RESOLUCIÓN 96 DE 2021

(agosto 6)

Diario Oficial No. 51.822 de 9 de octubre de 2021

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se resuelven las solicitudes hechas por la empresa Progasur S.A. E.S.P. para la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 en los gasoductos Neiva – Hobo y Buenos Aires – Ibagué que cumplieron la vida útil normativa

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 de 1994, 1437 de 2011 y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y,

CONSIDERANDO QUE:

De conformidad con lo establecido en el artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible “es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.

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 su uso, se regirán exclusivamente por dicha Ley.

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

El artículo 109 de la Ley 142 de 1994, en relación con las facultades con las que cuenta la Comisión dentro del ejercicio de las actuaciones administrativas que se adelanten en materia regulatoria, ha previsto que, al practicar pruebas, las funciones que corresponderían al juez en un proceso civil las cumplirá la autoridad, o la persona que acuerden la autoridad y el interesado.

En concordancia con lo anterior, el numeral 1 del artículo 124 de la Ley 142 de 1994 establece que, cuando corresponda a la Comisión de Regulación de Energía y Gas como autoridad nombrar peritos, el nombramiento corresponderá a la Comisión misma.

Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 se estableció la metodología general para determinar los cargos que deben aplicar las empresas que realizan la actividad de transporte de gas natural a través del Sistema Nacional de Transporte.

En el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 066 de 2013, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 148 de 2017, se estableció el procedimiento que se debe adelantar a fin de que la Comisión establezca el valor de la inversión a reconocer en aquellos activos que hayan cumplido la vida útil normativa. De acuerdo con lo previsto en el numeral 1 del literal b) del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, la valoración que realice el perito se ha de realizar con base en las actividades determinadas en el acto administrativo que expida la Comisión.

La empresa Progasur S.A. E.S.P., mediante la comunicación E-2015-012708, solicitó el inicio de una actuación administrativa para el gasoducto Neiva – Hobo, con las siguientes características:

Nombre del gasoducto en la base tarifaria	Expediente CREG	Resolución previa de aprobación de cargos	Año de entrada en Operación	Diámetro (pulg.)	Longitud trazado original (km)	Longitud nuevo trazao (km)	Incluye nuevo trazado?
Neiva - Hobo	2016-0028	CREG112-2011	1.996	8	52,625	N/A	NO

A través del Auto I-2016-000507 de 26 de febrero de 2016 se inició la actuación administrativa, ordenando la formación del correspondiente expediente administrativo. Mediante el Aviso 028 de 2016, publicado en el Diario Oficial, la CREG hizo público un resumen de la actuación administrativa en cumplimiento de lo previsto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Mediante la Resolución CREG 080 de 2013, modificada por la Resolución CREG 110 de 2015, la Comisión conformó la lista de peritos de que trata el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Para aquel momento, se adelantó la selección entre las personas naturales y/o jurídicas que hacían parte del listado de la Resolución CREG 080 de 2013, modificada por la Resolución CREG 110 de 2015, con el ánimo de designar a un experto para los efectos de establecer el costo de reposición a nuevo de los gasoductos que cumplen la vida útil normativa y que son objeto de la actuación administrativa.

La persona que presentó la propuesta mejor calificada fue el señor Gustavo Delvasto Jaimes. De acuerdo con lo anterior, mediante la Resolución CREG 171 de 2016 se designó como perito al señor Gustavo Delvasto Jaimes, a fin de que llevara a cabo el encargo fijado por parte de la Comisión en dicho acto administrativo y se rindiera el dictamen pericial dentro de esta actuación administrativa. Mediante el radicado E-2016-0013182, el señor Gustavo Delvasto Jaimes radicó ante la Comisión el informe pericial.

En atención a lo dispuesto en el artículo 231 del Código General del Proceso, una vez rendido el dictamen, este permaneció en el correspondiente expediente administrativo de la CREG a disposición de las partes hasta la fecha de la audiencia de contradicción^[1] que se realizó el día 15 de diciembre de 2016, atendiendo lo dispuesto en la Ley 142 de 1994, así como en los artículos 107, 170, 176, 229, 230, 231, 232, 233, 235 y 373 del Código General del Proceso. Allí pudo intervenir la empresa a través de su apoderado y un asesor técnico, a efectos de hacer uso de su derecho de contradicción en relación con el contenido del dictamen pericial, dentro de los límites constitucionales en el marco del debido proceso y el derecho de defensa, así como de los límites procesales y en materia probatoria que son aplicables a las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG de acuerdo con las normas procesales aplicables según lo previsto en el Código General del Proceso.

La Comisión llevó a cabo un ejercicio de valoración^[2] del dictamen pericial emitido por el señor Gustavo Delvasto Jaimes, para lo cual, tal como se expone en la Resolución CREG 022 de 2017, se pudo concluir lo siguiente:

“En este sentido, es claro para la Comisión que los dictámenes periciales rendidos por el señor Gustavo Delvasto Jaimes no permiten de entrada, dar certeza absoluta y brindar elementos de convicción a la Comisión a la hora de establecer el valor de reposición a nuevo de los gasoductos que han cumplido su vida útil normativa; razón por la cual, de acuerdo con los artículos 11, 165, 168 y 170 del Código General del Proceso en materia de necesidad de la prueba para esclarecer los hechos objeto de la controversia, así como la posibilidad de decretar todas aquellas que se requieran para lograr su convencimiento, las cuales tienen relación con lo previsto de manera sustancial en la Ley 142 de 1994 en su artículo 3 con respecto a que todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos deben fundarse en los motivos que determina dicha Ley, donde los motivos que invoquen deben ser comprobables, le corresponde a la CREG acudir a un medio probatorio diferente y/o complementario para estos efectos.

Es por esto que solo a través de dicha prueba diferente y/o complementaria se han de resolver las dudas generadas frente a la distribución de costos y la posible afectación que esto llegue a generar sobre la eficacia del dictamen pericial de acuerdo con la información que sobre dicha distribución cuenta esta Comisión y que hace parte de los correspondientes expedientes administrativos, lo cual de entrada genera que se lleve a cabo una valoración de los gasoductos objeto de las actuaciones administrativas (…)”

Dicha conclusión se sustentó en lo siguiente:

“En este sentido, esta Comisión ha procedido a llevar a cabo un ejercicio de valoración integral de los dictámenes periciales, así como de las respuestas dadas por el perito dentro de las audiencias de contradicción sustentado dentro de los parámetros de la sana crítica, como parte de la aplicación de los principios que rigen la prueba, los artículos 168 y 232 del CGP, atendiendo los fines que debe cumplir el ejercicio de la facultad regulatoria de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible con la que cuenta la CREG.

Sin embargo, del contenido de los informes periciales, así como del resultado del ejercicio de contradicción, a esta entidad le han surgido importantes y razonables dudas en relación con la distribución porcentual de costos en los principales rubros del proyecto (e.g. mano de obra, materiales, derecho de vía y otros) obtenida de los valores reportados por el perito como se muestra en la Tabla 1. Lo anterior, teniendo en cuenta que frente a la distribución de costos y el criterio expuesto por el perito en los dictámenes periciales y precisado en la audiencia, se presentan importantes diferencias frente a la distribución de costos estimados y reales de gasoductos a nivel internacional de los cuales esta Comisión cuenta con información.

Esto, toda vez que dicha distribución de costos corresponde a un supuesto de análisis expuesto en sus informes periciales y sobre el cual fue indagado por esta Comisión dentro de las correspondientes audiencias de contradicción, sin que se entienda que dicha duda recae directamente sobre los resultados finales emitidos en su informe pericial.

