RESOLUCIÓN 79 DE 2003
(agosto 28)

Diario Oficial No. 45.318 del 22 de Septiembre de 2003

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve la solicitud de revocatoria directa de la Resolución CREG-013 de 2003, presentada por BP EXPLORATION COMPANY
<Concordancias CREG>

Ley 143 de 1994  

Ley 142 de 1994

Decreto 2253 de 1994

Decreto 1524 de 1994      

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:

Que mediante la Resolución CREG-013 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de ECOGAS E.S.P., a solicitud de dicha empresa;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los cálculos de los Cargos que se aprobaron mediante la Resolución CREG-013 de 2003, aplicando la metodología establecida en las Resoluciones CREG-001 de 2000; CREG-085 de 2000; CREG-007 de 2001 y CREG-008 de 2001, con la información reportada por ECOGAS E.S.P. para tal fin, cuyos resultados están contenidos en el Documento CREG-014 de 2003;

Que BP EXPLORATION COMPANY (en adelante BP), a través de comunicación con radicación interna CREG- E-2003-04870, solicitó la revocatoria de la Resolución CREG-013 de 2003.

Que los argumentos presentados por BP para justificar la solicitud de revocatoria directa, son los siguientes:

1. Violación de los artículos 29 de la Constitución Política y 14 del Código Contencioso Administrativo.

Al respecto la peticionaria manifiesta, entre otros, los siguientes aspectos jurídicos:

"...es necesario hacer referencia a lo dispuesto en el artículo 14 del C.C.A, conforme con el cual cuando de una petición que se le efectúe a la administración resulte que hay terceros determinados que puedan resultar afectados con la decisión que se adopte, ella está en el deber de citar a esos terceros para que se hagan parte en la correspondiente actuación administrativa...

La oportunidad que se le negó a BP de intervenir como parte en la referida actuación administrativa es la que vulnera el debido proceso, lo cual se sustenta con lo que manifestó la Corte Constitucional en Sentencia C-1026 del 26 de septiembre de 2001...

De manera que la ausencia de citación, tal y como ocurrió, no sólo vulneró lo establecido en el artículo 14 del C.C.A, sino que infringió los derechos al debido proceso y de defensa de BP respecto de la actuación administrativa que culminó con la expedición de la Resolución CREG-013 de 2003, razón por la cual se solicita, en forma respetuosa, su revocación directa, para que en su lugar se de inicio a la actuación y se le permita a BP ser parte de la misma"

En síntesis manifiesta que es de conocimiento de la CREG que BP explota los campos de Cusiana y Cupiagua, bajo varios contratos de asociación con la Empresa Colombiana de Petróleos, en los cuales se produce gas, y que "es evidente que si BP o sus asociados pretenden que el gas que producen sea consumido por algún usuario del país, tengan que usar el sistema de transporte de ECOGAS, valor que influye en forma directa en la competitividad del respectivo gas, como es apenas natural".

De lo anterior concluye que BP en su calidad de productor de gas natural tiene un interés directo en la actuación administrativa iniciada para fijar cargos regulados al Sistema de Transporte de Gas Natural de ECOGAS, "razón por la cual tiene la calidad de tercero determinado a que se refiere el artículo 14 del C.C.A".

Al respecto se considera:

En el caso concreto, según el artículo 14 del C.C.A., la citación de BP solamente era obligatoria si de la petición presentada por ECOGAS, o de la información que tenía la CREG se podía establecer que dicha sociedad era un tercero determinado que pudiera estar directamente interesado en la fijación de los cargos de transporte de esta última empresa. Dichos elementos no concurrieron en el caso de la BP, respecto de la solicitud de ECOGAS, pues, si bien es cierto, la CREG tenía información de que dicha sociedad es un productor de gas, su negocio es distinto del transporte, a tal punto que sus ventas de gas son independientes del contrato de transporte; en los contratos de venta o suministro de gas son partes el comercializador que vende el gas y la empresa distribuidora-comercializador o el usuario que lo compra; en los contratos de transporte son partes el transportador y el remitente; el productor no es, por regla general, el remitente, esto es, quien contrata o utiliza el transporte; el precio máximo del gas está fijado en punto de entrada al sistema independientemente del transporte; y, en adición, los cargos por transporte se fijan con independencia del precio del gas. Vale decir, por el solo hecho de ser productor de gas no se puede establecer que quien realiza esta actividad sea un tercero determinado directamente interesado en la aprobación de los cargos que remuneran la actividad de un transportador.

