y a los servicios de transporte, de forma no discriminatoria y de acuerdo con lo establecido en esta resolución:

· Los transportadores de Gas Natural por tubería permitirán el acceso a los gasoductos, de su propiedad o que se encuentren bajo su control, a cualquier Productor-comercializador; Distribuidor; Usuario No regulado; Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador; Almacenador; y en general a cualquier Agente que lo solicite. Dicho acceso deberá afrecerse a cualquier Agente en las mismas condiciones de calidad y seguridad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en el RUT y demás reglamentos que expida la Comisión, lo cual se viola al negarse la solicitud de capacidad de CORELCA S.A. E.S.P.

· Si transcurrido un (1) mes a partir del recibo de la solicitud de acceso al sistema no se ha llegado a ningún acuerdo con quien o quienes han solicitado el acceso, a petición de cualquier interesado, la Comisión podrá imponer, por la vía administrativa, el acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer el acceso del solicitante al Sistema de Transporte, la Comisión definirá, entre otros aspectos, lo siguiente:

a). El beneficiario en cuyo favor se impone;b). La empresa Transportadora a la cual se impone el acceso.

En todo caso, al decidir si es necesario imponer el acceso, la Comisión examinará si la renuncia del Transportador implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraría a la libre competencia; en tal caso solicitará a las entidades de control que adelanten las investigaciones respectivas. La imposición de acceso no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Lo anterior, revalida nuestra solicitud a la CREG para que disponga de los mecanismos mas convenientes para que CORELCA S.A. E.S.P. disponga a la mayor brevedad de la capacidad de transporte necesaria para la operación de sus plantas en la ciudad de Barranquilla.

En caso de no conseguir la capacidad garantizada por medio de la relación contractual, CORELCA S.A. E.S.P. no podría contribuir con su aporte de generación en los momentos de máxima exigencia que se presenten por déficit energético del país.

No obsta manifestar nuestra preocupación por esta situación, en donde el más afectado sería el usuario final de energía eléctrica pues se podría llevar al país a recordar los sucesos ocurridos en el pasado, producto del déficit de los recursos para la generación de energía eléctrica”.

Que en atención a la segunda petición de CORELCA, relacionada con la solicitud de escuchar personalmente a funcionarios de esa Corporación, la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas procedió a expedir el auto de fecha 14 de mayo de 2001, con el objeto de acceder a dicha petición. Diligencia que se llevó a cabo el día 24 de mayo de 2001;

Que mediante comunicación radicada internamente bajo el número CREG-1423 del 15 de Febrero de 2002, el representante legal de CORELCA desistió del recurso de reposición que interpuso contra la Resolución CREG-018 de 2001 mediante radicación CREG-2131 de Marzo 15 de 2001;

Que mediante comunicación con radicación CREG 3411 del 2001, CERRO MATOSO S.A. presentó, en resumen, las siguientes solicitudes como “tercero interesado”, frente a la actuación administrativa tendiente a resolver el Recurso de Reposición contra la Resolución CREG-018 de 2001, interpuesto por la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P.:

· Establecer un esquema tarifario para el sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P. que mantenga un cargo estampilla para los consumidores existentes y de una señal de distancia para los nuevos proyectos.

· Incluir dentro del cargo estampilla por transporte durante los cinco años del periodo tarifario, el 100% de la inversión en gasoductos regionales que se encuentran a lo largo del gasoducto troncal.

· Incluir dentro de las inversiones existentes del sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P., el gasoducto Jobo-Cerro Matoso como parte de los gasoductos regionales.

Que en relación con la tercera solicitud, mediante comunicación con radicación MMECREG 2269 de 2001, la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, reiteró a CERRO MATOSO S.A. que de conformidad con el Artículo 9o. de la Resolución CREG-001 de 2000, la empresa tiene las siguientes opciones:

· Convertirse en transportador y solicitar a la Comisión aprobación de los cargos regulados correspondientes.

· Conservar su propiedad y ser remunerado por el transportador que los utilice.

· Vender los activos.

Que la Dirección Ejecutiva de la CREG, con el objeto de que PROMIGAS S.A. E.S.P., CORELCA y CERRO MATOSO S.A. hicieran uso de lo ordenado por el Artículo 238 Numeral 1. del Código de Procedimiento Civil, mediante comunicaciones con radicaciones MMCREG 3544, 3545 y 3546 de 2001, envío copia del primer informe presentado por el Perito y les informó sobre el traslado surtido en las dependencias de la CREG el día 20 de noviembre de 2001. Sobre esta comunicación las empresas PROMIGAS S.A. E.S.P. y CORELCA no se pronunciaron en ningún sentido;

Que la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, atendiendo la solicitud de aclaración y complementación del dictamen formulada por CERRO MATOSO S.A., con radicación CREG 10509 de 2001, expidió el auto de pruebas de fecha 28 de noviembre de 2001, acto administrativo que incluyó las solicitudes que esta entidad consideró necesarias;

Que el Perito, mediante comunicación con radicación CREG 10956 de 2001, presentó dentro del término, las respuestas a la solicitud;

Que la Dirección Ejecutiva de la CREG, con el objeto de que las empresas PROMIGAS S.A. E.S.P., CORELCA y CERRO MATOSO S.A. hicieran uso de lo ordenado por el Artículo 238 Numeral 4. del Código de Procedimiento Civil, mediante comunicaciones con radicaciones MMECREG 3783, 3785 y 3784 de 2001, envío copia del documento que contiene las respuestas a las aclaraciones y complementaciones presentadas por el perito e informó sobre el traslado surtido en las dependencias de la CREG el día 14 de diciembre de 2001. Las empresas no se pronunciaron en ningún sentido;

Que una vez surtidos todos los trámites tendientes a lograr la contradicción de la prueba pericial, se concluye que los informes presentados y las respuestas a las solicitudes de las empresas y de la CREG, son sólidos y consistentes con los fines que se perseguían con el decreto del dictamen, por lo que se halla mérito para tenerlo como parte del acervo probatorio que se tiene en cuenta para adoptar la presente decisión;

Que por lo antes expuesto, la CREG considera que el Perito cumplió con las obligaciones asignadas.

Los puntos relevantes del dictamen son los siguientes:

1. Inversiones para adecuar el gasoducto y su distribución en el tiempo.

En la tabla 1 se presentan las cifras reportadas por el Perito.

El Perito precisa que las anteriores inversiones corresponden a adecuaciones en el sitio de la tubería y que tales inversiones permiten que el gasoducto Cartagena – Jobo tenga una vida útil remanente de 24 años a partir del año 1.

2. Costo de reposición a nuevo del gasoducto Cartagena – Jobo

El Perito indica que el costo de construir un gasoducto con las mismas especificaciones técnicas, y que atienda los mismos mercados servidos por la tubería existente, es de US $ 41,820,228 cifra expresada en dólares americanos de diciembre de 2000.

Que para efectos tarifarios la CREG adopta la opción de adecuación del gasoducto Cartagena-Jobo, dado que el costo de reposición a nuevo es superior al costo de adecuar el gasoducto;

Que se considera adecuado incluir en el cálculo tarifario las cifras reportadas por el Perito, según la distribución de la tabla transcrita, realizando los siguientes ajustes:

1. No incluir la inversión correspondiente al año 6 ya que el período de nuevas inversiones, considerado en la Resolución CREG-018 de 2001, comprende 5 años.

2. En la Resolución CREG-018 de 2001 se establecen los tramos Cartagena – Sincelejo y Sincelejo – Jobo. La asignación de la inversión considerada en la tabla 1 a cada uno de estos tramos se realiza a prorrata de la longitud de cada tramo.

3. El gasto realizado en 1999 y 2000 correspondiente a la inspección con raspador inteligente se incluye en los gastos de AOM del tramo Cartagena – Jobo. La asignación de este gasto AOM para los tramos Cartagena – Sincelejo y Sincelejo – Cartagena se realiza a prorrata de la longitud de cada tramo. El rubro de administración (10% sobre el costo directo) por raspador inteligente no se incluye ya que para efectos tarifarios la corrida con raspador inteligente es un gasto de AOM.

ANÁLISIS DE LAS SOLICITUDES DE LAS EMPRESAS

Respecto de los argumentos presentados por las empresas para sustentar el recurso de reposición la CREG considera:

II.1. Por PROMIGAS S.A. E.S.P.

a) Frente a la pretensión de "Modificación y aclaración del artículo 2o de la Resolución 018 de 2001, relacionado con los gasoductos de propiedad de ECOGAS, se presentan los siguientes argumentos:

1. Interpretación de la Resolución CREG-085 de 2000

La argumentación presentada por PROMIGAS S.A. E.S.P. parte de la premisa que la CREG obliga a que dicha empresa realice las actividades de Administración, Operación y Mantenimiento -AO&M- de los gasoductos de ECOGAS embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P. Sin embargo, dicha premisa corresponde a una interpretación limitada de lo establecido en la Resolución CREG-085 de 2000. En efecto, el Artículo 4o de la Resolución CREG-085 de 2000 establece:

“Si en un STT o SRT existen dos o más propietarios, el procedimiento que se aplicará para la distribución de la remuneración y para la operación del respectivo STT o SRT tendrá en cuenta los siguientes principios generales:

a-  La distribución de los ingresos correspondientes a la remuneración de los costos de inversión se efectuará mediante parejas de cargos, calculados en forma proporcional a la participación del activo de cada transportador en la Inversión Base utilizada para la determinación de las Parejas de Cargos Regulados.

b- La Administración, Operación y Mantenimiento de dichos activos será responsabilidad del Operador de Red que se designe de común acuerdo entre los propietarios de un STT o de un SRT, según sea el caso. De no llegarse a un acuerdo sobre el Operador de Red, el OR será el transportador con mayor porcentaje de participación en la Inversión Base correspondiente.

c- Como contraprestación a las actividades de Administración Operación y Mantenimiento de un STT o un SRT, el Operador de Red percibirá un ingreso equivalente al cargo que por concepto de gastos de AO&M haya establecido la CREG para el STT o el SRT, según sea el caso.”

De lo anterior se observa que el primer paso para designar un Operador de Red es el acuerdo mutuo entre los propietarios del STT o SRT. En caso de no llegarse a un acuerdo el Operador de Red será el propietario con mayor porcentaje de participación en la Inversión Base. La CREG no tiene evidencia donde se indique que el primer paso ha sido agotado por PROMIGAS S.A. E.S.P. y ECOGAS y que por tanto sea necesario aplicar esta última regla. De los argumentos planteados por la recurrente se entiende que dicha empresa asumió esta última regla sin agotar la opción de mutuo acuerdo. Por tanto, no son procedentes las modificaciones y aclaraciones solicitadas por la empresa.

Es necesario anotar que el RUT (Res. CREG-071 de 1999, numeral 4.1) asigna al respectivo transportador la responsabilidad en el cumplimiento de las normas técnicas aplicables a un sistema de transporte. Teniendo en cuenta lo anterior y acorde con lo establecido en el Artículo 4o de la Resolución CREG-085 de 2000, en el contrato que se establezca con el Operador de Red, en caso de llegarse a un acuerdo, se deberá estipular dicha responsabilidad.

2. Solicitud de pruebas Periciales

En el numeral 4.1 del Reglamento Único de Transporte (Resolución CREG-071 de 1999) se establece, entre otros, lo siguiente:

"Los transportadores deben operar y mantener sus Sistemas de Transporte de acuerdo con el RUT, las disposiciones que lo adicionen, modifiquen o sustituyan y con las reglas generales que establezca la CREG, el Ministerio de Minas y Energía u otra autoridad competente, de forma que asegure la prestación eficiente, continua y segura del Servicio de Transporte".

"… En el evento que no se cumpliera con los requerimientos técnicos y de seguridad, la SSPD sancionará a la empresa transportadora correspondiente en concordancia con la Ley 142 de 1994".

Adicionalmente, en el numeral 6.1 del RUT se indican las normas técnicas aplicables a la actividad de Transporte de gas natural. Así, se presume que todos los Transportadores operan sus gasoductos en óptimas condiciones de acuerdo con las normas técnicas y de seguridad aplicables para dicha actividad.

De lo anterior se deduce que: i) existe la obligación, para cada transportador, de cumplir con las normas técnicas aplicables a la actividad de Transporte de gas natural y; ii) no es función de la CREG verificar las condiciones en que se encuentra un gasoducto o grupo de gasoductos de un Transportador.

