RESOLUCIÓN 89 DE 2004

(noviembre 26)

Diario Oficial No. 45.805 de 28 de enero de 2005

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve una solicitud de revisión tarifaria, presentada por la empresa Promigás S. A. ESP.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

 en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO:

I. Antecedentes

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 el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario de las empresas de servicios públicos;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante Resolución CREG-001 de 2000, adoptó la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servici o 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, se modificaron y aclararon algunas disposiciones contenidas en las Resoluciones CREG-001 y CREG-085 de 2000;

Que mediante Resolución CREG-018 de 2001 se adoptaron los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de Promigás S. A. ESP, en adelante Promigás, teniendo en cuenta la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte establecidos en la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y aclarado;

Que dentro del cálculo tarifario que dio como resultado los cargos adoptados mediante la Resolución CREG-018 de 2001, y de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-001 de 2000, no se incluyó la inversión correspondiente al proyecto "Plan de Adecuación de Gasoductos" (aproximadamente US$20 millones de dic. de 2000) para el tramo de gasoducto Ballena-Cartagena;

Que mediante la Resolución CREG-014 de 2002 se resolvieron los Recursos de Reposición interpuestos por las empresas Promigás y Corelca S. A. ESP, en contra de la Resolución CREG-018 de 2001, procedimiento en el cual se hizo parte Cerro Matoso S. A. como "tercero interesado";

Que en la Resolución CREG-014 de 2002 la CREG ratificó su decisión con respecto al proyecto "Plan de Adecuación de Gasoductos" para el tramo Ballena-Cartagena, en el sentido de no incluir dicha inversión en los cálculos tarifarios;

Que mediante la comunicación E-2003-003232 Promigás solicitó a la Comisión una modificación a los cargos regulados aprobados mediante la Resolución CREG-014 de 2002, con el fin de incluir en la base de inversiones algunos gasoductos regionales para ser construidos en polietileno;

Que mediante la Resolución CREG-070 de 2003 se decidió sobre la solicitud de revisión de Cargos Regulados del Sistema de Transporte de Promigás presentada mediante comunicación E-2003-003232;

Que mediante comunicación con radicación interna número E-2003-009343 Promigás solicitó revisión de la tarifa de transporte aprobada por la CREG mediante las Resoluciones CREG-018 de 2001, CREG-014 de 2002 y CREG-070 de 2003;

Que la solicitud de revisión tarifaria presentada por Promigás mediante comunicación E-2003-009343 pretende que la Comisión incluya en los cálculos tarifarios la inversión correspondiente al proyecto "Plan de Adecuación de Gasoductos" (aproximadamente US$20 millones de dic. de 2000) para el tramo de gasoducto Ballena-Cartagena.

II. Solicitud de revisión tarifaria

Que mediante comunicación E-2003-009343 del 7 de octubre de 2003, Hernando Gutiérrez de Piñeres, obrando como representante legal de la sociedad Promigás, presentó una petición de revisión tarifaria fundamentada en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y argumentando que la Comisión cometió un grave e injustificado perjuicio para Promigás al no reconocer los US$20 millones correspondientes al proyecto "Plan de Adecuación de Gasoductos" para el gasoducto Ballena-Cartagena.

2. Pretensiones

En su solicitud la empresa presenta las siguientes pretensiones:

"i. Se sirva considerar la presente petición, así como todas las decisiones que del mismo se derivan, en plenaria y de acuerdo con el reglamento de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ii. Se sirva revisar la tarifa definida mediante las Resoluciones 014 de 2002, 018 de 2002 y 070 de 2003 con fundamento en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, por existir un grave error de cálculo que lesiona de manera injusta los intereses de Promigás, considerando las inversiones necesarias para mantener en operación el gasoducto Ballena-Cartagena, tal como se describe en el presente documento.

iii. De forma subsidiaria, se sirva revisar la tarifa definida mediante las Resoluciones 014 de 2002, 018 de 2002 y 070 de 2003 con fundamento en el artículo 126 de Ley 142 de 1994, y por acuerdo entre la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible y Promigás, de manera tal que se considere las inversiones necesarias para mantener en operación el gasoducto Ballenas-Cartagena, tal como se describe en el presente documento".

2.2 Pruebas

2.2.1 Pruebas documentales

Promigás solicita considerar los siguientes documentos presentados con su solicitud de revisión tarifaria:

a) Concepto financiero del señor José María del Castillo, Director de la Especialización de Finanzas de la Universidad de los Andes;

b) Concepto técnico de PII Group sobre el estado actual del gasoducto y las adecuaciones necesarias para su óptimo funcionamiento, el cual reposa en los archivos de la CREG.

Los documentos en mención se anexaron al respectivo expediente.

2.2.2 Pruebas testimoniales

Promigás solicita considerar los siguientes testimonios:

? El testimonio del señor José María del Castillo, de la Facultad de Administración de la Universidad de los Andes, para que ilustre la forma de evaluación financiera del proyecto de que trata la solicitud de Promigás, y las implicaciones que tiene para dicha empresa la Resolución CREG-014 de 2002, y describa la forma como se determinó la tarifa en 1994.

? El testimonio del señor Hernando Gutiérrez de Piñeres, Vicepresidente Técnico de Promigás, para que ilustre sobre el alcance de los conceptos técnicos anexos, y exponga la necesidad de las inversiones no reconocidas.

III. Análisis de la solicitud de pruebas

Una vez realizados los análisis correspondientes, mediante el Auto de Pruebas de febrero 5 de 2004, la Dirección Ejecutiva de la Comisión dispuso lo siguiente:

1. Negar la solicitud para decretar pruebas testimoniales.

2. Requerir a la empresa para que dentro de un plazo determinado en el mismo auto, allegue un documento escrito donde se presente la evaluación financiera relacionada con el proyecto de que trata la solicitud de Promigás.