Solamente a partir de su solicitud fue posible determinar que BP podía tener interés en la aprobación de los cargos por uso del Sistema de ECOGAS. No obstante, analizadas las razones que expone para demostrar su interés, se concluye que si bien le asiste, sigue siendo indirecto, como acabamos de señalar. En todo caso, en tanto ha manifestado su interés impugnando la decisión adoptada, cuestionando fundamentalmente los diversos elementos que se tuvieron en cuenta para el cálculo de los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003, se analizarán tales cuestionamientos, y se concederá un término prudencial para que si tiene elementos adicionales los pueda presentar en el trámite de la revisión que se está adelantando con ocasión de los recursos presentados por las demás empresas que se hicieron parte en la actuación.

2. Violación de los artículos 333, 365 y 367 de la Constitución Política y a los artículos 2, 3, 73, 87.4 y 87.6 de la ley 142 de 1994.

Manifiesta BP:

"El Artículo 333 de la Constitución Política establece que la libre competencia es un derecho que supone responsabilidades; por su parte, los artículos 365 y 367 de la Constitución Política disponen, entre otros aspectos, que corresponde a la ley determinar el régimen jurídico de prestación de los servicios públicos y que el régimen tarifario establecido por la ley, considerará los criterios de costos y de solidaridad y redistribución de ingresos...

... la Ley 142 de 1994 estableció en su artículo 2o que el Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme con las reglas de competencia previstas en la misma ley,...

... el artículo 3o de la misma ley establece los instrumentos de la intervención del Estado en los servicios públicos, señalando a la regulación como uno de ellos, en los siguientes términos...

... el artículo 73 al señalar las funciones y facultades generales de las comisiones de regulación, establece que ellas deben regular los monopolios cuando la competencia no sea de hecho posible y, en los demás casos, promover la competencia...
...
En ese sentido, cada una de las funciones a cargo de la CREG debe cumplir con ese cometido esencial señalado por la Ley 142, la cual considera que a través de la competencia se logra la eficiencia en la prestación de los servicios públicos logrando de esa forma el cometido de mejorar la calidad de vida de los habitantes del territorio nacional a que alude el artículo 365 de la Constitución política.

La Resolución CREG 013 de 2003 vulnera el anterior marco normativo, toda vez que al fijar los cargos regulados del sistema de transporte de ECOGAS creó una barrera de entrada a los productores de gas de los campos de Cusiana y Cupiagua que les impide competir en igualdad de oportunidades frente a otros productores de gas natural, en especial los ubicados en el Departamento de la Guajira."

La peticionaria sustenta la supuesta creación de la barrera de entrada, así:

El transporte desde los campos de Cusiana y Cuapiagua hasta Vasconia, esto es, los tramos comprendidos en el sistema de transporte entre El Porvenir y Vasconia, tiene un cargo regulado de transporte más alto que los tramos del sistema de transporte comprendidos entre Ballenas – y Vasconia, que es el que usan los productores para transportar el gas de la Guajira hacia el interior del país.

Esto implica que el valor asociado al transporte del gas natural que se vende de los campos de Cusiana y Cupiagua es más elevado que el de los campos de la Guajira, como quiera que los cargos por transporte son más elevados."

Al respecto se considera:

La Comisión aprobó los cargos de transporte mediante la Resolución CREG-013 de 2003, aplicando la metodología de carácter general establecida en la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han aclarado y modificado.

Tal como se establece explícitamente en la Resolución CREG-001 de 2000, la Comisión adoptó un esquema de cargos de paso, en el cual los costos de transportar el gas por el Sistema Nacional de Transporte dependen de los cargos de transporte de los distintos tramos de gasoducto que recorra el gas que es remitido por dicho Sistema.

Es de la esencia de la metodología adoptada mediante la Resolución CREG-001 de 2000, que el costo de transportar gas sea diferente si los tramos de gasoducto que se utilizan para llevar el gas de un punto a otro del sistema son distintos, por cuanto a mayor distancia, se requiere mayor inversión en transporte.