De otra parte, la Resolución CREG-018 de 2001 no tiene por objeto definir el cumplimiento de normas técnicas por parte de PROMIGAS S.A. E.S.P. en relación con los gasoductos de ECOGAS, así como tampoco verificar el estado en que estos últimos se encuentran. Dicha Resolución no contiene disposición alguna en tal sentido, razón por la cual mal puede ser objeto de recurso sobre disposiciones que la misma no contiene.

Por tanto, es improcedente la solicitud de PROMIGAS S.A. E.S.P. en el sentido de realizar pruebas periciales para determinar el estado en que se encuentran los gasoductos de propiedad de ECOGAS, embebidos en el Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P.

Así mismo, dentro de los argumentos presentados por PROMIGAS S.A. E.S.P. en el Recurso de Reposición se anota que la operación de los gasoductos de ECOGAS, embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P., no es segura y confiable para la prestación del servicio. Bajo esta afirmación se sugiere que la empresa coloque tales hechos en conocimiento de las entidades competentes. Cabe anotar que PROMIGAS S.A. E.S.P. ha utilizado dichos gasoductos y no se había informado a la CREG de la existencia de supuestas falencias técnicas de los mismos.

b) Frente a la pretensión de incluir dentro de los gastos de AOM, las actividades necesarias para operar y mantener los activos de propiedad de terceros, embebidos en el sistema de transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P, que no fueron incluidos dentro de la propuesta tarifaria, se presentan los siguientes argumentos:

Se aclara que para el cálculo de Cargos Regulados que remuneran los costos de AO&M relacionados con los gasoductos de ECOGAS embebidos en el Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P., la CREG incluyó los gastos de AO&M reportados por ECOGAS. A dichos gastos se les aplicó la evaluación de eficiencia para ECOGAS obtenida de la frontera de eficiencia de que trata la Resolución CREG-001 de 2000.

Lo anterior significa que independientemente de quién pueda ser el Operador de Red de dichos gasoductos, en los Cargos Regulados aprobados mediante la Resolución CREG-018 de 2001 se incluyen gastos de AOM para los gasoductos de ECOGAS embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P. Por lo anterior, y teniendo en cuenta además los argumentos expuestos frente a la pretensión a), esta solicitud de PROMIGAS S.A. E.S.P. resulta improcedente.

c) Frente a la pretensión de aclarar la situación jurídica del Gasoducto Jobo Cerro Matoso, de propiedad de la empresa CERRO MATOSO S.A. del cual se derivan gasoductos regionales de propiedad de PROMIGAS S.A. E.S.P., se manifiesta:

Corresponde a la CREG aclarar aspectos regulatorias relacionados con la remuneración del gasoducto Jobo - Cerro Matoso, tema sobre el cual versa la Resolución objeto de recurso.

A la fecha de expedición de la Resolución CREG - 018 de 2001, la empresa CERRO MATOSO S.A. no había sometido a consideración de la CREG, para efectos de cálculo de cargos regulados, gasoductos o grupos de gasoductos de su propiedad. Acorde con el Artículo 7 de la Resolución CREG-001 de 2000, lo anterior implica que CERRO MATOSO S.A. no está autorizado por la CREG para cobrar cargos por la prestación del servicio de transporte de gas natural. El mencionado Artículo establece:

"Sin perjuicio de las facultades de imposición de accesos en cabeza de la CREG, un Transportador no podrá remunerarse mediante cargos por la prestación de servicios de transporte hasta tanto la CREG no le haya aprobado los cargos correspondientes".

CERRO MATOSO S.A. puede continuar como operador del gasoducto y prestar servicios de transporte acorde con lo establecido en el numeral 15.2 de la Ley 142 de 1994, y con lo desarrollado en el numeral 2.1.3 de la Resolución CREG-071 de 1999 y el Artículo 9 de la Resolución CREG-001 de 2000. Cabe anotar que mediante comunicación MMECREG-2269 de 2001, la Comisión manifestó a CERRO MATOSO S.A. las opciones regulatorias establecidas en la Resolución CREG-001 de 2000 para este tipo de gasoductos, las cuales comprenden: i) que el propietario se convierta en Transportador y solicite aprobación de Cargos Regulados a la CREG; ii) que el propietario conserve su propiedad y sea remunerado por el Transportador que los utilice y; iii) que el propietario venda dichos activos.

Por otra parte, PROMIGAS S.A. E.S.P. anota que "la CREG no incluyó el gasoducto Jobo - Cerro Matoso dentro de los activos que PROMIGAS debería operar". Sobre dicha afirmación es necesario aclarar que la normatividad vigente no otorga el derecho a un Transportador para que opere gasoductos de terceros. Si bien en la Resolución CREG-085 de 2000 se establecen principios generales para la distribución de la remuneración y para la operación de gasoductos de propiedad múltiple, el requerimiento esencial para aplicar tales principios generales es que existan Cargos Regulados aprobados por la CREG para el gasoducto o grupo de gasoductos en cuestión y que haya sido definido entre los propietarios el operador de los mismos.

De otra parte, de la información que reposa en la Comisión se deduce que la empresa CERRO MATOSO S.A. permite utilizar, de manera gratuita, parte de la capacidad del gasoducto Jobo – Cerromatoso al distribuidor de gas natural que atiende usuarios finales en las poblaciones de Pueblo Nuevo, Planeta Rica y Montelíbano. Así las cosas, el distribuidor necesariamente debe tener definida la situación contractual con sus usuarios de tal forma que al presentarse hechos que comprometan la continuidad en la prestación del servicio, el distribuidor deberá resolver tales requerimientos en los términos contemplados en el Artículo 152 y siguientes de la Ley 142 de 1994 y demás normatividad pertinente.

d) Frente a la pretensión “Modificación del artículo 3.2. de la Resolución 018 de 2001 de manera tal que se reconozca el programa de nuevas inversiones presentada y debidamente fundamentada por PROMIGAS S.A. E.S.P. para los gasoductos de Cartagena - Jobo y Ballena – Cartagena”, se presentan los siguientes argumentos:

Para analizar los argumentos planteados por el recurrente es necesario precisar cuál fue el programa de inversiones presentado por la empresa a la CREG y las inversiones efectivamente reconocidas en la Resolución CREG-018 de 2001. El programa de inversiones presentado por la empresa y la evaluación regulatoria correspondiente se encuentran consignados en el documento CREG-037 de 2001. En dicho documento se presenta en detalle la base de información utilizada para calcular los Cargos Regulados aprobados en la Resolución CREG-018 de 2001. De dicho documento se tiene que el monto de nuevas inversiones para el período 2001 – 2005 solicitado por PROMIGAS S.A. E.S.P., para los tramos Ballena - Cartagena y Cartagena - Jobo, y no incluido para calcular las tarifas fijadas en la Resolución CREG-018 de 2001 asciende a US $ 37,326,447 (cifras de dic. 31 de 2000). A continuación se detallan los proyectos incluidos en la anterior cifra así como el monto aprobado en cada caso:

(US $ de dic. 31 de 2000)

Solicitado Aprobado No aprobado

Tramo Ballena - Cartagena: 31,554,844 6,283,476 25,271,368

- Plan de Adecuación de Gasoductos 22,982,828 2,119,147 20,863,681

- Otros 8,572,016 4,164,329 4,407,687

Tramo Cartagena - Jobo: 17,125,964 5,622,468 12,055,079

- Plan de adecuación del gasoducto 17,125,964 5,070,885 12,055,079

Total (Ballena - Jobo) 48,680,808 11,354,361 37,326,447

Gasoducto Ballena - Cartagena:

Proyecto “Plan de Adecuación de Gasoductos”: de acuerdo con la información suministrada por la empresa (radicación CREG-1506 de 2000), el proyecto “Plan de Adecuación de Gasoductos” comprende: i) inspección con Raspador Inteligente; ii) instalación de válvulas de alivio; iii) instalación de válvulas seccionadoras; iv) reacondicionamiento del sistema de protección catódica y; v) rehabilitación del revestimiento. El costo de la inspección con Raspador Inteligente se incluyó en la Resolución CREG-018 de 2001 como gasto de AOM sin ajuste por frontera de eficiencia (Res. CREG-085 de 2000), teniendo en cuenta el costo de US $ 2,398,186 de dic./00 para el tramo Ballena - Jobo reportado en el estudio de Galvis (2000). Con respecto a la instalación de válvulas de alivio se incluyó lo presentado por Galvis (US $ 80,665 de dic./00 para el tramo Ballena - Cartagena). Para el proyecto de válvulas seccionadoras se incluyó toda la inversión solicitada por la empresa. En el proyecto de protección catódica se incluyó lo sugerido por Galvis (US $ 191,879 de dic./00 para el tramo Ballena - Cartagena). Finalmente, el proyecto 'rehabilitación de revestimientos', que es la principal componente de inversión dentro del proyecto 'Plan de Adecuación de Gasoductos', comprende dos actividades: el diagnóstico y los correctivos que se deriven de tal diagnóstico. Para efectos tarifarios el diagnóstico se consideró como gasto de AOM. El costo de los correctivos derivados del diagnóstico, para estos gasoductos, se consideraría inversión cuando cumplan su Vida Útil Normativa de 20 años establecida en la Resolución CREG-001 de 2000. Para efectos regulatorios la Vida Útil Normativa del gasoducto Ballena – Cartagena inició en 1994, año en el cual se realizó la última revisión tarifaria con base en el Código de Petróleos. Por tanto, no se incluyó dicho monto en el cálculo tarifario.

Acorde con lo anotado por Galvis (2000) en su reporte (Radicación CREG-4858 de 2000), las cifras anteriores sugeridas por dicho Asesor corresponden, en su monto total más no en la distribución anual, a las previstas por PROMIGAS S.A. E.S.P. Es decir, la fuente original de las cifras reportadas en el estudio Galvis (2000) es PROMIGAS S.A. E.S.P. Así, para los proyectos anteriores, donde se tomó la cifra del Asesor Galvis, no hay diferencia entre lo aprobado y lo previsto por la empresa.

Proyecto “Otros”: Según PROMIGAS S.A. E.S.P., el proyecto Otros comprende (radicación CREG-4969 de 2000): i) maquinaria y equipos; ii) adecuación de edificios y oficinas y; iii) construcciones y mejoras al gasoducto. Las cifras reportadas por la empresa para los dos primeros proyectos se incluyeron en su totalidad en el cálculo tarifario. Con relación al proyecto 'construcciones y mejoras al gasoducto' no se incluyó cifra alguna ya que de acuerdo con la información suministrada por la empresa (radicación CREG-4969 de 2000) éstas inversiones están relacionadas con los proyectos que forman parte del proyecto “Plan de Adecuación de Gasoductos” descrito anteriormente.

De la anterior descripción se puede concluir que el monto de las inversiones no incluidas en el cálculo tarifario para el gasoducto Ballena - Cartagena (US $25,271,368) se refiere a los proyectos “Rehabilitación de Revestimientos” y “Construcciones y Mejoras al Gasoducto”.

Haciendo referencia al gasoducto Ballena - Cartagena PROMIGAS S.A. E.S.P. manifiesta:

"En teoría, el valor de la inversión debía ser entonces el costo de reposición a nuevo de tales activos, y no como lo hizo la CREG, de acuerdo con el costo de la inversión o valor en libros de la misma, ya que de esta manera se está perjudicando a la empresa.

En efecto, de un lado la comisión de Regulación de Energía y Gas, en virtud de la ficción jurídica introducida en el literal f) del artículo 3.2.1. de la Resolución 001 de 2000, asumió que la entrada en operación del gasoducto Ballena - Cartagena era el año 1994, cuando el gasoducto en realidad entró en operación en 1997, aspecto en el cual en principio estamos de acuerdo.

Lo que no resulta ni justo ni coherente, y con lo que PROMIGAS S.A. E.S.P. no puede estar de acuerdo, es el hecho que la regulación no reconozca las inversiones necesarias para mantener el activo en operación y los correspondientes costos de mantenimiento, ni tampoco el costo de reposición a nuevo de tales activos, lo cual perjudica gravemente tanto a PROMIGAS como a los usuarios y los habitantes del área de influencia del gasoducto".

En relación con lo anterior es preciso aclarar que la previsión contenida en el literal f) del artículo 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, el cual la empresa califica de "ficción jurídica", pretende mantener la estabilidad regulatoria al reconocer las mismas inversiones consideradas en la última revisión tarifaria para los gasoductos cuya tarifa se calculó con base en el Artículo 56 del Código de Petróleos.