Mediante comunicación con radicación E-2004-001315 de febrero 19 de 2004, Promigás interpuso recurso de reposición contra el auto de pruebas de febrero 5 de 2004. La empresa acepta que no se realice la prueba testimonial del señor Hernando Gutiérrez de Piñeres según los argumentos planteados por la CREG, pero no comparte la negación de la prueba testimonial del señor José María del Castillo. Mediante el auto del 6 de mayo de 2004 la Dirección Ejecutiva de la Comisión resuelve el recurso de reposición interpuesto por Promigás contra el auto de pruebas de febrero 5 de 2004. El auto de mayo 6 de 2004 dispuso:

1. Confirmar la negación para decretar pruebas testimoniales.

2. Requerir a Promigás para que dentro de un plazo determinado en el mismo Auto, presente a la CREG:

i) La evaluación financiera relacionada con el proyecto de que trata la solicitud empresarial, y

ii) Las implicaciones que tiene para Promigás la Resolución CREG-014 de 2002.

En cumplimiento de lo anterior, Promigás presentó el documento con radicación E-2004-004437 de mayo 26 de 2004; asimismo, el 2 de junio de 2004 en las Oficinas de la CREG, Promigás expuso ante funcionarios de la Comisión el documento con radicación E-2004-004682, como consta en el acta de audiencia de junio 2 de 2004. La anterior información se adjunta al respectivo expediente y se tiene en cuenta a continuación dentro de los argumentos planteados por la empresa.

IV. Análisis de los argumentos que fundamentan las pretensiones

A continuación se analizan los argumentos presentados por Promigás para sustentar su solicitud; se incluyen aquellos esgrimidos dentro del proceso probatorio. En el análisis se hace referencia a los argumentos considerados relevantes que fundamentan las pretensiones de la empresa. Lo anterior no implica que se hayan desestimado otros argumentos presentados oportunamente por Promigás. La empresa divide su argumentación en argumentos de hecho y fundamentos de derecho.

4.1 Argumentos de hecho

La empresa anota los siguientes argumentos de hecho:

"1. Promigás es una empresa de transporte y distribución de gas natural constituida en el año 197 4 mediante Escritura pública número 3596 de la Notaría Tercera del Círculo de Barranquilla.

2. A partir de su creación, se ha dedicado al desarrollo de su objeto social, invirtiendo en la infraestructura de transporte y distribución de gas en el país.

3. En el año de 1977 entró en operación el gasoducto comprendido entre Ballena y Barranquilla.

4. En el año de 1982 entró en operación el gasoducto Barranquilla-Cartagena.

5. Durante la existencia de Promigás, se presentaron cambios normativos importantes, sobre los cuales se determinaba, entre otros muchos aspectos, la tarifa que recibe como remuneración a los servicios prestados.

6. En un principio, su tarifa era definida por el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con lo que establecía el Código de Petróleos (artículo 56).

7. Mediante la expedición del Decreto 2119 de 1992, se facultó a la CRE para fijar la tarifa de transporte aplicable a gasoductos.

8. Posteriormente, mediante Resolución CRE 19 de 1994, se estableció la tarifa a cobrar por parte de Promigás para el período tarifario (1994-1998).

9. La tarifa en mención se definió de acuerdo con lo establecido en el artículo 56 del Código de Petróleos, tal como lo manifestó la misma CRE en los considerandos de la Resolución 019 de 1994.

10. Para efectos de valorar la inversión realizada en 1977 por Promigás la CRE tomó el monto en pesos de los activos en 1977 (valor en libros), y los convirtió en dólares utilizando para el efecto la tasa de cambio promedio de ese año.

11. Las inversiones realizadas por Promigás entre los años de 1977 hasta 1993 (fecha de solicitud de fijación de tarifas) se realizó con el mismo procedimiento, y fue sumado aritméticamente a aquella realizada en 1977, tal y como consta en el Anexo número 10 del Documento CREG-037 de 2001.

12. Todo lo anterior indica que la inversión que la CRE reconoció en 1994, así como también la que en su momento determinó el Ministerio de Minas y Energía, no era un valor de reposi ción a nuevo, sino simplemente la sumatoria directa de unos valores en libros convertidos en dólares un valor equivalente a US$156.228.225 -en el caso de la última revisión tarifaria- que en ningún momento remuneraba a Promigás las inversiones que se solicitaron incluir dentro de la base tarifaria para el período de 2000 al 2005.

13. El 11 de julio de 1994 se expidieron las Leyes 142 y 143, las cuales crearon la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible como ente encargado de la regulación de los sectores de energía y gas, incluyendo la actividad de distribución y transporte de gas natural.

14. En el año 1995 Promigás adquirió a la ESSO, el Gasoducto Jobo-Cartagena, construido en el año 1965.

15. La Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible en ejercicio de sus facultades legales expidió la Resolución CREG-001 de 2000, en la cual definió las bases metodológicas sobre las cuales se fijarían las tarifas de transporte de los diferentes agentes del país.

16. Para efectos de valorar los gasoductos cuya tarifa vigente a la fecha hubiese sido calculada de acuerdo con el Código de Petróleos, la CREG asumió como año de entrada en operación, el año correspondiente a la última revisión tarifaria, tal y como lo establece el literal f) del artículo 3.2.1 de la Resolución CREG 001 de 2001.

17. Que la tarifa del gasoducto Ballena-Cartagena fue definida de acuerdo con lo que establecía el Código de Petróleos hasta 1994 con la tarifa CRE 019.

18. En aplicación de la Resolución CREG 001 de 2000, Promigás envió la información requerida para la fijación de la tarifa, solicitando que se aprobara un Plan de Adecuación de Gasoductos, dentro del cual se incluían inversiones para rehabilitación y recubrimiento para el tramo Ballena-Cartagena, para lo cual solicitaba se le aprobara el siguiente flujo (ver documento CREG 37-01):

2000		2001	2002	2003	2004	2005
Propuesta Promigas	6,910,580	6,302,326	2,388,859	2,388,879	2,388,859	2,388,859

19. De acuerdo con los estudios técnicos presentados a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y que formaron parte del expediente tarifario, las inversiones que se solicitan son necesarias y absolutamente imprescindibles para mantener la continuidad y seguridad del servicio de transporte.

