RESOLUCIÓN 99 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 Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. para la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 en los gasoductos y estaciones de compresión que cumplieron su 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 haga el perito se ha de realizar con base en las actividades determinadas en el acto administrativo que expida la Comisión.

La empresa Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. (en adelante TGI) mediante las comunicaciones con radicados CREG E-2015-012446, E–2016–001540, E-2016-001904, E-2017-001495, E-2018-001790 y E-2019-001529, solicitó el inicio de actuación administrativa para los siguientes gasoductos y estaciones de compresión con el objeto de reconocer el valor de los siguientes activos en servicio cuya vida útil normativa está por terminar:

Tabla 1 Gasoductos troncales para los cuales se solicita la actuación
#	nota	NOMBRE ACTIVO	Tipo	#nro radicado	Longitud en cargos	Diámetro en cargos	Longitud declarada	Diámetro Declarado	Longitud NT	Diámetro NT
1	Barrancabermeja - Sebastopol		Troncal	E-2016-001540	111,00	20	110,10	20,00	N/A	N/A
2	Montañuelo - Gualanday		Troncal	E-2016-001540	36,00	6 y 4	36,30	6 y 4	N/A	N/A
3	La Belleza - El Porvenir		Troncal	E-2019-001529	189,00	20	185,39	20,00	N/A	N/A
4	1	Gualanday - Neiva	Troncal	E-2016-001540	169,00	12	168,53	6 y 12	169	6, 12
5	La Belleza - Cogua		Troncal	E-2016-001540	115,60	22	114,95	22,00	115	22
6	Mariquita - Gualanday		Troncal	E-2016-001540	159,00	6 y 4	119,30	6,00	122	6
7	Sebastopol - Vasconia		Troncal	E-2016-001540	62,00	20	60,28	20,00	N/A	N/A
8	Vasconia - La Belleza		Troncal	E-2016-001540	91,00	12 y 14	91,17	12 y 14	N/A	N/A
9	Vasconia -  Mariquita		Troncal	E-2016-001540	123,00	20	122,86	20,00	123	20
10	Puerto Parra		Ramal	E-2016-001540	0,15	2	0,20	2,00	N/A	N/A
11	San Luis		Ramal	E-2016-001540	0,78	2	0,80	2,00	N/A	N/A
12	Puerto Serviez		Ramal	E-2016-001540	1,40	2,00	1,45	2,00	N/A	N/A
13	La Belleza		Ramal	E-2016-001540	1,52	2,00	1,50	2,00	N/A	N/A
14	3	Villanueva_CA	Ramal	E-2017-001495	12,90	2,00	12,90	2,00	N/A	N/A
15	Cáqueza		Ramal	E-2016-001540	4,50	2,00	4,18	2,00	N/A	N/A
16	Chipaque		Ramal	E-2016-001540	3,10	2,00	2,95	2,00	N/A	N/A
17	Fosca		Ramal	E-2016-001540	3,10	2,00	2,84	2,00	N/A	N/A
18	Guayabetal		Ramal	E-2016-001540	0,80	2,00	0,36	2,00	N/A	N/A
19	Quetame - Puente Quetame		Ramal	E-2016-001540	3,30	2,00	3,07	2,00	N/A	N/A
20	Une		Ramal	E-2016-001540	0,10	2,00	0,12	2,00	N/A	N/A
21	Albania		Ramal	E-2016-001540	5,97	2,00	4,20	2,00	9	2
22	Briceño		Ramal	E-2016-001540	0,90	2,00	0,10	2,00	9	2
23	Caldas		Ramal	E-2016-001540	4,76	2,00	4,76	2,00	5	2
24	Capellanía		Ramal	E-2016-001540	0,93	2,00	0,40	2,00	N/A	N/A
25	Chiquinquirá		Ramal	E-2016-001540	2,43	3,00	2,40	3,00	5	2
26	Cucunubá		Ramal	E-2016-001540	1,29	2,00	1,29	2,00	N/A	N/A
27	Florián		Ramal	E-2016-001540	1,05	2,00	1,00	2,00	7	2
28	Fúquene		Ramal	E-2016-001540	3,23	2,00	3,20	2,00	N/A	N/A
29	Guatancuy		Ramal	E-2016-001540	1,45	2,00	1,45	2,00	N/A	N/A
30	Nemocón		Ramal	E-2016-001540	4,44	3,00	4,44	3,00	5	3
31	Simijaca		Ramal	E-2016-001540	4,50	2,00	4,40	2,00	N/A	N/A
32	Susa		Ramal	E-2016-001540	4,01	2,00	4,18	2,00	N/A	N/A
33	Sutatausa		Ramal	E-2016-001540	9,21	2,00	9,28	2,00	9	2
34	Tausa		Ramal	E-2016-001540	3,14	2,00	3,05	2,00	N/A	N/A
35	Tununguá		Ramal	E-2016-001540	1,70	2,00	1,65	2,00	1	2
36	Ubaté		Ramal	E-2016-001540	3,93	3,00	3,93	3,00	N/A	N/A
37	2	Tramo La Belleza - Sucre Oriental	Ramal	E-2016-001540	41,90	22,00	41,26	22,00	N/A	N/A
38	Aipe		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	0,02	2,00	N/A	N/A
39	Alvarado		Ramal	E-2016-001540	5,92	2,00	0,04	2,00	N/A	N/A
40	Ambalema		Ramal	E-2016-001540	18,78	2,00	18,90	2,00	N/A	N/A
41	Doima		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	3,90	2,00	N/A	N/A
42	Girardot		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	0,02	3,00	N/A	N/A
43	Guamo		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	0,02	2,00	N/A	N/A
44	Guayabal		Ramal	E-2016-001540	0,17	2,00	0,30	2,00	N/A	N/A
45	Honda		Ramal	E-2016-001540	8,27	2,00	8,02	2,00	N/A	N/A
46	Ibagué		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	0,02	2,00	N/A	N/A
47	La Sierra		Ramal	E-2016-001540	0,40	2,00	0,04	2,00	N/A	N/A
48	Lérida		Ramal	E-2016-001540	4,30	2,00	0,10	2,00	N/A	N/A
49	Líbano		Ramal	E-2016-001540	20,91	2,00	18,90	3,00	N/A	N/A
50	Natagaima		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	0,02	2,00	N/A	N/A
51	Piedras		Ramal	E-2016-001540	3,65	2,00	8,43	2,00	N/A	N/A
52	Purificación		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	2,30	2,00	3	2
53	Saldaña		Ramal	E-2016-001540	0,00	0,00	0,04	2,00	N/A	N/A
54	Tierradentro		Ramal	E-2016-001540	0,67	2,00	0,67	2,00	N/A	N/A
55	Venadillo		Ramal	E-2016-001540	0,21	2,00	0,02	2,00	N/A	N/A
56	La Dorada		Ramal	E-2016-001540	8,50	2,00	0,73	2,00	N/A	N/A
57	Puerto Boyacá		Ramal	E-2016-001540	0,68	2,00	0,69	2,00	N/A	N/A
58	Puerto Salgar		Ramal	E-2016-001540	0,30	2,00	0,01	2,00	N/A	N/A
59	Termodorada		Ramal	E-2016-001540	10,70	12,00	10,69	12,00	N/A	N/A
60	Victoria		Ramal	E-2016-001540	8,94	2,00	8,86	2,00	N/A	N/A
61	Valledupar		Ramal	E-2015-012446	4,599	2,000	11,276	4 y 6	N/A	N/A
62	Villanueva_BB		Ramal	E-2015-012446	5,620	2,000	4,599	2,000	N/A	N/A
63	La Paz		Ramal	E-2015-012446	11,276	4,000	1,393	2,000	N/A	N/A
64	Urumita		Ramal	E-2015-012446	3,840	3,000	3,836	2,000	N/A	N/A
65	El Molino		Ramal	E-2015-012446	0,060	2,000	7,266	2,000	N/A	N/A
66	San Juan del Cesar		Ramal	E-2015-012446	1,400	2,000	5,601	2,000	N/A	N/A
67	Fonseca		Ramal	E-2015-012446	0,000	2,000	0,005	2,000	N/A	N/A
68	Barrancas		Ramal	E-2015-012446	0,060	2,000	2,083	2,000	N/A	N/A
69	Papayal		Ramal	E-2015-012446	7,230	2,000	0,015	2,000	N/A	N/A
70	Hato Nuevo		Ramal	E-2015-012446	0,000	0,000	0,005	2,000	N/A	N/A
71	3	Paratebueno	Ramal	E-2017-001495	3,00	2,00	3,00	2,00	N/A	N/A
Total	71				1.312	1.252		582
Notas: Longitudes en kms, diámetros en. Pulgadas Longitud y diámetro declarado corresponde a información entregada por TGI en la solicitud de la actuación. N/A: no aplica Longitud NT: longitud considerando el nuevo trazado 1: Incluye el Tramo Dina- Los Pinos 2: Corresponde al tramo reemplazado por la variante Puente Guillermo - Sucre Oriental 3: Nombres ajustados considerando radicado E-2019-005444 antes Otros Ramales en Casanare y Piedemonte