La empresa manifiesta estar de acuerdo con la disposición regulatoria establecida en el literal f) del Artículo 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000 cuando se aplica al caso del gasoducto Ballena - Cartagena. Sin embargo, la empresa anota que 'no es justo ni coherente', y por lo tanto no está de acuerdo, que la regulación no reconozca las inversiones necesarias para mantener el activo en operación, lo cual, según la recurrente, perjudica gravemente tanto a ella como a los usuarios y los habitantes del área de influencia del gasoducto. El argumento planteado por la empresa ('…perjudica gravemente tanto a PROMIGAS S.A. E.S.P. como a los usuarios y habitantes...' ) se debe separar en dos partes: i) los posibles perjuicios para los usuarios y; ii) los posibles perjuicios para la empresa. En cuanto a la primera parte se entiende que dichos perjuicios involucrarían baja confiabilidad en la prestación del servicio y posibles accidentes que afecten los habitantes del área de influencia del gasoducto. Sin embargo, PROMIGAS S.A. E.S.P. parte de una premisa incorrecta que es la falta de ejecución de inversiones necesarias para la operación óptima del gasoducto dado que el regulador no las ha reconocido. Como se anota más adelante, el regulador ha remunerado las inversiones necesarias para mantener operando el gasoducto en óptimas condiciones. Cabe resaltar que las empresas transportadoras están obligadas a asegurar la prestación eficiente, continua y segura del Servicio de Transporte tal como se establece en el Reglamento Único de Transporte (Res. CREG-071 de 1999, numeral 4.1). Con respecto a los posibles perjuicios para la empresa se entendería que éstos son de tipo económico ya que realizaría inversiones que supuestamente no han sido remuneradas por el regulador. No obstante, la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera que no se está afectando económicamente a PROMIGAS S.A. E.S.P. con la decisión adoptada, teniendo en cuenta lo siguiente para los activos del gasoducto Ballena - Cartagena objeto del presente Recurso:

1. El tramo de gasoducto comprendido entre Ballena y Barranquilla, sin incluir Loops, entró en operación en 1977. El tramo restante, Barranquilla - Cartagena, entró en operación en 1982. De lo anterior se observa que el tramo hasta Barranquilla tiene 24 años de operación y el segundo tramo 19 años.

2. Los criterios generales utilizados para calcular las tarifas que han remunerado la inversión en tales activos fueron los establecidos en el Artículo 57 del Código de Petróleos. Dicho Artículo establece:

“El Ministerio de Minas y Petróleos, de acuerdo con cada uno de los explotadores de toda clase de oleoductos, revisará las tarifas de transporte, trasiego y almacenamiento, cada cuatro (4) años, para fijar las que hayan de regir en el período siguiente y teniendo en consideración:

a) Los gastos de sostenimiento, administración y explotación debidamente comprobados;

b) Las reservas o gastos por depreciación, amortización e impuestos, y

c) Una utilidad líquida equitativa para el empresario del oleoducto

Para determinar la utilidad líquida equitativa de cada empresario se tomará en cuenta...”

Con base en lo anterior, y como se describe en el Documento MMECRE-033 de Junio 8 de 1994, la metodología utilizada para calcular las tarifas implicaba que la inversión se debía remunerar en un período de 20 años.

3. De acuerdo con el Documento MMECRE-033 de 1994, aprobado por la Comisión de Regulación Energética –CRE-, y de conformidad con lo establecido en el Artículo 57 del Código de Petróleos, en los cálculos tarifarios se incluyó depreciación de activos en dólares corrientes. Dicha depreciación se calculó con la metodología de línea recta a 20 años.

Lo anterior significa que regulatoriamente se han expedido tarifas que permiten que la inversión realizada en el gasoducto Ballena – Barranquilla, sin incluir Loops, se haya remunerado en su totalidad y, la inversión del gasoducto Barranquilla - Cartagena se remuneraría completamente en el 2002 de continuar con la anterior metodología de cálculo tarifario. Así, de conformidad con la Resolución CREG-001 de 2000, hacia el futuro el regulador debería reconocer, para efectos tarifarios, un costo de oportunidad para dichos activos. Tal costo de oportunidad podría ser equivalente a las inversiones adicionales que se requieran para continuar operando el gasoducto en óptimas condiciones. En la Resolución CREG-018 de 2001 se reconocieron US $ 54 millones (cifras a dic. 31/99) por inversión existente en 1994 para el gasoducto Ballena – Barranquilla (sin incluir Loops) y US $ 22 millones (cifras a dic. 31/99) para el gasoducto Barranquilla - Cartagena. PROMIGAS S.A. E.S.P. prevé inversiones para mejoras y adecuación del gasoducto Ballena - Cartagena por US $ 25 millones (cifras de dic. 31/200). De adoptar esta metodología de costo de oportunidad, se concluiría que en la Resolución CREG-018 de 2001 se reconoció un costo de oportunidad, para el gasoducto Ballena - Cartagena, superior a las inversiones que se requerirían para adecuarlo.

Cabe anotar que en un negocio en marcha la depreciación se convierte en una previsión para garantizar la reposición y operación adecuada de la planta en la medida que los activos cumplen su vida útil. La metodología tarifaria basada en el Artículo 57 del Código de Petróleos reconoció los gastos requeridos de operación y mantenimiento. Así, para el caso específico del gasoducto Ballena – Barranquilla (sin Loops), el Transportador ha sido remunerado en forma tal que debe garantizar la operación adecuada del gasoducto incluso después de estar depreciado. Es de anotar que si la depreciación se realiza sobre dólares corrientes no se reconocería la actualización de costos. Sin embargo, estimativos preliminares para el gasoducto Ballena - Cartagena indican que el valor reconocido en la anterior revisión tarifaria (Resolución CRE-019 de 1994) es favorable para el Transportador si se compara con valores actualizados, desde la entrada en operación de cada activo, con el índice PPI (Producer Price Index de Estados Unidos, series ID: WPSSOP3200).

En resumen se tiene que: i) el hecho de aplicar el literal f) del Artículo 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, con lo que se obtiene que la Vida Útil Normativa del gasoducto Ballena – Cartagena inició en 1994 y; ii) el hecho de reconocer el monto de inversiones consideradas en la última revisión tarifaria, no implica que se hayan desconocido inversiones. La documentación existente indica que desde la entrada en operación de estos gasoductos, el respectivo regulador (Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación Energética) reconoció en las tarifas los gastos de AOM y la depreciación correspondiente considerando períodos de depreciación de 20 años. Teniendo en cuenta los años de entrada en operación del gasoducto, se tiene que la inversión en dichos activos ha sido remunerada en su totalidad y que como negocio en marcha las provisiones de depreciación reconocidas tarifariamente deben permitir que el Transportador mantenga una adecuada operación del gasoducto sin necesidad de inversiones adicionales.

Gasoducto Cartagena - Jobo:

Antes de plantear la propuesta para atender la petición de la empresa, es pertinente considerar la situación tarifaria del gasoducto Cartagena – Jobo. Para ello es necesario mencionar que el Gasoducto Cartagena – Jobo, de 10 pulgadas y 195 kilómetros, fue construido por la ESSO Colombia Ltd. en 1965 para transportar gas del campo Jobo Tablón a la ciudad de Cartagena. En 1987 la ESSO cedió a ECOPETROL un contrato privado de transporte para transportar gas a través del gasoducto Cartagena – Jobo. En Julio de 1995 PROMIGAS S.A. E.S.P. compró este gasoducto para integrarlo a la red de transporte de Ballena – Cartagena. En la solicitud tarifaria, presentada por PROMIGAS S.A. E.S.P. en Marzo de 2000 y que originó la expedición de la Resolución CREG-018 de 2001 objeto del presente recurso, la recurrente incluyó, por primera vez, el gasoducto Cartagena – Jobo. Dado que la Resolución CREG-018 de 2001 no está en firme, PROMIGAS S.A. E.S.P. ha aplicado el cargo establecido en el contrato privado de transporte que la ESSO cedió a ECOPETROL (Radicación CREG-4778 de 2001). Así, para efectos tarifarios el gasoducto Cartagena – Jobo presenta características particulares con respecto al resto del Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P.

Con respecto a la petición presentada por PROMIGAS S.A. E.S.P. en el recurso de reposición, relacionada con el gasoducto Cartagena – Jobo, es necesario anotar que en la Resolución CREG-018 de 2001 se incluyó lo correspondiente al diagnóstico con Raspador Inteligente como parte de la Adecuación del Gasoducto y, dentro de los gastos de AO&M acorde con lo establecido en la Resolución CREG-085 de 2000. El valor de la inversión del gasoducto Cartagena - Jobo se reconoció con base en la metodología establecida en el inciso d) del numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000 relacionada con activos que ya cumplieron su Vida Útil Normativa. Al aplicar dicha metodología el costo de oportunidad que reconoció la CREG para el gasoducto Cartagena - Jobo, para efectos tarifarios, es US $ 14,004,546 (cifra de dic./99) frente a un costo de adquisición de US $ 9.5 millones (cifra de dic./99) según reporte de PROMIGAS S.A. E.S.P. (ver documento CREG-037 de 2001, pg. 293). La diferencia en las anteriores cifras constituye el valor que el regulador reconoció a la empresa para sufragar costos de adecuación del gasoducto.

En el recurso PROMIGAS S.A. E.S.P. manifiesta que las inversiones adicionales al costo de adquisición, incluidas en el costo de oportunidad reconocido por la CREG, no son suficientes para adecuar el gasoducto y por tanto solicita decretar pruebas periciales para establecer las inversiones requeridas. Dadas las características particulares de este gasoducto, y como ya se manifestó, mediante la Resolución CREG-074 de 2001 la CREG decretó una prueba pericial para determinar el valor, y la distribución en el tiempo, de las inversiones necesarias para adecuar el gasoducto Cartagena – Jobo así como el costo de reposición a nuevo de dicho gasoducto. El Perito designado para adelantar la prueba pericial entregó el último informe del dictamen pericial el 11 de diciembre de 2001 según radicación CREG-10956 de 2001, cuyas opiniones técnicas ya se mencionaron e incorporaron en los Cargos de Transporte de que trata la presente Resolución.

e) Frente a la pretensión de modificación del artículo 8o de la Resolución 018 de 2001 y reconocimiento de los gastos de AOM reales en los que incurre PROMIGAS S.A. E.S.P., se manifiesta:

En la Resolución CREG-001 de 2000 se estable la metodología de “Análisis Envolvente de Datos – DEA- ” para estimar los gastos de AOM eficientes en las empresas de transporte de gas. Es decir, la metodología del DEA corresponde a una disposición regulatoria de carácter general. Se aclara que las pretensiones de un recurso pueden controvertir la utilización de una metodología en la obtención de un resultado más no controvertir normas de orden general, impersonal y abstracto. Por tanto, en este recurso no es procedente ninguna pretensión en el sentido de no dar aplicación a la metodología del DEA. Sin embargo, son procedentes las objeciones presentadas con respecto a la aplicación de dicha metodología. Dichas objeciones se aclaran a continuación.

PROMIGAS S.A. E.S.P expone en sus argumentos que:

"no es clara ni la metodología ni la forma como se determinó el mecanismo de frontera de eficiencia, en la medida que el documento CREG-032 de 2001, a pesar de ser utilizado como fundamento para la expedición de la Resolución CREG-018 de 2001 no fue puesto en conocimiento de PROMIGAS…"

Sobre el particular se debe anotar que el detalle de la aplicación de la metodología de frontera de eficiencia se expuso a los transportadores, incluido PROMIGAS S.A. E.S.P., en agosto de 2000 en las oficinas de la CREG. Adicional a la exposición se entregó a cada transportador copia del documento que contiene, entre otros, explicación de la metodolología de Análisis Envolvente de Datos, selección de la muestra internacional de empresas de transporte de gas natural y aplicación del modelo para evaluar los gastos de AO&M eficientes en las empresas nacionales. De otra parte, el documento CREG-032 de 2001, en el cual se presentan los resultados finales de la aplicación de la metodología de frontera de eficiencia, siempre ha estado a disposición de los agentes para consulta dentro de los términos legales vigentes. Según lo establecido en el Código Contencioso Administrativo, la notificación de un Acto Administrativo no comprende, ni impone la obligación de entregar copia de toda la documentación que forma parte de la actuación que dio origen al Acto Administrativo notificado.

De otra parte, la metodología establecida en la Resolución CREG-001 de 2000 para calcular el Cargo Fijo que remunera los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento -AO&M- se basa en una proyección de gastos AO&M estimados por la respectiva empresa para cada año del Horizonte de Proyección; dicha proyección puede desviarse de los gastos "reales" en los que incurrirá la empresa. Adicionalmente, la CREG debe reconocer únicamente los gastos de AO&M que resulten luego de aplicar la metodología de Análisis Envolvente de Datos, acorde con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 que corresponde a gastos de una empresa eficiente de similares características.