20. Que igualmente Promigás presentó un Plan de adecuación para el Gasoducto Cartagena-Jobo.

21. La CREG expidió la Resolución 018 de 2001, mediante la cual fijaba los cargos regulados aplicables a Promigás.

22. La Resolución 018 de 2001 determinó la tarifa a la que Promigás tendría derecho, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 001 de 2001.

22. Para el tramo Ballena-Cartagena, la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible reconoció un valor inferior a aquel solicitado por Promigás dentro del programa de rehabilitación y recubrimiento del tramo Ballena-Cartagena, para lo cual consideró el siguiente flujo de inversión (ver documento CREG 3-01):

2000		2001	2002	2003	2004
CREG	137,140	33,070	33,070	33,070	33,070

23. La diferencia entre lo propuesto por Promigás y lo que la CREG tuvo en consideración para el tramo Ballena-Cartagena, es la siguiente:

2000		2001	2002	2003	2004
CREG	137,140	33,070	33,070	33,070	33,070
Propuesta Promigas	6,910,580	6,302,326	2,388,859	2,388,879	2,388,859
Diferencia	6,773,440	6,269,256	2,355,789	2,355,809	2,355,809

24. La diferencia según la CREG se sustentaba matemática y financieramente en lo siguiente:

Como se puede observar, hay diferencias significativas entre los resultados de la evaluación técnica de Galvis y la solicitud de Promigás. Las diferencias se deben principalmente al proyecto de rehabilitación de Recubrimiento el cual no es considerado por Galvis, ya que los correctivos en gasoductos se consideran inversión únicamente para gasoductos que ya cumplieron su vida útil regulatoria acorde con la Resolución 01. Asimismo, para el año 2000 la empresa incluye lo correspondiente a la corrida del raspador inteligente, lo cual se reconoce como gastos de AOM (ver sección 3.3). Con base en lo anterior se considera adecuado reconocer la inversión sugerida por Galvis tanto para el año 2000 como para el período 2001-2004, como se indica en la tabla 13. Así, se reconoce como inversión existente lo correspondiente al año 2000.

25. El valor de reposición a nuevo, una vez agotada la vida útil del activo, es de aproximadamente US$500 millones de dólares.

26. Que la inversión de adecuación del gasoducto Cartagena-Jobo, ascendió a US$17 MM aproximadamente, y a pesar que inicialmente no fue aceptada por la CREG, fue finalmente incluida dentro de la base tarifaria.

27. Que resulta un grave error de cálculo asumir que la remuneración recibida por Promigás hasta el momento, es suficiente para no incluirle las inversiones requeridas para mantener operacional el gasoducto Ballena-Cartagena-Jobo.

28. Que en la medida que la CREG no reconozca o bien el valor de reposición a nuevo del activo, o bien el valor de las adecuaciones requeridas, estaría obligando a Promigás a realizar una inversión que no será remunerada.

29. En consideración a lo anterior, Promigás interpuso un recurso de reposición contra la Resolución 018 de 2001, en la que fundamentalmente expuso frente a las inversiones reconocidas por la CREG, lo siguiente:

a) Que el valor reconocido en el año de 1994 por la CREG, no fue un valor de reposición a nuevo de los gasoductos, sino simplemente una suma aritmética de las inversiones realizadas año a año desde 1977, en pesos, divididos por la tasa cambio promedio de cada año;

b) Que el gasoducto de Ballena-Cartagena, ya cumple 25 años de operación en un tramo y 20 años de operación en el otro;

c) Que el gasoducto Cartagena-Jobo cumple con 35 años de operación;

d) Que de acuerdo con lo anterior, se requeriría que la CREG reconociera las inversiones en rehabilitación solicitadas, de manera que el inversionista estuviese debidamente remunerado.

30. Frente al particular, la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible mediante la Resolución CREG 018 de 2002, resolvió el recurso de reposición interpuesto por Promigás y otros, y frente a las inversiones solicitadas para revestimiento, determinó lo siguiente:

El costo de los correctivos derivados del diagnóstico, para estos gasoductos, se consideraría inversión cuando los gasoductos cumplan su Vida Util Normativa de 20 años establecida en la Resolución CREG-001 de 2000. Para efectos regulatorios, la Vida Util 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.

...la previsión contenida en el literal f) del artículo 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, la 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.

a) Con respecto a los posibles perjuicios para la empresa se entendería que estos son de tipo económico ya que realizaría inversiones que supuestamente no han sido reconocidas por el regulador. No obstante, la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera que no se está afectando económicamente a Promigás 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 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 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 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 MME CREG 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 MME CREG 033 de 1994, aprobado por la Comisión de Regulación Energética, CRE, y acorde 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 una metodología de línea recta a 20 años.

Lo anterior significa que regulatoriamente se han reconocido 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.

31. No es cierto, como lo afirma la CREG, que la depreciación se calculó con la metodología de línea recta; la depreciación no fue tenida en cuenta para el cálculo tarifario anterior, ni tampoco los impuestos de renta.

32. El hecho de no reconocer las nuevas inversiones a realizar, dentro del programa de rehabilitación de gasoductos, implica un grave e injustificado perjuicio para Promigás, que asciende a la suma de veinte millones de dólares aproximadamente (US$20 MM), ya que esas obligaciones deben realizarse de manera obligatoria, para efectos de mantener la continuidad y seguridad del servicio de transporte de gas natural.

33. Que la CREG por solicitud de Promigás modificó la Resolución 018 de 2002 por la Resolución 070 de 2003".

Con relación a la tarifa adoptada mediante la Resolución CREG-019 de 1994, por medio del documento E-2004-004682 Promigás manifiesta, entre otros aspectos, que "la depreciación no se incluyó en la tarifa al no generar ningún efecto en la misma, ya que si bien se resta como un egreso, al final se vuelve a adicionar a los Flujos de Caja Libre que se utilizaron como base para el cálculo de dicha tarifa".

Con respecto a los anteriores argumentos se precisa lo siguiente:

1. En ningún momento la CREG ha afirmado que la inversión reconocida en 1994 por la Comisión de Regulación Energética, CRE, corresponde a un costo de reposición a nuevo, como puede deducirse de lo manifestado por la empresa en el numeral 12 de sus argumentos de hecho. La metodología utilizada por la Comisión de Regulación Energética, al definir la inversión base necesaria para el cálculo de los cargos de transporte establecidos para Promigás mediante Resolución CRE-019 de 1994, no fue objetada en su momento por la empresa. La inversión existente reconocida a Promigás mediante la Resolución CREG-014 de 2002, para los gasoductos en cuestión, y en general la inversión reconocida para los demás gasoductos que integran el Sistema Nacional de Transporte, corresponde a la inversión necesaria para que dichos gasoductos operen en condiciones seguras durante la Vida Util Normativa de que trata la Resolución CREG-001 de 2000. Así, corresponde a la empresa determinar y ejecutar las inversiones necesarias para adecuar sus activos de tal forma que operen adecuadamente durante la Vida Util Normativa. Adicionalmente, para los gasoductos en comento la Vida Util Normativa de que trata la Resolución CREG-001 de 2000 inició en 1994, fecha en la cual se realizó la última revisión tarifaria bajo el Código de Petróleos acorde con lo establecido en el literal f), numera l 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000.

2. La tarifa adoptada mediante la Resolución CRE 019 de 1994 está basada en los criterios generales establecidos en el Código de Petróleos, la cual estuvo vigente hasta la entrada en vigencia de la Resolución CREG-014 de 2002.

3. El monto de la inversión existente reconocida mediante la Resolución CREG-014 de 2002 corresponde a la inversión reconocida en la última revisión tarifaria (Resolución CRE-019 de 1994) realizada bajo los criterios del Código de Petróleos, tal como lo estipula la Resolución CREG-001 de 2000. El hecho de que la inversión reconocida en 2002 sea igual, en valores constantes, a aquella reconocida en 1994 refleja estabilidad en materia regulatoria. Es decir, se respetó el valor reconocido en la última revisión tarifaria.

Adicionalmente, como se anotó en la Resolución CREG-014 de 2002, estimativos preliminares para el gasoducto Ballena-Cartagena indican que el valor reconocido (US$77 millones de dic. de 1999) 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 americano (series ID: WPSSOP3200).

4. La CREG no ha cuestionado la importancia y la necesidad de ejecutar las inversiones correspondientes al proyecto "Plan de Adecuación de Gasoductos" para el tramo de gasoducto Ballena-Cartagena.

5. En cuanto al Gasoducto Cartagena-Jobo, en los considerandos de la Resolución CREG-014 de 2002 se manifiesta que: "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". Es decir, mediante la Resolución CREG-014 de 2002 se reconoció a Promigás el costo de adquisición de dichos activos más las inversiones adicionales requeridas para adecuarlos y mantenerlos en operación durante la Vida Util Normativa definida por el regulador.

6. De acuerdo con la información disponible en esta Comisión, antes de entrar en vigencia la Resolución CREG-014 de 2002, el gasoducto Cartagena-Jobo y los gasoductos que integran la "Red de Mamonal", no se remuneraban a través de cargos aprobados por alguna entidad reguladora en dicha materia (i.e. CRE o el Ministerio de Minas y Energía). Por tanto, no hay evidencia de que dichas inversiones (gasoducto Cartagena-Jobo y Red de Mamonal) hayan sido remuneradas ni ta mpoco hay evidencia de que los gastos de AOM que ha recibido y asignado el propietario han permitido mantener dichos gasoductos en condiciones seguras de operación. En 1995 Promigás compró dichos activos por un valor de salvamento, los cuales ya estaban totalmente depreciados (30 años de uso) y requerían algunas inversiones adicionales para adecuarlos y mantenerlos en operación durante la Vida Util Normativa definida por el regulador. Es decir, la situación del gasoducto Cartagena Jobo, no puede asimilarse a la del gasoducto Ballena-Cartagena y por lo tanto, como se deduce de los argumentos de la empresa, la decisión que se adoptó en un caso no debe ser similar a la que se adopte en otro caso diferente.

7. Con relación a las consideraciones utilizadas por la Comisión en cuanto a la depreciación anota la empresa en el numeral 31 de los argumentos de hecho que: "No es cierto, como lo afirma la CREG que la depreciación se calculó con la metodología de línea recta". Cabe anotar que la afirmación de la CREG se base en:

a) El artículo 57 del Código de Petróleos establece, entre otros aspectos, que para fijar las tarifas se debe tener en consideración "las reservas o gastos por depreciación, amortización e impuestos";

b) En la página uno del documento MMECRE-033 de 1994 se anota que "en el caso de Promigás, la tarifa se ha calculado a través de la aplicación de la siguiente fórmula:..." donde uno de los componentes de la fórmula es la letra D, la cual se definió como "depreciación, obtenida como una vigésima parte de la inversión acumulada, expresada también en dólares". Este procedimiento implica que los resultados de depreciar anualmente una vigésima parte de un activo arrojan un comportamiento de la depreciación en forma de línea recta, de tal forma que hay implícita una remuneración del activo en 20 años contados desde su entrada en operación.

Los anteriores aspectos se amplían en los siguientes apartes.

4.2 Fundamentos de derecho

La empresa divide esta sección en dos partes a saber:

i) Fundamentos de forma de las pretensiones, y

ii) Fundamentos de fondo de las pretensiones.

4.2.1 Fundamentos de forma de las pretensiones

Haciendo referencia a la existencia de un grave error de cálculo en los cargos aprobados a Promigás, la empresa manifiesta, entre otros aspectos, los siguientes:

"El error, de un lado, es aquella equivocación derivada o bien de una apreciación incorrecta de los hechos, de las acciones o de las implicaciones de las mismas. Literalmente, error significa concepto equivocado o juicio falso...

Aplicado al proceso tarifario entonces, puede decirse que existe error, cuando el regulador asumió una posición que implicó una consecuencia, es decir, una opinión equivocada que produce un error dentro del cálculo de la tarifa".

...

"Corresponderá entonces probar que la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible partió de una presunción errónea, que esta afectó el cálculo final que determinó la tarifa, y finalmente que la diferencia entre la tarifa que debió ser con la que realmente fue, es una lesión injusta que sufre el prestador del servicio.