(…)

De lo anterior se puede concluir que:

a. Según el perito en Colombia la mano de obra pesa un 75% en los costos totales frente a un 40% a 50% en Estados Unidos.

b. Según el perito en Colombia los costos misceláneos (i.e. ingeniería, interventoría, administración y permisos y licencias, entre otros) pesan un 10% en los costos totales frente a un 30% a 40% en Estados Unidos.

c. No se observan las razones para que la distribución de costos de construcción de gasoductos en Colombia tenga una diferencia tan marcada frente a la distribución de costos de gasoductos en el ámbito internacional.   

Estas circunstancias, si bien no conllevan de manera directa a que se desestimen por parte de esta Comisión los resultados de los dictámenes periciales, no generan una certidumbre plena en la Comisión a efectos de llevar a cabo su aplicación. Es por esto que, se establece que llevar a cabo la aplicación de dichos dictámenes sin resolver las incertidumbres generadas en relación con el supuesto de distribución de costos dé como resultado que dentro de los cargos tarifarios se pueda trasladar gestiones ineficientes de las empresas, lo cual iría en contra de lo previsto en la Ley 142 de 1994, yendo en contra de los criterios en materia tarifaria previstos en dicha norma, así como de los fines y objetivos que persigue dicha actuación administrativa.”

Progasur S.A. E.S.P., mediante la comunicación E-2018-003977, solicitó el inicio de una actuación administrativa para el siguiente gasoducto troncal con el objeto de reconocer el valor de los siguientes activos en servicio cuya vida útil normativa presuntamente está por terminar:

Nombre del gasoducto en la base tarifaria	Expediente CREG	Resolución previa de aprobación de cargos	Año de entrada en Operación	Diámetro (pulg.)	Longitud trazado original (km)	Longitud nuevo trazao (km)	Incluye nuevo trazado?
Buenos Aires - Ibague	2019-0151	CREG113-2011	1.998	6	18,683	19,083	SI

Mediante oficio S-2019-001906, la CREG solicitó la información de la caracterización de dicho gasoducto, la cual fue remitida por la empresa a través de la comunicación E-2019-004432 y E-2019-004434.

A través del Auto I-2019-004742 del 5 de agosto de 2019, se inició la actuación administrativa, ordenando la formación del correspondiente expediente administrativo. Mediante el Aviso 038 de 2019, publicado en el Diario Oficial, la CREG hizo público un resumen de la actuación administrativa en cumplimiento de lo previsto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Teniendo en cuenta lo anterior, la Comisión procedió a decretar una nueva prueba pericial, para lo cual, adelantó un proceso de selección a través de la modalidad de pluralidad determinada de oferentes entre las personas que hacen parte del listado de la Resolución CREG 080 de 2013, modificada por la Resolución CREG 059 de 2019, atendiendo los criterios previstos en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 148 de 2017, con el ánimo de designar a un perito para los efectos de establecer el costo de reposición a nuevo de los gasoductos que cumplen la vida útil normativa.

La persona que presentó la oferta mejor calificada fue la empresa Tipiel S.A., razón por la cual, mediante la Resolución CREG 093 de 2019 se designó a dicha empresa como perito, a efectos de que llevara a cabo el encargo fijado por parte de la Comisión en dicho acto administrativo y se rindiera el dictamen pericial dentro de las actuaciones administrativas de los gasoductos Neiva – Hobo y Buenos Aires – Ibague de la empresa Progasur, frente a lo cual se denominaron dictámenes periciales 5 y 8 de la mencionada resolución.

Para el caso particular del gasoducto Neiva - Hobo se solicitó tener en cuenta la misma información (i.e. características de cada uno de los gasoductos que la CREG entregará al perito) que fue considerada por el señor Gustavo Delvasto Jaimes y que fue suministrada por la CREG de acuerdo con la solicitud hecha al transportador.

Mediante los radicados E-2019-013521 y E-2019-012398, la firma Tipiel radicó ante la Comisión los informes periciales Nos. 5 y 8 de la Resolución CREG 093 de 2019. Así mismo, de acuerdo con lo consignado en dicho acto administrativo, allí se dispuso que con respecto al trámite de contradicción de los dictámenes periciales:

“Artículo 6. Contradicción. Para los dictámenes periciales de la presente resolución la contradicción se hará teniendo en cuenta lo dispuesto en los artículos 107, 231, 373 del Código General del Proceso y demás normas aplicables. Por lo tanto, el perito deberá absolver el interrogatorio que sobre el contenido de los informes periciales para los gasoductos de las empresas Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P., Promigas S.A. E.S.P., Promioriente S.A. E.S.P., Transmetano E.S.P. S.A., Transoccidente S.A. E.S.P. y Progasur S.A. E.S.P., realicen esas empresas u otra parte interesada dentro de la actuación administrativa en las audiencias públicas en fecha, hora y lugar que designe la CREG, en cumplimiento de lo previsto en dichas normas.”

En relación con el trámite de contradicción que surtieron los dictámenes periciales de los gasoductos de Progasur dentro de las actuaciones administrativas correspondientes en atención a lo dispuesto en los artículos 170^[3], 231^[4], 373^[5] del Código General del Proceso, a efectos de que la empresa ejerciera su derecho de contradicción se debe tener en cuenta que:

- Una vez radicados los informes periciales, en atención a lo dispuesto en el artículo 231 del Código General del Proceso, estos permanecieron en el correspondiente expediente administrativo de la CREG a disposición de las partes hasta la fecha de la audiencia respectiva (la cual corresponde al artículo 373 de la misma norma), la cual solo podrá realizarse cuando hayan pasado por lo menos diez (10) días desde la presentación del dictamen.

- Las audiencias de contradicción de cada uno de los dictámenes periciales se realizaron los días 2 y 19 de diciembre de 2019. Estas audiencias se llevaron a cabo atendiendo lo dispuesto en la Ley 142 de 1994, así como en los artículos 107, 170, 176, 229, 230, 231, 232, 233, 235 y 373 del Código General del Proceso.

En estas audiencias Progasur intervino de manera directa a través de su representante legal, a efectos de hacer uso de su derecho de contradicción en relación con el contenido de los dictámenes periciales, dentro de los límites constitucionales en el marco del debido proceso y el derecho de defensa, así como de los límites procesales y en materia probatoria que son aplicables a las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG de acuerdo con las normas procesales aplicables según lo previsto en el Código General del Proceso.

Del trámite de las audiencias, incluidas las reglas para su práctica, las preguntas y solicitudes de aclaración realizadas al perito por parte de Progasur, así como de las respuestas dadas por el perito, se dejó registro en video, el cual consta en el expediente de cada una de las actuaciones administrativas.

- Mediante el radicado I-2020-000231 y I-2020-000236, se radicaron las actas de las audiencias de contradicción, las cuales se desarrollaron en las oficinas de la CREG los días 2 (para el dictamen pericial No. 5) y 19 de diciembre de 2019 (para el dictamen pericial No. 8).

Una vez conocidos los informes periciales por parte de Progasur, dentro de cada una de las audiencias, la empresa pudo discutir los puntos allí consignados, lo cual se concretó en la posibilidad de formular preguntas, cuestionamientos y aclaraciones en relación con su contenido.