Sobre la aplicación de la metodología, PROMIGAS S.A. E.S.P. expone:

“1. No parece adecuado la utilización del modelo DEA para la determinación de la frontera de eficiencia como medio para definir los gastos de AO&M, dado el número de empresas a comparar y la diversa naturaleza de las mismas que distorsiona los resultados del modelo”.

Como se anota, la recurrente “no le parece” adecuada la utilización del DEA dado el número de empresas a comparar y la diversa naturaleza de las mismas. Sin embargo, la recurrente no menciona por qué el número de empresas y la diversa naturaleza de las mismas distorsiona los resultados. No se observa que el recurrente haya basado su argumento en un estudio detallado de la aplicación del modelo, expuesta y debidamente documentada por la CREG en agosto de 2000. Cabe recordar que para la aplicación de la metodología se partió de una muestra internacional de 116 empresas dedicadas a la actividad de transporte de las cuales, como resultado de la depuración realizada, se utilizó una muestra internacional de 22 empresas justamente para no distorsionar los resultados del modelo.

“2. La comparación de las empresas de transporte colombianas con empresas de transporte de los Estados Unidos, no resulta justa, así como tampoco metodológicamente correcta ya que obviamente nos encontramos ante dos riesgos "país" diferentes, dos economías completamente contrapuestas y dos sistemas contables distintos”.

Es importante aclarar que la metodología del DEA, aprobada mediante Resolución CREG-001 de 2000, evalúa la eficiencia relativa de un grupo de empresas transportadoras mediante la construcción de una frontera de eficiencia relativa. De otra parte, el riesgo país es una variable que incide en la rentabilidad de una compañía, más no en la eficiencia de la misma, lo cual está debidamente reconocido en las tasas de costo de capital estimadas acorde con lo establecido en la Resolución CREG-007 de 2001. Con respecto a los sistemas contables el recurrente no se precisan las diferencias, dentro de la muestra seleccionada, que pudieran estar afectando los resultados del DEA. Sin embargo, en el proceso de depuración se incluyeron rubros estándares en el área contable y en aquellos donde puedan existir diferencias se reconocieron en forma independiente de la frontera, como es el caso de los impuestos.

“3. Se desconoce completamente la forma como la Comisión de Regulación de Energía y Gas comparó las cifras, especialmente en lo que tiene que ver con factores tales como la devaluación y si tuvo en cuenta elementos tales como tasas cruzadas para determinar la coherencia en los datos introducidos al modelo. En este sentido, la definición de la frontera de eficiencia definida de acuerdo con la lectura que funcionarios de la CREG realizaron de la página web de la FERC, resulta demasiado simplista y a todas luces injusta, ya que no permite contrastar la realidad del universo de empresas americanas con aquellas colombianas objeto de análisis”.

En primer término se debe aclarar que factores como la devaluación no afectan los datos utilizados para establecer la frontera de eficiencia ya que dichos datos corresponden a un corte transversal o datos de un solo año para las empresas de la muestra. De otra parte, la CREG no leyó la definición de frontera de eficiencia de la página web de la FERC; lo que hizo la CREG fue tomar y analizar la información publicada en la página web de la FERC que sirvió de base para alimentar el modelo y establecer la frontera de eficiencia. Así mismo, es equivocado el adjetivo "simplista" que utiliza la empresa para referirse a la frontera de eficiencia establecida por la CREG, si se considera que se analizó información de 116 empresas dedicadas a la actividad de transporte en Estados Unidos; información procesada y publicada con la rigurosidad de una entidad como la FERC.

"4. La comparación entre sí de las empresas de transporte colombianas, no resulta siempre adecuada, si, como lo hizo la CREG, no se tiene en cuenta el tamaño relativo tanto de la empresa como del gasoducto, ni la naturaleza del mismo. De acuerdo con lo anterior, no resulta viable definir, como aparentemente lo hizo la CREG, que PROMIGAS tiene una eficiencia de 89% respecto de una empresa como Transoriente, al cual le fue aprobado el 100% de los costos AO&M, cuando los sistemas de gasoductos de dichas empresas son radicalmente diferentes todas las cuales, se insiste, hacen que la comparación simplemente no sea posible”.

Como se expuso a los transportadores en Agosto de 2000, el modelo DEA seleccionado incluye retornos variables a escala lo cual incorpora la diferencia de tamaños en las empresas de la muestra. Es decir, las comparaciones se hacen por grupos acorde con su tamaño evaluado a través de las variables seleccionadas.

“5. Los gastos de AOM definidos por la CREG no tienen en cuenta ni los riesgos ni las responsabilidades que la CREG le impone al transportador a través de medidas como la inscripción en el mercado de energía mayorista y los consecuentes costos asociados que tiene el seguimiento del mercado eléctrico así como la participación en el mismo, elementos éstos que no son comunes para todos los transportadores colombianos y mucho menos para las empresas americanas con las cuales se comparó a la industria colombiana”.

Los únicos costos que tienen relación directa con disposiciones regulatorias son los ocasionados por el Boletín Electrónico de Operaciones. Dichos costos no fueron incluidos dentro de la frontera de eficiencia; es decir, se reconocen en su totalidad tal como lo establece la Resolución CREG-085 de 2000.

De lo anterior se tiene que la Comisión dio aplicación a una metodología de carácter general

Finalmente, es preciso anotar que la Dirección Ejecutiva de la Comisión procedió a entregar a la empresa toda la información relacionada con la frontera de eficiencia según oficio MMECREG-971 de 2001. Así mismo,

f) Frente a la pretensión de aclaración de la situación jurídica de la red de Mamonal de propiedad de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., se presentan los siguientes argumentos:

Es pertinente aclarar la situación tarifaria de los gasoductos de PROMIGAS S.A. E.S.P. que conforman la Red de Mamonal. Dichos gasoductos fueron construidos por la ESSO Colombia Ltd. en 1965 con el fin de atender la demanda de gas natural del sector industrial ubicado en la zona de Mamonal. Estos gasoductos están integrados al tramo Cartagena – Jobo, adquirido por PROMIGAS S.A. E.S.P. en 1995. En 1987 la ESSO cedió a ECOPETROL un contrato privado de transporte para transportar gas a través del gasoducto Cartagena – Jobo y Red de Mamonal. Actualmente la Red de Mamonal no tiene tarifa aprobada por la CREG. PROMIGAS S.A. E.S.P. ha aplicado el cargo establecido en el contrato privado de transporte que la ESSO cedió a ECOPETROL (Radicación CREG-4778 de 2001).

Con respecto a los argumentos planteados por la recurrente es necesario aclarar que en la Resolución CREG-018 de 2001 no se estableció si la Red de Mamonal es un Sistema de Transporte ó un Sistema de Distribución. El parágrafo del Artículo 1 de la Resolución en Comento, se encamina a excluir de dicho acto administrativo los activos de la Red de Mamonal. Corresponde a la CREG definir la situación regulatoria de tales activos en acto administrativo diferente, como en efecto se adopta en la presente Resolución. Los activos de la Red de Mamonal se excluyeron del ámbito de aplicación de la Resolución CREG-018 de 2001 pues la CREG consideró conveniente analizar en mayor detalle si dichos gasoductos corresponden a un Sistema de Transporte ó a un Sistema de Distribución.

En la sesión de Agosto 29 de 2001 la CREG realizó un análisis tendiente a clasificar la Red de Mamonal (Documento CREG-098 de 2001). De dicho análisis la CREG aprobó iniciar la determinación del Cargo Regulado de Transporte para la Red de Mamonal y, someter dicho cargo a consideración de la CREG en el momento de resolver el recurso de reposición interpuesto por PROMIGAS S.A. E.S.P. y CORELCA contra la Resolución CREG-018 de 2001, objeto del presente documento

De conformidad con lo anterior y para efectos de estimar el cargo de transporte para la Red de Mamonal, se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Se incluyen las cifras de inversión y gastos de AOM establecidos en el documento CREG-037 de 2001.

2. Se incluyen las cifras de demandas establecidas en el documento CREG-037 de 2001.

3. De acuerdo con la definición de Sistema Regional de Transporte –SRT-, establecida en la Resolución CREG-008 de 2001, y considerando que los gasoductos de la Red de Mamonal tienen diámetros inferiores a 16 pulgadas, dicha Red corresponde a un SRT.

4. Mediante comunicación radicada internamente bajo el número CREG-10900 de 2001, PROMIGAS S.A. E.S.P. reportó la Capacidad Máxima de Mediano Plazo para la Red de Mamonal de acuerdo con los parámetros establecidos en la Resolución CREG-008 de 2001. De lo anterior se obtuvo un Factor de Utilización de 99% para dicha Red. Con base en lo anterior y considerando que el Factor de Utilización Normativo para SRTs es 40% (Res. CREG-085 de 2000), para efectos tarifarios se consideran las demandas reportadas por PROMIGAS S.A. E.S.P. las cuales, donde es necesario, se acotan al valor de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo reportada por la empresa.

Se incluye en la Red de Mamonal el tramo Atunes – Corelca, propiedad de ECOGAS a la fecha de esta revisión tarifaria. Cabe anotar que en la Resolución CREG-018 de 2001 se incluyó el 55% de la inversión de dicho tramo tal como se indica en el documento CREG-037 de 2001 (página 328)

En los anexos 6, 7 y 8 de la presente Resolución se indican las respectivas cifras.

g) Frente a la pretensión de aclaración del parágrafo 2 del artículo 3o de la Resolución 018 de 2001, se manifiesta:

La recurrente anota que el parágrafo 2 del Artículo 3o. de la Resolución CREG-018 de 2001 debe ser aclarado en el sentido que se cumpla lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994. El mencionado parágrafo señala:

"Parágrafo 2: La ejecución de inversiones no incluidas en el Programa de Nuevas Inversiones presentado por el Transportador para los Cargos establecidos en esta Resolución, requerirá aprobación por parte de la CREG, sin que ello de lugar a revisión de estos Cargos durante el respectivo período tarifario".

Sobre el particular la Comisión, mediante Resolución CREG-073 de 2001, modificó el numeral 3.2.3 de la Resolución CREG-001 de 2000 el cual se refería a la ejecución de inversiones no previstas en el programa de nuevas inversiones. Se considera que con la modificación aprobada mediante la Resolución CREG-073 no es necesaria la disposición establecida en el parágrafo 2 del Artículo 1o. de la Resolución CREG-018 de 2001. Por tanto es necesario derogar el mencionado parágrafo.

h) Frente a la pretensión de incluir una actualización de la tarifa de Transporte con base en el indicador CPI, se presentan los siguientes argumentos.

Y;

i) Frente a la pretensión de modificar el artículo 5 de la Resolución CREG-018 de 2001 y conocer las base utilizadas para determinar el cálculo de las tasas de rentabilidad, se manifiesta:

No es procedente acoger las pretensiones presentadas por la empresa en razón a que los índices de actualización de tarifas y las tasas de rentabilidad corresponden a metodologías generales establecidas en las Resoluciones CREG-001 de 2000 y CREG-007 de 2001 respectivamente. Las pretensiones de un recurso pueden controvertir la utilización de una metodología en la obtención de un resultado más no controvertir normas de orden general, impersonal y abstracto.

II.2.  POR CORELCA

En relación con las solicitudes contenidas en el recurso impetrado por CORELCA, se manifiesta:

Mediante comunicación radicada en la Comisión bajo el número CREG-1506 de marzo 1 de 2000, PROMIGAS S.A. E.S.P. presentó a la CREG su solicitud tarifaria para el período 2000-2005. En dicha propuesta la empresa reportó la Demanda Esperada de Volumen y la Demanda Esperada de Capacidad correspondiente al plan de inversiones previsto. Mediante comunicación MMECREG-0928 de abril 11 de 2000 la Comisión solicitó a la empresa, entre otros, revisar las proyecciones de demanda y reportar la demanda de capacidad y volumen previstas por PROMIGAS S.A. E.S.P. para cada una de las plantas termoeléctricas que atiende dicha empresa. Con base en lo anterior, mediante comunicación radicada bajo el número CREG-4623 de 2000, PROMIGAS S.A. E.S.P. reportó las demandas de gas consideradas por la empresa para las plantas termoeléctricas de la Costa Atlántica, como se indica en las tablas 2 y 3 (para efectos del presente análisis se muestra la proyección de demanda hasta el 2010).