Es claro entonces, que el transporte de gas de un centro de producción a un centro de consumo puede ser distinto al costo de transporte de gas de otro centro de producción al mismo punto de consumo. Se concluye, por tanto, que la diferenciación tarifaria que argumenta BP no proviene directamente de la decisión adoptada mediante la Resolución 013 de 2003, sino de la metodología establecida en la Resolución CREG-001 de 2000, metodología que, por lo demás, da estricta aplicación a los principios de eficiencia económica y de suficiencia financiera definidos en el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, por tal razón mal puede atribuirse al regulador la intención de generar barreras de entrada al mercado a un productor en particular.

Ahora bien, en la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han aclarado y modificado, se establece, entre otros aspectos, la información que debe tener en cuenta la Comisión para efectos de aprobar las tarifas de transporte. Asimismo, en dicha metodología se definieron los criterios regulatorios de eficiencia aplicables a la información reportada por cada Agente en el proceso de cálculo tarifario. Dentro de dicha metodología no se previó que la CREG deba tener en cuenta la situación de uno u otro productor de gas natural frente a la tarifas de transporte que resulten de aplicar la metodología de carácter general.

No obstante, la propia empresa solicitante reconoce que puede existir tal diferenciación tarifaria. Sin embargo, insiste en que los cargos de transporte aprobados para los tramos El Porvenir – Vasconia son más altos que para los tramos Cusiana – El Porvenir, lo cual, en opinión de BP, le crea una barrera a la entrada al gas que producirá en Cusiana - Cupiagua.

Para analizar lo anterior se presentan las cifras indicadas en la tabla 1. En dicha tabla se observa que los cargos que remuneran inversión para los tramos comprendidos entre el Porvenir y Vasconia son superiores a los cargos que remuneran la inversión comprendida entre los tramos de Ballena a Vasconia. Situación contraria se presenta para el cargo que remunera los gastos de AOM, donde el cargo para los tramos de El Porvernir a Vasconia es menor que el cargo para los tramos de Ballena a Vasconia. Debe tenerse en cuenta que el cargo total en todos los casos es la suma del cargo que remunera inversión y el cargo que remunera AOM.

En la tabla 2 se muestran los costos de transporte de gas que se presentarían en los tramos en cuestión, asumiendo un caso hipotético donde la capacidad contratada es igual a la demanda esperada de volumen (factor de carga = 1) de 100 MPCD. Se observa que el costo total por concepto de transporte es ligeramente menor en los tramos El Porvenir – Vasconia comparado con los tramos Ballena – Vasconia, para todas las parejas de cargos, excepto para el caso donde el cargo que remunera inversión es 100% variable. Un análisis similar indica que a medida que el factor de carga disminuye (menor que 1), los costos para los tramos El Porvenir - Vasconia son cada vez menores comparados con los costos para los tramos Ballenas – Vasconia para cualquier pareja de cargos. Lo anterior es consecuencia del menor cargo de AOM para los tramos El Porvenir – Vasconia comparado con los tramos Ballenas – Vasconia.

Tabla 2. Comparación Costo de Transporte - 100 MPCD: Ballena - Vasconia Vs. El Porvenir - Vasconia

		Costos por cargos que remuneran inversión [1]
% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo	0		20	40	50	60	80	100	Costos por cargo que remunera AOM [2]
Tramos Ballenas - Vasconia
Costo: C.F. + C.V.	26.32		24.15	22.05	20.95	19.92	17.79	15.62	9.84
Costo total: C.F.+ C.V.+ AOM [A]	36.15		33.99	31.89	30.79	29.76	27.63	25.46
Tramos El Porvenir - Vasconia
Costo: C.F. + C.V.	33.00		30.52	28.09	26.84	25.58	23.15	20.68	3.41
Costo total: C.F.+ C.V.+ AOM [B]	36.40		33.93	31.50	30.24	28.99	26.55	24.08
[B] - [A]	0.25		(0.05)	(0.39)	(0.55)	(0.77)	(1.07)	(1.38)
Fuente: Estimado a partir de los cargos establecidos en Res. CREG-013 de 2003.
Se asume una capacidad contratada igual a la demanda de volumen de 100 MPCD.
[1] y [2] cifras en Mill. US de Dic. de 2002. No se incluyen los costos por cargos estampilla.