En la audiencia celebrada el día 2 de diciembre de 2019 para el dictamen No. 5 del gasoducto Buenos Aíres – Ibagué, Progasur, a través de su representante legal, formuló inquietudes relativas a aspectos relacionados con: i) la afectación dentro de la valoración de la construcción de gasoductos en períodos lluviosos; ii) incidencia de factores externos en la operación de infraestructuras e instalación de válvulas en la construcción del gasoducto y generación de riesgos por esta circunstancia; iii) inversiones en cruces aéreos y subfluviales requeridos; iv) intervención en terrenos cultivados y, en general aspectos relacionados con el gasoducto Buenos Aíres – Ibagué.

En la audiencia celebrada el día 19 de diciembre de 2019, para el dictamen No. 8 del gasoducto Neiva - Hobo, Progasur a través de su representante legal formuló inquietudes relativas a aspectos relacionados con: i) período en el cual se hizo la estimación de la construcción considerando una época particularmente seca; ii) por qué no se consideró una mayor presencia de válvulas?, teniendo en cuenta precisamente que estos factores externos van directamente relacionados con el incremento en el riesgo que tendría la infraestructura; iii) En caso de que existiera la posibilidad de que ese cruce aéreo no existiese, sino que fuera un cruce subfluvial, ¿se puede considerar la posibilidad de que ese cruce aéreo no fuera ejecutado iv) ¿si se tuvo en consideración el hecho de hacer la intervención de estos terrenos cultivados que por su característica constructiva implica un esfuerzo mayor en costos?. Así mismo, la Comisión formuló las siguientes inquietudes: i) Quisiéramos conocer cuál fue el procedimiento para hacer la distribución de costos, de mano de obra, de material misceláneos y otros que utilizaron en el desarrollo del peritaje; ii) Cuando ustedes tienen el trazado de un gasoducto y se define dicho trazado, y existe la servidumbre sobre la cual se puede aprovechar alguna parte de esa servidumbre para ubicar el trazado de un nuevo gasoducto, ¿Existe ahorro de tiempo y de dinero, cuando se utiliza esa servidumbre ya existente para construir el nuevo gasoducto?; iii) Considerando la información donde está el trazado del gasoducto en el caso en que ese trazado pasa por zonas donde se ha requerido incluir los efectos de una inclinación o media ladera, ¿La consideración que ustedes hacen desde la perspectiva civil para la construcción de ese gasoducto, incluye los efectos de construir en un terreno con esas características?

De acuerdo con el desarrollo de las audiencias, se establece por parte de la CREG que el perito dio respuesta en debida forma a las inquietudes, aclaraciones y cuestionamientos que fuesen procedentes, de acuerdo con el análisis y la aplicación de su experticia, de conformidad con los resultados incluidos en el informe pericial.

El análisis de las inquietudes, aclaraciones y cuestionamientos formulados por Progasur dentro del trámite de las audiencias, y las respuestas dadas por el perito, se encuentran consignados dentro del registro audiovisual y su respectivas Actas, las cuales se identifican con radicados I-2020-000231 y I-2020-000236, los cuales hacen parte de los expedientes administrativos.

Igualmente, dichas audiencias se llevaron a cabo dentro de los lineamientos constitucionales del debido proceso y, específicamente, del derecho de contradicción, conforme a los lineamientos procesales y las facultades asignados a las partes por el Código General del Proceso.

Ahora, en virtud de lo dispuesto en los artículos 168 y 232 del Código General del Proceso, la aplicación del dictamen pericial la precede un ejercicio de valoración de la prueba por parte de la CREG en cuanto a sus fundamentos, consideraciones y resultados, el cual debe estar sujeto a los parámetros de la sana crítica, así como de los fines regulatorios que persigue el ejercicio de su facultad regulatoria, en particular el de la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010.

De acuerdo con esto, una vez llevado a cabo el trámite de contradicción de los dictámenes periciales emitidos por Tipiel para los gasoductos de Progasur, y para efectos de valoración de dicha prueba por parte de la CREG, se encuentra que los mismos: i) cumplen los principios generales que rigen la práctica y aplicación de las pruebas; ii) cumplen con los requisitos intrínsecos y extrínsecos que son propios de este medio probatorio; y iii) cumplen con los requisitos de existencia, validez y eficacia del dictamen pericial.

En este sentido, la CREG encuentra que los dictámenes periciales emitidos por Tipiel, incluyendo las respuestas a las preguntas realizadas por Progasur y la CREG, son completos y han de considerarse como una prueba válida, en la medida en que los juicios que éste realiza en cada uno de ellos se encuentran debidamente fundamentados, así como los resultados que contiene se consideran claros, firmes y lógicos para ser aplicados dentro de la presente actuación administrativa en aquellos gasoductos que efectivamente hayan cumplido su vida útil normativa.

Ahora, en el caso particular de la actuación administrativa del gasoducto Neiva - Hobo, del dictamen pericial de Tipiel y su ejercicio de valoración, además de la información de referencia con la que contaba esta Comisión de acuerdo con lo expuesto en la Resolución CREG 022 de 2017, y que se referencia dentro de la Resolución CREG 093 de 2019, se establece que las dudas generadas a esta Comisión en relación con el contenido del informe pericial rendido en el marco de la Resolución CREG 171 de 2016, se encuentran plenamente justificadas y permiten concluir la falta de mérito probatorio de dicho dictamen para ser aplicado dentro de la presente actuación administrativa.

Lo anterior, en la medida en que las conclusiones que se presentan en el dictamen pericial inicial, en relación con los criterios de distribución de costos, principalmente en materia del porcentaje de la mano de obra, no son razonables, ni ajustadas a la realidad; toda vez que ésta Comisión, al contar con información suficiente a nivel internacional (Oil and Gas) a la que se hizo referencia dentro de la Resolución CREG 022 de 2017, y nacional (dictámenes periciales de Tipiel y valoraciones hechas por parte de la Comisión) no pudo evidenciar, ni confirmar que es razonable concluir, que dentro de un ejercicio de valoración existen razones para que en la distribución de costos de construcción de gasoductos la mano de obra dentro de un proyecto de transporte de gas natural pueda representar costos superiores al 75% del valor del proyecto.^[6]

Por el contrario, el dictamen pericial de la firma Tipiel genera un mayor grado de certeza en la Comisión en esta materia, en la medida en que el análisis y las conclusiones que allí se consigan se pueden considerar razonables y debidamente justificadas de acuerdo con la forma en que se llevó a cabo la agrupación de los costos del proyecto en mano de obra, materiales, misceláneos y otros, atendiendo el concepto constructivo, sin que se identifiquen diferencias marcadas con respecto a la distribución de costos de construcción de gasoductos en Colombia, la cual se sustenta en una muestra de gasoductos más robusta (i.e. 107 gasoductos). Así mismo, este criterio fue objeto de exposición y contradicción dentro de la audiencia. De acuerdo con lo anterior, se debe desestimar el dictamen pericial a que hace referencia la Resolución CREG 171 de 2016 dentro del trámite de la presente actuación administrativa.

El análisis de las solicitudes hechas por Progasur, las cuales incluyen el trámite de contradicción de los dictámenes periciales dentro de las presentes actuaciones administrativas, la determinación de la vida útil normativa, los valores a retirar de la base de inversión, así como la valoración y aplicación de los dictámenes periciales, se encuentran consignados en el Documento CREG 079 de 2021.