Posteriormente la empresa, mediante comunicación radicada en la Comisión bajo el número 4969 de junio 22 de 2000, da alcance a la información reportada en marzo 1 de 2000. En esta información PROMIGAS S.A. E.S.P. incluye nuevas inversiones por US $32.7 millones (cifras de dic. De 1999) para ampliar la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Cartagena, correspondientes a los siguientes proyectos: i) nuevo compresor en Palomino, ii) compresor en Galapa, y iii) loop Los Muchachitos. La empresa argumenta que la ejecución estos proyectos es necesaria para cumplir con los requerimientos de capacidad en firme solicitados por las empresas CORELCA y TERMOCARTAGENA. Así mismo, presenta nueva información sobre demandas esperadas de volumen y capacidad sin desagregar por plantas para el caso termoeléctrico.

En la tabla 4 se indican las nuevas demandas reportadas por PROMIGAS S.A. E.S.P. para el sector termoeléctrico y las demandas totales presentadas en las tablas 2 y 3. Se observa que en la nueva información la empresa no modificó, con respecto a la presentada según radicación CREG-4623 de 2000, la demanda esperada de volumen para el sector termoeléctrico. Con respecto a la demanda esperada de capacidad se observa una ligera disminución en algunos de los años del período indicado (2000 – 2010). Ante esta situación la Dirección Ejecutiva de la CREG solicitó, mediante comunicación MMECREG-1588 de 2000, la justificación detallada de las inversiones por US $32.7 millones ya que no se observan variaciones en demanda que justifiquen la necesidad de expandir el gasoducto Ballena – Cartagena. Mediante comunicación radicada en la Comisión bajo el número CREG-5802 de 2000, la empresa ratifica las demandas de volumen y capacidad reportadas en la comunicación con radicación CREG-4969 de 2000, manifestando que la nuevas inversiones son necesarias para disponer de una capacidad nominal de 534 MPCD para atender la demanda máxima de capacidad que todas las empresas contratantes soliciten. Además PROMIGAS S.A. E.S.P. indica que acorde con la Ley 142 de 1994 y sus normas complementarias, la empresa está obligada a atender los requerimientos de capacidad recibidos por los remitentes que en este caso corresponden a CORELCA y TERMOCARTAGENA.

Por otra parte, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y CREG-085 de 2000, la CREG realizó, en enero de 2001, la verificación de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P. en las oficinas de dicha empresa [Ayuda Memoria de enero 16 de 2001, titulada “Verificación de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del Sistema Troncal de Gasoductos de PROMIGAS”, presentada en el documento CREG-037 de Febrero 20 de 2001]. De dicha revisión PROMIGAS S.A. E.S.P. y la CREG concluyeron que para el próximo período tarifario no es necesario ejecutar inversiones adicionales en expansión para atender la demanda esperada de capacidad reportada por PROMIGAS S.A. E.S.P. en la comunicación con radicación CREG-4969 de 2000. En consecuencia la empresa aplazó la decisión de ejecutar la inversión de US $32.7 millones de dólares, tal como se deduce de la comunicación con radicación CREG-391 de 2001 donde PROMIGAS reportó a la CREG el programa de nuevas inversiones para el período 2001 – 2005, el cual no incluye la inversión de US $32.7 millones. En esta misma comunicación (radicación CREG-391 de 2001) PROMIGAS S.A. E.S.P. reporta nuevas demandas de capacidad y volumen las cuales son prácticamente similares (durante el período 2001 – 2010) a las presentadas en comunicación con radicación CREG-4969 de 2000 para el sector termoeléctrico (ver tabla 5). De conformidad con la metodología establecida en las Resoluciones CREG-001 y CREG-085 de 2000, para efectos de calcular los Cargos Regulados aprobados mediante la Resolución CREG-018 de 2001 se tuvieron en cuenta las últimas demandas reportados por PROMIGAS S.A. E.S.P. (radicación CREG-391 de 2001).

Es así como la empresa aumentó el programa de nuevas inversiones pero no aumentó las demandas esperadas de volumen y capacidad, lo cual no es consistente con la metodología de cálculo de cargos regulados establecida en la Resolución CREG-001 y CREG-085 de 2000. En particular, el Artículo 9o. de la Resolución CREG-085 de 2000, el cual modificó el Artículo 4o. de la Resolución CREG-001 de 2000, establece:

“ARTÍCULO 9o. DEMANDAS ESPERADAS DE CAPACIDAD Y VOLUMEN. Modifícase el Artículo 4o. de la Resolución CREG 001 de 2000 en los siguientes términos:

ARTÍCULO 4o.- DEMANDAS ESPERADAS DE CAPACIDAD Y VOLUMEN. La empresa reportará, para el Horizonte de Proyección, de tres a cinco escenarios de proyección de demanda, en forma separada para la inversión existente y para el Programa de Nuevas Inversiones, los cuales deberán incluir: volúmenes anuales (expresados en miles de pies cúbicos) y Demandas Máximas de Capacidad (expresada en miles de pies cúbicos día) desagregados conforme al Anexo 1. Estos escenarios estarán debidamente justificados (considerando variables tales como: escenarios hidrológicos, proyecciones macroeconómicas, escenarios de sustitución de los Agentes, entre otros) e incluirán la probabilidad de ocurrencia de los mismos. Con base en lo anterior, se calcularán la Demanda Esperada de Capacidad y la Demanda Esperada de Volumen.

La CREG analizará esta información, así como los contratos de transporte vigentes, la confrontará con información suministrada por la empresa en la última revisión tarifaria y podrá exigir al Agente explicaciones y correcciones de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición. En todo caso, no se admitirán Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen inferiores a aquellas que resulten de aplicar el Factor de Utilización Normativo que se define en el numeral 4.1 de la presente Resolución. Para el cálculo de los cargos de transporte no se incluirá el transporte correspondiente a las pérdidas de gas.

Parágrafo: Para el cálculo de la Demanda Esperada de Capacidad y de la Demanda Esperada de Volumen en Sistemas Troncales de Transporte, la Comisión establecerá un escenario de proyección conformado por las proyecciones de demanda de gas elaboradas por la UPME para sectores de consumo de gas diferentes al sector termoeléctrico y la proyección de demanda de gas más probable para el sector termoeléctrico, elaborada por el Centro Nacional de Despacho. Al escenario de proyección elaborado en la forma descrita en el presente parágrafo se le asignará una probabilidad de ocurrencia del 20% y se considerará junto con los escenarios propuestos por los transportadores para el cálculo de la Demanda Esperada de Volumen y de la Demanda Esperada de Capacidad”.

Las anteriores disposiciones regulatorias indican que para los cálculos tarifarios la CREG debe considerar las demandas reportadas por la respectiva empresa y el Centro Nacional de Despacho. Es decir, en el cálculo tarifario la Comisión no podría modificar unilateralmente las demandas.

Con respecto a la responsabilidad en la expansión de un Sistema de Transporte es necesario considerar las siguientes disposiciones regulatorias:

1. El Reglamento Único de Transporte (Resolución CREG-071 de 1999) establece los criterios relacionados con el acceso y prestación de servicios de transporte. En particular, los numerales 2.1.1 y 2.2.1.1 del RUT establecen:

“2.2.1 Asignación de Capacidad Disponible Primaria

Siempre que exista Capacidad Disponible Primaria el Transportador deberá ofrecerla a los Remitentes que la soliciten. Si el Transportador llegare a recibir solicitudes firmes de servicio de transporte que superen la Capacidad Disponible Primaria, dicha Capacidad deberá asignarse mediante un proceso de Subasta. Tal Subasta deberá efectuarse dentro de los tres meses siguientes al recibo de dos o más solicitudes de transporte y se llevará a cabo de conformidad con los principios de eficiencia económica y neutralidad establecidos por la Ley. Los términos y condiciones de la Subasta deberán ser aprobados previamente por la CREG y una vez aprobados deberán ser publicados en el Manual del Transportador.

2.2.1.1 Respuesta a la solicitud de servicio

El Transportador debe responder por escrito a toda nueva solicitud de servicio proveniente de un Remitente Potencial o de un Remitente existente que demande capacidad adicional, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud. La respuesta contendrá:

a) Confirmación que existe Capacidad Disponible Primaria, especificando los cargos, términos y opciones contractuales bajo las cuales se suministrará el servicio; o

b) Aviso informando que es necesario realizar análisis previos antes de responder la solicitud, debiendo comunicar al Remitente Potencial sobre la naturaleza de los mismos; el programa contemplado para completar los análisis; y el tiempo que se tomarán para efectuarlos, el cual no podrá ser mayor a tres meses. Si la respuesta es negativa, se adelantará el procedimiento previsto en el literal siguiente;

c) Notificación que no existe Capacidad Disponible Primaria para satisfacer la solicitud. En este caso el Transportador deberá comunicar por escrito al Remitente Potencial aquellos aspectos de la solicitud que no pueden ser satisfechos, justificando las razones de su negativa e indicando, las opciones de expansión requeridas, sus costos asociados y cual sería la posible fecha de entrada en operación en caso de acometerse el proyecto. El Remitente Potencial que requiera la capacidad debe ser incluido en el Boletín Electrónico de Operaciones respectivo. El CPC mantendrá por un año, renovable por parte del interesado, el nombre del Remitente Potencial, la capacidad requerida, sus términos y opciones contractuales, y su prioridad de atención. En todo caso, el Transportador estará obligado a prestar el servicio si la solicitud es técnica y financieramente factible”.(Subraya fuera de texto).

2. El Artículo 2 de la Resolución CREG-007 de 2001, la cual modificó las tasas de costo de capital invertido establecidas en el numeral 3.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, estipula:

"3.1 Costo de capital invertido

La CREG utilizará dos tasas de costo del capital invertido para la determinación de los cargos de transporte: una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad –Tkc- y una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de volumen –Tkv-, referidas a dólares constantes antes de impuestos. La primera tasa será utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar el capital invertido y los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento a través de cargos fijos por derechos de capacidad en firme. La segunda tasa será utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar el capital invertido a través de cargos variables por volumen transportado”.(Subraya fuera de texto)

De las anteriores normas regulatorias se tiene que el Transportador debe prestar el servicio de transporte si la solicitud del interesado es técnica y financieramente factible (literal c) del numeral 2.2.1.1 del RUT). Así mismo, de lo establecido en el Artículo 2 de la Resolución CREG-007 de 2001, se deduce que las parejas de cargos regulados de que trata la Resolución CREG-001 de 2000 aplican sobre la capacidad contratada en firme. Es decir, debe existir un contrato de transporte en firme que garantice la remuneración del respectivo activo al Transportador. Por tanto, el contrato en firme se convierte en el instrumento que asegura la factibilidad financiera para el Transportador. Así, la Comisión no podría obligar la ejecución de una inversión que no sea financieramente factible para el Transportador por la ausencia de contrato de transporte en firme.

De los argumentos expuestos se observa que la Comisión se ajustó estrictamente a las disposiciones regulatorias aplicables a la actividad de transporte (Resolución CREG-001 de 2000 y normas modificatorias de ésta, y el RUT) para efectos de calcular los Cargos Regulados aprobados mediante la Resolución CREG-018 de 2001. En tal sentido, se considera que en caso de existir alguna posible violación sobre el derecho de libre acceso solicitado por CORELCA, éste puede interponer la queja ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Finalmente, mediante comunicación radicada internamente bajo el número CREG-1423 del 15 de Febrero de 2002, el representante legal de CORELCA desistió del recurso de reposición que interpuso contra la Resolución CREG-018 de 2001 mediante radicación CREG-2131 de Marzo 15 de 2001. El representante legal de CORELCA no presenta ninguna explicación para la anterior determinación. Adicionalmente, mediante comunicación con radicación CREG-1950 de Marzo 5 de 2002, PROMIGAS manifiesta a la Comisión que el costo de las inversiones requeridas para garantizar la disponibilidad de transporte a CORELCA no las involucra en la base tarifaria para evitar incrementos tarifarios a sus clientes.

II.3.  POR CERRO MATOSO S.A.

En relación con las solicitudes contenidas en las consideraciones presentadas por CERRO MATOSO S.A., se manifiesta:

Con relación a la solicitud de incluir el gasoducto Jobo – Cerro Matoso como parte de los gasoductos regionales, mediante comunicación con número MMECREG 2269 de 2001, la Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas le informó a la empresa que de conformidad con el Artículo 9o de la Resolución CREG-001 de 2001, se tienen las siguientes opciones:

· Convertirse en transportador y solicitar a la Comisión aprobación de los cargos regulados correspondientes.

· Conservar su propiedad y ser remunerado por el transportador que los utilice.

· Vender los activos.