A título ilustrativo, como puede observarse del anterior análisis, calculados los costos de transporte para diferentes escenarios, se puede concluir:

· La observación de BP, en el sentido de que los cargos de los tramos El Porvenir – Vasconia son más altos que aquellos de los tramos Ballena – Vasconia, es imprecisa. Aún si se considera el tramo Cusiana – El Porvenir (Res. CREG-076 de 2002), el costo del transporte por los tramos Cusiana a Vasconia puede ser menor que el costo de los tramos Ballena – Vasconia.

· Para estimar el costo total de transporte de un tramo de gasoducto se deben considerar tanto los cargos que remuneran inversión como los que remuneran gastos de AOM.

· Un análisis detallado de costos de transporte de gas en el país debe incorporar los cargos fijos y variables de cada tramo de gasoducto y aplicarlo a diferentes factores de carga.

3. Errores en la información utilizada para la fijación de cargos

Al respecto la peticionaria manifiesta lo siguiente:

"La censura no se refiere a que eventualmente los cargos regulados de un sistema de transporte sean más elevados que los de otro, como quiera que tal circunstancia puede presentarse por circunstancias atribuibles al valor de las inversiones, las distancias, diferencias en los costos de mantenimiento y operación de los sistemas, entre otras. El reproche consiste en que las diferencias en los cargos regulados surgen de errores en los datos y en el tratamiento que dio la Comisión a dicha información para establecer los referidos cargos.

Uno de los principios que orientan el régimen tarifario es el contenido en el artículo 87.6 de la Ley 142 de 1994, el cual obliga a que el régimen tarifario sea explícito, esto es, que exprese clara y determinadamente una cosa, lo cual no ocurre cuando los datos que maneja la CREG no son congruentes con los hechos que reflejan la realidad, tal como se expone a continuación:

· Inversión Base reconocida

ECOGAS reportó inversiones para el tramo Vasconia – La Belleza por un valor de US$ 18.87 millones en dólares de diciembre de 2002, de los cuales corresponden US$15 millones a una estación de compresión ubicada en Vasconia.

De acuerdo con el Documento CREG 014 de 2003, la estación ubicada en Vasconia permite aumentar la capacidad de transporte desde Vasconia hacia Mariquita y hacia La Belleza, pero imputa la totalidad de la inversión al tramo Vasconia – La Belleza, lo cual se traduce en un mayor cargo para ese tramo.

Se debe tener en cuenta que la referida estación compresora beneficia el gas que es transportado desde Vasconia hacia el sur, razón por la cual el valor de esa inversión debió imputarse en forma proporcional a los tramos Vasconia – Mariquita y Vasconia – La Belleza y no únicamente a este último tramo.
....

De esta forma, imputar una inversión de US$ 15 millones exclusivamente al tramo Vasconia – La Belleza, cuando dicha estación beneficia también al transporte de Vasconia hacia el sur, genera una inequidad que altera las normales condiciones de competencia en que deben situarse los diferentes productores.

Con la anterior decisión no se cumple el fin que le impuso el legislador a la Comisión de Regulación, y al no generar competencia sino entorpecerla, no se generan los beneficios que merecen los usuarios del país."

· Las proyecciones de demanda y capacidad de los sistemas de transporte

...

La Resolución 01 de 2000 estableció en el artículo 5o la metodología general para la estimación de cargos regulados para el servicio de transporte, en particular, en los numerales 5.2.1, 5.2.2 y 5.2.3 determinó las fórmulas para el cálculo de: (i) los cargos fijos de referencia para la remuneración de costos de inversión; (ii) los cargos variables regulados de referencia para la remuneración de costos de inversión, y (iii) el cargo fijo regulado para la remuneración de gastos de administración, operación y mantenimiento.

De acuerdo con la Resolución 01 de 2000, los cargos correspondientes a los numerales (i) y (iii) se calculan con base en la demanda esperada de capacidad y, los cargos correspondientes al numeral (ii), se calculan con base en la demanda esperada de volumen, estimadas de conformidad con los criterios y metodologías establecidas en dicha resolución.