Ahora bien, con respecto a la determinación del valor del activo cuando este continua en operación, se debe tener en cuenta que el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 establece lo siguiente:

“Artículo 14. Inversión a reconocer en activos que hayan cumplido la Vida Útil Normativa. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, cuya Vida Útil Normativa se cumpla en el presente período tarifario, se aplicará el siguiente procedimiento:

a)  Un año antes del cumplimiento de la Vida Útil Normativa del activo, el transportador, mediante comunicación escrita, deberá solicitar a la CREG el inicio de una actuación administrativa en los términos definidos en el presente artículo.

b) La Comisión dará inició a la actuación administrativa que contendrá las siguientes etapas:

1. La Comisión designará un perito para la estimación del costo de reposición a nuevo del activo. Para la contratación del perito, la Comisión seleccionará a uno de una lista conformada previamente por la misma entidad, la cual será de público conocimiento, atendiendo mecanismos de selección objetiva, con base en criterios asociados con el valor de las propuestas que se presenten, experiencias específicas y demás que la Comisión estime pertinentes. Los peritos que conformarán la lista deberán ser personas naturales o jurídicas con más de diez (10) años de experiencia total en el diseño y estructuración y/o en la ejecución y/o en la auditoría técnica de proyectos de transporte de gas natural. Esta experiencia deberá corresponder a proyectos de transporte de gas natural desarrollados en al menos dos (2) países.

El perito realizará todas las actividades determinadas en el acto administrativo que expida la CREG.

2. A partir del ejercicio de valoración realizado a través de la prueba pericial la Comisión contará con un (1) Mes para realizar análisis propios con el fin de determinar el costo de reposición a nuevo del activo - VRAN. Para el caso de las estaciones de compresión que hayan cumplido su VUN la Comisión realizará su valoración atendiendo los criterios establecidos en la metodología y su Anexo 1, entre otros, bajo un mecanismo de comparación.

3. La Comisión, una vez transcurrido el período correspondiente notificará a la empresa transportadora lo siguiente:

i. El valor a reconocer por el activo si continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como sigue:

Donde,

	Valor del activo si se mantiene en operación, expresado en dólares de la Fecha Base.
	Costo de reposición a nuevo del activo, expresado en dólares de la Fecha Base.
	Vida útil remanente, calculada como la diferencia entre la Vida Útil y la Vida Útil Normativa.
	Vida Útil.

ii. El valor a reconocer si decide reponerlo. Este valor es el costo de oportunidad del activo - , expresado en dólares de la Fecha Base

Estos valores se reconocerán al transportador por un período de veinte (20) años.

c) La empresa transportadora deberá informar a la Comisión acerca de la decisión tomada dentro del Mes siguiente a la fecha de notificación. El transportador reportará alguna de las siguientes decisiones:

1. Continuar operando el activo existente: En tal caso deberá solicitar a la Comisión un ajuste de los cargos regulados a que haya lugar. Este ajuste se determinará de conformidad con el valor .

2. Reposición del activo: En tal caso, la empresa transportadora deberá solicitar un ajuste de los cargos regulados una vez el nuevo activo entre en operación. Durante el período comprendido entre la fecha en que el activo existente cumpla la Vida Útil Normativa y la fecha de entrada en operación del nuevo activo se reconocerá el valor de , siempre y cuando el activo a reponer se haya mantenido en operación.

Para efecto del cálculo tarifario la CREG calculará el Factor de Utilización y de ser necesario ajustará las demandas hasta alcanzar el Factor de Utilización Normativo. Las demás variables del cálculo tarifario no serán sujetas de modificación.

PARÁGRAFO 1. En ningún caso se efectuarán modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos propios de la operación antes de concluir su Vida Útil Normativa. (…)” (Resaltado fuera de texto)

Sin perjuicio de lo anterior, dentro del trámite de la actuación administrativa la Comisión expidió el Auto I-2020-003549 de octubre de 2020, donde se resolvió lo siguiente:

“

RESUELVE:

Artículo 1. Incorporar al expediente administrativo 2019-0024 la siguiente información:

1. La información relativa a las comunicaciones con radicados CREG S-2017-002368 (TGI), S-2017-002369 (PROGASUR), S-2017-002370 (PROMIORIENTE), S-2017-002371 (COINIOGAS) y S-2017-002372 (TRANSMETANO), E-2017-002029 (PROMIGAS) E-2017-005582 (COINOGAS), E-2017-005802 (PROGASUR), E-2017-005809 (TRANSMETANO), E-2017-005832 (PROMIORIENTE) y E-2017-006844 (TGI);

2. El contenido del presente Auto y sus anexos;

Artículo 2. Dentro del trámite de la actuación administrativa del expediente administrativo 2019-0024 y a efectos de garantizar el derecho de defensa y el debido proceso administrativo, dar traslado a la empresa Progasur S.A. E.S.P. de la información a que hace referencia, así como el contenido del presente Auto a efectos de que la empresa se pronuncie sobre su contenido y exponga los elementos que estime pertinentes, para lo cual contará con un término de diez (10) días hábiles contados a partir del recibo del presente Auto y su comunicación. En el evento de remitir información adicional a la considerada por esta Comisión, la misma deberá ajustarse a lo dispuesto en el Anexo 3 del presente Auto y su archivo Excel. “

Dentro de este Auto se exponen una serie de elementos con respecto a: i) El análisis del VAO, Valor cuando el activo se mantiene en operación; ii) un análisis de la información adicional solicitada por la CREG y remitida por las empresas transportadoras (año 2017). Con relación a lo anterior, se manifestó lo siguiente:

“Teniendo en cuenta las inquietudes sobre el tema del VAO en la propuesta regulatoria, y como parte del proceso de consulta pública, la CREG invitó a las empresas a remitir información en relación con el valor histórico (i.e. incurrido) de las inversiones adicionales que han requerido, a fin de juzgar, con la información de las propias empresas, el porcentaje a reconocer a los transportadores para la remuneración de la siguiente vida útil normativa, especialmente para examinar la conveniencia de dejar el VAO como equivalente al 30% de la VRAN, como se propuso, o ajustar dicho porcentaje con la nueva información.

Mediante los oficios con radicados S-2017-002368 (TGI), S-2017-002369 (PROGASUR), S 2017-002370 (PROMIORIENTE), S-2017-002371 (COINIOGAS) y S-2017-002372 (TRANSMETANO), la Comisión solicitó a las empresas transportadoras de gas natural información relacionada con el valor de los activos hasta el final de su vida útil normativa. Específicamente, se solicitó a cada empresa y para cada gasoducto, el valor de inversión inicial cuando se construyó el gasoducto, y las inversiones adicionales realizadas en cada año de la vida normativa del gasoducto.

Se debe aclarar que, en el caso de las inversiones adicionales, se solicitó expresamente que se reportara únicamente las inversiones realizadas sobre el gasoducto para mantenerlo operativo. Las empresas debían excluir las inversiones de ramales que se deriven del gasoducto y las correspondientes a estaciones de compresión.

(…)

A partir de esta información, la cual se considera como un elemento de juicio fiable y creíble para llevar a cabo el análisis, y siendo esta la mejor información disponible con la que cuenta la Comisión, sin perjuicio de la existencia de otra información que se ajuste a lo dispuesto en el Anexo 2 del presente Auto, se observa que, en el peor de los casos, un gasoducto requeriría un 57% adicional a su inversión inicial en el período de 20 años para lograr un adecuado funcionamiento.