En atención a la solicitud de establecer un esquema tarifario que mantenga un cargo estampilla para los consumidores existentes y se establezca una señal de distancia para los nuevos proyectos, se considera que la metodología contenida en la Resolución CREG-001 de 2000 no permite el establecimiento de tarifas distintas para remunerar inversión existente y para remunerar nuevas inversiones ni para dar un trato discriminatorio a los usuarios según su aparición en el tiempo. Así, la CREG al expedir la Resolución CREG-018 de 2001 estaba en la obligación de darle cumplimiento al acto administrativo donde se establece la metodología general, el cual goza de presunción de legalidad.

Con respecto a la pretensión de incluir el 100% de gasoductos regionales dentro del cargo estampilla durante los cinco años del periodo tarifario, es necesario considerar que:

· Los gasoductos regionales que se derivan del tramo Cartagena-Jobo representan aproximadamente un 60% de la inversión existente y futura en los gasoductos regionales, reconocidos en la Resolución CREG-018 de 2001.

· La inversión en gasoductos regionales que se derivan del tramo Cartagena – Jobo equivale a 96% de la inversión del gasoducto “principal” Cartagena – Jobo, reconocida en la Resolución CREG-018 de 2001. El anterior porcentaje es importante si se compara con el gasoducto Ballena – Cartagena donde la inversión en los gasoductos regionales que se derivan de dicho tramo equivale a 8% de la inversión del gasoducto troncal Ballena – Cartagena reconocida en la Resolución CREG-018 de 2001.

· La demanda esperada de capacidad y volumen para el tramo Cartagena-Jobo no supera el 10% de la demanda total del sistema de transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P., considerada para adoptar la Resolución CREG-018 de 2001.

Que por los hechos anotados, los cargos aprobados por la Resolución CREG-018 de 2001 ameritan un ajuste que se refleje principalmente en los Cargos Regulados aplicables a los usuarios del tramo Cartagena – Jobo. Para lo anterior es conveniente adoptar una sola agrupación de gasoductos regionales con tarifa estampilla única que remunere las respectivas inversiones. Así, todos los usuarios del sistema de transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P sufragan este costo.

Así las cosas, la CREG considera adecuado darle curso a esta pretensión, para lo cual se hace necesario establecer una única tarifa estampilla que remunere las inversiones en gasoductos regionales, de tal forma que todos los usuarios del Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P., sufraguen este costo.

Con base en lo anterior, la presente Resolución modifica los Artículos 1o. a 9o. de la Resolución CREG-018 de 2001.

Que de conformidad con lo estipulado en la parte final del Artículo 73 del Código Contencioso Administrativo y teniendo en cuenta que:

· El Artículo 6o. de la Resolución CREG-085 de 2000, prevé que las inversiones en terrenos y demás inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres se excluyen de la Inversión Base y que dichas inversiones se deben remunerar como un gasto de AO&M correspondiente al 11.5% del valor catastral reportado por la empresa.

· Mediante comunicación radicada internamente bajo el número CREG-9398 de 2000, PROMIGAS S.A. E.S.P. informó a la CREG que el valor catastral de las inversiones en terrenos y demás inmuebles es US $ 1,757,467 (cifras de dic. /99).

· De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-085 de 2000, de la anterior cifra se deben considerar US $ 202,108.7 como gastos de AOM que se evalúan con la metodología de frontera de eficiencia. Para incluir el anterior valor (US $ 202,108.7) en los gastos de AOM totales de la empresa, es necesario convertirlo a pesos pues los gastos de AOM se deben expresar en pesos.

· En los cálculos tarifarios aprobados mediante la Resolución CREG-018 de 2001, no se realizó la conversión de dólares a pesos, lo cual se constituye en un error aritmético.

· En el numeral 3.1 del Artículo 3o de la Resolución CREG-018 de 2001 se indica un monto de US $ 210,071,352 (dólares de diciembre 31 de 2000) como inversión existente para el STT. En el Anexo 1 de la mencionada Resolución se indica que este valor corresponde a la suma de los montos de cada tramo de gasoductos troncales. En dicho anexo no se estipula claramente si el gasoducto La Heroica – Mamonal se incluye dentro del tramo Barranquilla – Cartagena.

· Se aclara que el gasoducto La Heroica – Mamonal se incluye en el tramo Barranquilla – Cartagena.

· Se precisa que lo anterior constituye una simple inconsistencia en la presentación de los valores de inversión existente en el anexo 1 de la Resolución CREG-018 de 2001, por cuanto el monto de inversión del gasoducto La Heroica – Mamonal se incluyó en los cálculos de los Cargos aprobados mediante la Resolución CREG-018 de 2001.

· En el anexo 5 de la Resolución CREG-018 de 2001 no se indican los gastos de AOM aprobados para los gasoductos de otros Sistemas de Transporte embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P.

· Es necesario hacer explícito los gastos de AOM aprobados para los gasoductos de otros Sistemas de Transporte embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P. pues ello se requiere para que los Agentes puedan aplicar el Artículo 4o. de la Resolución CREG-085 de 2000, o aquellas disposiciones que la modifiquen, sustituyan o complementen.

En consecuencia se hace necesario modificar los Artículos 3o., 9o. y los anexos 1 y 5 de la Resolución CREG-018 de 2001 con el objeto de corregir el error aritmético, la inconsistencia en la presentación de cifras y presentar los gastos de AOM de los gasoductos de otros Sistemas de Transporte embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P.

Que en su solicitud tarifaria de Cargos Regulados de transporte (Radicación CREG-1506 de 2000) PROMIGAS S.A. E.S.P. incluyó los activos de la llamada “Red de Barranquilla”. Mediante la Resolución CREG-033 de 2001 la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó un cargo de distribución (Dt) para remunerar los activos que conforman la Red de Distribución de Barranquilla. Los activos de esta Red se consideraron como activos de distribución dado que reúnen las características de un Sistema de Distribución. En la tabla 1 se describen los activos que conforman la Red de Barranquilla y que fueron incluidos en la Resolución CREG-033 de 2001. Cabe anotar que PROMIGAS S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición contra algunos Artículos de dicha Resolución y que la CREG debe resolver simultáneamente este recurso y los recursos interpuestos contra la Resolución CREG-018 de 2001.

Tabla 6. Red de Distribución de Barranquilla (Res. CREG-033 de 2001)

Activo	Año entrada en operación	Diámetro (Pulg.)	Longitud (Km)
Gasoducto El Difícil – Barranquilla (1)	1993	12	38
Anillo Circunvalar (2)	1989	10	45
Red Petroquímica	1993	12	21
Variante Inem – La Virgencita	1998	.8

(1) Corresponde al gasoducto Barranquilla – Estación Santa Rita.

(2) Lo integran la Red Anillo Circunvalar y Red Soledad – Sabanagrande.

El gasoducto denominado El Difícil – Barranquilla en la práctica es un gasoducto que interconecta a Barranquilla con una estación denominada Santa Rita a 38 km al sur de Barranquilla. El gas transportado por este gasoducto permite atender la demanda de algunas poblaciones aledañas al mismo (e.g. Ponedera y Santo Tomás) y poblaciones ubicadas al sur de la estación Santa Rita, de lo cual se concluye que este gasoducto no cumple funciones de distribución sino de transporte. Para analizar lo anterior se consideraron las definiciones de Sistema Regional de Transporte –SRT- y Sistema de Distribución. En la Resolución CRE-008 de 2001 se establece la definición de SRT en los siguientes términos:

Sistema Regional de Transporte –SRT-: Conjunto de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de Sistemas Troncales de Transporte, Puntos de Entrada de campos de producción o Puntos de Transferencia de otros Sistemas de Transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta otro (s) Sistema (s) Regional de Transporte, Sistemas de Distribución, la conexión de Usuarios No Regulados, Sistemas de Almacenamiento o que interconectan Sistemas de Distribución. Los Sistemas Regionales de Transporte no incluirán activos pertenecientes a Sistemas de Distribución.

Por su parte, en la Resolución CREG-057 de 1996 se define el Sistema de Distribución en los siguientes términos:

Sistema de Distribución: Es una red de gasoductos que transporta gas combustible desde un sitio de acopio de grandes volúmenes, o desde un sistema de transporte o gasoducto hasta las instalaciones del consumidor final, incluyendo su conexión y medición.

Cabe anotar que el gasoducto El Difícil – Barranquilla cubre principalmente la demanda de gas para poblaciones atendidas por el distribuidor de la zona (Gases del Caribe S.A. E.S.P.). Es decir, la función principal de dicho gasoducto no es la de llevar gas hasta las instalaciones del consumidor final sino la de llevar gas hasta Sistemas de Distribución (poblaciones atendidas por la empresa Gases del Caribe S.A. E.S.P.). Con base en lo anterior y teniendo en cuenta las definiciones anotadas, se deduce que la definición regulatoria más apropiada para dicho gasoducto es la de Sistema Regional de Transporte. Así, se realiza el respectivo ajuste con respecto a lo establecido en la Resolución CREG-033 de 2001. Es decir, incluir el tramo denominado El Difícil – Barranquilla como parte del Sistema Regional de Transporte reconocido en la Resolución CREG-018 de 2001.

Teniendo en cuenta lo anterior, y considerando las cifras consignadas en la Resolución CREG-033 de 2001, es necesario establecer las cifras de inversión y gastos de AOM correspondientes a dicho gasoducto, como se muestra a continuación:

Inversión

Se considera la inversión reconocida para el cálculo tarifario aprobado mediante la Resolución CREG-033 de 2001. Lo anterior incluye el programa de nuevas inversiones asociado a dicho tramo (protección catódica y Variante Sabanagrande – Santo Tomás – Palmar de Varela). La asignación de nuevas inversiones en protección catódica se realiza a prorrata de la longitud del gasoducto. En la tabla 7 se indican las respectivas cifras.

Gastos de AOM

Se consideran los gastos en AOM reconocidos para el cálculo tarifario aprobado mediante la Resolución CREG-033 de 2001. Dado que en dicha Resolución se indica una sola cifra de gastos en AOM para toda la Red de Barranquilla, se asigna lo correspondiente al gasoducto El Difícil – Barranquilla a prorrata de su longitud. Así, el monto anual de gastos de AOM corresponde a Col. $ 99,898,834 (cifras de dic. 31 de 1999).

Que de conformidad con:

· El Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años.

· El Artículo 62 numeral 2o del Código Contencioso Administrativo, los actos administrativos quedan en firme una vez se decidan los recursos interpuestos

Y teniendo en cuenta que:

· La Resolución CREG-018 de 2001, establece cargos regulados para cada uno de los años del periodo 2001 a 2005.

· La Resolución CREG-018 de 2001, queda en firme una vez se notifique la presente Resolución.

· El tiempo utilizado para el trámite administrativo tendiente a resolver el recurso se extendió más allá de lo previsto.

Se concluye que el periodo tarifario se contabilizará a partir de la firmeza del presente acto administrativo.

Que la Comisión, en sesión No. 181 del día 20 de marzo de 2002, aprobó modificar los cargos regulados para el Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P., aprobados mediante la Resolución CREG-018 de 2001, y aprobar los Cargos Regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de Transporte de gas natural que se efectúa a través de los gasoductos que conforman la Red de Mamonal;

Con fundamento en lo anterior,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar los Artículos 1o. a 9o. de la Resolución CREG-018 de 2001, los cuales quedarán así:

“ARTÍCULO 1o. AMBITO DE APLICACIÓN. Mediante la presente Resolución se aprueban los Cargos Regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de Transporte de gas natural, que se efectúa a través de los gasoductos del Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P. y de los gasoductos de otros Sistemas de Transporte embebidos en el Sistema de esta empresa, los cuales se relacionan en el Anexo 2 de esta Resolución.

Parágrafo: No se incluyen en esta Resolución los gasoductos o grupo de gasoductos del Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P. que se derivan del gasoducto Ballena - Barrancabermeja, los cuales se indican en el Anexo 3, y los gasoductos que conforman la “Red de Distribución de Barranquilla” distintos del gasoducto El Difícil – Barranquilla de propiedad de PROMIGAS S.A. E.S.P.