No obstante lo anterior, en los considerandos de la Resolución CREG 013 de 2003 se establece que las limitaciones en la producción hacen que existan diferencias en las bases de cálculo (demanda y capacidad) que tienen incidencia en el cálculo de los cargos, lo cual hace necesario considerar la demanda esperada de capacidad para efectos del cálculo tarifario únicamente y no la demanda esperada de volumen.

Con ello la Comisión no hizo otra cosa que modificar de manera unilateral la fórmula tarifaria contenida en la Resolución 01 de 2000, lo cual contraría abiertamente el principio de intangibilidad a que se hizo referencia, toda vez que los únicos motivos para que ésta se pueda variar son los que están previstos en el artículo 126 de la Ley 142.

..."

La peticionaria agrega lo siguiente:

"De acuerdo con el documento CREG-014 de marzo 4 de 2003, la demanda esperada de volumen para los tramos El Porvenir – La Belleza y La Belleza – Vasconia parten en el año 1 de 7.300.000 kpc-año y 9.157.935 kpc-año hasta alcanzar 38.798.644 kpc-año y 26.703.007 kpc-año respectivamente, en el año 20.

Por su parte, la demanda esperada de capacidad para los tramos El Porvenir – La Belleza y La Belleza – Vasconia es de 48.196 kpcd y 33.161 kpcd en el año 1 y de 143.878 y 70.260 kpcd-año respectivamente, en el año 20.

La anterior estimación de demanda esperada de volumen y de la demanda esperada de capacidad no toma en consideración la producción de gas proyectada para los Campos de Cusiana y Cupiagua, reportada por ECOGAS, tal como lo menciona la CREG en el Documento 14 de 2003. De acuerdo con ese documento, ECOGAS reporta una producción de la planta en Cusiana y Cupiagua de 100 MPCD a partir del año 2004.

Obviamente, el gas producido será transportado por los tramos El Porvenir – La Belleza y La Belleza – Vasconia hacia el interior del país; no es cierto que el gas producido en Cusiana y Cupiagua se consumirá en el mercado de Cundinamarca y Boyacá, tal como lo afirma la CREG en el Documento 14 de 2003, puesto que de acuerdo con estudios de demanda del sector de gas natural, el consumo de este mercado es inferior al volumen de gas que se proyecta producir.

Si se considerara la producción de los campos de Cusiana y Cupiagua en las bases de cálculo de los cargos de transporte, éstos resultarían inferiores a los fijados en la Resolución 13 de 2003 y, por lo tanto, se estaría promoviendo la competencia entre productores en el país, lo cual no ocurre con la Resolución 013 de 2003.
...

Las distorsiones no hacen otra cosa que beneficiar el gas que se produce en la Guajira, en desmedro del que se produce en los campos de Cusiana y de Cupiagua, lo cual vulnera por sí solo el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, como quiera que no se promueve la competencia y por lo tanto, los usuarios no podrán favorecerse de nuevos productos – comercializadores de gas natural en el mercado mayorista."

Al respecto se considera:

· Sobre la Asignación de inversiones en los tramos de gasoductos:

La metodología de carácter general establecida en la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y aclarado, establece que cada Agente debe reportar a la Comisión la información pertinente para el respectivo cálculo tarifario. La Comisión evalúa dicha información acorde con los criterios de la metodología general teniendo en cuenta la mejor información disponible.

Para el caso particular de la estación compresora de Vasconia, ECOGAS reportó dicha inversión para el tramo Vasconia – La Belleza. Lo anterior está en concordancia con el criterio general adoptado por la Comisión para el caso de otras estaciones compresoras, donde la inversión de la estación se imputa al tramo de gasoducto sobre el cual se comprime el gas. Según la información reportada por el Transportador relacionada con los flujos físicos de gas, se entiende que la compresora de Vasconia comprime, en el corto plazo, el gas hacia el tramo Vasconia – La Belleza.

En el documento CREG-014 de 2003, que contiene los resultados de los cálculos de los cargos aprobados mediante la Resolución 013 de 2003, citado por BP en su solicitud de revocatoria, se explicó que "La estación de Vasconia permite aumentar la capacidad desde Vasconia hacia Mariquita y hacia la Belleza para abastecer la zona Cundiboyacense". Se entiende que dicho aumento de capacidad se obtiene en el tramo para el cual se comprime el gas. También se entiende que el uso de dicha estación compresora en uno u otro tramo de gasoducto depende del flujo físico del gas.

Con relación a la proyección del flujo físico de gas en los gasoductos del Sistema de ECOGAS, se debe tener en cuenta que con ocasión de los recursos de reposición presentados por varias empresas contra la Resolución CREG-013 de 2003, la Comisión consideró pertinente solicitar a los Productores-Comercializadores de gas natural los análisis sobre producción, reservas probadas y su incidencia sobre las demandas de gas consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003, lo cual se hizo mediante la Circular No. 19 de junio 17 de 2003. Así, se hace necesario analizar en su momento la utilización de la estación compresora de Vasconia con base en la nueva información que se obtenga en respuesta a la citada Circular. Dicho análisis se hará dentro de la actuación administrativa tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003.

· Sobre los cuestionamientos relacionados con las Proyecciones de Demanda.

De acuerdo con lo consignado en el primer párrafo del numeral 3.2.1 y en el numeral 3.2.2 del Documento CREG-014 de 2003, que contiene los resultados de los cálculos de los cargos aprobados mediante la Resolución 013 de 2003, citado por BP en su solicitud de revocatoria, se concluye que la Comisión consideró las demandas reportadas por el Transportador, la Unidad de Planeamiento Minero Energético - UPME y el Centro Nacional de Despacho - CND tal como lo establece la metodología general.

En el segundo párrafo del numeral 3.2.1 del citado Documento CREG-014 de 2003, se indica que, en las proyecciones de demanda, ECOGAS consideró que los campos de Cusiana y Cupiagua iniciarían una producción alrededor de 100 MPCD a partir del 2004. Es decir, para el año 2003, que corresponde al año 1 del horizonte de proyección considerado en la Resolución CREG-013 de 2003, ECOGAS no consideró demanda de volumen y capacidad por el tramo El Porvenir – La Belleza con gas proveniente de los campos de Cusiana y Cupiagua.

Sin embargo, a partir de la información que tenía disponible, la Comisión incluyó en la proyección de demanda lo correspondiente al año 1 del gas proveniente de Cusiana y Cupiagua y a transportarse por el gasoducto El Porvenir – La Belleza. Cabe anotar que lo anterior se dejó expuesto en los considerandos de la Resolución CREG-013 de 2003. Asimismo, el supuesto de que dicho gas se consume en el área Cundiboyacense se refiere exclusivamente al gas proveniente de Cusiana y Cuapiagua durante el año 1 y que se transporta por el tramo El Porvenir – La Belleza, esto es, al ajuste en la proyección de demanda que acabamos de explicar.

Se concluye que son infundadas las observaciones de BP, ya que la Comisión sí consideró la proyección de demanda reportada por ECOGAS, y además incluyó la demanda para el año 1 del gas proveniente de Cusiana y Cupiagua a ser transportado por el gasoducto El Porvenir – La Belleza.

4. Inconsistencias y violación de la transparencia del proceso.

La peticionaria manifiesta que:

".... la información de inversiones para calcular los cargos del tramo Vasconia – La Belleza presentan serias inconsistencias, toda vez que los valores de las mismas presentan grandes diferencias, sin que la CREG explique la forma en que depuró la referida información, lo cual vulnera el principio de la transparencia que gobierna el régimen tarifario conforme lo establece el artículo 87.6 de la Ley 142."

Al respecto se considera:

En su observación BP no especifica las inconsistencias que encontró en la información de inversiones relacionadas con el tramo Vasconia – La Belleza.

En el Documento CREG-014 de 2003, en cuyo análisis fundamenta BP su solicitud, se presentan en detalle todas las cifras, depuración de información y análisis que forman el sustento técnico de la Resolución CREG-013 de 2003.

Por tanto, si algún Agente requiere ampliación o aclaración de la información contenida en el citado Documento CREG-014 de 2003, es necesario que se especifique en detalle la ampliación o aclaración que se requiera. No se ha vulnerado el principio de la transparencia que gobierna el régimen tarifario conforme lo establece el artículo 87.6 de la Ley 142 de 1994.

5. Frente a la violación del principio de intangilbilidad de la Resolución CREG-001 de 2000.

Manifiesta la peticionaria que en los considerandos de la Resolución CREG 013 de 2003 se establece que las limitaciones en la producción hacen que existan diferencias en las bases de cálculo (demanda y capacidad) que tienen incidencia en el cálculo de los cargos, lo cual hace necesario considerar la demanda esperada de capacidad para efectos del cálculo tarifario únicamente y no la demanda esperada de volumen, y que con ello la Comisión no hizo otra cosa que modificar de manera unilateral la fórmula tarifaria contenida en la Resolución 01 de 2000, lo cual contraría abiertamente el principio de intangibilidad a que se hizo referencia

Al respecto, la Resolución CREG-013 de 2003 contiene, entre otros, los siguientes considerandos a los que se refiere la solicitante:

"Que las diferencias entre la Capacidad Máxima de Mediano Plazo y la capacidad máxima potencial en algunos tramos del Sistema de Transporte de ECOGAS es relevante debido a limitaciones en la producción;

Que las diferencias entre la Capacidad Máxima de Mediano Plazo y la capacidad máxima potencial tienen gran incidencia en la evaluación de eficiencia de los gasoductos y por tanto en los Cargos de transporte correspondientes;

Que teniendo en cuenta lo anterior y considerando lo señalado en los estudios jurídicos pertinentes, es necesario considerar la capacidad máxima potencial de los gasoductos del Sistema de Transporte de ECOGAS para efectos del cálculo tarifario;"

Los anteriores considerandos son claros en señalar que la Comisión utilizó la capacidad máxima potencial y no la Capacidad Máxima de Mediano Plazo, de los gasoductos del Sistema de Transporte de ECOGAS, para efectos de evaluar la eficiencia en el uso de los gasoductos. Dicha eficiencia se evalúa acorde con el Factor de Utilización establecido en la metodología general. Para efectos del cálculo tarifario se utilizaron demandas esperadas de volumen y de capacidad ajustadas según los resultados de la evaluación de eficiencia en el uso de los gasoductos. Cabe anotar que la utilización de la capacidad máxima potencial, y la utilización del costo medio unitario de gasoductos construidos en zonas montañosas para valorar el gasoducto Mariquita – Cali, corresponde a los criterios de eficiencia particulares para el Sistema de ECOGAS adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003. En los demás aspectos, los gasoductos del Sistema de ECOGAS se evaluaron conforme a las reglas generales establecidas en las Resoluciones CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado.

No es cierto, por tanto, que la Comisión haya modificado de manera unilateral la fórmula tarifaria contenida en la Resolución 01 de 2000 y las que la han modificado y aclarado.

Asimismo, es infundada la afirmación de BP en el sentido de que la Comisión consideró la demanda esperada de capacidad para efectos del cálculo tarifario únicamente y no la demanda esperada de volumen. El resultado de los estudios sobre el particular se encuentran en el Documento CREG-014 de 2003.

Que de acuerdo con lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera que no existen razones para revocar la Resolución CREG-013 de 2003

Por la razones expuestas;

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Negar la solicitud de revocatoria de la Resolución CREG-013 de 2003, en tanto resulta improcedente por las razones en que se fundamenta y que se han analizado en este acto.

ARTÍCULO 2o. Fijar un plazo máximo de cinco (5) días hábiles, contados a partir de la notificación de este acto, para que, si BP EXPLORATION COMPANY lo estima pertinente, intervenga de acuerdo con el interés invocado, en el trámite de la revisión de los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003, que adelanta la Comisión con ocasión de los recursos presentados contra dicho acto.

ARTÍCULO 3o. Notificar la presente Resolución al Representante Legal de BP EXPLORATION COMPANY, y hacerle saber que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno por la vía gubernativa.

ARTÍCULO 4o. Esta Resolución rige desde la fecha de su expedición.

PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá D.C., el día 28 de agosto de 2003

Viceministro de Minas y Energía

Delegado del Ministro de Minas y Energía
MANUEL MAIGUASHCA OLANO

Presidente

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ

Director Ejecutivo