En el caso de los activos listados en la Tabla 2 se debe precisar que, frente a dichos activos, la CREG expidió el Auto I-2016-005480, en el cual, dentro del trámite de la actuación administrativa del expediente 2016-0027, se ordenó lo siguiente:

“Ahora, del análisis de la información de la tabla que se adjunta a continuación resultan evidentes las altas diferencias en la información de distancia y diámetro que aparece en la Resolución CREG 160 de 2014 y la que TGI declaró a la Comisión, sin que se pueda establecer alguna justificación al respecto:

Tabla 2 Gasoductos con análisis de información complementario
Nombre del gasoducto	Información en Resolución CREG 160 de 2014	Información declarada por TGI con radicado E-2016-004572
#	NOMBRE ACTIVO	Tipo	Longitud (km)	Diámetro (pulgadas)	Longitud (km)	Diámetro (pulgadas)
61	Valledupar	Ramal	4,599	2,000	11,276	4 y 6
62	Villanueva	Ramal	5,620	2,000	4,599	2,000
63	La Paz	Ramal	11,276	4,000	1,393	2,000
64	Urumita	Ramal	3,840	3,000	3,836	2,000
65	El Molino	Ramal	0,060	2,000	7,266	2,000
66	San Juan del Cesar	Ramal	1,400	2,000	5,601	2,000
67	Fonseca	Ramal	ND	2,000	0,005	2,000
68	Barrancas	Ramal	0,060	2,000	2,083	2,000
69	Papayal	Ramal	7,230	2,000	0,015	2,000
70	Hato Nuevo	Ramal	ND	ND	0,005	2,000
Total	10	34		36

ND: Información no disponible

Advirtiendo esta circunstancia, esta Comisión mediante oficio con radicado CREG S-2016-006684 requirió a TGI para que dentro de los siguientes 5 días calendario al recibo de dicha comunicación remitiera a la Comisión la información de la caracterización de los gasoductos que son objeto de la actuación administrativa, de manera tal que correspondiera con el estado actual del gasoducto y según la información a que hace referencia la Resolución CREG 160 de 2014 o justifique en detalle las diferencias advertidas en los apartes anteriores.

En respuesta a esta solicitud, mediante oficio con radicado CREG E-2016-011153 TGI dio respuesta a lo solicitado en el siguiente sentido:

“Una vez realizada la revisión al interior de la compañía, manifestamos que la información entregada a la Comisión en radicado CREG E- 2016004619 del 22 de abril de 2016 contiene fielmente los datos relacionados con los gasoductos, tal y como se puede comprobar en los mapas topológicos anexos y los apartes de la comunicación del IGAC donde corrobora la veracidad de la información entregada por TGI.

Es pertinente aclarar que en la comunicación del IGAC, la distancia del ramal de Valledupar se debe considerar como la suma de los datos que se presentan como ramal Valledupar - Municipio de la Paz - Cesar y ramal Valledupar - Municipio Valledupar - Cesar.”

Una vez expuesto lo anterior, atendiendo la finalidad prevista en relación con la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, así como de acuerdo con la información remitida por TGI y aquella que hace parte de los cargos aprobados para los gasoductos que son objeto de la presente actuación administrativa, entre otras la Resolución CREG 160 de 2014, se establece la existencia de diferencias sustanciales en la información de distancia y diámetro para efectos de llevar a cabo la valoración de los activos que hacen parte de la presente actuación administrativa, por lo que se debe dar aplicación a lo previsto en el artículo 108 de la Ley 142 de 1994, el cual establece lo siguiente:

“Artículo 108. Período probatorio. Dentro del mes siguiente al día en que se haga la primera de las citaciones y publicaciones, y habiendo oído a los interesados, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieren conocimientos especializados, la autoridad decretará las pruebas a que haya lugar.”

Es por esto que, esta Comisión a efectos de dar una correcta aplicación al artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 y con el fin de resolver las diferencias de información existentes en relación con los gasoductos que deben ser objeto de valoración, encuentra que previa a la designación del perito para llevar a cabo dicho encargo, en los términos del artículo 108 de la Ley 142 de 1994 y demás normas en materia probatoria previstas en el Código General del Proceso, se debe decretar la práctica de una prueba de oficio con el fin de establecer con exactitud el diámetro y la longitud de los gasoductos de TGI que son objeto de la presente actuación administrativa, de manera tal que corresponda con el estado actual del gasoducto y en este sentido verificar la información reportada por TGI.  

En mérito de lo expuesto:

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Decretar de manera oficiosa la práctica de una prueba con el fin de resolver las diferencias de información existentes en relación con el estado actual de los gasoductos que son objeto de valoración dentro de la presente actuación administrativa, estableciendo con exactitud el diámetro y la longitud de los gasoductos de TGI y en este sentido verificar la información reportada por TGI en las comunicaciones con radicado CREG E-2016-004619 y E-2016-004572.

Para el efecto, el profesional y/o responsable designado por la Comisión para llevar a cabo la presente diligencia deberá llevar a cabo una labor de campo que incluya el levantamiento y verificación de información de los diámetros y las longitudes de los gasoductos de TGI, atendiendo las prácticas de la ingeniera generalmente aceptadas, así como cualquier otra que este considere. Para la práctica de la prueba el profesional que que se designe debe declarar a la CREG lo siguiente, de acuerdo con lo dispuesto en el inciso anterior y para cada uno de los 10 gasoductos:

Nombre del gasoducto,

Trazado del gasoducto de manera georeferenciada en coordenadas decimales (i.e. 49,500 – 123,500) y la altitud en metros sobre el nivel del mar. Cada 100 metros para gasoductos superiores a 1 kilómetro, y, cada 10 metros, para gasoductos inferiores a los 100 metros

Total de la longitud del gasoducto en metros,

Diámetro o diámetros presentes en el recorrido del gasoducto,

Conexiones del gasoducto en su origen, durante el recorrido y a su terminación, y

Diagrama de flujo del gasoducto en donde se identifique su ubicación en el sistema de transporte.

Como información base para dictaminar los aspectos solicitados el profesional mediante comunicación escrita, con copia a la CREG, podrá requerir a la empresa y ésta entregar lo siguiente:

Las inspecciones ILI – inline inspection en caso de que alguno o algunos de los gasoductos tenga,

Los reportes de las corridas de raspadores de limpieza que en dichos procesos se hayan realizado

El término probatorio con el que se cuenta para llevar dicha labor será de quince (15) días hábiles contados a partir de la designación y/o vinculación del profesional responsable.

Una vez llevada a cabo la diligencia a que hace referencia el presente artículo, la Comisión evaluará y analizará la información entregada a efectos de establecer la procedencia de designar al perito de llevar a cabo el encargo a que hace referencia el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 y continuar con el trámite de la presente actuación administrativa.”

De acuerdo con la práctica de dicha prueba, la Comisión resolvió las diferencias de información existentes en relación con el estado actual de los gasoductos que son objeto de valoración, estableciendo con exactitud el diámetro y la longitud de los gasoductos de TGI y, en este sentido, verificar la información reportada por TGI en las comunicaciones con radicados CREG E-2016-004619 y E-2016-004572. Lo anterior, ateniendo el informe presentado por la firma Nahuen Consultora y Gerencia de Proyectos S.A.S. con radicado CREG E-2016-013545, y que hace parte del expediente administrativo 2016-0027. Esta información se incluyó a partir del Auto I-2016-005480 de los gasoductos de los números 61 a 70 de la Tabla 1.

Mediante oficio S-2016-000629, la CREG solicitó la información de la caracterización de estos gasoductos, la cual fue remitida por la empresa a través de la comunicación E-2016-004572.

TGI mediante las comunicaciones E-2016-001904 y E-2018-001790 solicitó la valoración de las siguientes estaciones de compresión frente a las cuales considera han cumplido su VUN:

Tabla 3 Estaciones de compresión
Radicado	Tramo	Nombre estación compresora
E-2016-001904	Gasoducto Cusiana - Apiay *	Apiay
E-2018-001790	Ballena-Barrancabermeja	Hatonuevo
E-2018-001790	Ballena-Barrancabermeja	Norean
E-2018-001790	Vasconia - Mariquita, Sebastopol- Vasconia, la Belleza- Vasconia	Vasconia
E-2018-001790	El Porvenir - La Belleza	Miraflores
Total		5

*A partir de radicado E-2020-001539 se identificó que pertenece al tramo Apiay – Usme

Mediante oficio S-2020-000796 la CREG solicitó la información en relación a la caracterización técnica de las estaciones de compresión, la cual fue remitida por la empresa a través de las comunicaciones E-2020-001539 y E-2020-001610.

A través del Auto I-2019-001737 de 15 de marzo de 2019 se inició la actuación administrativa, ordenando la formación del correspondiente expediente administrativo. Mediante el Aviso 010 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.

Mediante comunicación E-2019-004243 la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. expuso una serie de elementos (literales A al F) a efectos de que esta Comisión los tenga en cuenta dentro del trámite de la presente actuación administrativa.

En atención a dicha comunicación, y dentro del trámite de la presente actuación, la Comisión expidió el Auto I-2019-004740 de 5 de agosto de 2019 en el cual se incorporó al expediente administrativo 2019-0024 la información remitida en los literales A, B y C de la comunicación E-2019-004243 por parte de la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. en relación con los ajustes en la caracterización inicial de los siguientes 13 gasoductos que hacen parte de la actuación administrativa:

1. Gasoducto Barrancabermeja - Sebastopol 2. Gasoducto de Montañuelo - Gualanday 3. Gasoducto Gualanday - Neiva 4. Gasoducto Mariquita - Gualanday 5. Gasoducto Sebastopol - Vasconia 6. Gasoducto Vasconia - La Belleza 7. Gasoducto Vasconia - Mariquita 8. Ramal Chipaque 9. Ramal Líbano 10. Ramal Piedras 11. Ramal Purificación 12. Ramal Termodorada 13. Ramal Victoria

Adicionalmente, dentro del trámite de la actuación administrativa, la Comisión expidió la comunicación S-2019-001210 en relación con la solicitud de información para los gasoductos “Otros ramales en Casanare y Piedemonte” frente a las cuales TGI, en comunicación E-2019-005444, respondió lo siguiente:

“5. En atención al requerimiento realizado por la Comisión según radicado CREG S-2019- 001210, la Empresa, mediante radicado TGI S2O1901OO001657 de 29 de marzo de 2019, remitió la información solicitada para la valoración de los citados ramales.

6. Posterior a la remisión de información por parte de TGI y considerando que se allegó información de caracterización de los ramales Villanueva y Paratebueno asociados al tramo Cusiana – Apiay, la CREG solicitó a TGI aclarar cuáles ramales se refieren específicamente a “Otros Ramales en Casanare y Piedemonte” del tramo Apiay – Villavicencio - Ocoa y cuáles se refieren a “Otros Ramales en Casanare y Piedemonte” del tramo Cusiana – Apiay.

7. Para dar respuesta a la solicitud que se menciona en el numeral anterior, la Empresa informa lo siguiente:

Las Resoluciones CREG 013 de 2003 y 110 de 2011 y sus modificaciones, relacionadas con la aprobación de cargos regulados para los sistemas de transporte de ECOGAS y TGI respectivamente, especialmente los anexos de Inversión Existente señalan la existencia de los activos “Otros ramales en Casanare y Piedemonte” así:

Ramal	Tramo principal asociado	Diámetro	Longitud km	Inversión reconocida USD 2009
Otros ramales en Casanare y Piedemonte	Cusiana - Apiay	2	15,6	392.516
Otros ramales en Casanare y Piedemonte	Apiay - Villavicencio - Ocoa			77.064

Fuente: Resolución CREG 110 de 2011 – Anexo 4

Con base en la información de la tabla anterior fue que TGI realizó la solicitud descrita en el numeral 4.

No obstante, durante la preparación de información de la caracterización de los ramales, la empresa identificó lo que se menciona a continuación:

- En el anexo 4 de la Resolución CREG 013 de 2003 titulado “RAMALES QUE SE DESPRENDEN DE PRINCIPALES” y en el anexo 3 de la Resolución CREG 110 de 2010 denominado “Gasoductos ramales que se derivan de principales" se señalan los siguientes gasoductos ramales:

Ramal	Tramo principal asociado	Diámetro	Longitud k
Villanueva	Cusiana - Apiay	2	12,7
Paratebueno	Cusiana - Apiay	2	2,9

Tabla 2. Fuente: Resolución CREG 013 de 2003 – Anexo 4

Ramal	Tramo principal asociado	Diámetro	Longitud k
Otros ramales en Casanare y Piedemonte	Apiay – Villavicencio - Ocoa	-	-
Villanueva	Cusiana - Apiay	2	12,7
Paratebueno	Cusiana - Apiay	2	2,9

Al verificar los datos de las tablas 2 y 3 se observa que la suma de las longitudes del Ramal Villanueva y del Ramal Paratebueno, coincide con la longitud registrada para 'Otros ramales en Casanare y Piedemonte' del tramo Cusiana – Apiay de la tabla 1. De igual manera, en visita de campo se pudo verificar la existencia de los mencionados ramales en las longitudes y diámetros escritos en las tablas anteriores.

En cuanto a la inversión que se registra para 'Otros ramales en Casanare y Piedemonte, tanto para el tramo 'Cusiana – Apiay', como para el tramo Apiay – Villavicencio – Ocoa (ver tabla 1), se identificó en la revisión documental realizada por TGI que, en el anexo 9 del documento CREG 014 de 2003, soporte de la Resolución CREG 013 de 2003, titulado 'BIENES ESCINDIDOS DE ECOPETROL A ECOGAS – CIFRAS PARA EL CÁLCULO TARIFARIO' se registra el ítem 'CONSTRUCCIONES EN CURSO' que hace referencia a 'Ramales del Casanare' y 'Ramales del Piedemonte'. De igual forma, en la nota al pie de página No 5 se indica '(…) El rubro construcciones en curso se distribuye a prorrata de la inversión en los gasoductos Cusiana – Apiay- Villavicencio-Ocoa'

Es decir, entendemos que el valor de la inversión reconocida por la CREG para los gasoductos 'Ramales del Casanare del Piedemonte' se refieren a un valor estimado por la Comisión con la mejor información obtenida en su momento para unos ramales en construcción los cuales se identificaron como Villanueva y Paratebueno respectivamente.

Por lo tanto, TGI considera que para efectos regulatorios los gasoductos 'Otros ramales en Casanare y Piedemonte' se refieren únicamente a los ramales Villanueva y Paratebueno, los cuales se encuentran conectados al tramo Cusiana-Apiay”.

Ahora bien, la Comisión procedió a decretar una prueba pericial, para lo cual, la Comisión 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 de la empresa Tipiel S.A., (en adelante Tipiel) 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 (denominado dictamen pericial No. 1 dentro del trámite de la actuación administrativa).

Mediante los radicados E-2019-013228, E-2019-013229, E-2019-013230, E-2019-0131231 y E-2019-013232, la firma Tipiel radicó ante la Comisión el informe pericial No. 1 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 surtió el dictamen pericial de los gasoductos de TGI dentro de la actuación administrativa correspondiente en atención a lo dispuesto en los artículos 170^[1], 231^[2], 373^[3] del Código General del Proceso, a efectos de que la empresa ejerciera su derecho de contradicción se debe tener en cuenta que:

- Una vez radicado el informe pericial, 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.

- La audiencia de contradicción del dictamen pericial No. 1 se realizó el día 20 de diciembre de 2019. Esta audiencia se llevó 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 esta audiencia TGI intervino de manera directa a través de su representantes y apoderados, 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 la audiencia, incluidas las reglas para su práctica, las preguntas y solicitudes de aclaración realizadas al perito por parte de TGI, 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 I-2020-000235, se radicó el acta de la audiencia de contradicción.

Una vez conocido el informe pericial por parte de TGI, dentro de la audiencia 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 20 de diciembre de 2019 para el dictamen No. 1, TGI a través de sus representantes y apoderados formuló inquietudes relativas a aspectos relacionados con: i) inclusión dentro de la valoración del activo ramal San Luis, nuevo trazado y la valoración del activo existente; ii) Tasa Representativa del Mercado utilizada para la valoración de los activos y considerar un promedio de la tasa de los últimos dos años y no de un día específico; iii) consideración de las servidumbres en la metodología de valoración, costos de vías temporales para la construcción y una servidumbre adicional para la construcción del nuevo gasoducto y su inclusión dentro del informe; iv) campamentos temporales y habitaciones y su reconocimiento dentro del informe pericial y, en general, aspectos relacionados con la valoración de los gasoductos de TGI del Dictamen Pericial No. 1.

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 TGI dentro del trámite de las audiencias y las respuestas dadas por el perito se encuentran consignados dentro del registro audiovisual y su respectiva Acta, las cuales se identifican con el Radicado CREG I-2020-000235, y que hacen parte del expediente administrativo.

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 del dictamen pericial emitido por Tipiel para los gasoductos de TGI, 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 el dictamen pericial No. 1 emitido por Tipiel, incluyendo las respuestas a las preguntas realizadas por TGI en la audiencia de contradicción, es una prueba completa y ha de considerarse como una prueba válida a efectos de establecer el Valor de Reposición a Nuevo, VRAN, 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.

El análisis de las solicitudes hechas por TGI, 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 082 de 2021.

En el caso de las estaciones de compresión, dentro del trámite de la actuación, la Comisión expidió el Auto I-2020-001161 en el cual se dispuso lo siguiente:

“Es por esto que en aplicación de lo dispuesto en el numeral 2 del literal b del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 149 de 2017 el cual establece que: “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”, la valoración de las estaciones de compresión tendrá en cuenta la información que se describe en el Anexo que hace parte del presente Auto, el cual atiende estos estos elementos y considera el estudio realizado para actualizar el valor de algunos insumos utilizados por la CREG para estimar el valor eficiente de estaciones de compresión.

(…)

RESUELVE:

Artículo 1. Dentro del trámite de la actuación administrativa del expediente 2019-0024 y a efectos de garantizar el derecho de defensa y el debido proceso, dar traslado a la empresa TGI S.A. E.S.P. del anexo “Valoración de estaciones de compresión” que hace parte del presente Auto a efectos de que empresa se pronuncie sobre su contenido, para lo cual contará con un término de cinco (5) días hábiles contados a partir del recibo del presente Auto.”

TGI mediante comunicación E-2020-002010 presentó sus argumentos en relación con el Anexo contenido en este Auto I-2020-001161, referente a; i) Los costos asociados con el cumplimiento de normativa respecto a emisiones de ruido; ii) Costos asociados a la instalación de TEAS para equipos de compresión; iii) Actualización de las tasas correspondientes a los impuestos; iv) Rubros considerados como necesarios; v) Costos asociados a la construcción de bunker para la conexión a la red troncal; vi) Contingencias.

El análisis de dichos argumentos se encuentra consignado en el Documento CREG 082 de 2021. Igualmente, se presentan los valores resultado de la aplicación del anexo “Valoración de estaciones de compresión”, para el caso de las estaciones de compresión: i) Estación compresora Apiay; ii) Estación compresora Hatonuevo (3 Unidades); iii) Estación compresora Norean (2 Unidades); iv) Estación compresora Vasconia. (2 Unidades) y v) Estación compresora Miraflores (2 Unidades).

Ahora bien, con respecto a la determinación del valor del activo cuando este continúa 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-2020-003545 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 Transportadora de Gas Internacional TGI 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, TGI, mediante comunicación con Radicado CREG E–2020-012743, expuso una serie de elementos de carácter jurídico y técnico en relación con el contenido de dicho Auto, así como “se oponen, integralmente, a que las pruebas referidas en el artículo primero de la parte resolutiva del auto I-2020-003545 (tanto las señaladas en el numeral primero como las señaladas en el numeral segundo) sean incorporadas al expediente administrativo, al tenerse por inconducentes, improcedentes de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010, y violatorias del debido proceso”.

Desde el punto de vista jurídico se exponen los siguientes argumentos: a. Sobre el desconocimiento del debido proceso y principio de legalidad con la inclusión de proyectos regulatorios no incorporados como actos administrativos; b. Sobre el desconocimiento del principio de legalidad y la lesión al debido proceso; c. Sobre el desconocimiento del principio de legalidad por la alteración injustificada de la fórmula de la que resulta la tarifa.

Ahora, desde el punto de vista técnico, exponen los siguientes argumentos: d. Sobre 'Análisis de la aplicación del VAO vigente'; e. Sobre 'Análisis de la información adicional solicitada y remitida por las empresas Transportadoras'. En relación con el literal d se expone:

“Es importante mencionar que la valoración realizada por los peritos en esta y anteriores actuaciones, han venido reflejando la complejidad constructiva que tiene hacer infraestructura de transporte en Colombia. De igual manera y como lo había manifestado TGI S.A. ESP en la actuación de cargos del año 2010, la gran diferencia que existe entre los valores actuales de sus gasoductos y una valoración a nuevo de los mismos, se debe a que los valores de la base de inversión actual de la mayoría de los activos de TGI corresponden a registros contables de los anteriores propietarios Ecopetrol y Ecogas, con una disminución adicional por depreciación tal como puede constatarse en la Resolución CREG 125 de 2003 y no en costos objetivos como los que realiza un perito.

Bajo este marco preocupa que la CREG analiza dentro del Auto la señal vigente de VUN establecida en la Resolución CREG 126 de 2010, teniendo en cuenta los elementos publicados en la propuesta regulatoria de la Resolución CREG 090 de 2016 y la información histórica entregada por los transportadores.

Al respecto queremos reiterar que los análisis para continuar operando o reponer a nuevo un gasoducto se basan en análisis de integridad, uso del suelo y la expectativa de transporte, y no en las inversiones adicionales de la primera VUN. En ese sentido, la remuneración de un activo que se mantiene en operación buscando eficiencia económica, pero alejada de la realidad constructiva y operativa del transportador, incentivaría a las empresas a reponer a nuevo los activos aun cuando pudieran operar un mayor período de tiempo, dado que ninguna empresa va a operar un activo a pérdidas por 20 años más.

En el estudio publicado por la CREG mediante Circular 094 de 2014 sobre actualización de factores multiplicadores de variables en la construcción de gasoductos, el perito Gregory Lamberson en respuesta a la pregunta que le formulara la CREG respecto de remunerar con el 60% del VRAN a los activos al final de la VUN, el experto no realiza objeciones a tal valor, ya que no encuentra argumentos para objetarlo, y por el contrario manifiesta que el valor es una razonable aproximación y que provee a las compañías de un incentivo congruente con las regulaciones por incentivos de la CREG.

En contraste con la respuesta del perito experto, consideramos que el cálculo de la CREG que muestra que para mantener en operación los activos, las empresas han hecho inversiones adicionales de un 8% de la inversión inicial en el primer período de VUN, se distancia de la realidad operativa de los gasoductos en un segundo período de VUN. Dicho cálculo debería interpretarse como que el 8% es un valor que hace parte de la inversión a ser recuperada en el segundo período de VUN más las inversiones que de acuerdo con los análisis de integridad se realicen en dicho período.

- Bajo la regulación vigente los incentivos para realizar inversiones de gran magnitud en gasoductos del SNT, que permitan continuar operando el activo, se dan una vez se completa el trámite de VUN, dado que estas inversiones no son reconocidas por la CREG en el primer período de VUN, como se muestra en el cálculo tarifario de TGI S.A. ESP del año 2010.

Como sustento de esta afirmación se tiene que, en la solicitud tarifaria de 2010, TGI S.A. ESP presentó los siguientes proyectos:

- Sustitución o cambio de revestimientos en líneas afectadas

- Cambio de válvulas de seccionamiento para confiabilidad del sistema

- Cambio de los ánodos de los sistemas de protección catódica, SPC

- Remplazo de pequeños tramos de tubería por envejecimiento

- Remplazo de calentadores catalíticos

- Cambio de sistemas de filtración por aumento de presión en centro operacional

de Usme

- Cambio de sistemas de separación por aumento de presión en centro

operacional de Usme

En todos los casos, la evaluación de la CREG determinó que hacían referencia a cambio o remplazo de infraestructura existente y que “Regulatoriamente no se efectúan modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos propios de la operación antes de concluir su Vida Útil Normativa (Parágrafo 1 del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010).” Lo anterior puede constatarse en el Documento CREG 085 de 2011, soporte de la Resolución CREG 110 de 2011.

Por lo tanto, la información histórica solo muestra inversiones que han sido realizadas por razones de necesidad absoluta ya que como se demuestra esa clase de inversiones solo es remunerada en el segundo período de VUN. Por lo anterior, la información de las inversiones adicionales realizadas en la primera VUN no tiene la pertinencia necesaria para determinar las adecuaciones necesarias para que el transportador pueda continuar operando un activo durante los 20 años de la segunda VUN.

- Respecto de las inversiones que deben realizarse durante la segunda VUN, la Comisión manifiesta que “los elementos más representativos en obra y costos de un gasoducto tales como el tubo, su instalación, los costos ambientales y sociales, no deben en general hacerse”.

Como se ha mencionado, las obras a realizarse en la segunda VUN resultan de una evaluación operativa integral, tomando como referencia la información de integridad del gasoducto. De la experiencia de los gasoductos operados por TGI S.A. ESP se ha identificado que debido al nivel freático del terreno de Colombia, la geografía (pendientes mayores a 55%), asentamientos que se acercan a la infraestructura, cambios en los cauces de los ríos, entre otros, es necesario realizar actividades correctivas que implican incurrir en inversiones adicionales importantes como:

- Revestimientos

- Camisas de refuerzo o cintas de refuerzos

- Cruces subfluviales o aéreos

- Obras de Geotecnia

- Gastos por derechos de vía

- Pagos por servidumbres y daños

- Remplazo de calentadores catalíticos

- Cambio de válvulas

- Cambios de tuberías

- Realineamientos

- Entre otros

Muchas de estas obras requieren de una obra comparable a construir un tubo a nuevo, ya que es necesario acceder a la tubería enterrada para poder realizar la labor.” (Resaltado fuera de texto)

En el caso del literal e se expone lo siguiente por parte de TGI:

“(…)

Adicionalmente se pueden mostrar las siguientes críticas a los datos que incorporó la CREG dentro de la actuación:

- La Comisión no dispuso de la información completa sobre inversiones iniciales y adicionales de todos los gasoductos considerados en el análisis, como es el caso de los loops reportados por TGI S.A. ESP, los cuales al momento del reporte de información llevaban apenas 4 años de entrada en operación. Lo anterior, toda vez que en el requerimiento de información realizado por la CREG en 2017 no especificaba que se debían considerar gasoductos que al menos llevaran 20 años en funcionamiento.

Para estos loops la relación entre la inversión adicional y la inversión inicial resulta en cero por ciento (0%), lo cual no es consistente y afecta significativamente el análisis realizado.

De los gasoductos de TGI S.A. ESP incluidos en el análisis del auto del asunto, ninguno cuenta con 20 años de información, con excepción de Cusiana – Apiay – Bogotá. Lo mismo ocurre con algunos de los gasoductos reportados por otros transportadores.

- Los valores de inversión inicial de los gasoductos reportados por TGI S.A. ESP en 2017, correspondieron a valores pagados durante el proceso de escisión de activos de Ecopetrol a Ecogas en 1997, lo cual añade un alto grado de incertidumbre a los resultados del análisis puesto que no refleja la realidad constructiva de los gasoductos.

Similar ocurre con algunas inversiones adicionales reportadas que corresponden a registros contables históricos entregados por Ecogas a TGI en el proceso de compra.

- Como lo indicamos en nuestra comunicación de 2017, a los gasoductos reportados a la CREG se asocian 14 tramos regulatorios, sin embargo, debido que a nivel contable TGI S.A. ESP lleva las inversiones al centro de costo principal, no se puede determinar con claridad el valor de cada tramo regulatorio.

- Consideramos que la Comisión incurre en error al utilizar el valor presente de las inversiones adicionales realizadas, para compararlo contra el valor inicial del activo, ya que en este caso no se está evaluando la rentabilidad de una inversión.

Aunque como ya expusimos, esta información no es pertinente ni útil en la actuación, si la intención de la CREG era comparar los valores de inversión adicionales ejecutados durante el período analizado por la Comisión contra el valor de inversión inicial, debió haber utilizado una suma de los valores adicionales y compararlos directamente contra la suma de los valores iniciales. Lo anterior, ya que todos los datos de inversión están indexados a dólares de la misma fecha y al no estarse evaluando dichos valores contra una tasa de descuento o realizando un cálculo de tarifa para reconocer una tasa de rentabilidad, el utilizar un VPN no aplica para los efectos buscados por la Comisión.

- La información histórica sobre inversiones adicionales no determina necesariamente las inversiones que se realizarán en un gasoducto a fin de mantenerlo en condiciones de seguridad y operatividad a lo largo de su nuevo período de VUN, en razón a que dicha información en muchos casos no captura la incertidumbre asociada a la operación futura del activo.

Los argumentos detallados donde se explican los riesgos y condiciones a los que está expuesta una infraestructura de transporte y que considera TGI S.A. ESP para analizar las inversiones que deberá hacer a hoy, para garantizar la operación durante la segunda VUN, se describen en el formato Excel anexo a la presente comunicación.

- Es necesario que la CREG aplique los mismos criterios a todos los agentes transportadores en todas las actuaciones de VUN, ya que bajo esquemas competitivos como el actual donde se compite a la entrada y por el mercado, un ajuste como el que se sugiere en el análisis realizado por la Comisión, podría beneficiar a los agentes que alcanzaron a valorar la mayoría de su red bajo la actual metodología tarifaria, que indica la relación entre la vida útil remanente y la vida útil del activo, y que para el caso de los activos que cumplen VUN a los 20 años es del 60%.

Aplicar un valor diferente a los demás transportadores o gasoductos, no vigente ni aplicable al trámite de la actuación administrativa iniciada oportunamente por TGI S.A. ESP, constituye una vulneración al derecho de igualdad, violatoria adicionalmente del debido proceso, del principio de legalidad y vulnera las reglas del derecho de la competencia al establecer ventajas competitivas con infracciones a su propia regulación y al régimen previsto en la Ley 142 de 1994”.

Finalmente, TGI, frente al Auto expedido, realiza la siguiente solicitud:

“SOLICITUD ESPECIAL

Basado en lo expuesto por TGI S.A. ESP, en el presente documento se solicita a la CREG:

1. Revocar el Auto CREG I-2020-003545, y en subsidio abstenerse de utilizar y dar valor probatorio a las pruebas decretadas en el mismo por ser improcedentes, impertinentes e innecesarias.

2. Dar cumplimiento al numeral 3, literal b. del artículo 14 de la Resolución 126 en el sentido de expedir el acto administrativo aplicando la fórmula tarifaria establecida en dicha norma, con base en el dictamen pericial decretado por la CREG en la presente actuación administrativa. Cualquier otra actuación diferente a la solicitada”

Sin perjuicio de los argumentos jurídicos expuestos por TGI en su comunicación, la Comisión estima inicialmente analizar los argumentos que han sido resaltados, 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 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^[4] 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^[5] en su concepto “Concepto Técnico Sobre Nuevas Inversiones Adicionales a Reconocer en una Nueva Vida Util 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.”

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 concepto 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, 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.

A partir de este elemento, así como de lo expuesto en el análisis del concepto “Concepto Técnico Sobre Nuevas Inversiones Adicionales a Reconocer en una Nueva Vida Útil Normativa de un Gasoducto”, se encuentra por parte de la Comisión lo siguiente:

i. La incorporación de la información a que hace referencia el Auto I-2020-003545 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 TGI en donde se advierte la improcedencia de considerar la información de costos e inversiones de activos de transporte en su primer período de vida útil normativa para estimar las inversiones adicionales requeridas para un segundo período de vida útil normativa, 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 los anteriores elementos que han sido expuestos dentro del análisis a efectos de dar respuesta al argumento expuesto por TGI; de 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. En este sentido, desaparecida la causa que sustenta su justificación, toda vez que la Comisión no tendrá en cuenta la aplicación de la información, los argumentos jurídicos expuestos por TGI en su comunicación carecen de fundamento por sustracción de materia.

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.[6]

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^[7] 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 082 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^[8], 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 Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P., en relación con la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para los gasoductos y estaciones de compresión que han cumplido su vida útil normativa.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. COSTO DE REPOSICIÓN A NUEVO, VRAN, Y VALOR DEL ACTIVO SI SE MANTIENE EN OPERACIÓN, VAOT DE TGI E.S.P. 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 que se listan a continuación, así como el valor a reconocer para estos activos si se mantienen en operación, VAOt:

#	Tipo	NOMBRE ACTIVO	nota	VRAN Gasoductos USD DIC 2009	VAO Gasoductos [USD DIC 2009]
1	Troncal	Barrancabermeja - Sebastopol	146.035.946		87.621.567
2	Troncal	Montañuelo - Gualanday	18.353.225		11.011.935
3	Troncal	La Belleza - El Porvenir	374.691.916		224.815.150
4	Troncal	Gualanday - Neiva [1]	4	122.370.022	73.007.280
5	Troncal	Puente Guillermo-Cogua	2	158.534.158	95.120.495
6	Troncal	Mariquita - Gualanday	66.617.262		37.735.565
7	Troncal	Sebastopol - Vasconia	69.495.064		41.697.038
8	Troncal	Vasconia - La Belleza	83.815.919		50.289.552
9	Troncal	Vasconia -  Mariquita	129.492.981		78.761.381
10	Ramales	Puerto Parra	72.335		43.401
11	Ramales	San Luis	245.464		147.278
12	Ramales	Puerto Serviez	487.413		292.448
13	Ramales	La Belleza	960.823		576.494
14	Ramales	Villanueva_CA	3	4.214.746	2.528.848
15	Ramales	Cáqueza	4.326.151		2.595.691
16	Ramales	Chipaque	3.093.600		1.856.160
17	Ramales	Fosca	3.480.850		2.088.510
18	Ramales	Guayabetal	427.209		256.326
19	Ramales	Quetame - Puente Quetame	3.718.053		2.230.832
20	Ramales	Une	60.466		36.280
21	Ramales	Albania	1	3.973.894	2.384.336
22	Ramales	Briceño	1	25.542	15.325
23	Ramales	Caldas	5	4.104.274	2.386.847
24	Ramales	Capellanía	98.504		59.102
25	Ramales	Chiquinquirá	1	1.047.427	628.456
26	Ramales	Cucunubá	329.493		197.696
27	Ramales	Florián	1	723.738	434.243
28	Ramales	Fúquene	2.604.428		1.562.657
29	Ramales	Guatancuy	527.568		316.541
30	Ramales	Nemocón	5	1.983.094	871.874
31	Ramales	Simijaca	1.362.390		817.434
32	Ramales	Susa	1.466.628		879.977
33	Ramales	Sutatausa	3.440.582		2.924.444
34	Ramales	Tausa	1.836.502		1.101.901
35	Ramales	Tununguá	1	1.680.925	1.008.555
36	Ramales	Ubaté	2.023.560		1.214.136
37	Ramales	Tramo La Belleza - Sucre Oriental [2]	1, 6	7.202.434	4.321.461
38	Ramales	Aipe	5.114		3.069
39	Ramales	Alvarado	9.850		5.910
40	Ramales	Ambalema	5.919.177		3.551.506
41	Ramales	Doima	1.109.830		665.898
42	Ramales	Girardot	5.856		3.513
43	Ramales	Guamo	5.108		3.065
44	Ramales	Guayabal	76.626		45.976
45	Ramales	Honda	2.396.001		1.437.601
46	Ramales	Ibagué	4.925		2.955
47	Ramales	La Sierra	9.850		5.910
48	Ramales	Lérida	24.626		14.776
49	Ramales	Líbano	18.968.679		11.381.207
50	Ramales	Natagaima	5.988		3.593
51	Ramales	Piedras	3.667.314		2.200.388
52	Ramales	Purificación	986.440		558.217
53	Ramales	Saldaña	11.382		6.829
54	Ramales	Tierradentro	503.695		302.217
55	Ramales	Venadillo	5.144		3.087
56	Ramales	La Dorada	398.019		238.811
57	Ramales	Puerto Boyacá	215.847		129.508
58	Ramales	Puerto Salgar	1.333		800
59	Ramales	Termodorada	9.418.510		5.651.106
60	Ramales	Victoria	5.753.944		3.452.366
61	Ramales	Valledupar	6.020.892		3.612.535
62	Ramales	Villanueva_BB	1.397.398		838.439
63	Ramales	La Paz	364.963		218.978
64	Ramales	Urumita	1.431.032		858.619
65	Ramales	El Molino	2.469.820		1.481.892
66	Ramales	San Juan del Cesar	1.501.468		900.881
67	Ramales	Fonseca	3.760		2.256
68	Ramales	Barrancas	578.496		347.097
69	Ramales	Papayal	3.200		1.920
70	Ramales	Hato Nuevo	1.600		960
71	Ramales	Paratebueno	3	982.540	589.524
Total			1.289.183.012		772.358.624
Notas: Valores USD DIC 2009 1: Se consideró el valor VRAN del tramo existente como un valor indicativo  debido a  que estos gasoductos en caso de reemplazarse deben  iniciar un proceso como nuevos activos por tanto solo se aplica un valor VAO 2: Se actualizó el nombre del Gasoducto antes La Belleza - Cogua. Valor eficiente determinado de la suma de Sucre Oriental - Cogua  Y Puente  Guillermo- Sucre Oriental . 3: Nombres ajustados considerando radicado E-2019-005444 antes  Otros Ramales en Casanare y Piedemonte 4-Incluye el Tramo Dina- Los Pinos 5- Ramal Caldas Se ajustó la valoración VRAN considerando la longitud declarada del nuevo trazado de 4,9km, Ramal Nemocón Se ajustó la valoración considerando el diámetro declarado del nuevo trazado de 3". 6:  Corresponde al tramo reemplazado por Puente Guillermo - Sucre Oriental. En el caso de que la empresa decida continuar operando el gasoducto presente un análisis de riesgos de dicha decisión y afectaciones que pudiera tener la demanda de gas en la zona 7: El VRAN en los casos que aplique considera los nuevos trazados declarados por el transportador.

PARÁGRAFO 1. TGI 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 TGI 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. TGI como parte del Parágrafo 1 anterior, deberá presentar a la CREG el plan de atención a la demanda conectada al tramo La Belleza-Sucre Oriental teniendo en cuenta los antecedentes de los riesgos ya conocidos en su recorrido mientras desarrolla las nuevas inversiones en los ramales que allí se conectan y que van a cambiar su punto de conexión. Con los valores VAO para el tramo la Belleza- Sucre Oriental que reconozca la Comisión se deberá atender la demanda de dichas poblaciones de una manera segura y confiable.

PARÁGRAFO 5. El reemplazo de los valores VAO_t por los valores VRAN se hará cuando: i) dentro del plazo máximo de tres (3) años TGI 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, TGI 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 2. COSTO DE REPOSICIÓN A NUEVO, VRAN, Y VALOR A RECONOCER PARA LAS UNIDADES DENTRO DE LAS ESTACIONES DE COMPRESIÓN VAOT DE TGI E.S.P. 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 las estaciones de compresión que se listan a continuación, así como el valor a reconocer para este estos activos si se mantienen en operación, VAOt:

Tramo	Nombre del compresor	notas	VRAN USD de diciembre de 2009	VAO USD de diciembre de 2009
Apiay- USME	APIAY	1	14.890.550	8.934.330
Ballena-Barrancabermeja	HATONUEVO	2	31.848.723	19.109.234
Ballena-Barrancabermeja	NOREAN	3	29.137.323	17.482.394
Vasconia - Mariquita, Sebastopol- Vasconia, la Belleza- Vasconia	VASCONIA	4	23.031.277	13.818.766
El Porvenir - La Belleza	MIRAFLORES	5	29.137.323	17.482.394
Total	5	128.045.196		76.827.117
Notas: Las unidades de compresión que específicamente cumplieron su período de VUN son: [1] Apiay: unidades 1, 2 y 3 [2] Hatonuevo: unidades 1, 2 y 3 [3] Norean: unidades 1 y 2 [4] Vasconia: unidades 1 y 2 [5] Miraflores: unidades 1 y 2

PARÁGRAFO 1. TGI dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución declarará a la CREG, en el formato del Anexo 2 de esta resolución, si estas unidades dentro de las estaciones compresoras continúan 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 TGI 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. En caso de retirar de servicio la estación de compresión Apiay deberá presentar previamente a la CREG el soporte de cómo espera atender la demanda del gasoducto Apiay -Usme a corto, mediano y largo plazo, en la medida que estaría retirando capacidad de transporte en esa zona.

PARÁGRAFO 5. El reemplazo de los valores VAO_t por los valores VRAN se hará cuando: i) dentro del plazo máximo de tres (3) años TGI 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, TGI 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 4. RECURSOS. Notificar electrónicamente a la empresa TGI 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 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 TGI S.A. E.S.P. DECLARE SI EL GASODUCTO LO REPONDRÁ EN UN PLAZO MÁXIMO DE TRES (3) AÑOS O SI LO CONTINUARÁ OPERANDO.

TGI deberá declarar en el siguiente formato si el gasoducto lo repondrá en un plazo máximo de tres (3) años o si lo continuará operando:

#	NOMBRE ACTIVO	nota	Sí lo repondrá según lo adoptado en el Artículo 1 de esta Resolución (marque con una X)	No lo repondrá porque continuará operando el gasoducto según lo adoptado en el Artículo 1 de esta Resolución (marque con una X)	Fecha de entrada en operación si lo repondrá (mes / año)
1	Barrancabermeja - Sebastopol
2	Montañuelo - Gualanday
3	La Belleza - El Porvenir
4	Gualanday - Neiva [1]	4
5	Puente Guillermo-Cogua	2
6	Mariquita - Gualanday
7	Sebastopol - Vasconia
8	Vasconia - La Belleza
9	Vasconia -  Mariquita
10	Puerto Parra
11	San Luis
12	Puerto Serviez
13	La Belleza
14	Villanueva_CA	3
15	Cáqueza
16	Chipaque
17	Fosca
18	Guayabetal
19	Quetame - Puente Quetame
20	Une
21	Albania	1
22	Briceño	1
23	Caldas	5
24	Capellanía
25	Chiquinquirá	1
26	Cucunubá
27	Florián	1
28	Fúquene
29	Guatancuy
30	Nemocón	5
31	Simijaca
32	Susa
33	Sutatausa
34	Tausa
35	Tununguá	1
36	Ubaté
37	Tramo La Belleza - Sucre Oriental [2]	1, 6
38	Aipe
39	Alvarado
40	Ambalema
41	Doima
42	Girardot
43	Guamo
44	Guayabal
45	Honda
46	Ibagué
47	La Sierra
48	Lérida
49	Líbano
50	Natagaima
51	Piedras
52	Purificación
53	Saldaña
54	Tierradentro
55	Venadillo
56	La Dorada
57	Puerto Boyacá
58	Puerto Salgar
59	Termodorada
60	Victoria
61	Valledupar
62	Villanueva_BB
63	La Paz
64	Urumita
65	El Molino
66	San Juan del Cesar
67	Fonseca
68	Barrancas
69	Papayal
70	Hato Nuevo
71	Paratebueno	3
Notas: 1: Se consideró el valor VRAN del tramo existente como un valor indicativo debido a  que estos gasoductos en caso de reemplazarse deben iniciar un proceso como nuevos activos por tanto solo se aplica un valor VAO 2: Se actualizó el nombre del Gasoducto antes La Belleza - Cogua. 3: Nombres ajustados considerando radicado E-2019-005444 antes Otros Ramales en Casanare y Piedemonte 4-Incluye el Tramo Dina- Los Pinos 5- Ramal Caldas Se ajustó la valoración VRAN considerando la longitud declarada del nuevo trazado de 4,9km, Ramal Nemocón Se ajustó la valoración considerando el diámetro declarado del nuevo trazado de 3". 6:  Corresponde al tramo reemplazado por Puente Guillermo - Sucre Oriental. En el caso de que la empresa decida continuar operando el gasoducto presente un análisis de riesgos de dicha decisión y afectaciones que pudiera tener la demanda de gas en la zona 8: La X se debe marcar en una y sólo una de las casillas señaladas. 9: Se entenderá que no habrá reposición si TGI 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 TGI 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.

FORMATO PARA QUE TGI S.A. E.S.P. DECLARE SI LAS UNIDADES DE COMPRESIÓN QUE CUMPLIERON VUN QUE COMPONEN LAS ESTACIONES DE COMPRESIÓN LO REPONDRÁ EN UN PLAZO MÁXIMO DE DOS (2) AÑOS O SI LO CONTINUARÁ OPERANDO.

TGI deberá declarar en el siguiente formato si las unidades de compresión que cumplieron VUN que componen las estaciones de compresión lo repondrá en un plazo máximo de dos (2) años o si lo continuará operando:

#	Nombre del compresor	notas	TIPO	unidad	Sí lo repondrá según lo adoptado en el Artículo 2 de esta Resolución (marque con una X)	No lo repondrá porque continuará la unidad de compresión según lo adoptado en el Artículo 2 de esta Resolución (marque con una X)	Fecha de entrada en operación (mes / año)
1	APIAY	1	Estación compresora	1
				2
				3
2	HATONUEVO	2	Estación compresora	1
				2
				3
3	NOREAN	3	Estación compresora	1
				2
4	VASCONIA	4	Estación compresora	1
				2
5	MIRAFLORES	5	Estación compresora	1
				2

Notas:

Las unidades de compresión que específicamente cumplieron su período de VUN son:

[1] Apiay: unidades 1, 2 y 3

[2] Hatonuevo: unidades 1, 2 y 3

[3] Norean: unidades 1 y 2

[4] Vasconia: unidades 1 y 2

[5] Miraflores: unidades 1 y 2

Nota 1: La X se debe marcar en una y sólo una de las casillas señaladas. Se debe declarar porcada unidad de las estaciones de compresión.

Nota 2: Se entenderá que no habrá reposición si TGI 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 TGI 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 3.

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

<Consultar resoluciones que modifican este artículo en Notas de Vigencia>

nro.	nombre del Activo	nota	Valores a retirar Gasoductos [USD dic 2009] I	Valores a retirar estaciones compresoras [USD dic 2009] (J)	Valores a retirar Gasoductos + estaciones compresoras [USD dic 2009] K=(I+J)	PNIt [USD dic 2009] (L)	valor a retirar total [USD dic 2009] M=( K+L)
1	Barrancabermeja - Sebastopol	40.645.253		0	40.645.253	2.133.429	42.778.682
2	Montañuelo - Gualanday	2.816.184		0	2.816.184	149.270	2.965.454
3	La Belleza - El Porvenir	109.084.104		13.580.274	122.664.378	5.546.348	128.210.725
4	Gualanday - Neiva	4	23.144.073	0	23.144.073	687.223	23.831.296
5	Puente Guillermo-Cogua	2	62.999.057	0	62.999.057	1.339.578	64.338.635
6	Mariquita - Gualanday	20.559.895		0	20.559.895	549.261	21.109.157
7	Sebastopol - Vasconia	25.229.192		2.431.735	27.660.927	307.103	27.968.030
8	Vasconia - La Belleza	72.396.586		1.350.697	73.747.283	3.259.832	77.007.115
9	Vasconia - Mariquita	41.162.260		6.397.684	47.559.944	5.882.031	53.441.975
10	Puerto Parra	294.961		0	294.961	0	294.961
11	San Luis	212.616		0	212.616	0	212.616
12	Puerto Serviez	206.792		0	206.792	0	206.792
13	La Belleza	212.800		0	212.800	0	212.800
14	Villanueva_CA	3	392.516	0	392.516	0	392.516
15	Cáqueza	496.079		0	496.079	0	496.079
16	Chipaque	379.076		0	379.076	0	379.076
17	Fosca	346.803		0	346.803	0	346.803
18	Guayabetal	166.624		0	166.624	0	166.624
19	Quetame - Puente Quetame	386.190		0	386.190	0	386.190
20	Une	127.166		0	127.166	0	127.166
21	Albania	1	352.003	0	352.003	0	352.003
22	Briceño	1	185.923	0	185.923	0	185.923
23	Caldas	353.785		0	353.785	0	353.785
24	Capellanía	177.481		0	177.481	0	177.481
25	Chiquinquirá	1	380.368	0	380.368	0	380.368
26	Cucunubá	189.218		0	189.218	0	189.218
27	Florián	1	229.132	0	229.132	0	229.132
28	Fúquene	284.933		0	284.933	0	284.933
29	Guatancuy	200.282		0	200.282	0	200.282
30	Nemocón	454.336		0	454.336	0	454.336
31	Simijaca	401.064		0	401.064	0	401.064
32	Susa	362.581		0	362.581	0	362.581
33	Sutatausa	619.486		0	619.486	0	619.486
34	Tausa	307.034		0	307.034	0	307.034
35	Tununguá	1	212.711	0	212.711	0	212.711
36	Ubaté	430.317		0	430.317	0	430.317
37	Tramo La Belleza - Sucre Oriental	1, 5	1.423.778	0	1.423.778	0	1.423.778
38	Aipe	215.767		0	215.767	0	215.767
39	Alvarado	193.065		0	193.065	0	193.065
40	Ambalema	861.153		0	861.153	0	861.153
41	Doima	280.907		0	280.907	0	280.907
42	Girardot	214.656		0	214.656	0	214.656
43	Guamo	227.911		0	227.911	0	227.911
44	Guayabal	182.270		0	182.270	0	182.270
45	Honda	564.568		0	564.568	0	564.568
46	Ibagué	199.228		0	199.228	0	199.228
47	La Sierra	230.016		0	230.016	0	230.016
48	Lérida	689.698		0	689.698	0	689.698
49	Líbano	1.134.750		0	1.134.750	0	1.134.750
50	Natagaima	238.070		0	238.070	0	238.070
51	Piedras	477.091		0	477.091	0	477.091
52	Purificación	229.308		0	229.308	0	229.308
53	Saldaña	427.637		0	427.637	0	427.637
54	Tierradentro	161.744		0	161.744	0	161.744
55	Venadillo	266.001		0	266.001	0	266.001
56	La Dorada	397.876		0	397.876	0	397.876
57	Puerto Boyacá	345.791		0	345.791	0	345.791
58	Puerto Salgar	266.054		0	266.054	0	266.054
59	Termodorada	1.850.644		0	1.850.644	0	1.850.644
60	Victoria	549.037		0	549.037	0	549.037
61	Valledupar	807.633		0	807.633	0	807.633
62	Villanueva_BB	226.470		0	226.470	0	226.470
63	La Paz	119.619		0	119.619	0	119.619
64	Urumita	215.106		0	215.106	0	215.106
65	El Molino	289.935		0	289.935	0	289.935
66	San Juan del Cesar	205.632		0	205.632	0	205.632
67	Fonseca	80.584		0	80.584	0	80.584
68	Barrancas	153.055		0	153.055	0	153.055
69	Papayal	81.868		0	81.868	0	81.868
70	Hato Nuevo	76.288		0	76.288	0	76.288
71	Paratebueno	3	77.064	0	77.064	0	77.064
72	Ballena - Barrancabermeja	6	0	27.170.728	27.170.728	0	27.170.728
73	Apiay - Usme	7	0	5.495.225	5.495.225	0	5.495.225
Total general	420.359.157		56.426.342	476.785.499	19.854.076	496.639.575
Notas: 1: En caso de reemplazarse deben iniciar un proceso como nuevos activos por tanto solo se aplica un valor VAO 2: Se actualizó el nombre del Gasoducto antes La Belleza – Cogua. 3: Nombres ajustados considerando radicado E-2019-005444 antes Otros Ramales en Casanare y Piedemonte 4-Incluye el Tramo Dina- Los Pinos 5: Corresponde al tramo reemplazado por la variante Puente Guillermo - Sucre Oriental 6: Se incluye tramo para presentar los valores de las Estaciones de compresión Hato Nuevo y Norean a retirar 7: Se incluye tramo Apiay - Usme para presentar el valor a retirar de la estación compresora Apiay.

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

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

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. 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.

2. 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.

3. “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. (…)”

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

5. 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

6. Vida Útil: Para efectos de la aplicación de la presente Resolución, se entenderá que la vida útil de los activos es de 50 años.

Vida Útil Normativa: Es el período de 20 años, contado a partir de la fecha de entrada en operación de un activo, del cual dispone el transportador, de acuerdo con la regulación, para recuperar el valor eficiente de la inversión. Vencido este período se asumirá para todos los efectos que el valor eficiente de la inversión reconocida fue remunerado en su totalidad. Para el caso de los activos que forman parte del PNI y de las IAC, este período se contará a partir de la entrada en vigencia de los cargos calculados con la presente metodología y que remuneren tales activos. Para aquellos gasoductos construidos bajo esquema contractual de BOMT se mantendrá el período de treinta (30) años para la Vida Útil Normativa, establecido para el Periodo Tarifario t-1, sin perjuicio de que en la aprobación de cargos la Comisión decida una periodo distinto.

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

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