ARTÍCULO 2o. CLASIFICACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. Conforme a lo establecido en la Resolución CREG-085 de 2000, complementada por la Resolución CREG-008 de 2001, los gasoductos señalados en el Artículo 1o de esta Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo, se clasifican en Sistemas Troncales de Transporte y Sistemas Regionales de Transporte como se indica a continuación:

SISTEMA TRONCAL DE TRANSPORTE - STT

Ballena – La Mami (km 143+043)

La Mami - Barranquilla (Conexión a Termoflores) (1)

Barranquilla – Cartagena (Estación Mamonal)(2)

SISTEMAS REGIONALES DE TRANSPORTE – SRT

Gasoducto El Difícil – Barranquilla	Ramal a Camilo Torres	Las Flores (10)
Cartagena – Jobo	Magangué - Cicuco	Río Ancho (10)
Regional Guepajé-Magangué	Cicuco - Monpox	Pueblo Viejo (10)
Puerto Colombia	Ramal a Talaiga Nuevo	El Retén (10)
Baranoa	Ramal a Betulia	Tucurínca (10)
Sahagún – Montería (3)	Planeta Rica	Palermo (10)
Corozal	Turbana	Juan de Acosta - Santa Verónica (10)
Chinú	Buenos Aires	Baranoa - Juan de Acosta (10)
Galapa	María La Baja	Ramal a Tubará (10)
Luruaco	Pueblo Nuevo	Manatí (10)
Montelibano	Aracataca Fundación (7)	Ramal Colombia (10)
Sampues	Puerto Giraldo - Suan (8)	Ramal La Peña (10)
San Marcos	Usiacuri	Ramal Aguada de Pablo (10)
San Onofre	Ramal a Campeche	Santa Cruz (10)
Regional a Tolú	Ramal a Arroyo de Piedra	Santa Rita (10)
Regional a Tolú - Viejo	Caracoli	Bayunca (10)
Turbaco – Arjona	Clemencia	Bayunca - Pontezuela (10)
Regional Palomino	Ramal a Isabel López	Suán - Calamar (10)
Regional Camarones	Ramal a Pendales	Cascajal (10)
Regional Mingueo	Ramal a Molinero	Villanueva (Bolívar) (10)
Regional San Pedro (4)	Santa Catalina	Los Palmitos (10)
Regional Manaure - Uribia	Santa Rosa	Chochó (10)
Regional Dibulla	Repelón	Galeras (10)
Regional Ramal Sincé	Isabel López - Sabanalarga (9)	Granada (10)
Ramal Magangué	Pozos Colorados - Aracataca (9)	San Antero (10)
Regional a Polonuevo	Riohacha - Maicao (9)	Buenavista (10)
Chinú - Lorica (5)	Ramal a San Pedro (9)	San Carlos (10)
Corozal - San Juan Nep.(6)	Ramal El Jobo - El Llano (9)	Ayapel (10)
Ramal a Buenvista	Guepajé - Sincé - Corozal (9)	Caucasia (10)
Ramal a Juan Arias	Ramal a El Limón - Cicuco	San Pablo (10)

(1) Incluye el gasoducto troncal a Termoflores.

(2) Incluye el gasoducto La Heróica - Mamonal.  A la fecha de expedición de esta Resolución el propietario de dicho gasoducto es ECOGAS.

(3 )Incluye los ramales a Cereté y Ciénaga de Oro.

(4) Inversiones realizadas por PROMIGAS S.A. E.S.P. en el gasoducto a San Pedro.  Dichas inversiones comprenden: i) válvula de hot tap y trampa de envío; ii) trampa de recibo y estación City Gate.

(5) Incluye los ramales a San Anrés de Sotavento, Chimá, Momil y Purísima.

(6) Incluye los ramales a Morroa, Ovejas, San Jacinto y Carmen de Bolívar.

(7) Incluye los ramales a Río Frío, La Gran Vía, Orihueca, Guacamayal y Sevilla.

(8) Incluye los ramales a Puerto Giraldo, Bohórquez, Campo de la Cruz, Suan, Ponedera, Candelaria, Santa Lucía y Carreto.

(9) A la fecha de expedición de esta Resolución el propietario de dichos gasoductos es ECOGAS.

(10) Gasoductos previstos para ser ejecutados durante el período tarifario.

ARTÍCULO 3o. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base utilizada para la aprobación de los Cargos de que trata la presente Resolución, incluye:

3.1 Inversión Existente: Como inversión existente se reconocen US$ 210,071,352 (dólares de diciembre 31 de 2000) para el STT y US$ 59,514,105 (dólares de diciembre 31 de 2000) para el SRT de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 1 de esta Resolución.

3.2 Programa de Nuevas Inversiones: Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 1.1 de la presente Resolución:

Año 1		Año 2	Año 3	Año 4	Año 5
STT	36,903,642	6,835,104	866,799	1,385,225	833,345
SRT	12,990,568	6,916,167	6,426,600	6,184,436	2,537,480

NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2000

Parágrafo 1: Los Cargos Regulados que se aprueban mediante la presente Resolución, están sujetos a la ejecución del Programa de Nuevas Inversiones aquí reconocido. El incumplimiento en cualquiera de las inversiones prevista en este Programa dará lugar a los respectivos ajustes en los Cargos aprobados. La Comisión de Regulación de Energía y Gas regulará, en Resolución posterior, los ajustes a que hubiere lugar por las desviaciones que pudieren presentarse en la ejecución del Programa de Nuevas Inversiones. Para tal efecto, el Transportador deberá enviar al finalizar cada año del período tarifario los proyectos y el monto de la inversión ejecutada en el año inmediatamente anterior.

ARTÍCULO 4o. DEMANDAS ESPERADAS DE VOLUMEN Y CAPACIDAD. La Demanda Esperada de Volumen y la Demanda Esperada de Capacidad, que sirvieron de base para el cálculo de los Cargos que aquí se aprueban, de conformidad con los criterios generales aprobados por la CREG, son las presentadas en el Anexo 4 de esta Resolución.

Parágrafo: La empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. deberá informar a la CREG el incremento que se pueda presentar en la Demanda Esperada de Volumen y la Demanda Esperada de Capacidad en su Sistema de Transporte, como consecuencia de proyectos de exportación de gas natural. La Comisión evaluará dicha información y podrá realizar los ajustes tarifarios pertinentes.

ARTÍCULO 5o. TASAS DE COSTO DE CAPITAL INVERTIDO. Conforme a la metodología aprobada por la Resolución CREG-007 de 2001, se establece para PROMIGAS S.A. E.S.P. una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad de 12,952% y una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de volumen de 16.932%.

ARTÍCULO 6o. ESQUEMA DE CARGOS DE TRANSPORTE. La remuneración del servicio de transporte para los gasoductos descritos en el Artículo 1 de la presente Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo de dicho Artículo, se basa en un esquema de cargos de paso, determinados como la suma de los cargos independientes de cada tramo de gasoducto según el recorrido del flujo físico de gas y los cargos estampilla correspondientes al grupo de gasoductos regionales y troncales. Los tramos y grupos de gasoductos comprenden:

- Tramo troncal Ballena – La Mami

- Tramo troncal La Mami – Barranquilla

- Tramo troncal Barranquilla – Cartagena

- Tramo Cartagena – Sincelejo

- Tramo Sincelejo – Jobo

- Grupo de gasoductos troncales

- Grupo de gasoductos regionales

ARTÍCULO 7o. CARGOS FIJOS Y VARIABLES REGULADOS DE REFERENCIA PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN. Para remunerar los costos de inversión de los gasoductos definidos en el Artículo 1 de esta Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo de dicho Artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado, se aprueban las siguientes Parejas de Cargos Regulados para cada uno de los años del período tarifario indicados:

Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión: Primer año del período tarifario (Año 1)

% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo

0

20

40

50

60

80

100

Cargos por Distancia

Ballena - La Mami
C.F.	-	0.605	1.211	1.514	1.816	2.422	3.027
C.V.	0.011	0.009	0.007	0.006	0.004	0.002	-
La Mami - Barranquilla (1)
C.F.	-	0.946	1.892	2.365	2.837	3.783	4.729
C.V.	0.017	0.014	0.010	0.009	0.007	0.003	-
Barranquilla - Cartagena (2)
C.F.	-	0.725	1.450	1.813	2.176	2.901	3.626
C.V.	0.013	0.010	0.008	0.007	0.005	0.003	-
Cartagena - Sincelejo
C.F.	-	2.336	4.671	5.839	7.007	9.343	11.678
C.V.	0.039	0.031	0.023	0.020	0.016	0.008	-
Sincelejo - Jobo
C.F.	-	1.617	3.234	4.043	4.852	6.469	8.086
C.V.	0.027	0.022	0.016	0.014	0.011	0.005	-

Cargos Estampilla

Estampilla Troncal
C.F.	-	17.947	35.895	44.869	53.842	71.790	89.737
C.V.	0.322	0.257	0.193	0.161	0.129	0.064	-
Estampilla Gasoductos Regionales
C.F.	-	3.447	6.894	8.618	10.341	13.788	17.236
C.V.	0.061	0.049	0.037	0.031	0.025	0.012	-

(1) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(2) Incluye gasoducto La Heroica - Mamonal

C.F. = Cargo Fijo expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpcd

C.V. = Cargo Variable expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpc

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión: Segundo año del período tarifario (Año 2)

% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo

0

20

40

50

60

80

100

Cargos por Distancia

Ballena – La Mami
C.F.	-	1.211	2.422	3.027	3.632	4.843	6.054
C.V.	0.022	0.018	0.013	0.011	0.009	0.004	-
La Mami - Barranquilla (1)
C.F.	-	1.892	3.783	4.729	5.675	7.567	9.458
C.V.	0.034	0.027	0.020	0.017	0.014	0.007	-
Barranquilla - Cartagena (2)
C.F.	-	1.450	2.901	3.626	4.351	5.802	7.252
C.V.	0.026	0.021	0.016	0.013	0.010	0.005	-
Cartagena - Sincelejo
C.F.	-	4.671	9.343	11.678	14.014	18.685	23.357
C.V.	0.078	0.063	0.047	0.039	0.031	0.016	-
Sincelejo - Jobo
C.F.	-	3.234	6.469	8.086	9.703	12.938	16.172
C.V.	0.054	0.044	0.033	0.027	0.022	0.011	-

Cargos Estampilla

Estampilla Troncal
C.F.	-	15.953	31.907	39.883	47.860	63.813	79.766
C.V.	0.286	0.229	0.172	0.143	0.114	0.057	-
Estampilla Gasoductos Regionales
C.F.	-	3.447	6.894	8.618	10.341	13.788	17.236
C.V.	0.061	0.049	0.037	0.031	0.025	0.012	-

(3) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(4) Incluye gasoducto La Heroica - Mamonal

C.F. = Cargo Fijo expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpcd

C.V. = Cargo Variable expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpc

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión: Tercer año del período tarifario (Año 3)

% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo

0

20

40

50

60

80

100

Cargos por Distancia

Ballena - La Mami
C.F.	-	1.816	3.632	4.541	5.449	7.265	9.081
C.V.	0.033	0.027	0.020	0.017	0.013	0.007	-
La Mami - Barranquilla (1)
C.F.	-	2.837	5.675	7.094	8.512	11.350	14.187
C.V.	0.051	0.041	0.031	0.026	0.020	0.010	-
Barranquilla - Cartagena (2)
C.F.	-	2.176	4.351	5.439	6.527	8.703	10.879
C.V.	0.039	0.031	0.023	0.020	0.016	0.008	-
Cartagena - Sincelejo
C.F.	-	7.007	14.014	17.517	21.021	28.028	35.035
C.V.	0.117	0.094	0.070	0.059	0.047	0.023	-
Sincelejo - Jobo
C.F.	-	4.852	9.703	12.129	14.555	19.406	24.258
C.V.	0.082	0.065	0.049	0.041	0.033	0.016	-

Cargos Estampilla

Estampilla Troncal
C.F.	-	13.959	27.918	34.898	41.877	55.836	69.795
C.V.	0.250	0.200	0.150	0.125	0.100	0.050	-
Estampilla Gasoductos Regionales
C.F.	-	3.447	6.894	8.618	10.341	13.788	17.236
C.V.	0.061	0.049	0.037	0.031	0.025	0.012	-

(5) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(6) Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

C.F. = Cargo Fijo expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpcd

C.V. = Cargo Variable expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpc

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión: Cuarto año del período tarifario (Año 4)

% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo

0

20

40

50

60

80

100

Cargos por Distancia

Ballena - La Mami
C.F.	-	2.422	4.843	6.054	7.265	9.686	12.108
C.V.	0.044	0.035	0.027	0.022	0.018	0.009	-
La Mami - Barranquilla (1)
C.F.	-	3.783	7.567	9.458	11.350	15.133	18.916
C.V.	0.068	0.055	0.041	0.034	0.027	0.014	-
Barranquilla - Cartagena (2)
C.F.	-	2.901	5.802	7.252	8.703	11.604	14.505
C.V.	0.052	0.042	0.031	0.026	0.021	0.010	-
Cartagena - Sincelejo
C.F.	-	9.343	18.685	23.357	28.028	37.370	46.713
C.V.	0.156	0.125	0.094	0.078	0.063	0.031	-
Sincelejo - Jobo
C.F.	-	6.469	12.938	16.172	19.406	25.875	32.344
C.V.	0.109	0.087	0.065	0.054	0.044	0.022	-