Es por esto que, una vez llevada a cabo la valoración de los dictámenes periciales rendidos en el marco de la Resolución CREG 093 de 2019, la CREG considera pertinente y útil incorporar a la presente actuación administrativa nueva información de inversiones en la infraestructura de transporte de gas, para definir los conceptos de VRAN y VAO (…)

La CREG considera procedente incorporar la información a la que se ha hecho referencia, así como el anterior análisis, dentro de las actuaciones administrativas que se vienen adelantando en el marco del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 y de la Ley 142 de 1994, con el fin de establecer el concepto VAO para los activos que en materia de transporte de gas han cumplido su vida útil normativa”

En respuesta a dicho Auto, Progasur, mediante comunicación con Radicado CREG E-2020-012845, manifestó que:

“Manifestamos nuestra preocupación frente a la extensión que ha presentado la Comisión para la determinación de los costos de reposición a nuevo del activo (VRAN) para los expedientes 2016- 0028 y 2019-0151, según los términos definidos en el numeral 2 del Artículo 14 de la Res CREG 126 de 2010, modificado por las resoluciones CREG 066 de 2013 y 148 de 2017; así mismo consideramos inoportunas las señales de nuevos criterios e información descrita dentro del Auto I-2020-003549, para que sea incorporada a las actuaciones en curso.

En primer lugar, resaltamos que los mecanismos definidos en el Art 14, referente al proceso de selección del perito refleja una metodología transparente y previamente establecida con criterios de objetividad, neutralidad y eficiencia para la valoración de un activo de transporte. Así mismo, dentro del numeral 2 del mencionado artículo establece que, dentro del mes siguiente a la presentación de la prueba pericial, la Comisión determina el valor de reposición a nuevo (VRAN) del activo.

Dicha condición no ha surtido efecto dentro de los procesos administrativos en curso, de acuerdo al pronunciamiento de Progasur S.A. E.S.P. a los dictámenes periciales en el mes de diciembre 2019. Vale la pena mencionar que el expediente 2016-0028 Neiva - Hobo cuenta con casi cinco (5) años desde la solicitud de inicio de actuación administrativa por cumplimiento de Vida Útil Normativa (VUN) a la fecha.

Por otra parte, consideramos que la información reportada por los diferentes agentes transportadores, no determina criterios de relación entre las inversiones adicionales al valor inicial de todos los activos del SNT, puesto se encuentran supeditadas a las consideraciones técnicas, tecnológicas y económicas propias de cada infraestructura y agente operador. En ese sentido, consideramos que incluir criterios matemáticos y modelos comparativos dentro de las actuaciones administrativas 2016-0028 y 2019-0151 de Progasur S.A. E.S.P. no es adecuada y puede conllevar aún más la extensión de tiempos para la determinación del valor de reposición a nuevo VRAN”. (Resaltado fuera de texto)

Ahora, con respecto a lo manifestado por Progasur y los apartes anteriormente resaltados, la Comisión ha llevado a cabo un análisis desde el punto de vista técnico, a efectos de establecer la utilidad y aplicabilidad de la información incorporada en la actuación administrativa y si, a partir de dicha información, es posible estimar y determinar los costos e inversiones requeridas en las que incurre un gasoducto de transporte para un segundo período de vida útil normativa.

En relación con este punto, la Comisión considera que, durante un primer período de vida útil normativa, se efectúan una serie de inversiones adicionales, después de la construcción de un gasoducto, pero al terminar este período inicial serán necesarias otras inversiones que permitan y/o garanticen el funcionamiento, buen estado, seguridad y la continuidad del servicio en cada período útil definido del gasoducto.

Es por esto que, desde el punto de vista técnico y operativo, un gasoducto podría operar indefinidamente de acuerdo con las inversiones y los planes de mantenimiento y operación que se ejecuten, como se define en el ASME B31.8, numeral 805.2.6 (Design life) dentro de la fase de diseño. Adicionalmente, todo trabajo de mantenimiento efectuado durante cada período de vida útil normativa tiene el propósito de que toda inversión inicial o posterior efectuada se mantenga en buenas condiciones y funcionando durante dichos períodos.

En consecuencia, a partir de la documentación técnica normativa asociada al diseño, construcción, operación y mantenimiento de ductos^[7], se pueden estimar los parámetros dentro del diseño y construcción que son necesarios y que, a su vez, pueden definir con anterioridad como inversiones adicionales en los gasoductos durante períodos de duración de la vida útil del sistema.

Es por esto que, como lo expone el señor Daniel Barragán^[8] en su concepto “Concepto Técnico Sobre Nuevas Inversiones Adicionales a Reconocer en una Nueva Vida Útil Normativa de un Gasoducto”:

“Los transportadores deben elaborar un Programa de nuevas inversiones o adicionales dentro de la fase de diseño y construcción, otras se presentaran dentro de las fase de operación del gasoductos de acuerdo a las condiciones que se van presentando durante los años del período de vida útil, pero siempre enmarcadas en actividades ya definidas y conocidas para este tipo de infraestructura y de acuerdo a las condiciones de diseño y construcción, garantizando tener valores eficientes de los proyectos que todo transportador prevé desarrollar en cada año y que estén asociados al concepto de confiabilidad en transporte.”

Adicionalmente expone que:

 “el criterio adecuado como regla general para considerar las inversiones adicionales que son necesarias en un nuevo período de vida útil serán las inversiones iniciales realizadas en los gasoductos durante los primeros 20 años de operación Como referencia de lo anterior de acuerdo a la experiencia del consultor en los gasoductos que están en el período de más de los 21 años en los dos más grandes transportadores de gas natural en Colombia, se siguen efectuando las mismas inversiones adicionales de los primeros 20 años de los listados mencionados en el literal a) y b) pero con menor frecuencia, pero para ello se debe evaluar el estado o vida remanente dentro de un tiempo definido en los programas de integridad de acuerdo al uso de cada elemento, más las situaciones extraordinarias o anómalas que impliquen inversiones adicionales al transportador del año 21 al 40.” (Resaltado fuera de texto)

En dicho concepto, el señor Barragán clasifica las inversiones adicionales que se pueden efectuar en el primer período de 20 años de la vida útil normativa en tres grupos:

a. Inversiones adicionales para aumento de Capacidad.

b. Inversiones adicionales normales, predecibles por operación del gasoducto.

c. Inversiones adicionales por situaciones no predecibles durante el diseño y construcción.

De acuerdo con lo anterior, se considera que durante los primeros 20 años de operación de un gasoducto se efectúan inversiones adicionales y se ejecuta el mantenimiento de todos los activos, lo que permitirá garantizar el buen estado de todos los activos al finalizar los primeros 20 años y, por tanto, sobre ello se definirá cuáles serán las inversiones adicionales necesarias de llevar a cabo en un gasoducto de transporte de gas durante un segundo período de 20 años de vida útil (i.e. año 21 a 40), para que dicha infraestructura se mantenga en operación durante este período, de manera segura y confiable.

Es así que, en dicho concepto, se expone igualmente lo siguiente:

“Como parte de las buenas prácticas cada transportador efectúa el cálculo de la vida útil remanente según sus políticas o planes de integridad de manera obligatoria de los componentes de tubería y equipos principales del gasoducto antes de terminar el primer período de vida útil y de igual manera efectuarlo en el año 15 para programar los arreglos y cambios necesarios antes de terminar el período anterior de 20 años.

Lo anterior debido a que este concepto establece que se necesitan inversiones adicionales en un nuevo período de Vida Útil Normativa, pero deben estar dentro del listado del numeral 3, definiendo las predecibles con el cálculo de vida remanente.

De acuerdo a la experiencia del consultor, sin tener en cuenta aquellas inversiones asociadas a la expansión o aumento de capacidad, el concepto de inversiones adicionales para un nuevo período son aquellas de tipo normal (predecibles) o no predecibles, serán en un porcentaje menor de frecuencia o promedio menor de eventos por efectuar, porque ha existe una curva de conocimiento de las situaciones de operatividad, condiciones y entorno del trazado del ducto, que ha permitido modificar, mantener y mejorar el estado del gasoducto en el primer período o período anterior, por tanto dependerán del estado del gasoducto debido a que en 20 años nuevamente se presentara un deterioro o desgaste normal de los equipos y de situaciones externas no predecibles en el nuevo período.

Lo anterior es que por deterioro o desgaste normal que continúa en el ducto o situaciones extraordinarias que están fuera del control o detección de las rutinas de O&M, se tendría que hacer inversiones adicionales en los siguientes casos después de la evaluación de la condición del activo, es decir, si es necesario alguna reposición o reparación del activo. Incluso se pueden presentar activos que pueden ir más allá de los 20 años, incluso hay elementos o equipos que son instalados dentro de la vida útil normativa anterior, que pudo ser al inicio o final de la misma y por tanto se debe evaluar cada componente según el estado y antigüedad en el sistema. Estas inversiones adicionales en el período del año 21 al 40 (…)” (Resaltado fuera de texto)

Es así que las inversiones requeridas en un segundo período de vida útil son clasificadas en dos grupos:

a. Inversiones adicionales normales, predecibles por operación del gasoducto.

b. Inversiones adicionales por situaciones no predecibles durante el diseño y construcción y operación.

Frente a estas últimas, expone el señor Barragán en su concepto:

“Para definir la necesidad de inversiones predecibles por la condición de la tubería o equipos asociados, al igual que en las estaciones compresoras es necesario el estudio profundo y detallado del estado de cada uno de los elementos o equipos de acuerdo a planes o programas de integridad en tiempos definidos por observación, estado, uso y vida útil según el fabricante y así calcular la vida residual o remanente particular de cada ductos o tramo y estaciones compresoras, al igual que todo equipo complementarios, para ver que hay que cambiar o reparar y cuánto tiempo más puede durar y si hay que cambiar las rutinas o tipos de mantenimiento. Para el cambio de período de vida útil normativo se recomienda por parte del consultor efectuar un cálculo o revisión de todos los componentes en el año 15 del período en curso de vida útil normativo.

Estas inversiones son menos frecuentes, porque ya se conoce y se han efectuado las correcciones o cambios necesarios o principales en el período de vida útil anterior, sin embargo, se pueden presentar porque depende de condiciones de la naturaleza y de terceros que pueden no ser manifiestas en el período anterior.

Las inversiones adicionales no predecibles del período entre el año 21 al 40, están dentro del mismo listado y con el mismo alcance o justificación de las del período inicial de los 20 años, sin embargo en términos generales son en un menor porcentaje (%) de aquellas ya efectuadas como no predecibles del período anterior, porque estarían asociadas a eventos que no se manifestaron en ese período, pero igual se pueden presentar independiente que han efectuado cambio, se tiene una curva de aprendizaje de las condiciones de operación y se efectuaron todos los mantenimientos.

Por lo anterior, dentro del concepto estas inversiones no predecibles y su baja frecuencia se dividen en dos categorías según criterio del consultor; i) Lo probable es solo aquello que tiene un alto potencial de suceder y ii) Lo posible es todo aquello que puede suceder. Desde lo que creemos seguro hasta lo que creemos imposible.

- Probables:

1.2.1 Construcción de variantes por necesidades de cambio del trazado inicial por problemas de estabilidad geotécnica del derecho de vía o aspectos socioculturales que han provocado invasión del Derecho de Vía, generando riesgo hacia el ducto posteriores al diseño y construcción.

1.2.2 Construcción de variantes localizadas por interferencias con nuevas estructuras de terceros; tuberías, vías, edificaciones y otras.

1.2.3 Construcción de loops para reemplazar tramos de tubería paralelas que se abandonan o bajan presión por problemas de daños internos por condiciones de fluido o imperfecciones propias del ducto, que ocasionaron perdida de espesor o por análisis de integridad.

1.2.4 Programa de refuerzo externo de espesor de tubería por pérdidas de material o daños por corrosión o similar.

1.2.5 Cambio de Cruces subfluviales y especiales, por daños por exposición por socavación lateral o vertical profundidad de los actuales. Tubería sometida a esfuerzos de las corrientes o de los terrenos.

1.2.6 Ejecución de un programa de Obras Geotécnicas correctivas que impliquen trabajos por fuera del derecho de vía. Ocasionados por inestabilidad de terrenos adyacentes por causas naturales no manifiestas durante estudios iniciales o actividades externas de terceros, que ponen el riego la estabilidad del terreno adyacente que puede inducir desplazamientos del ducto en el derecho de vía.

1.2.7 en un período de 20 años se puede presentar la implementación de modificaciones de facilidades operativas por cambios regulatorios, normas técnicas o de HSE que impliquen nuevas infraestructuras adicionales a las existentes o cambio de las mismas.

- Posibles:

1.2.8 Cambio o calibración de partes o reemplazo total de medidores, por daños o necesidad por volúmenes.

1.2.9 Trabajos de alivio de esfuerzo de zonas no definidas en el diseño y construcción, que impliquen afectación del derecho de vía y apertura de zanja.

1.2.10 Sistemas nuevos o de refuerzo del sistema de protección Catódica por cambios de las condiciones o situaciones del trazado que impliquen cambio de revestimiento de tramos de tubería.

1.2.11 Programa de abandono o desmantelamiento de ductos o tramos y/o facilidades existentes.

1.2.12 Cambio de tramos en zonas de falla que presenten abolladuras o deformación del ducto.

1.2.13 Remodelación de los bunkers o casetas de válvulas u otros equipos por tema de seguridad en el O&M.”

Finalmente, se concluye por parte del señor Barragán en su concepto que:

 “Lo cual puede concluir que las nuevas inversiones adicionales para un nuevo período de vida útil, son nuevamente algunas de las efectuadas en el período anterior, lo que significa que de alguna manera son inversiones cíclicas, según las condiciones particulares de cada gasoducto y su estado al terminar cada período, pero para ser aprobadas se debe comprobar se hayan efectuado las inversiones adicionales y el mantenimiento correctamente en el período anterior del gasoducto y que están enmarcadas dentro del listado definido en los literales a) y b) de este documento. Dentro del mismo listado de actividades del período y con base en los resultados de los numerales anteriores y una vez identificando los tipos de inversiones que son comunes para los dos períodos de vida útil normativa es decir entre los primeros 20 años y el período comprendido entre el año 21-40 (…)” (Resaltado fuera de texto)

A partir de los anteriores elementos, así como del análisis de los elementos planteados dentro de las actuaciones administrativas de los expedientes 2016-0069 VUN Promigas 2016 y 2016-0070 VUN Transoccidente, 2019-0024 TGI, Promigas: 2019-0025, Promioriente 2019-0026, Transmetano 2019-0027, se encuentra por parte de la Comisión que los costos e inversiones incurridas en un período inicial de 20 años de gasoductos pueden servir como referencia para estimar las inversiones adicionales requeridas para un segundo período de vida útil. Sin embargo, de la información con la que cuenta la Comisión y que ha sido incorporada al trámite de la presente actuación administrativa, relacionada con el valor de inversión inicial de 22 gasoductos y las inversiones adicionales realizadas en cada año de la vida normativa del gasoducto para mantenerlos operativos, no es posible establecer ni identificar la existencia de inversiones adicionales por situaciones no predecibles durante el diseño y construcción de estos gasoductos, ya sea porque esta no fue remitida, o porque en dichos gasoductos esta inversión no fue necesaria.

Con base en lo anterior se encuentra por parte de la Comisión lo siguiente:

i. La incorporación de la información a que hace referencia el Auto I-2020-003549 de 2020 se considera un proceder válido, en la medida en que se estimó en dicho momento que la misma podría ser pertinente y útil dentro de las actuaciones administrativas que se vienen adelantando en el marco del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 y de la Ley 142 de 1994, a efectos de establecer el concepto VAO para los activos que en materia de transporte de gas han cumplido su vida útil normativa;

ii. A partir del argumento expuesto en respuesta al Auto por parte de Progasur, en donde manifiesta que la información incorporada al expediente no determina criterios de relación entre las inversiones adicionales al valor inicial de todos los activos del SNT, puesto que se encuentran supeditadas a las consideraciones técnicas, tecnológicas y económicas propias de cada infraestructura y agente operador, la Comisión analizó la procedencia del mismo desde el punto de vista técnico y operativo, encontrando que el mismo no es válido;

iii. Sin embargo, se encuentra por parte de la Comisión que, a partir de lo expuesto dentro de las actuaciones administrativas de los expedientes 2016-0069 VUN Promigas 2016 y 2016-0070 VUN Transoccidente, 2019-0024 TGI, Promigas: 2019-0025, Promioriente 2019-0026, Transmetano 2019-0027, y del análisis hecho por la Comisión en relación con las inversiones identificadas para el segundo período de vida útil, como es el caso de los revestimientos, las obras de geotecnia y la protección catódica, entendidas como inversiones adicionales no previsibles, en concordancia con los elementos a los que se ha hecho referencia frente a este tipo de inversiones; revisada la información que fue incorporada dentro del trámite de la presente actuación administrativa, no es posible establecer ni se puede identificar que estas incluyan inversiones adicionales por situaciones no predecibles durante el diseño y construcción de estos gasoductos, ya sea porque esta no fue remitida, o porque en dichos gasoductos estas inversiones no fueron necesarias o requeridas;

iv. La anterior circunstancia genera que esta información, si bien permite identificar las inversiones adicionales que se llevaron a cabo durante el primer período de vida útil normativa de 22 gasoductos, no es útil ni aplicable para tomarla como referencia a efectos de estimar las inversiones adicionales para un segundo período de vida útil normativa, toda vez que, al no poder identificar si dentro de la misma se encuentran inversiones no previsibles, se estarían dejando de reconocer inversiones adicionales requeridas para un segundo período como sería el caso de: los refuerzos externos de espesor de tubería por pérdidas de material o daños por corrosión o similar; obras geotécnicas correctivas que impliquen trabajos por fuera del derecho de vía; implementación de modificaciones de facilidades operativas por cambios normativos que impliquen nuevas infraestructuras adicionales a las existentes o cambio de las mismas, así como sistemas nuevos o de refuerzo del sistema de protección catódica por cambios de las condiciones o situaciones del trazado que impliquen cambio de revestimiento de tramos de tubería.

Esto es coherente con lo expuesto en la regulación con respecto a la definición del VAO, el cual remunera todas las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de los activos correspondientes durante la nueva vida útil normativa, tales como inversiones en reparaciones, variantes y reposiciones parciales

v. Así mismo, el considerar dicha información no permitiría una correcta aplicación de los criterios tarifarios de eficiencia y suficiencia financiera a que hacen referencia el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en la medida que podrían estar dejando de reconocerse inversiones no previsibles requeridas durante el segundo período de vida útil normativa que deberían hacer parte del VAO y, por tanto, los costos necesarios para llevar a cabo la prestación del servicio.

De acuerdo con los anteriores elementos, se concluye que la información incorporada al trámite de la presente actuación administrativa no es útil ni aplicable a efectos de establecer el valor del VAO.

Es por esto que, al prescindir de dicha información, encuentra la Comisión que el elemento con el que se cuenta para determinar el valor del VAO corresponde al numeral 3 del literal b del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, de acuerdo con la formula allí establecida que dispone:  

“Artículo 14. Inversión a reconocer en activos que hayan cumplido la Vida Útil Normativa. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, cuya Vida Útil Normativa se cumpla en el presente período tarifario, se aplicará el siguiente procedimiento:

(…)

3. La Comisión, una vez transcurrido el período correspondiente notificará a la empresa transportadora lo siguiente:

iii. El valor a reconocer por el activo si continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como sigue:

Donde,

	Valor del activo si se mantiene en operación, expresado en dólares de la Fecha Base.
	Costo de reposición a nuevo del activo, expresado en dólares de la Fecha Base.
	Vida útil remanente, calculada como la diferencia entre la Vida Útil y la Vida Útil Normativa.
	Vida Útil.

iv. El valor a reconocer si decide reponerlo. Este valor es el costo de oportunidad del activo - , expresado en dólares de la Fecha Base

Estos valores se reconocerán al transportador por un período de veinte (20) años.

(…)” (Resaltado fuera de texto)

Conforme al Decreto 2897 de 2010^[9] y la Resolución SIC 44649 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas dio respuesta al cuestionario adoptado por la Superintendencia de Industria y Comercio para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia del presente acto administrativo, el cual se encuentra en el Documento CREG 79 de 2021.

Teniendo en cuenta lo anterior, y dado que la presente Resolución contiene un desarrollo y aplicación de los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte adoptados mediante la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, el presente acto administrativo no requiere ser remitido a la SIC para los efectos establecidos en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, reglamentado por el Decreto 2897 de 2010^[10], por no tener incidencia sobre la libre competencia.

Una vez surtido el procedimiento previsto en la Ley 142 de 1994, así como en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 1111 del 06 de agosto de 2021, aprobó la siguiente decisión mediante la cual se resuelven las solicitudes hechas por la empresa Progasur S.A. E.S.P. en relación con la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para los gasoductos Neiva – Hobo y Buenos Aires – Ibagué.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Desestimar el dictamen pericial emitido por el señor Gustavo Delvasto Jaimes dentro del trámite de la actuación administrativa del gasoducto Neiva – Hobo, de acuerdo con las razones expuestas dentro del presente acto administrativo.

ARTÍCULO 2.  COSTO DE REPOSICIÓN A NUEVO, VRAN, Y VALOR A RECONOCER PARA LOS GASODUCTOS NEIVA – HOBO Y BUENOS AIRES - IBAGUÉ DE PROGASUR S.A. E.S.P., VAO_T. De conformidad con lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban los siguientes valores correspondientes al costo de reposición a nuevo, VRAN, de los gasoductos Neiva – Hobo y Buenos Aires - Ibagué de Progasur S.A. E.S.P., así como el valor a reconocer para estos activos si se mantienen en operación, VAOt:

Gasoducto	USD dic 2009
VRAN[1]	VAO
Gasoducto: Neiva - Hobo	26.738.174	16.042.905
Buenos Aires – Ibagué	16.896.489	9.911.422

VRAN*: Valor de reposición si efectivamente Progasur S.A. E.S.P. cambia el gasoducto Buenos Aires - Ibagué

Nota: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009

[1]El VRAN en los casos que aplique considera los nuevos trazados declarados por el transportador.

N/A no aplica

PARÁGRAFO 1. Progasur, dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución, declare a la CREG, en el formato del Anexo 1 de esta Resolución, si estos gasoductos continuarán operando, o si por el contrario los repondrá y tendrá en operación en un plazo máximo de tres (3) años contados a partir de la vigencia de la presente Resolución. Cuando Progasur presente la declaración de que trata este parágrafo, y la decisión sea reponer los activos, para el ajuste en los cargos los valores VAOt remplazarán los valores del Anexo 3 hasta la entrada en operación de los nuevos activos.

PARÁGRAFO 2. La reposición del activo se deberá hacer de acuerdo con lo que establezca la regulación vigente al momento en que quede en firme el acto administrativo que define el VRAN, el VAO y el Valor a retirar.

PARÁGRAFO 3. Los valores de inversión aprobados en el presente artículo remunerarán todas las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de los activos correspondientes durante la nueva vida útil normativa. Esta remuneración incluye los PNIs e IFPNIs que se presenten dentro de la vida útil del activo.

PARÁGRAFO 4. El reemplazo de los valores VAO_t por los valores VRAN se hará cuando: i) dentro del plazo máximo de tres (3) años Progasur S.A. E.S.P. reemplace y ponga en operación alguno de estos gasoductos; ii) la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en ejercicio de sus funciones de inspección y vigilancia previstas en el artículo 79 de la Ley 142 de 1994, confirme a la CREG que el activo fue repuesto en su totalidad y que entró en operación en el plazo previsto; y iii) Antes de iniciar la reposición del activo, Progasur S.A. E.S.P. deberá informarle a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la fecha de inicio de las obras de reposición y el cronograma detallado de estas obras.

ARTÍCULO 3. RECURSOS. Notificar electrónicamente a la empresa Progasur S.A. E.S.P. el contenido de esta Resolución y publicarla en el Diario Oficial. Lo anterior, ateniendo lo previsto en el artículo 4o del Decreto Legislativo 491 de 2020, para lo cual se tendrán en cuenta las direcciones de correo electrónico reportadas en el SUI y en el RUPS ateniendo lo previsto en el artículo 14 de la Ley 689 de 2001.

Contra lo dispuesto en este acto en su artículo 2o procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer 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 06 AGO. 2021

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

ANEXO 1.

FORMATO PARA QUE PROGASUR S.A. E.S.P. DECLARE SI EL GASODUCTO LO REPONDRÁ EN UN PLAZO MÁXIMO DE TRES (3) AÑOS O SI LO CONTINUARÁ OPERANDO.

Nombre del gasoducto	Sí lo repondrá según lo adoptado en el Artículo 2 de esta Resolución (marque con una X)	No lo repondrá porque continuará operando el gasoducto según lo adoptado en el Artículo 2 de esta Resolución (marque con una X)	Fecha de entrada en operación (mes / año)
Gasoducto: Neiva - Hobo
Buenos Aires - Ibagué

Nota 1: La X se debe marcar en una y sólo una de las casillas señaladas.

Nota 2: Se entenderá que no habrá reposición si Progasur S.A. E.S.P: i) omite marcar la X en la fila del gasoducto correspondiente; o ii) omite declarar la fecha de entrada en operación como se indica en la respectiva columna; o iii) marca la X cubriendo más de una fila y/o columna. vi) Si declara de manera condicionada la reposición del gasoducto, sujeta a algún tema externo a la actuación.

Nombre y firma del representante legal de Progasur S.A. E.S.P.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

ANEXO 2.

VALORES A RETIRAR DE LA BASE TARIFARIA CUANDO SE REALICE EL AJUSTE TARIFARIO DE QUE TRATA EL ARTÍCULO 2 DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN.

Conforme a la información consignada en las resoluciones CREG 112 se evidencia que el gasoducto Neiva- Hobo entró en operación en 1996. Asimismo al verificar la Resolución CREG 113 de 2011 se evidencia que el gasoducto Buenos Aires – Ibagué entro en operación en 1998, los valores a retirar de la base de activo son:

Valores a Retirar
Tramo o grupo de gasoductos	Entrada en Operación	IEt-1	PNIt-1	IFPNIt-1	INOt	PNIt	IEt
Año		USD de diciembre 31 de 2009
		A	B	C	D	A + B + C - D
Gasoducto Neiva - Hobo	1.996	5.136.858	107.678	-	-	52.245	5.296.781
Gasoducto Buenos Aires - Ibagué	1.998	2.002.697	-	166.995	31.813	2.137.879

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

1. Del trámite de la audiencia, incluidas las reglas para su práctica y desarrollo, las preguntas y solicitudes de aclaración realizadas al perito por parte de cada una de las empresas, así como de las respuestas dadas por el perito se dejó registro en video el cual consta en el expediente de la actuación administrativa mediante el radicado CREG I-2017-000193.

2. En el caso particular del dictamen pericial, el artículo 232 del Código General del Proceso establece que los dictámenes deberán ser apreciados por el juez de acuerdo con las reglas de la sana crítica, teniendo en cuenta la solidez, claridad, exhaustividad, precisión y calidad de sus fundamentos, la idoneidad del perito y su comportamiento en la audiencia y las demás pruebas que obren en el proceso.

3. Artículo 170. Decreto y práctica de prueba de oficio. El juez deberá decretar pruebas de oficio, en las oportunidades probatorias del proceso y de los incidentes y antes de fallar, cuando sean necesarias para esclarecer los hechos objeto de la controversia. Las pruebas decretadas de oficio estarán sujetas a la contradicción de las partes.

4. Artículo 231. Práctica y contradicción del dictamen decretado de oficio. Rendido el dictamen permanecerá en secretaría a disposición de las partes hasta la fecha de la audiencia respectiva, la cual solo podrá realizarse cuando hayan pasado por lo menos diez (10) días desde la presentación del dictamen.

Para los efectos de la contradicción del dictamen, el perito siempre deberá asistir a la audiencia, salvo lo previsto en el parágrafo del artículo 228.

5. “Artículo 373. Audiencia de instrucción y juzgamiento. Para la audiencia de instrucción y juzgamiento se observarán las siguientes reglas:

1. En la fecha y hora señaladas para la audiencia el juez deberá disponer de tiempo suficiente para practicar todas las pruebas decretadas, oír los alegatos de las partes y, en su caso, proferir la sentencia.

(…)

3. A continuación practicará las demás pruebas de la siguiente manera:

a) Practicará el interrogatorio a los peritos que hayan sido citados a la audiencia, de oficio o a solicitud de parte.

b) Recibirá las declaraciones de los testigos que se encuentren presentes y prescindirá de los demás.

c) Practicará la exhibición de documentos y las demás pruebas que hubieren sido decretadas.

4. Practicadas las pruebas se oirán los alegatos de las partes, primero al demandante y luego al demandado, y posteriormente a las demás partes, hasta por veinte (20) minutos cada uno.

El juez, por solicitud de alguna de las partes, podrá autorizar un tiempo superior para rendir las alegaciones, atendiendo las condiciones del caso y garantizando la igualdad. Contra la decisión que resuelva esta solicitud no procede recurso alguno. (…)”

6. Esta conclusión que además es sustentada en una muestra reducida de gasoductos (i.e. dos gasoductos).

7. ASME B31.4 Liquid Petroleum Transportation, ASME B31.8 Gas Transmission y ASME B31G Method for determining the remaining strength of Corroded pipelines

8. Rafael Daniel Barragán Bohórquez, Ingeniero de petróleos MP: 1309 CPIP – FUA, Geólogo, Especialista en Ingeniería de Gas – UIS, Especialista en Gerencia de Recursos Energéticos – UNAB

9. Se debe precisar que estas disposiciones se encuentran recogidas actualmente en los numerales 2.2.2.30 y siguientes del Decreto 1074 de 2015.

10. Se debe precisar que estas disposiciones se encuentran recogidas actualmente en los numerales 2.2.2.30 y siguientes del Decreto 1074 de 2015.