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Resolución 100 de 2021 CREG
RESOLUCIÓN 100 DE 2021
(agosto 6)
Diario Oficial No. 51.846 de 2 de noviembre de 2021
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se resuelve la solicitud hecha por la empresa Transmetano E.S.P. S.A. para la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 en el gasoducto Sebastopol – Medellín que ha cumplido 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,
C O N S I D E R A N D O Q U E:
De conformidad con lo establecido en el artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible “es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.
Según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por su uso, se regirán exclusivamente por dicha Ley.
El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.
El artículo 109 de la Ley 142 de 1994, en relación con las facultades con las que cuenta la Comisión dentro del ejercicio de las actuaciones administrativas que se adelanten en materia regulatoria, ha previsto que, al practicar pruebas, las funciones que corresponderían al juez en un proceso civil las cumplirá la autoridad, o la persona que acuerden la autoridad y el interesado.
En concordancia con lo anterior, el numeral 1 del artículo 124 de la Ley 142 de 1994 establece que, cuando corresponda a la Comisión de Regulación de Energía y Gas como autoridad nombrar peritos, el nombramiento corresponderá a la Comisión misma.
Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 se estableció la metodología general para determinar los cargos que deben aplicar las empresas que realizan la actividad de transporte de gas natural a través del Sistema Nacional de Transporte.
En el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 066 de 2013, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 148 de 2017, se estableció el procedimiento que se debe adelantar a fin de que la Comisión establezca el valor de la inversión a reconocer en aquellos activos que hayan cumplido la vida útil normativa. De acuerdo con lo previsto en el numeral 1 del literal b) del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, la valoración que realice el perito se ha de realizar con base en las actividades determinadas en el acto administrativo que expida la Comisión.
La empresa Transmetano E.S.P. S.A, en adelante Transmetano, mediante la comunicación E-2016-012930, solicitó el inicio de la actuación administrativa para el siguiente gasoducto troncal, con el objeto de reconocer el valor de los siguientes activos en servicio cuya vida útil normativa presuntamente está por terminar:
| TRAMO | Longitud resolución (km) | Longitud reportada (km) | Nuevo trazado reportado (km) | Diámetro (pulgadas) |
| Gasoducto Sebastopol - Medellin | 148,5 | 147,538 | N/A | 14 |
En la citada comunicación de Transmetano, indica que el activo que cumple el período de vida útil normativa consiste en el (i) gasoducto Sebastopol – Medellín, (ii) cruce subfluvial, (iii) estación Sebastopol, y (iv) estación Tasajera.
La información de la caracterización de dicho gasoducto fue remitida por la empresa a través de la comunicación E-2017-001776. Para el caso de las estaciones de Sebastopol y La Tasajera, mediante comunicación S-2019-001611, la Comisión solicitó información, la cual fue atendida por la empresa a través de la comunicación E-2019-004438.
A través del Auto I-2019-004686 se inició la actuación administrativa, ordenando la formación del correspondiente expediente administrativo. Mediante el Aviso 048 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.
La Comisión procedió a decretar una prueba pericial, para lo cual, adelantó un proceso de selección a través de la modalidad de pluralidad determinada de oferentes entre las personas que hacían parte del listado de la Resolución CREG 080 de 2013, modificada por la Resolución CREG 059 de 2019, atendiendo los criterios previstos en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 148 de 2017, con el ánimo de designar a un perito para los efectos de establecer el costo de reposición a nuevo de los gasoductos que cumplen la vida útil normativa.
La persona que presentó la oferta mejor calificada fue la empresa Tipiel S.A., razón por la cual, mediante la Resolución CREG 093 de 2019 se designó a dicha empresa como perito, a efectos de que llevara a cabo el encargo fijado por parte de la Comisión en dicho acto administrativo y se rindiera el dictamen pericial dentro de esta actuación administrativa.
Mediante el radicado E-2019-012604, la firma Tipiel radicó ante la Comisión el informe pericial. Así mismo, en la Resolución CREG 093 de 2019 se precisó lo siguiente con respecto al trámite de contradicción del dictamen pericial:
“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 dentro de la presente actuación administrativa en cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 170[1], 231[2], 373[3] del Código General del Proceso a efectos de que la empresa Transmetano 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, el dictamen permaneció 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 se realizó el día 2 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 Transmetano intervino de manera directa y a través de su apoderado, a efectos de hacer uso de su derecho de contradicción en relación con el contenido del dictamen pericial, dentro de los límites constitucionales en el marco del debido proceso y el derecho de defensa, así como de los límites procesales y en materia probatoria que son aplicables a las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG de acuerdo con las normas procesales aplicables según lo previsto en el Código General del Proceso.
Del trámite de la audiencia, incluidas las reglas para su práctica, las preguntas y solicitudes de aclaración realizadas al perito por parte de Transmetano, 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-2020-000232, se radicó el acta de la audiencia de contradicción, la cual se desarrolló en las oficinas de la CREG el 2 de diciembre de 2019.
Una vez conocido el informe pericial por parte de Transmetano, 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. Transmetano, a través de sus apoderados, formuló inquietudes relativas a aspectos relacionados con: i) bases de datos utilizadas por el perito para llevar a cabo la valoración; ii) información de Transmetano que fue utilizada por el perito para llevar a cabo la valoración; iii) dificultades constructivas consideradas por la existencia de bosques en el trazado del gasoducto; iv) cruces sísmicos y fallas; v) accesos y derechos de vía; vi) desmantelación del ducto actual; vii) modelos EPC para la construcción de gasoductos; viii) servidumbres y compra de terrenos; ix) precios unitarios en costos de construcción; x) costos de mano de obra y porcentaje dentro del costo total del proyecto; xi) administración, impuestos y utilidad dentro del proyecto; xii) costos indirectos y cuanto estos representan en el costo total del proyecto; xiii) compensaciones; xiv) geotecnia y obras para construcción en pendientes y en general aspectos relacionados con el gasoducto Sebastopol - Medellín. Igualmente, la CREG formuló preguntas en relación con si fueron tenidas en cuenta variables sociales y ambientales dentro de la valoración del gasoducto.
De acuerdo con el desarrollo de la audiencia, 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 Transmetano dentro del trámite de la audiencia, y las respuestas dadas por el perito, se encuentran consignados dentro del registro audiovisual y su respectiva Acta, las cuales se identifican con radicado CREG I-2020-000232 dentro del respectivo expediente administrativo.
Igualmente, dicha audiencia se llevó 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 el gasoducto de Transmetano, y para efectos de valoración de dicha prueba por parte de la CREG, se encuentra que el mismo: i) cumple los principios generales que rigen la práctica y aplicación de las pruebas; ii) cumple con los requisitos intrínsecos y extrínsecos que son propios de este medio probatorio; y iii) cumple con los requisitos de existencia, validez y eficacia del dictamen pericial.
En este sentido, la CREG encuentra que el dictamen pericial emitido por Tipiel, incluyendo las respuestas a las preguntas realizadas por Transmetano y la CREG, es completo y ha de considerarse como una prueba válida, en la medida en que los juicios que éste realiza 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 Transmetano, las cuales incluyen el trámite de contradicción del dictamen pericial dentro de la presente actuación administrativa, la determinación de la vida útil normativa, los valores a retirar de la base de inversión, así como la valoración y aplicación del dictamen pericial, se encuentran consignados en el Documento CREG 83 de 2021.
Ahora bien, con respecto a la determinación del valor del activo cuando este continua en operación, se debe tener en cuenta que el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 establece lo siguiente:
“Artículo 14. Inversión a reconocer en activos que hayan cumplido la Vida Útil Normativa. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, cuya Vida Útil Normativa se cumpla en el presente período tarifario, se aplicará el siguiente procedimiento:
a) Un año antes del cumplimiento de la Vida Útil Normativa del activo, el transportador, mediante comunicación escrita, deberá solicitar a la CREG el inicio de una actuación administrativa en los términos definidos en el presente artículo.
b) La Comisión dará inició a la actuación administrativa que contendrá las siguientes etapas:
1. La Comisión designará un perito para la estimación del costo de reposición a nuevo del activo. Para la contratación del perito, la Comisión seleccionará a uno de una lista conformada previamente por la misma entidad, la cual será de público conocimiento, atendiendo mecanismos de selección objetiva, con base en criterios asociados con el valor de las propuestas que se presenten, experiencias específicas y demás que la Comisión estime pertinentes. Los peritos que conformarán la lista deberán ser personas naturales o jurídicas con más de diez (10) años de experiencia total en el diseño y estructuración y/o en la ejecución y/o en la auditoría técnica de proyectos de transporte de gas natural. Esta experiencia deberá corresponder a proyectos de transporte de gas natural desarrollados en al menos dos (2) países.
El perito realizará todas las actividades determinadas en el acto administrativo que expida la CREG.
2. A partir del ejercicio de valoración realizado a través de la prueba pericial la Comisión contará con un (1) Mes para realizar análisis propios con el fin de determinar el costo de reposición a nuevo del activo - VRAN. Para el caso de las estaciones de compresión que hayan cumplido su VUN la Comisión realizará su valoración atendiendo los criterios establecidos en la metodología y su Anexo 1, entre otros, bajo un mecanismo de comparación.
3. La Comisión, una vez transcurrido el período correspondiente notificará a la empresa transportadora lo siguiente:
i. El valor a reconocer por el activo si continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como sigue:
Donde,
Valor del activo si se mantiene en operación, expresado en dólares de la Fecha Base.
Costo de reposición a nuevo del activo, expresado en dólares de la Fecha Base.
Vida útil remanente, calculada como la diferencia entre la Vida Útil y la Vida Útil Normativa.
Vida Útil.
ii. El valor a reconocer si decide reponerlo. Este valor es el costo de oportunidad del activo - 
, expresado en dólares de la Fecha Base
Estos valores se reconocerán al transportador por un período de veinte (20) años.
c) La empresa transportadora deberá informar a la Comisión acerca de la decisión tomada dentro del Mes siguiente a la fecha de notificación. El transportador reportará alguna de las siguientes decisiones:
1. Continuar operando el activo existente: En tal caso deberá solicitar a la Comisión un ajuste de los cargos regulados a que haya lugar. Este ajuste se determinará de conformidad con el valor 
.
2. Reposición del activo: En tal caso, la empresa transportadora deberá solicitar un ajuste de los cargos regulados una vez el nuevo activo entre en operación. Durante el período comprendido entre la fecha en que el activo existente cumpla la Vida Útil Normativa y la fecha de entrada en operación del nuevo activo se reconocerá el valor de 
, siempre y cuando el activo a reponer se haya mantenido en operación.
Para efecto del cálculo tarifario la CREG calculará el Factor de Utilización y de ser necesario ajustará las demandas hasta alcanzar el Factor de Utilización Normativo. Las demás variables del cálculo tarifario no serán sujetas de modificación.
Parágrafo 1. En ningún caso se efectuarán modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos propios de la operación antes de concluir su Vida Útil Normativa. (…)” (Resaltado fuera de texto)
Sin perjuicio de lo anterior, dentro del trámite de la actuación administrativa, la Comisión expidió el Auto I-2020-003546 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 Transmetano 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, Transmetano, mediante comunicación con Radicado CREG E-2020-012791, expuso una serie de elementos de carácter jurídico y técnico, así como se “oponen a la incorporación de la información ordenada en el mismo, así como a varias de las consideraciones y argumentos expuestos en la parte motiva del Auto, por resultar contrarios a derecho”, y solicitan que “respetuosamente solicito se revoque el Auto I-2020-003546, y se cumpla en estricto sentido con el procedimiento establecido en la Resolución CREG 126 de 2010 para la determinación del VRAN y el VAOt.”
Desde el punto de vista jurídico se exponen los siguientes argumentos: a. Argumentos generales que impiden la inclusión de los documentos como prueba dentro del expediente; b. La mecánica de la intervención del Estado en las actividades sujetas al régimen de libertad regulada; c. La señal regulatoria respecto de las empresas que operan activos desde antes de la vigencia de la Ley 142 de 1994; d. Los parámetros legales que debe tener en cuenta el regulador para la determinación de las señales económicas; e. La metodología definida en la regulación vigente para los casos en que un activo de transporte cumple su VUN; f. La actuación que pretende la CREG con la inclusión de los documentos; g. Ejercicio arbitrario de la función regulatoria; h. modificación anormal de la metodología; i. Desconocimiento de las señales de inversión; j. Responsabilidad e incumplimiento por parte de la CREG en los tiempos estipulados por la metodología; k. Respecto de la inclusión de los documentos que se pretenden agregar como pruebas; l. Violación del principio de legalidad; m. Violación del principio del debido proceso; n. Falsa motivación del Auto que ordena incorporar los anexos – Error de derecho por violación directa de la ley (inaplicación de una norma concreta) y error de derecho por indebida interpretación del orden positivo (regulación); o) Violación del derecho de defensa y propiedad; p) Confianza Legitima, Buena Fe y violación del principio de la buena fe – Violación del principio de confianza legítima como expresión del principio de la buena fe – Violación del principio de respeto por el acto propio (venire contra factum proprium non valet) y; q) Falta de coherencia y utilidad de la prueba
Ahora, desde el punto de vista técnico, en el numeral 4.2.3 de su comunicación, Transmetano expone lo siguiente:
“(…) se debe tener en cuenta que por razones técnicas y de integridad la mayor antigüedad acentúa los requerimientos de inversión de los gasoductos debido al deterioro y desgaste natural de la infraestructura. No obstante, la Comisión manifiesta lo siguiente en el Auto de la referencia:
'La posible explicación de los porcentajes anteriores se relaciona con que los conceptos constructivos en un gasoducto nuevo no son aplicables, en buena parte, a los de un gasoducto que continua en operación por 20 años después del año 20. 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 de nuevo cuando el activo continúa en operación'.
En efecto, el regulador debe considerar que el transportador realiza inversiones importantes en
materiales, instalación, ambientales, sociales y de tierras para mantener operando el gasoducto una vez vence su vida útil normativa que podrían ser equiparables a la construcción de un gasoducto a nuevo:
- Rehabilitación del revestimiento: Estas obras requieren movimientos de tierra de gran magnitud, que generan importantes costos de compensación ambiental, indemnizaciones a propietarios de predios y compensaciones sociales a las comunidades vecinas. Inclusive, estos trabajos complejos y de alto riesgo generan un impacto mayor que los de instalación de una nueva tubería, debido a que regularmente los trabajos se realizan en caliente, es decir con la tubería en operación, por lo cual se manejan procedimientos especiales de seguridad, que, además de generar sobrecostos, impactan en el rendimiento de las obras. Por ejemplo, se deben garantizar distancias seguras de retiro de las máquinas excavadoras, por lo cual las zanjas resultan de dimensiones mayores a las de instalación de una tubería nueva, las cuales deben cumplir con requisitos especiales para garantizar la seguridad del personal.
- Rediseño y adecuación del sistema de protección catódica: Los requerimientos de corriente cambian debido al deterioro natural de los sistemas de revestimientos, lo que implica, la instalación de camas anódicas e instalación de nuevas unidades de protección catódica en nuevas ubicaciones, los cuales implican costos de materiales, instalación de equipos, excavaciones para las camas, construcción de cerramientos, compensación ambiental, indemnizaciones a propietarios de predios y compensaciones sociales a las comunidades vecinas.
- Reemplazo de tramos, variantes y/o cruces PHD (perforación horizontal dirigida): Son necesarios en algunos segmentos de los gasoductos por cambio de clase de localidad, riesgo social, zonas vulnerables por erosión, obras viales, los cuales incluyen los costos típicos de una construcción nueva, además, costos adicionales por obturación y perforación en caliente y retiro de tramos reemplazados.
- Bajado o reubicación de tramos por cambios en el entorno: Con el paso del tiempo, el derecho de vía del gasoducto sufre alteraciones, tanto por causas naturales como antrópicas, por las que se pierde la cobertura mínima de seguridad de la tubería. Por lo anterior, en algunos segmentos se deben realizar obras para profundizar la tubería o realizar reubicaciones horizontales. Estas obras implican grandes movimientos de tierra y uso intensivo de maquinaria especial para la manipulación de la tubería, mientras que se encuentra en operación. Son operaciones especiales de alto riesgo, que afectan importantes áreas e implican altos costos de obras civiles, costos de compensación ambiental, indemnizaciones a propietarios de predios y compensaciones sociales a las comunidades vecinas.
Cambio, reubicación o instalación de válvulas de seccionamiento adicionales: Con el paso del
tiempo las válvulas presentan deterioros o puede requerirse la instalación de válvulas en otras
ubicaciones por temas de seguridad. Los trabajos de instalación de estas nuevas válvulas incluyen todos los costos típicos de una construcción nueva, además, de los costos de obturación y perforación en caliente para no suspender el flujo de gas.
- Construcción de obras de geotecnia de gran magnitud: A mayor antigüedad de los gasoductos la estabilidad del derecho de vía, en algunos segmentos, se ve comprometida por efectos de la naturaleza o por intervención de terceros. Por lo anterior, se requiere la construcción de obras de protección geotécnica de gran magnitud, con importantes costos de materiales, construcción, costos de compensación ambiental, indemnizaciones a propietarios de predios y compensaciones sociales a las comunidades vecinas.
Lo anterior, contrario a lo que señala el regulador, sin que se conozca el fundamento, requiere del cumplimiento de los permisos ambientales del caso, según el tipo de obra que se vaya a realizar y los impactos que pueda tener en el entorno, lo cual, por supuesto, no puede ser objeto de una generalización como la que hace la CREG.
(…)
Con los argumentos técnicos anteriormente descritos se demuestra que las inversiones a realizar por los transportadores durante el segundo período de vida útil normativa no son menores, por lo que una equivocación en la señal regulatoria con respecto al valor a reconocer por mantener el activo en operación por 20 años adicionales (VAO), conllevaría a que el transportador reponga a nuevo los activos, ya que no tendría señales regulatorias para asumir los riesgos de inversión, incertidumbres y eventos no previsibles en el mantenimiento de los gasoductos por 20 años adicionales. Con la señal vigente, los transportadores tienen la suficiencia financiera adecuada al remunerar la realidad de su inversión y los remitentes cuentan con tarifas eficientes al no pagar de más por activos que el transportador pudiera realizar a nuevo, lo que originaría una pérdida de bienestar de la economía.”
Sin perjuicio de los argumentos jurídicos expuestos por Transmetano 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 de que toda inversión inicial o posterior efectuada se mantenga en buenas condiciones y funcionando durante dichos períodos.
En consecuencia, a partir de la documentación técnica normativa asociada al diseño, construcción, operación y mantenimiento de ductos[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.” (Resaltado fuera de texto)
En dicho concepto, el señor Barragán clasifica las inversiones adicionales que se pueden efectuar en el primer período de 20 años de la vida útil normativa en tres grupos:
a. Inversiones adicionales para aumento de Capacidad.
b. Inversiones adicionales normales, predecibles por operación del gasoducto.
c. Inversiones adicionales por situaciones no predecibles durante el diseño y construcción.
De acuerdo con lo anterior, se considera que durante los primeros 20 años de operación de un gasoducto se efectúan inversiones adicionales y se ejecuta el mantenimiento de todos los activos, lo que permitirá garantizar el buen estado de todos los activos al finalizar los primeros 20 años y, por tanto, sobre ello se definirá cuáles serán las inversiones adicionales necesarias de llevar a cabo en un gasoducto de transporte de gas durante un segundo período de 20 años de vida útil (i.e. año 21 a 40), para que dicha infraestructura se mantenga en operación durante este período, de manera segura y confiable.
Es así que en dicho concepto se expone igualmente lo siguiente:
“Como parte de las buenas prácticas cada transportador efectúa el cálculo de la vida útil remanente según sus políticas o planes de integridad de manera obligatoria de los componentes de tubería y equipos principales del gasoducto antes de terminar el primer período de vida útil y de igual manera efectuarlo en el año 15 para programar los arreglos y cambios necesarios antes de terminar el período anterior de 20 años.
Lo anterior debido a que este concepto establece que se necesitan inversiones adicionales en un nuevo período de Vida Útil Normativa, pero deben estar dentro del listado del numeral 3, definiendo las predecibles con el cálculo de vida remanente.
De acuerdo a la experiencia del consultor, sin tener en cuenta aquellas inversiones asociadas a la expansión o aumento de capacidad, el concepto de inversiones adicionales para un nuevo período son aquellas de tipo normal (predecibles) o no predecibles, serán en un porcentaje menor de frecuencia o promedio menor de eventos por efectuar, porque ha existe una curva de conocimiento de las situaciones de operatividad, condiciones y entorno del trazado del ducto, que ha permitido modificar, mantener y mejorar el estado del gasoducto en el primer período o período anterior, por tanto dependerán del estado del gasoducto debido a que en 20 años nuevamente se presentara un deterioro o desgaste normal de los equipos y de situaciones externas no predecibles en el nuevo período.
Lo anterior es que por deterioro o desgaste normal que continúa en el ducto o situaciones extraordinarias que están fuera del control o detección de las rutinas de O&M, se tendría que hacer inversiones adicionales en los siguientes casos después de la evaluación de la condición del activo, es decir, si es necesario alguna reposición o reparación del activo. Incluso se pueden presentar activos que pueden ir más allá de los 20 años, incluso hay elementos o equipos que son instalados dentro de la vida útil normativa anterior, que pudo ser al inicio o final de la misma y por tanto se debe evaluar cada componente según el estado y antigüedad en el sistema. Estas inversiones adicionales en el período del año 21 al 40 (…)” (Resaltado fuera de texto)
Por tanto, las inversiones requeridas en un segundo período de vida útil son clasificadas en dos grupos:
a. Inversiones adicionales normales, predecibles por operación del gasoducto.
b. Inversiones adicionales por situaciones no predecibles durante el diseño y construcción y operación.
Frente a estas últimas, expone el señor Barragán en su concepto:
“Para definir la necesidad de inversiones predecibles por la condición de la tubería o equipos asociados, al igual que en las estaciones compresoras es necesario el estudio profundo y detallado del estado de cada uno de los elementos o equipos de acuerdo a planes o programas de integridad en tiempos definidos por observación, estado, uso y vida útil según el fabricante y así calcular la vida residual o remanente particular de cada ductos o tramo y estaciones compresoras, al igual que todo equipo complementarios, para ver que hay que cambiar o reparar y cuánto tiempo más puede durar y si hay que cambiar las rutinas o tipos de mantenimiento. Para el cambio de período de vida útil normativo se recomienda por parte del consultor efectuar un cálculo o revisión de todos los componentes en el año 15 del período en curso de vida útil normativo.
Estas inversiones son menos frecuentes, porque ya se conoce y se han efectuado las correcciones o cambios necesarios o principales en el período de vida útil anterior, sin embargo, se pueden presentar porque depende de condiciones de la naturaleza y de terceros que pueden no ser manifiestas en el período anterior.
Las inversiones adicionales no predecibles del período entre el año 21 al 40, están dentro del mismo listado y con el mismo alcance o justificación de las del período inicial de los 20 años, sin embargo en términos generales son en un menor porcentaje (%) de aquellas ya efectuadas como no predecibles del período anterior, porque estarían asociadas a eventos que no se manifestaron en ese período, pero igual se pueden presentar independiente que han efectuado cambio, se tiene una curva de aprendizaje de las condiciones de operación y se efectuaron todos los mantenimientos.
Por lo anterior, dentro del concepto estas inversiones no predecibles y su baja frecuencia se dividen en dos categorías según criterio del consultor; i) Lo probable es solo aquello que tiene un alto potencial de suceder y ii) Lo posible es todo aquello que puede suceder. Desde lo que creemos seguro hasta lo que creemos imposible.
- Probables:
1.2.1 Construcción de variantes por necesidades de cambio del trazado inicial por problemas de estabilidad geotécnica del derecho de vía o aspectos socioculturales que han provocado invasión del Derecho de Vía, generando riesgo hacia el ducto posteriores al diseño y construcción.
1.2.2 Construcción de variantes localizadas por interferencias con nuevas estructuras de terceros; tuberías, vías, edificaciones y otras.
1.2.3 Construcción de loops para reemplazar tramos de tubería paralelas que se abandonan o bajan presión por problemas de daños internos por condiciones de fluido o imperfecciones propias del ducto, que ocasionaron perdida de espesor o por análisis de integridad.
1.2.4 Programa de refuerzo externo de espesor de tubería por pérdidas de material o daños por corrosión o similar.
1.2.5 Cambio de Cruces subfluviales y especiales, por daños por exposición por socavación lateral o vertical profundidad de los actuales. Tubería sometida a esfuerzos de las corrientes o de los terrenos.
1.2.6 Ejecución de un programa de Obras Geotécnicas correctivas que impliquen trabajos por fuera del derecho de vía. Ocasionados por inestabilidad de terrenos adyacentes por causas naturales no manifiestas durante estudios iniciales o actividades externas de terceros, que ponen el riego la estabilidad del terreno adyacente que puede inducir desplazamientos del ducto en el derecho de vía.
1.2.7 en un período de 20 años se puede presentar la implementación de modificaciones de facilidades operativas por cambios regulatorios, normas técnicas o de HSE que impliquen nuevas infraestructuras adicionales a las existentes o cambio de las mismas.
- Posibles:
1.2.8 Cambio o calibración de partes o reemplazo total de medidores, por daños o necesidad por volúmenes.
1.2.9 Trabajos de alivio de esfuerzo de zonas no definidas en el diseño y construcción, que impliquen afectación del derecho de vía y apertura de zanja.
1.2.10 Sistemas nuevos o de refuerzo del sistema de protección Catódica por cambios de las condiciones o situaciones del trazado que impliquen cambio de revestimiento de tramos de tubería.
1.2.11 Programa de abandono o desmantelamiento de ductos o tramos y/o facilidades existentes.
1.2.12 Cambio de tramos en zonas de falla que presenten abolladuras o deformación del ducto.
1.2.13 Remodelación de los bunkers o casetas de válvulas u otros equipos por tema de seguridad en el O&M.”
Finalmente, se concluye por parte del señor Barragán en su concepto que:
“Lo cual puede concluir que las nuevas inversiones adicionales para un nuevo período de vida útil, son nuevamente algunas de las efectuadas en el período anterior, lo que significa que de alguna manera son inversiones cíclicas, según las condiciones particulares de cada gasoducto y su estado al terminar cada período, pero para ser aprobadas se debe comprobar se hayan efectuado las inversiones adicionales y el mantenimiento correctamente en el período anterior del gasoducto y que están enmarcadas dentro del listado definido en los literales a) y b) de este documento. Dentro del mismo listado de actividades del período y con base en los resultados de los numerales anteriores y una vez identificando los tipos de inversiones que son comunes para los dos períodos de vida útil normativa es decir entre los primeros 20 años y el período comprendido entre el año 21-40 (…)” (Resaltado fuera de texto)
A partir de los anteriores elementos, 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 de los gasoductos 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, y de acuerdo con lo manifestado por Transmetano en su comunicación dentro de sus argumentos técnicos, 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-2020-002536 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 Transmetano, en donde se advierte la improcedencia desde el punto de vista técnico 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 lo expuesto por Transmetano en relación con las inversiones identificadas para el segundo período de vida útil, como es el caso de los revestimientos, las obras de geotecnia y la protección catódica, entendidas como inversiones adicionales no previsibles, en concordancia con los elementos a los que se ha hecho referencia frente a este tipo de inversiones; revisada la información que fue incorporada dentro del trámite de la presente actuación administrativa, no es posible establecer ni se puede identificar que estas incluyan inversiones adicionales por situaciones no predecibles durante el diseño y construcción de estos gasoductos, ya sea porque esta no fue remitida, o porque en dichos gasoductos estas inversiones no fueron necesarias o requeridas;
iv. La anterior circunstancia genera que esta información, si bien permite identificar las inversiones adicionales que se llevaron a cabo durante el primer período de vida útil normativa de 22 gasoductos, no es útil ni aplicable para tomarla como referencia a efectos de estimar las inversiones adicionales para un segundo período de vida útil normativa, toda vez que, al no poder identificar si dentro de la misma se encuentran inversiones no previsibles, se estarían dejando de reconocer inversiones adicionales requeridas para un segundo período como sería el caso de: los refuerzos externos de espesor de tubería por pérdidas de material o daños por corrosión o similar; obras geotécnicas correctivas que impliquen trabajos por fuera del derecho de vía; implementación de modificaciones de facilidades operativas por cambios normativos que impliquen nuevas infraestructuras adicionales a las existentes o cambio de las mismas, así como sistemas nuevos o de refuerzo del sistema de protección catódica por cambios de las condiciones o situaciones del trazado que impliquen cambio de revestimiento de tramos de tubería.
Esto es coherente con lo expuesto en la regulación con respecto a la definición del VAO, el cual remunera todas las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de los activos correspondientes durante la nueva vida útil normativa, tales como inversiones en reparaciones, variantes y reposiciones parciales
v. Así mismo, el considerar dicha información no permitiría una correcta aplicación de los criterios tarifarios de eficiencia y suficiencia financiera a que hacen referencia el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en la medida que podrían estar dejando de reconocerse inversiones no previsibles requeridas durante el segundo período de vida útil normativa que deberían hacer parte del VAO y, por tanto, los costos necesarios para llevar a cabo la prestación del servicio.
De acuerdo con los anteriores elementos, se concluye que la información incorporada al trámite de la presente actuación administrativa no es útil ni aplicable a efectos de establecer el valor del VAO, siendo válidos los argumentos técnicos que sobre este punto han sido expuestos por Transmetano, y confirmados del análisis posterior hecho por la Comisión. 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 Transmetano 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.
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)
Mediante el Auto I-2020-00231, la Dirección Ejecutiva de la CREG reconoció a la empresa Surtigas S.A. E.S.P. como tercero interesado en la actuación administrativa, en la medida en que la solicitud hecha por esta empresa se enmarca dentro de la causal de intervención de terceros dentro de las actuaciones administrativas, prevista en el numeral 2 del artículo 38 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
Conforme al Decreto 2897 de 2010[6] 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 083 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[7], 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 resuelve la solicitud hecha por la empresa Transmetano E.S.P. S.A. en relación con la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el gasoducto Sebastopol - Medellín.
R E S U E L V E:
ARTÍCULO 1. COSTO DE REPOSICIÓN A NUEVO, VRAN, Y VALOR A RECONOCER PARA EL GASODUCTO SEBASTOPOL - MEDELLÍN DE TRANSMETANO E.S.P. S.A., VAOt. 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, del gasoducto Sebastopol - Medellín de Transmetano E.S.P. S.A. y el valor a reconocer para este activo si se mantiene en operación, VAOt:
| Nombre del gasoducto | VRAN | VAOt |
| Gasoducto Sebastopol - Medellín | 217.331 080 | 130.398.648 |
Nota: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009
Parágrafo 1. Transmetano E.S.P. S.A., dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución, declarará a la CREG, en el formato del Anexo 1 de esta Resolución, si este gasoducto continuará operando, o si por el contrario repondrá y tendrá en operación en un plazo máximo de tres (3) años contados a partir de la vigencia de la presente Resolución. Cuando Transmetano E.S.P. S.A. presente la declaración de que trata este parágrafo, y la decisión sea reponer los activos, para el ajuste en los cargos los valores VAOt remplazarán los valores del Anexo 3 hasta la entrada en operación de los nuevos activos
Parágrafo 2. La reposición del activo se deberá hacer de acuerdo con lo que establezca la regulación vigente al momento en que quede en firme el acto administrativo que define el VRAN, el VAO y el Valor a retirar.
Parágrafo 3. Los valores de inversión aprobados en el presente artículo remunerarán todas las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de los activos correspondientes durante la nueva vida útil normativa. Esta remuneración incluye los PNIs e IFPNIs que se presenten dentro de la vida útil del activo.
Parágrafo 4. El reemplazo de los valores VAOt por los valores VRAN se hará cuando: i) dentro del plazo máximo de tres (3) años Transmetano E.S.P. S.A. reemplace y ponga en operación el gasoducto Sebastopol - Medellín; 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, Transmetano E.S.P. S.A. informe 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. RECURSOS. Notificar a las empresas Transmetano E.S.P. S.A. y Surtigas 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 Energía, delegado del
Ministro de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
Formato para que Transmetano E.S.P. S.A. declare si el gasoducto lo repondrá en un plazo máximo de tres (3) años o si lo continuará operando
| Nombre del gasoducto | Sí lo repondrá según lo adoptado en el Artículo 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 (mes / año) |
| Sebastopol - Medellín | |||
Nota 1: La X se debe marcar en una y sólo una de las casillas señaladas.
Nota 2: Se entenderá que no habrá reposición si Transmetano E.S.P. S.A.: 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 Transmetano E.S.P. S.A.
MIGUEL LOTERO ROBLEDO
Viceministro de Energía, delegado del
Ministro de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
Valores a retirar de la base tarifaria cuando se realice el ajuste tarifario de que trata el Artículo 2 de la presente resolución
Fuente: Resoluciones CREG 114 de 2011, 041 de 2015 y análisis CREG
MIGUEL LOTERO ROBLEDO
Viceministro de Energía, delegado del
Ministro de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
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. Se debe precisar que estas disposiciones se encuentran recogidas actualmente en los numerales 2.2.2.30 y siguientes del Decreto 1074 de 2015.
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.