Tal y como se desarrollará posteriormente dentro del presente documento, el error de cálculo se deriva de la presunción errada que los ingresos recibidos por Promigás, por concepto del gasoducto Ballena-Cartagena desde su entrada en operación no solo remuneraron el activo y por ende, sin necesidad de que tales las inversiones ni las de reposición del gasoducto ni aquellas necesarias para mantenerlas en operación sean incluidas de modo alguno dentro de la tarifa de transporte como base tarifaria, al punto de que Promigás estaría obligado a realizar inversiones no reconocidas dentro de la tarifa".

Promigás manifiesta que la Comisión partió de una presunción errónea para establecer el cálculo de la tarifa, y que dicha presunción errada se deriva del hecho de que la Comisión considera que los ingresos del gasoducto Ballena-Cartagena no solo remuneraron el activo sino que obligan a Promigás a realizar inversiones no reconocidas en la tarifa.

Como se manifestó anteriormente, la inversión existente reconocida mediante la Resolución CREG-014 de 2002, para los gasoductos en cuestión, corresponde a la inversión reconocida para la Vida Util Normativa de que trata la Resolución CREG-001 de 2000. De conformidad con la metodología de carácter general establecida en la Resolución CREG-001 de 2000, la inversión existente no se modifica hasta cuando se agote la Vida Util Normativa del activo.

Como se establece en la Resolución CREG-014 de 2002, la metodología tarifaria aplicada con anterioridad a la expedición de la Resolución CREG-001 de 2000 implica que las tarifas aprobadas en su momento permiten que la inversión realizada en el gasoducto Ballena-Cartagena se haya remunerado adecuadamente. No es de recibo que la empresa dé a entender que en su momento el regulador no dio cumplimiento a los criterios generales establecidos en la metodología (Código de Petróleos) con la cual se habían remunerado los gasoductos del sistema de Promigás, desde su entrada en operación. Cabe aclarar que la empresa no manifestó haber solicitado revisiones tarifarias anteriores por inadecuada aplicación de la metodología prevista en su momento.

De otra parte, mediante las Resoluciones CREG-018 de 2001 y CREG-014 de 2002 la Comisión reconoció US$77 millones (cifras a dic. 31/99) por concepto de inversión existente en los tramos de gasoducto Ballena-Barranquilla y Barranquilla-Cartagena, los cuales se depreciaron totalmente en 1997 y 2002 respectivamente y, según Promigás, se requieren inversiones por US$20 millones para adelantar el Plan de Adecuación del gasoducto. Nótese que la inversión existente reconocida mediante la Resolución CREG-014 de 2002 corresponde a la inversión reconocida en la última revisión tarifaria realizada bajo los criterios del Código de Petróleos, tal como lo estipula la Resolución CREG-001 de 2000. El monto de la inversión existente reconocida mediante la Resolución CREG-014 de 2002 (US$77 millones), para un activo que está depreciado, es un valor que permite al inversionista:

i) Realizar las adecuaciones que se requieren en el gasoducto (US$20 millones) para que el mismo opere durante la Vida Util Normativa de que trata la Resolución CREG-001 de 2000, y

ii) Tener incentivo para continuar con el negocio en marcha utilizando activos depreciados, remunerados durante el período en el cual dichos gasoductos fueron tarificados con base en la metodología establecida en el Código de Petróleos. Cabe resaltar que para los gasoductos en cuestión la Vida Util Normativa de que trata la Resolución CREG-001 de 2000 inició en 1994, fecha en la cual se realizó la última revisión tarifaria bajo el Código de Petróleos acorde con lo establecido en el literal f), numeral 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000. También es pertinente anotar que no es procedente en esta solicitud modificar el valor de la inversión existente reconocido mediante la Resolución CREG-001 de 2000.

En tal sentido, no son válidos los argumentos que esgrime la empresa para pretender mostrar que existió una presunción errada y en consecuencia, no se encuentra que la empresa haya demostrado que existió una presunción errada por parte de la Comisión en las decisiones adoptadas mediante las Resoluciones CREG-018 de 2001 y CREG-014 de 2002.

De otra parte, Promigás expone algunos planteamientos relacionados con la revisión tarifaria cuando puede darse un acuerdo entre la empresa y la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Entre otros aspectos la empresa anota que "tal y como se podrá apreciar, tanto de la exposición de los hechos como de los argumentos de fondo de la petición, resulta justo, adecuado, racional y razonable que en el caso particular el regulador modifique la tarifa, de manera tal que pueda corregir la distorsión incluida dentro de las Resoluciones CREG 014 de 2002, 018 de 2002 y 070 de 2003, al no incluir las inversiones necesarias para mantener la operación del gasoducto Ballena-Cartagena". Lo anterior se analiza en los fundamentos de fondo planteados por Promigás, como se detalla a continuación.

4.2.2 Fundamentos de fondo de las pretensiones

La empresa anota:

"La tarifa a su vez, debe buscar el justo medio entre el prestador del servicio y el usuario, aspecto que para el legislador colombiano se logra cuando esta refleje los ingresos a los que tendría derecho la empresa si estuviese en una situación de competencia.

Puede decirse en ese sentido que una empresa eficiente, bajo un supuesto de competencia, tiene el derecho a recibir una remuneración que refleje su situación de eficiencia, es decir, que el prestador podrá cobrar al usuario por sus servicios lo que efectivamente hubiese invertido -o tenga que invertir- y lo que le cueste mantener la operación, adicional a una remuneración razonable...".

Sobre el particular conviene aclarar, como lo ha manifestado la Comisión en otros actos administrativos, que los artículos 73 y 87.1 de la Ley 142 establecen claramente que las comisiones deben regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos y, que las tarifas procurarán aproximarse a lo que serían los precios de un mercado competitivo. Estas disposiciones legales son concordantes con los principios económicos ampliamente aceptados en la economía.

Existe extensa literatura donde se define que una de las características de un monopolio es la de presentar costos medios decrecientes y superiores a los costos marginales en un amplio rango de producción. Asimismo, la literatura sobre el tema establece que en general la infraestructura de redes para prestación de servicios públicos constituye un monopolio natural que es necesario regular para garantizar la sostenibilidad en la producción del respectivo bien o servicio. Esto quiere decir que en estos casos la mejor alternativa para el usuario y la sociedad en general, desde el punto de vista económico, es la existencia de una sola infraestructura (monopolio) para la producción de los respectivos bienes o servicios.

De otra parte, el precio que garantiza la eficiencia económica en un mercado competitivo, en el cual se cumplan todos los supuestos de competencia perfecta, es aquel igual al costo marginal. Si para el monopolio natural se establece un precio igual al costo marginal, y la producción del respectivo servicio presenta costos medios decrecientes, se estaría ocasionando pérdidas al monopolio haciendo imposible la supervivencia del mismo y por tanto comprometiendo la prestación del respectivo servicio. En tal caso l a función del regulador es establecer unos precios que cubran los costos eficientes del monopolio, aunque resulten superiores al costo marginal. En términos económicos significa maximizar el excedente del consumidor sujeto a la restricción de evitar las pérdidas en las empresas reguladas, cuando los costos medios son superiores al costo marginal.

Ahora bien, el criterio de suficiencia financiera establecido en la Ley 142 de 1994 determina, entre otros aspectos, que las fórmulas tarifarias "permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable". Nótese que dicho criterio no establece que la remuneración debe ser igual a aquella que se obtendría en una situación de competencia.

De lo anterior se deduce que la afirmación de la empresa es imprecisa ya que la ley no hace el requerimiento al regulador para que encuentre o establezca los precios a que tendría derecho el prestador del servicio (monopolista) en condiciones de competencia, sino que se aproximen a lo que sería los precios en un mercado competitivo, siempre y cuando, entre otros aspectos, se asegure la suficiencia financiera del prestador del servicio. En la afirmación empresarial se parte de una premisa falsa al asumir que es posible la competencia en los monopolios naturales. De hecho, en los monopolios naturales no es posible la competencia y por tanto la solución óptima es el precio regulado que reconoce costos medios eficientes. Dicho precio es generalmente superior al costo marginal que teóricamente se requeriría para producir el respectivo bien o servicio, y es el necesario para asegurar la suficiencia financiera del prestador del servicio.

Asimismo, el artículo 73 de la Ley 142 de 1994 establece textualmente entre las funciones generales de las Comisiones de Regulación la función de "regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho posible..."; tal es el caso de la actividad de transporte de gas y en tal sentido ha obrado la Comisión con la expedición de la Resolución CREG-001 de 2000, de carácter general y en las resoluciones particulares que se derivan de la misma. Por lo anterior, no puede admitirse la afirmación de la empresa de que "la tarifa a su vez, debe buscar el justo medio entre el prestador del servicio y el usuario, aspecto que para el legislador colombiano se logra cuando esta refleje los ingresos a los que tendría derecho la empresa si estuviese en una situación de competencia".

Por las razones señaladas, la aproximación metodológica de la Resolución CREG-001 de 2000 es la de costos medios, resolución de carácter general, impersonal y abstracto que no es materia de controversia en la presente solicitud.

Promigás expone que: "... resulta pertinente abordar el análisis desde dos escenarios diferentes; en primer lugar, aquel escenario que contemple la forma como se hubiese remunerado el gasoducto Ballena Cartagena si la Ley 142 no se hubiese aprobado, y por ende tampoco la Resolución CREG 001 de 2001 -lo cual permitiría establecer cuál sería el criterio que se venía utilizando y el cual la CREG pretende mantener- y un segundo escenario en el que se evalúa regulatoriamente cuáles son las implicaciones de no incluir esos activos dentro de la base tarifaria y el impacto para Promigás si es obligado a realizar la reposición del activo -cuya vida útil ya se agotó- sin que tales cifras se incluyan dentro del cálculo de la tarifa.

En primer lugar, es preciso decir que el Código de petróleos parte de una base sustancialmente diferente de aquella de la regulación expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible, ya que este supone que el Ministerio y la empresa deben en principio llegar a un acuerdo, y en caso de que esto no sea posible, acuden a un tercero.

En segundo lugar, sin perjuicio de lo anterior, es evidente que ni el artículo 56 ni el 57 del Código de Petróleos regulan la remuneración a la que tendría derecho Promigás, una vez se agote la vida útil de los activos sobre los cuales se fijó la tarifa".

En relación con la situación hipotética de cómo se remuneraría el gasoducto sin la presencia de la Ley 142 de 1994, conviene indicar que si bien el ejercicio puede ser interesante, para efectos de definir este procedimiento resulta inoficioso pues no le es dable al regulador apartarse de las normas que regulan la prestación de los servicios públicos. En ese sentido, los análisis que la CREG ha realizado para resolver la petición empresarial tienen como punto de partida las disposiciones de la Ley 142 de 1994 y las normas que de ella se derivan.

Cabe mencionar que en el literal f) del numeral 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000 se establece, entre otros aspectos, que "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, el año correspondiente a la última revisión tarifaria bajo dicho Código. Lo anterior con el fin de mantener la consistencia con los criterios que se venían aplicando". Así, en el literal f) no se establece que la Comisión pretende mantener el criterio tarifario que se venía utilizando antes de la aprobación de la Ley 142 de 1994.

Lo afirmado en dicho literal se refiere únicamente al año a partir del cual debe contabilizarse la vida útil de un activo, de lo cual no puede deducirse, como lo manifiesta la empresa, que se pretendan mantener los criterios adoptados antes de la Ley 142 de 1994. Aspecto que implicaría desconocer la legalidad de dicha ley y que no puede ser considerado por la Comisión, en tanto que la ley de servicios públicos domiciliarios estableció claramente los criterios específicos para la definición de las tarifas de servicios públicos, aspecto que no es considerado en el Código de Petróleos.

También es pertinente tener en cuenta que la s consideraciones establecidas en el Código de Petróleos (artículos 56 y 57) implican que el usuario pague una tarifa justa que refleja una remuneración al inversionista y, que para los gasoductos en cuestión, su costo ha sido remunerado a través de las tarifas como se indicó anteriormente. Téngase en cuenta que es de la esencia de los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994 que haya tarifas justas tanto para el usuario como para el inversionista.

Anota la empresa que "si se tomaran en cuenta los criterios del Código de Petróleos tendríamos que decir lo siguiente:

- En virtud de que el gasoducto ya cumplió con la Vida Util proyectada, y que este continúa en operación, es previsible que dentro del mismo sea necesario un mayor gasto de AO&M, para garantizar la calidad del servicio en condiciones óptimas.

- El regulador debe considerar el justo valor del mismo, es decir, el valor comercial que este tendría (el cual resulta mucho menor que el activo nuevo).

- Se reconocería las inversiones para mantener el activo en operación.

- El regulador debería determinar la utilidad líquida equitativa de Promigás, tomando como base el justo valor del gasoducto, aspecto que merece un análisis particular.

En efecto, el justo valor del activo, si bien tendría en cuenta que este fue completamente depreciado, obviamente consideraría el valor del mismo, de acuerdo con los criterios financieros aplicables y vigentes...".

Para resolver este punto nos remitimos a lo antes expuesto, donde se hace alusión a una situación hipotética para remunerar el activo. Es decir, la CREG no puede apartarse del contenido de la Ley 142 de 1994 para resolver las peticiones empresariales.

Con respecto al valor de activos es pertinente considerar lo siguiente:

1. El valor del activo una vez expira su vida útil se puede asimilar al costo de oportunidad del activo en ese momento. Como se anotó anteriormente, dicho valor debe ser suficiente para que el inversionista:

i) Realice las adecuaciones que se requieren en el gasoducto para que el mismo opere durante la Vida Util Normativa de que trata la Resolución CREG-001 de 2000, y

ii) Tenga incentivo para continuar con el negocio en marcha utilizando activos depreciados.

2. El costo de oportunidad para un monopolio natural, como el transporte de gas, es función de la remuneración permitida por el regulador ya que no existe una formación de precios de mercado.

Lo anterior permite anotar que el valor de un gasoducto para un Agente, sujeto a tarifas reguladas, se obtiene a partir de la remuneración que sobre el activo permita el regulador. En todo caso, la remuneración debe ajustarse a los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994. Sin dificultad puede decirse que la remuneración permitida por el regulador, para activos depreciados, debe ser tal que por lo menos permita al Agente realizar las inversiones adicionales y remunerar los gastos de AOM que se requieran para mantener operando el activo.

De otra parte Promigás anota que: "No resulta válido afirmar que el costo de oportunidad de un activo, una vez agotada su vida útil sea el costo de realizar las inversiones adicionales necesarias para mantener el activo en operación, por las siguientes razones:

- El activo, al finalizar su vida útil, es aún productivo y como tal debe valorarse; si el costo de oportunidad del activo fuese el monto de las inversiones adicionales que se requieren para mantenerlo en operación, significaría -según la posición del regulador- que el gasoducto al momento en que se encuentre completamente depreciado no tiene ningún valor comercial, es decir que la empresa al disponer del mismo, tendría que hacerlo por un valor igual a $0 pesos, lo cual definitivamente no es cierto ni siquiera en ambientes altamente competitivos.

- De la misma manera, esa interpretación sería contraria a la Ley 142 de 1994, de manera particular del artículo 87, en la medida en que se estaría transfiriendo todo el aumento de productividad derivado del hecho de tener operacional un activo cuya vida útil fue agotada en su totalidad; los aumentos de productividad, como podría ser aquel que se deriva de tener un activo operacional ya depreciado, deben ser compartidos entre la empresa y el usuario, de la manera como se hace en los ambientes competitivos.

- Adicionalmente, porque esa afirmación no tiene en cuenta que el activo, cuya vida útil estimada se agota, pero aún mantiene su operacionalidad, requiere un mayor mantenimiento, de manera tal que pueda conservar esa característica".

Sobre el particular se precisa lo siguiente:

1. Para el caso de Promigás, en cumplimiento de la metodología estipulada en la Resolución CREG-001 de 2000, mediante la Resolución CREG-018 de 2001, CREG-014 de 2002 y CREG-070 de 2003, el regulador reconoció para gasoducto Ballena-Cartagena, ya depreciado, los gastos de AOM eficientes y un valor de inversión superior a las inversiones que se requieren para adecuarlo.

2. La diferencia entre el costo de las inversiones que se requieren para adecuar el activo y el costo reconocido por el regulador puede considerarse como parte del costo de oportunidad que reconoció el regulador. Así, si el hecho de tener operando un activo depreciado puede considerarse como un aumento de productividad, dicha productividad está siendo compartida entre la empresa y los usuarios así:

i) La empresa a través del costo de oportunidad reconocido por el regulador, y

ii) El usuario a través de una menor tarifa con respecto a aquella que se obtendría en caso de considerar el activo a costo de reposición a nuevo, teniendo en cuenta que el costo de reposición a nuevo resulta mayor al costo reconocido por la Comisión. Por tanto, se considera imprecisa la afirmación de la empresa en el sentido de que la interpretación del regulador es contraria a lo estipulado en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

3. En concordancia con la metodología establecida en la Resolución CREG-001 de 2000, mediante las Resoluciones CREG-018 de 2001, CREG-014 de 2002 y CREG-070 de 2003, la CREG reconoció los gastos de AOM eficientes. La eficiencia en dichos gastos se evaluó con el método de frontera de eficiencia tal como se establece en la Resolución CREG-001 de 2001.

Adicionalmente Promigás manifiesta:

"Si el activo hubiese sido remunerado (en gracia de discusión), en pesos o en dólares de los Estados Unidos, considerando el valor en libros del activo y la depreciación, esto no significa que el inversionista deba reponer nuevamente el activo o hacer inversiones adicionales, sin asegurarse primero que esa inversión adicional y aquella actualmente vigente, será incluida dentro de la base tarifaria.

En efecto, al momento en que Promigás haga las inversiones necesarias para reponer el activo, y estas no sean consideradas dentro de la base tarifaria, no estaría siendo remunerando por esas inversiones adicionales, y por ende, no existiría incentivo alguno para realizarlas. Se remuneraría la inversión hecha en 1977, mas no la que debería hacerse en el período tarifario actual, lo cual causa un perjuicio para la empresa, en caso de que sea obligada a hacerla".

Promigás plantea la situación hipotética en la cual se remunera un gasoducto utilizando el valor en libros y la depreciación. Anota la empresa que el inversionista no debe reponer el activo o hacer inversiones adicionales hasta que esa inversión adicional y aquella actualmente vigente sea remunerada a través de los cargos regulados. Para el caso de un gasoducto depreciado, es cierto que el inversionista no debería reponer el activo o realizar inversiones adicionales si dichas inversiones no se remuneran a través de los cargos regulados. Sin embargo, para un gasoducto depreciado que continúa en operación, no es cierto que a través de las tarifas se deban remunerar tanto las inversiones adicionales como la inversión existente. De hecho, en términos cuantitativos no habría inversión existente ya que la misma está depreciada y por supuesto ya remunerada. En tal caso, en estricto rigor se debería remunerar, a través de los cargos regulados, únicamente la inversión adicional y los gastos de AOM para mantener operando el gasoducto por un período determinado.

Promigás parte de la premisa de que el regulador debe reconocer el monto de las inversiones realizadas en 1977 y 1982 y el monto de las inversiones adicionales para adecuar los activos que ya están depreciados. Reconocer todo el costo de un activo que ya está depreciado, y que continúa en operación ya que su vida útil operativa va más allá del período de depreciación y remuneración, significaría que la prestación del servicio se tendría que remunerar con una metodología distinta a la vigente en la Resolución CREG-001 de 2000. Como se ha expuesto en este escrito, para el nuevo período tarifario y para el gasoducto en cuestión, la Comisión reconoció un costo de oportunidad por dicho activo, lo cual cubre las inversiones adicionales requeridas para adecuarlo. En tal sentido, no existe ningún perjuicio económico para la empresa al realizar las inversiones adicionales para adecuar el gasoducto.

Anota Promigás que:

"Si bien es cierto que dentro de la tarifa se han reconocido algunos costos de Administración, Operación y Mantenimiento, el valor incluido en la tarifa no ha sido el total ni en el que verdaderamente Promigás ha incurrido.

En este sentido, si bien puede decirse que en tanto la empresa recibió una remuneración por gastos de AO&M debió mantener completamente operacional el gasoducto, este argumento no resulta válido para el momento en que la vida útil se cumple, ya que el AO&M reconocido, consideraba precisamente ese período específico; este criterio incluso es compartido por el regulador, tal y como se desprende de una simple lectura del literal d) del artículo 3.2.1 de la Resolución CREG 001 de 2001.

Al mismo tiempo, en la medida en que la empresa de manera voluntaria ha incurrido en gastos de AO&M mayores a aquellos que se han reconocido en la tarifa, no pareciera ni justo no adecuado que no se reconozca un valor de la inversión y tampoco el esfuerzo adicional hecho por la misma empresa".

Con respecto a los gastos de AO&M es necesario precisar:

1. En el artículo 57 del Código de Petróleos se establece, entre otros aspectos, que para efectos de revisar tarifas de transporte se debe tener en consideración "los gastos de sostenimiento, administración y explotación debidamente comprobados".

2. Los gastos de AO&M reconocidos bajo la metodología adoptada mediante la Resolución CREG-001 de 2000 corresponden a gastos eficientes, según la evaluación realizada con el método de frontera de eficiencia. Debe tenerse en cuenta que la eficiencia en costos hace parte de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

Con base en lo anterior no es de recibo afirmar que los gastos de AO&M reconocidos, tanto con la metodología de Código de Petróleos como con la metodología de la Resolución CREG-001 de 2001, no corresponden a los gastos adecuados o eficientes.

Promigás anota que "lo anterior resulta aún más evidente, si se tiene en cuenta que la Comisión de Regulación de Energía y Gas incluso aceptó las inversiones realizadas en el mismo gasoducto entre 1994 y el 2003".

Al respecto se precisa que las inversiones sobre el gasoducto Ballena-Cartagena, reconocidas mediante las Resoluciones CREG-018 de 2001, CREG-014 de 2002 y CREG-070 de 2003, corresponden principalmente a expansiones del sistema (e.g. Loops, Compresión y gasoductos regionales) como se detalla en la tabla 8 del documento CREG-037 de 2001. Por tanto, no puede decirse que la Comisión reconoció inversiones realizadas en dicho gasoducto entre 1994 y 2003 correspondientes a adecuación del gasoducto.

Visto lo anterior se concluye que la inversión existente reconocida para los gasoductos en cuestión obedece a lo establecido en la metodología de carácter general (Resolución CREG-001 de 2000). Asimismo, se concluye que el monto reconocido corresponde a un valor que permite al inversionista realizar las inversiones requeridas para mantener operando el activo durante la Vida Util Normativa y permite que el Transportador tenga un incentivo para continuar prestando el servicio con un activo depreciado. Por lo tanto, no hay razones para acceder ni total ni parcialmente a las pretensiones empresariales y tampoco hay motivos que ameriten adelantar un procedimiento para llegar a u n acuerdo mutuo en el cambio de las resoluciones operantes para la empresa;

Que con base en lo anterior se considera que no existe error de cálculo en los cargos de transporte aprobados a Promigás mediante las Resoluciones CREG-018 de 2001, CREG-014 de 2002 y CREG-070 de 2003 y no hay justificación regulatoria para reconocer inversiones adicionales a las ya reconocidas;

En consideración a lo expuesto la Comisión de Regulación de Energía y Gas desestima las pretensiones de la empresa Promigás;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, es su Sesión número 245 del 26 de noviembre de 2004, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. No acceder a las pretensiones presentadas por la empresa Promigás en su solicitud de revisión tarifaria.

ARTÍCULO 2o. La presente resolución deberá notificarse a la empresa Promigás y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco días siguientes a su notificación.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 26 de noviembre de 2004.

Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía.

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

El Presidente,

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.