Cargos Estampilla

Estampilla Troncal
C.F.	-	11.965	23.930	29.912	35.895	47.860	59.825
C.V.	0.215	0.172	0.129	0.107	0.086	0.043	-
Estampilla Gasoductos Regionales
C.F.	-	3.447	6.894	8.618	10.341	13.788	17.236
C.V.	0.061	0.049	0.037	0.031	0.025	0.012	-

(7) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(8) Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

C.F. = Cargo Fijo expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpcd

C.V. = Cargo Variable expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpc

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión: Quinto año del período tarifario (Año 5)

% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo

0

20

40

50

60

80

100

Cargos por Distancia

Ballena - La Mami
C.F.	-	3.027	6.054	7.568	9.081	12.108	15.135
C.V.	0.055	0.044	0.033	0.028	0.022	0.011	-
La Mami - Barranquilla (1)
C.F.	-	4.729	9.458	11.823	14.187	18.916	23.645
C.V.	0.085	0.068	0.051	0.043	0.034	0.017	-
Barranquilla - Cartagena (2)
C.F.	-	3.626	7.252	9.066	10.879	14.505	18.131
C.V.	0.065	0.052	0.039	0.033	0.026	0.013	-
Cartagena - Sincelejo
C.F.	-	11.678	23.357	29.196	35.035	46.713	58.391
C.V.	0.195	0.156	0.117	0.098	0.078	0.039	-
Sincelejo - Jobo
C.F.	-	8.086	16.172	20.215	24.258	32.344	40.430
C.V.	0.136	0.109	0.082	0.068	0.054	0.027	-

Cargos Estampilla

Estampilla Troncal
C.F.	-	9.971	19.942	24.927	29.912	39.883	49.854
C.V.	0.179	0.143	0.107	0.089	0.072	0.036	-
Estampilla Gasoductos Regionales
C.F.	-	3.447	6.894	8.618	10.341	13.788	17.236
C.V.	0.061	0.049	0.037	0.031	0.025	0.012	-

(9) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(10) Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

C.F. = Cargo Fijo expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpcd

C.V. = Cargo Variable expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpc

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Parágrafo. Para establecer la Pareja de Cargos fijos y variables aplicables en un punto determinado, se suman la Pareja de Cargos fijos y variables por distancia, con las correspondientes Parejas de Cargos fijos y variables por estampilla.

ARTÍCULO 8o. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO -AO&M-. Se reconocen los gastos de AO&M presentados en el Anexo 5 de esta Resolución, los cuales incluyen el reconocimiento del 89% de los gastos de AO&M reportados por PROMIGAS S.A. E.S.P. Para determinar este porcentaje se aplicó la metodología de frontera de eficiencia definida en la Resolución CREG-001 de 2000.

Parágrafo: Los gastos de AO&M de gasoductos de otros Sistemas de Transporte incluidos en esta Resolución, se incluyen acorde con los resultados de aplicar la metodología de frontera de eficiencia al respectivo Sistema de Transporte.

ARTÍCULO 9o. CARGOS FIJOS REGULADOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO- AO&M-. Para remunerar los gastos de AO&M de los gasoductos definidos en el Artículo 1 de esta Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo de dicho Artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado, se aprueban los siguientes Cargos Regulados para cada uno de los años indicados:

Cargo Fijos que Remuneran los Gastos de AO&M: Primer año del período tarifario

Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-00/kpcd-año)
Cargo por Distancia
Ballena - La Mami	2,178
La Mami - Barranquilla (1)	2,687
Barranquilla - Cartagena (2)	5,508
Cartagena - Sincelejo	7,359
Sincelejo - Jobo	4,508
Cargos Estampilla
Estampilla Troncal	65,943
Estampilla gasoductos Regionales	6,308

(1) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(2)  Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargo Fijos que Remuneran los Gastos de AO&M: Segundo año del período tarifario

Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-00/kpcd-año)
Cargo por Distancia
Ballena - La Mami	4,356
La Mami - Barranquilla (1)	5,375
Barranquilla - Cartagena (2)	11,016
Cartagena - Sincelejo	14,718
Sincelejo - Jobo	9,017
Cargos Estampilla
Estampilla Troncal	58,616
Estampilla gasoductos Regionales	6,308

(2) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(2)   Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargo Fijos que Remuneran los Gastos de AO&M: Tercer año del período tarifario

Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-00/kpcd-año)
Cargo por Distancia
Ballena - La Mami	6,535
La Mami - Barranquilla (1)	8,062
Barranquilla - Cartagena (2)	16,524
Cartagena - Sincelejo	22,078
Sincelejo - Jobo	13,525
Cargos Estampilla
Estampilla Troncal	51,289
Estampilla gasoductos Regionales	6,308

(3) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(2)   Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargo Fijos que Remuneran los Gastos de AO&M: Cuarto año del período tarifario

Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-00/kpcd-año)
Cargo por Distancia
Ballena - La Mami	8,713
La Mami - Barranquilla (1)	10,749
Barranquilla - Cartagena (2)	22,032
Cartagena - Sincelejo	29,437
Sincelejo - Jobo	18,033
Cargos Estampilla
Estampilla Troncal	43,962
Estampilla gasoductos Regionales	6,308

(4) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(2)   Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Cargo Fijos que Remuneran los Gastos de AO&M: Quinto año del período tarifario

Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-00/kpcd-año)
Cargo por Distancia
Ballena - La Mami	10,891
La Mami - Barranquilla (1)	13,436
Barranquilla - Cartagena (2)	27,540
Cartagena - Sincelejo	36,796
Sincelejo - Jobo	22,542
Cargos Estampilla
Estampilla Troncal	36,635
Estampilla gasoductos Regionales	6,308

(5) Incluye gasoducto troncal a Termoflores.

(2)   Incluye gasoducto La Heróica - Mamonal

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

ARTÍCULO 10o. Estos Cargos no incluyen el impuesto de transporte de que trata el Artículo 26 de la Ley 141 de 1994, ni la cuota de fomento establecida por el Artículo 15 de la Ley 401 de 1997. dichos gravámenes deberán ser pagados por los sujetos pasivos señalados en las mencionadas normas.

ARTÍCULO 11o. Estos cargos deberán actualizarse de conformidad con lo establecido en el Artículo 5o. de la Resolución CREG-001 de 2000.”

ARTÍCULO 2o. Derogar el parágrafo 2 del Artículo 3o. de la Resolución CREG-018 de 2001

ARTÍCULO 3o. No acceder a las demás peticiones de PROMIGAS S.A. E.S.P. y CERRO MATOSO S.A., distintas a las reconocidas en el Artículo 1o. de esta Resolución.

ARTÍCULO 4o. CARGOS DE TRANSPORTE PARA LA RED DE MAMONAL. Mediante la presente Resolución se aprueban los Cargos Regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de Transporte de gas natural, que se efectúa a través del Sistema Regional de Transporte conformado por gasoductos que integran la Red de Mamonal, los cuales se describen en el Anexo 6 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 1o. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base utilizada para la aprobación de los Cargos de que trata el presente Artículo, incluye:

1. Inversión Existente: Como inversión existente se reconocen US$ 2,939,155 (dólares de diciembre 31 de 2000).

2. Programa de Nuevas Inversiones: Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 6 de la presente Resolución:

Año 1		Año 2	Año 3	Año 4	Año 5
SRT	75,793	60,696

NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2000

PARÁGRAFO 2o. Los Cargos Regulados que se aprueban mediante el presente Artículo, están sujetos a la ejecución del Programa de Nuevas Inversiones aquí reconocido. El incumplimiento en cualquiera de las inversiones prevista en este Programa dará lugar a los respectivos ajustes en los Cargos aprobados. La Comisión de Regulación de Energía y Gas regulará, en Resolución posterior, los ajustes a que hubiere lugar por las desviaciones que pudieren presentarse en la ejecución del Programa de Nuevas Inversiones. Para tal efecto, el Transportador deberá enviar al finalizar cada año del período tarifario los proyectos y el monto de la inversión ejecutada en el año inmediatamente anterior.

PARÁGRAFO 3o. DEMANDAS ESPERADAS DE VOLUMEN Y CAPACIDAD. La Demanda Esperada de Volumen y la Demanda Esperada de Capacidad, que sirvieron de base para el cálculo de los Cargos que se aprueban mediante el presente Artículo, de conformidad con los criterios generales aprobados por la CREG, son las presentadas en el Anexo 7 de esta Resolución.

PARÁGRAFO 4o. CARGOS FIJOS Y VARIABLES REGULADOS DE REFERENCIA PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN. Para remunerar los costos de inversión de los gasoductos definidos en el presente Artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado, se aprueban las siguientes Parejas de Cargos Regulados:

Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión

% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo	0	20	40	50	60	80	100
Red de Mamonal
C.F.	-	0.963	1.925	2.406	2.888	3.850	4.813
C.V.	0.017	0.013	0.010	0.008	0.007	0.003	-

C.F. = Cargo Fijo expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpcd               

C.V. = Cargo Variable expresado en US $ de dic. 31 de 2000 por kpc

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

PARÁGRAFO 5o. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO -AO&M-. Se reconocen los gastos de AO&M presentados en el Anexo 8 de esta Resolución, los cuales incluyen el reconocimiento del 89% de los gastos de AO&M reportados por PROMIGAS S.A. E.S.P. Para determinar este porcentaje se aplicó la metodología de frontera de eficiencia definida en la Resolución CREG-001 de 2000.

PARÁGRAFO 6o. Los gastos de AO&M de gasoductos de otros Sistemas de Transporte incluidos en este Artículo, se incluyen de acuerdo con los resultados de aplicar la metodología de frontera de eficiencia al respectivo Sistema de Transporte.

Parágrafo 7o. CARGOS FIJOS REGULADOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO- AO&M-. Para remunerar los gastos de AO&M de los gasoductos definidos en el presente Artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado, se aprueba el siguiente Cargo Regulado:

Cargo Fijos que Remuneran los Gastos de AO&M

Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-00/kpcd-año)
Red de Mamonal	6,578

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

PARÁGRAFO 8o. Los cargos indicados en el presente Artículo deberán actualizarse de conformidad con lo establecido en el Artículo 5o. de la Resolución CREG-001 de 2000.

PARÁGRAFO 9o. Estos Cargos no incluyen el impuesto de transporte de que trata el Artículo 26 de la Ley 141 de 1994, ni la cuota de fomento establecida por el Artículo 15 de la Ley 401 de 1997. Dichos gravámenes deberán ser pagados por los sujetos pasivos señalados en las mencionadas normas.

ARTÍCULO 5o. El periodo tarifario de cinco años que trata el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, se contabilizará a partir de la firmeza del presente acto administrativo.

ARTÍCULO 6o. Modificar los Anexos de la Resolución CREG-018 de 2001 como se muestran en la presente Resolución.

ARTÍCULO 7o. La presente Resolución deberá notificarse a las empresas PROMIGAS S.A. E.S.P., CORELCA, CERRO MATOSO S.A. y ECOGAS, y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución no procede recurso alguno en vía gubernativa, con excepción de los Artículos 4o. Y 5o. frente a los cuales procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., a los

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

1. Documento CREG 037 de 2001, Pg. 292

ANEXO 1.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 1.1.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 2.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 3.  

GASODUCTOS DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE PROMIGAS S.A. E.S.P.

EMBEBIDOS EN OTROS SISTEMAS DE TRANSPORTE

Fecha de Entrada		Diámetro	Longitud
Gasoducto	en Operación	(Pulg.)	(km.)
Ramal a Barranca	1996
Ramal a El Molino	1996	2	7.23
Ramal a Fonseca	1996	2	0.06
Ramal a Hato Nuevo	1996	2
Ramal a La Paz	1996	2	1.4
Ramal a Papayal	1996	2	0.06
Ramal a San Juan del Cesar	1996	2	5.62
Ramal a Urumita	1996	3	3.84
Ramal a Valledupar	1996	4	11.276
Ramal a Villanueva (Guajira)	1996	2	4.599

NOTA:  La remuneración de estos gasoductos se incluye en la Resolución de cargos de transporte del Sistema de ECOGAS.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 4.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 4.1.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 5.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 5.1.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 6.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 7.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 8.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo

ANEXO 8.1.

Ministro de Minas y Energía

LUISA FERNANDA LAFAURIE

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo