RESOLUCIÓN 121 DE 2012

(diciembre 20)

Diario Oficial No. 48.650 de 20 de diciembre de 2012

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se resuelven los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 110 de 2011, por la cual se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de la Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., TGI S.A. E.S.P.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con el decreto 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:

I. ANTECEDENTES

De conformidad con lo establecido en el numeral 14.28 del artículo 14 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 esta Ley.

El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y dictó otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.

La Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., TGI S.A. E.S.P. (en adelante TGI), de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 (en adelante la metodología), mediante comunicación con radicación CREG No. E-2010-009151, formuló una solicitud para la aprobación de los cargos de transporte de los gasoductos de su propiedad.

Mediante la Resolución CREG 110 de 2011 se resolvió dicha solicitud y se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de TGI, de acuerdo con los criterios previstos en la metodología.

II. RECURSOS INTERPUESTOS

Dentro del término establecido legalmente para ello, y de acuerdo con el artículo 113 de la Ley 142 de 1994, las siguientes empresas interpusieron recursos de reposición contra la Resolución CREG 110 de 2011:

Empresa	Radicación CREG
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	E-2011-009394
Efigas S.A. E.S.P.	E-2011-009870
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	GE-2011-008955
TGI	E-2011-008895 y E-2011-008898

A continuación se transcriben las peticiones de las recurrentes. En el análisis de las peticiones, realizado en la sección IV de esta Resolución, se transcriben los argumentos presentados por cada recurrente para fundamentar sus peticiones.

A. Recurso de Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.

Las siguientes son las peticiones de la empresa, presentadas a través de su apoderada:

“PRIMERA. Solicitamos se mantenga el cargo estampilla principal para no afectar a los usuarios ya conectados al sistema que, de por sí, deberán enfrentar otros incrementos en los cargos de transporte (asociados con disminuciones proyectadas en los niveles de demanda en todos los tramos y las mayores inversiones en capacidad) y posibles aumentos en los precios de suministro por las limitaciones prevalentes del mercado en la oferta de gas en firme.

SEGUNDA. Se solicita a la CREG revisar la totalidad de las demandas de capacidad y volumen de gas asociadas con el sector termoeléctrico y, de no efectuar ajustes, justificar debidamente los supuestos de contratación para las diferentes plantas del interior del país.

TERCERA. Solicitamos una revisión de la proyección de la demanda de capacidad que considere un estudio de mercado que analice, particularmente, el comportamiento de la demanda del distribuidor comercializador y de los usuarios no regulados del tramo. Igualmente, que se incorporen las demandas contratadas no contempladas en la proyección aprobada por la Resolución 110 de 2011.

CUARTA. Eliminar las inversiones reconocidas, en proyectos de inversión de aumento de capacidad en aquellos tramos en los que existe excedente de capacidad (capacidad actual/capacidad contratada), y no se evidencian aumentos o peor aún, se observa reducción de la demanda esperada.

QUINTA. Con base en las anteriores pretensiones solicitamos se ajusten los cargos de transporte aprobados a TGI en la Resolución CREG 110 de 2011.

SUBSIDIARIAS

1. Si la CREG resuelve eliminar la estampilla principal en los cargos, solicitamos que se muestren los estudios de beneficio/costo que soportan la decisión mostrando los impactos que sobre la demanda de gas, la productividad económica y el bienestar de los consumidores tiene la eliminación del cargo estampilla principal para el agregado del sistema”.

B. Recurso de Efigas S.A. E.S.P.

Las siguientes son las peticiones presentadas por Efigas S.A. E.S.P. a través de su representante legal:

“

1. Reconsiderar las proyecciones de demanda, incorporando dentro de las mismas el consumo termoeléctrico histórico tanto de capacidad como de volumen o, por lo menos, aquel consumo que la CREG considere es factible con las reformas tanto de política adoptadas en el Decreto 2100 de 2011 como en la Resolución 118 de 2011 y en la reforma definitiva al esquema de comercialización de gas que propone la regulación.

2. Reconsiderar la demanda de capacidad de los distribuidores – comercializadores y de la industria.

3. Reestablecer el cargo Estampilla Principal.

4. Eliminar de la Estampilla a Ramales las inversiones del gasoducto La Belleza – Sucre oriental”.  

C. Recurso de Gases de Occidente S.A. E.S.P.

Las siguientes son las peticiones de Gases de Occidente S.A. E.S.P., presentadas a través de su representante legal principal judicial:

“… se solicita a la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG lo siguiente:

1. Mantener o ampliar el porcentaje de estampilla principal”.

D. Recurso de TGI

Las siguientes son las peticiones de la empresa a través de su apoderado:

“Comedidamente solicito que la CREG revise los cargos establecidos para los el sistema de transporte de la transportadora de gas internacional S.A. E.S.P., T.G.I.S.A.E.S.P. en los aspectos siguientes:

1. No se acote el valor de los activos y derechos contractuales que fueron de ECOGAS y que TGI adquirió en operación que se perfeccionó en marzo de 2007.

2. Se reconozcan plenamente los costos de las inversiones en compresoras, loops y variantes.

3. Se reconozcan plenamente los costos de las inversiones efectivamente realizadas durante el período tarifario anterior. En caso que la Comisión persista en considerar dichas inversiones como parte de los gastos de AOM, respetuosamente solicitamos que en concordancia con la metodología de remuneración éstas sean trasladadas a la variable gastos históricos y se incluyan en el cálculo de los cargos por AOM.

4. No se excluyan ni se acoten los proyectos solicitados en el Plan de Nuevas Inversiones, (PNIt).

5. Se aclare que la planta de deshidratación no está incluida en la inversión base para el cálculo de los cargos por transporte de TGI y que, consecuentemente, no se descuente monto alguno por este concepto de la inversión existente.

6. Se incorporen en los cargos los costos de operación y mantenimiento de compresión que fueron propuestos por TGI en su solicitud tarifaria.

7. Se descuente de la demanda, lo correspondiente a los proyectos que se van a adelantar de acuerdo con lo establecido en el Artículo 25, parágrafo 2, de la Resolución CREG 126 de 2010. En este momento TGI está iniciando un proyecto de este tipo en el Gasoducto de la Sabana, cuya viabilidad requiere del descuento de la demanda del Gasoducto de La Sabana, en cada año del horizonte de proyección, de una demanda de capacidad de 3.800 kpcd y una demanda de volumen de 1.333.000 kpc. De no darse esta reducción en las demandas de capacidad y volumen no será posible acometer el proyecto en mención limitando la oferta de gas natural, sin mayores tarifas, a un importante segmento industrial aledaño a Bogotá.

8. Se acepten las correcciones a los errores de suministro de información por parte de TGI en el proceso de solicitud tarifaria.

9. Se corrijan las diferencias en los cargos presentadas en el Anexo 12.

10. TGI reafirma la totalidad de los argumentos presentados durante el proceso de solicitud tarifaria y por tanto solicita se acepten las anteriores peticiones así como las que no hayan sido incluidas en el presente escrito pero que reposan en el expediente respectivo”.

III. PRUEBAS

A continuación se transcriben las solicitudes de pruebas hechas por de las recurrentes en los recursos de reposición y se hace un recuento de los análisis adelantados por la CREG frente a las mismas.

A. Pruebas solicitadas por Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.

La apoderada de Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. solicitó las siguientes pruebas:

“Solicito se tengan como pruebas los documentos, normas citadas y aludidas en este documentos, además de los siguientes documentos, los cuales cité a lo largo de esta petición y que relaciono de acuerdo a su enumeración así:

1. Comunicación de fecha 24 de mayo de 2011, Radicado 081861 dirigida a TGI, en la cual se solicita Capacidades Adicional en el Tramo Mariquita – Gualanday - punto de salida Ballena.

2. Comunicación de fecha 9 de julio de 2011 suscrita Yamile Rico Directora de Comercialización de Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.

3. Comunicación de fecha 28 de junio de 2011 suscrita por Sonia Rocío Sanabria, con Rad 02511.

4. Comunicación de fecha 05 de julio de 2011, Radicado 082903 dirigida a TGI, en la cual se solicita Capacidades Adicional en el Tramo Mariquita –Gualanday- desde el año 2012 hasta Diciembre de 2020, desde Cusiana.

5. Comunicación fechada Carta Respuesta TGI – Radicado 022511, suscrita por Sonia Rocía Sanabria, con Rad 022745”.

Al expediente 2010-0088 se incorporaron las copias de las comunicaciones que Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. relaciona en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 110 de 2011.

B. Pruebas solicitadas por TGI

En el acápite identificado como “III Pruebas”, del recurso de reposición interpuesto por TGI, se solicitaron las siguientes pruebas:

“Comedidamente solicito a la CREG que decrete la práctica de las siguientes pruebas:

1. Exhibición del estudio o estudios que utilizó la CREG al fijar los cargos para el Sistema de Transporte que era de ECOPETROL al expedirse la Resolución CREG 057 de 1996.

2. Designación de un Perito que determine la eficiencia de las inversiones reportadas por TGI para el gasoducto Mariquita – Cali.

3. Designación de un Perito que determine la eficiencia de las inversiones reportadas por TGI en el proceso de solicitud tarifaria, teniendo en cuenta las prácticas de contratación de TGI, las condiciones reales de ejecución de los proyectos, las condiciones reales del mercado, entre otros.

4. Designación de un Perito que verifique la existencia de las inversiones ejecutadas en el período tarifario anterior, reportadas por TGI, y que fueron desconocidas por la CREG argumentando falta de soporte.

5. Téngase como pruebas los documentos relacionados en el acápite de anexos”.

Esta solicitud se resolvió mediante auto proferido por la Dirección Ejecutiva el 7 de diciembre de 2011, el cual dispuso:

“PRIMERO: Rechazar la prueba documental solicitada por TGI respecto del estudio o estudios que utilizó la CREG al fijar los cargos para el sistema de transporte que era de ECOPETROL al expedirse la Resolución CREG 057 de 1996, por las razones expuestas en la parte motiva.

SEGUNDO: Rechazar la prueba pericial solicitada por TGI para que se determine la eficiencia de las inversiones reportadas por TGI para el gasoducto Mariquita – Cali, por las razones expuestas en la parte motiva.

TERCERO: Poner en consideración de la Comisión en pleno el decreto y práctica de una prueba pericial para determinar el valor eficiente de las inversiones reportadas por TGI en la variable IFPNIt-1, de conformidad con el inciso tercero del literal b) del artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.

CUARTO: Rechazar la prueba pericial solicitada por TGI para la verificación de la existencia de las inversiones del período tarifario anterior, reportadas por TGI, y que no fueron aprobadas en la Resolución CREG 110 de 2011, por las razones expuestas en la parte motiva.

QUINTO: Ordenar a TGI que en un término máximo de diez (10) días hábiles remita a la CREG, en medio magnético, los documentos que demuestren que las inversiones del PNIt-1 y del IFPNIt-1 objeto del recurso efectivamente fueron ejecutadas, esto es, que están instaladas y disponibles para la operación al momento de presentar la solicitud de aprobación de cargos de transporte de gas natural. Para el efecto se admitirán actas de recibo de obra o documentos similares.

Los documentos que aporte TGI para el efecto deberán ser enviados de manera ordenada, relacionándoles de tal forma que se evidencie el objeto de prueba de cada uno de ellos. TGI deberá presentar a la CREG una tabla o cuadro resumen en que indique cada una de las inversiones objeto del recurso y su respectivo soporte, desagregadas por tramo o grupo de gasoductos, y según corresponda a PNIt-1 y del IFPNIt-1. Cada soporte deberá estar debidamente numerado y relacionado con la tabla o cuadro resumen.

SEXTO: Incorpórense al expediente los documentos aportados por TGI como anexos en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 110 de 2011, radicado bajo los números E-2011-008892, E-2011-008893, E-2011-008894, E-2011-008895 y E-2011-008898, y ténganse como prueba.

Asimismo, incorpórense al expediente aquéllos documentos que sean allegados por TGI con ocasión de solicitudes que la CREG haga dentro del marco del recurso interpuesto, así como la información solicitada a otras empresas transportadoras que sea útil para la evaluación de las inversiones de TGI, objeto del presente recurso.

SÉPTIMO: Contra los artículos PRIMERO, SEGUNDO y CUARTO del presente auto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación”.

Contra las pruebas rechazadas mediante el auto trascrito, y de conformidad con el artículo séptimo del mismo, TGI interpuso recurso de reposición, el cual será resuelto en la presente Resolución de acuerdo con las siguientes consideraciones:

B.1 Recurso de reposición interpuesto contra el auto proferido el 7 de diciembre de 2011

Mediante comunicación radicada el 16 de diciembre de 2011 bajo el número E-2011-012131, TGI interpuso recurso de reposición contra los artículos primero, segundo y cuarto del auto proferido el 7 de diciembre de 2011. Al respecto manifestó lo siguiente:

“I ARTÍCULOS PRIMERO Y SEGUNDO

(…)

Este rechazo no es pertinente porque mediante un mero Auto expedido por el Director Ejecutivo, se prejuzga sobre una de las principales pretenciones (sic) del Recurso de Reposición, cuya decisión corresponde a la Comisión como cuerpo colegiado. En efecto: TGI solicitó en dicho Recurso que se modifique el tratamiento a los activos que fueron originalmente propiedad de ECOPETROL y luego de ECOGAS; esta solicitud tiene sustento, entre otros, en el Documento CREG D-100 de 2010, base de la Resolución CREG 126 de 2010 en la que se de dijo: “….no es pertinente que al definir los parámetros que en forma general deberá aplicar la Comisión …aborde también la definición de casos especiales ….se considera que las particularidades …de las empresas pueden ser presentadas en las solicitudes de aprobación de cargos, para que sean resueltas por la Comisión en las respectivas actuaciones particulares”.

Contra la decisión de la Resolución CREG 110/11 que determinó mantener la situación de esos activos la CREG en pleno tendrá que pronunciarse y al modificar lo inicialmente resuelto; para justificar los cargos habrá de tener una valoración sin el acotamiento legal al aplicarlo a TGI.

Pero la oportunidad procesal habrá pasado para pedir que se revele cómo estableció que tales valores acotados o, como lo expresó Documento CONPES 3244 'hundidos'; por tal razón para la CREG en pleno será indispensable cómo concluyó la Resolución CREG 110 de 2011 que así acotados eran, al mismo tiempo, eficientes como con ligereza lo afirma en el Documento CREG-085, base de la Resolución recurrida: 'Esto implicó que la valoración se ajustó a los criterios tarifario de que trata la Ley (142/94) y se realizó acorde con la información disponible en su momento por la Comisión. Como se indicó, los valores considerados para efectos tarifarios están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país. Por todo lo dicho, mal puede hablarse del reconocimiento de costos eficientes, o como lo llama el solicitante (TGI) 'costos hundidos'. (Se ha resaltado)

Igualmente tendrá que disponer de un peritazgo que determine cuál es el costo eficiente de unos de los principales activos de TGI, el gasoducto Mariquita-Cali, sobre el cual, el mismo Documento CREG 085 de 2011 afirma que la diferencia entre el valor tarifario indexado a precios de 1999 fue de US$117,4 millones, frente al reportado por ECOGAS (US$393,6 millones), una subvaloración de US$276,2 millones; en palabras del Documento CREG 085 de 2011 “las mayores desviaciones se presentan en los gasoductos de los BOMTS de Ballena - Barranca y Mariquita-Cali” y agrega “...la valoración normativa ……..utilizada en la anterior revisión tarifaria, resultó ser bastante menor con respecto al valor final de los activos, asumiendo que el valor final está dentro de costos aceptables para este tipo de gasoductos” (se ha subrayado): la frase resaltada justifica la necesidad de que un perito valor ese gasoducto para despejar la duda sobre si tiene o no costos aceptables.

Se deniega a TGI el acceso a la Justicia y se viola su derecho constitucional al debido proceso al impedirle a la CREG en pleno conocer los efectos económicos del 'hundimiento' y su cuantía, sobre laos cuales tendrá que pronunciarse al momento de resolver el Recurso de Reposición.

Además, mantener sin información sobre cómo el Regulador define valores de activos de una empresa, es incompatible con la transparencia que los Organismos de Control exigen tanto para el desempeño de las funciones de los servidores públicos, como para los administradores de empresas con participación del Estado.

II ARTÍCULO CUARTO

(…)

Tan rotunda afirmación contrasta con lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010, cuyo artículo 5o, prevé 'auditores' que verifiquen el inventario de activos en operación tanto para las inversiones programadas en la tarifa aprobada en la última revisión como para las no programadas.

(…)

Atendiendo al principio de dar prevalencia a lo sustancial sobre la forma, se solicita que la CREG haga uso de esa atribución y designe una persona con las calidades necesarias para realizar una auditoría que puede tomarse como un 'peritazgo'. De esta manera la CREG en pleno tendrá elementos de juicio más completos sobre la inversión ejecutada de activos que están en operación, varios de los cuales fueron excluidos o tratados incorrectamente en la Resolución CREG 110 de 2011, argumentando falta de evidencia de su ejecución o calificándolos erradamente como gastos de AOM, entre otros.

Los soportes que un perito con experticia en asuntos contables y de inventariado de activos puede aportar trascienden aquellos puramente documentales, a los cuales se ha circunscrito equivocadamente el análisis de la CREG. Dicho perito puede contribuir, por ejemplo, con fundamentos relacionados con la calificación de erogaciones como inversión o como gastos de AOM”.

a. De la reposición contra los artículos primero y cuarto del auto proferido el 7 de diciembre de 2011

Como primer punto es importante señalar que el rechazo de las pruebas aquí recurridas en manera alguna lleva implícita una extralimitación del Director Ejecutivo. Mal puede hablarse de “prejuzgar” cuando el auto refleja el resultado de un análisis de pertinencia, de acuerdo con los principios establecidos en materia probatoria por el Código de Procedimiento Civil.

En efecto, en el artículo 178 del mencionado Código se establece de forma clara que “Las pruebas deben ceñirse al asunto materia del proceso y el juez rechazará in limine las legalmente prohibidas o ineficaces, las que versen sobre hechos notoriamente impertinentes y las manifestaciones superfluas”. Sobre la pertinencia de la prueba existe abundante jurisprudencia, la cual ha delimitado su alcance, a la vez que ha reconocido la autonomía del juez^[1] para evaluar la conducencia, pertinencia, utilidad, eficacia y legalidad de las pruebas.

Así, frente al principio de pertinencia el Honorable Consejo de Estado ha establecido que:

“el análisis sobre la pertinencia de la prueba se refiere a que la misma guarde relación con el objeto del proceso, como lo establece el artículo 178 del C.P.C. A renglón seguido, la norma señala que se rechazarán las pruebas legalmente prohibidas o ineficaces, las que versen sobre hechos notoriamente impertinentes y las manifiestamente superfluas”^[2]. (se subraya)

También ha dicho que:

“la pertinencia se refiere a la relación de la prueba con lo debatido”^[3]

Y en el mismo sentido que:

“la pertinencia, tiene que ver con que dicha prueba no solo sea permitida por la Ley, (…) sino que la misma tenga una relación directa con lo que es objeto de debate. Lo anterior significa, que para efectos de determinar la pertinencia, el Juez debe estudiar si verdaderamente existe una relación directa entre la prueba y el hecho objeto de debate, para luego de ello rechazar aquellos medios probatorios que no resultan idóneos frente al problema jurídico a resolver”^[4]. (se subraya)

Asimismo, la Honorable Corte Constitucional ha dicho lo siguiente:

“(…) concierne al ámbito de competencia exclusiva de la respectiva autoridad judicial, la determinación acerca de la validez, aptitud, pertinencia y conducencia de las pruebas a partir de las cuales formará su convencimiento y sustentará la decisión final del litigio. (…) En consecuencia, la negativa a ordenar la práctica de determinadas pruebas 'sólo puede obedecer a la circunstancia de que ellas no conduzcan a establecer la verdad sobre los hechos materia del proceso o que estén legalmente prohibidas o sean ineficaces o versen sobre hechos notoriamente impertinentes o se las considere manifiestamente superfluas”^[5]. (subrayas propias)

Pues bien, la CREG considera que el Director Ejecutivo actuó en derecho al cotejar la prueba solicitada con la materia del proceso, cual es la de aprobar los cargos regulados para el sistema de transporte de gas de propiedad de TGI, de acuerdo con lo establecido en la metodología.

Es claro que la mencionada Resolución no admite que los activos cuya eficiencia ya fue evaluada por parte de la CREG vuelvan a ser valorados. En efecto, el artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010 define la variable IE_t-1 como el “Valor de la Inversión Existente para el Período Tarifario t-1, expresado en dólares de la Fecha Base”, y sobre la misma sólo admite que sea actualizada con el índice denominado PPI, esto es el Producer Price Index definido a su turno en el artículo 2 de la misma Resolución. Dicho de otra forma, la aplicación de la metodología no contempla la nueva valoración de activos cuya eficiencia ya fue valorada y aprobada por la CREG.

Así las cosas, debe concluirse que la valoración de “los activos que fueron originalmente propiedad de ECOPETROL y luego de ECOGAS” no es objeto del presente proceso en la medida en que la misma fue realizada por la CREG en el periodo tarifario pasado, mediante las Resoluciones CREG 013 y 125 de 2003.

De la misma forma, no se puede considerar que dentro del trámite de aprobación de la metodología, se haya creado una expectativa por parte de la Comisión al momento de absolver los comentarios realizados a la propuesta presentada en la Resolución CREG 022 de 2009.

Lo anterior, por cuanto al resolver los comentarios presentados por los agentes a la propuesta de la Resolución CREG 022 de 2009 dentro de la expedición de la Resolución CREG 126 de 2010, estos fueron absueltos teniendo en cuenta el contexto de la metodología, es decir, allí se habrían de resolver aquellas inquietudes de carácter general y abstracto que se presentaran en relación con la aplicación de estas disposiciones, sin entrar a responder o precisar situaciones de carácter particular o concreto de las empresas, ya que estas consideraciones particulares debían ser absueltas al momento de resolver su solicitud tarifaria

De la misma forma, al resolver estas inquietudes, esta Comisión al expresar que “se considera que las particularidades…de las empresas pueden ser presentadas en las solicitudes de aprobación de cargos, para que sean resueltas por la Comisión en las respectivas actuaciones particulares”, no puede entenderse como particularidades, circunstancias ajenas a la metodología.

Estas particularidades a las que se hace referencia, se deben entender dentro del contexto de la metodología a las condiciones propias de cada empresa, no que para la aplicación de la metodología se habrían de tener en cuenta circunstancias particulares de cada empresa.

Es así que el Documento D-100 de 2010, soporte de la Resolución CREG 126 de 2010, precisa que dentro de cada solicitud tarifaria, las empresas podían manifestar estas circunstancias para que las mismas fueran evaluadas por la Comisión teniendo en cuenta lo dispuesto en la metodología. Por lo tanto, no puede entenderse que la Comisión estuviese creando algún tipo de expectativa legítima frente a estas particularidades, ya que estas solicitudes, habrían de ser resueltas en virtud de lo previsto en la Resolución CREG 126 de 2010, como ocurrió en el caso concreto de TGI en la Resolución 110 de 2011, así como en la decisión que resuelve el presente recurso.

En relación con lo anterior expresa el Documento D-100 de 2010:

“Al respecto se observa que, tal y como lo plantean las mismas empresas en sus comentarios, se trata de casos específicos sobre activos particulares de propiedad de las empresas. Se considera que la atención de estos casos particulares no debe ser el objeto de la metodología general que es la contenida en la propuesta de la Resolución CREG 022 de 2009. En otras palabras no es pertinente que al definir los parámetros que en forma general deberá aplicar la Comisión para reconocer las inversiones existentes de todas las empresas que se dedican a la actividad de transporte de gas, la Comisión aborde también la definición de casos específicos de diferentes empresas. En este orden de ideas se considera que las particularidades manifestadas por las empresas referidas en sus comentarios pueden ser presentadas en las solicitudes de aprobación de cargos, para que sean resueltas por la Comisión en las respectivas actuaciones particulares”.

Dado que no existe relación alguna entre las pruebas solicitadas en los numerales 1 y 2 del acápite III del recurso de reposición interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 110 de 2011, y el objeto del proceso, las pruebas deben ser rechazadas por impertinentes. En tal sentido, se confirmarán los artículos primero y segundo del auto proferido el 7 de diciembre de 2011 por el Director Ejecutivo.

De otro lado, vale la pena hacer especial mención a la siguiente afirmación contenida en el recurso de reposición interpuesto por TGI contra el auto del 7 de diciembre de 2011:

“mantener sin información sobre cómo el Regulador define valores de activos de una empresa, es incompatible con la transparencia que los Organismos de Control exigen tanto para el desempeño de las funciones de los servidores públicos, como para los administradores de empresas con participación del Estado”.

La CREG rechaza de manera tajante y decidida toda afirmación que implique inferir que esta entidad oculta información, o que viola el principio de transparencia en cualquiera de sus actuaciones. Las actuaciones de la CREG se soportan en los principios de las actuaciones administrativas, en virtud de lo dispuesto en el artículo 128 de la Constitución Política, en concordancia con el artículo 3 del Código Contencioso Administrativo y la Ley 57 de 1985.

Ahora bien, específicamente, respecto de la solicitud de TGI para exhibir “el estudio o estudios que utilizó la CREG al fijar los cargos para el Sistema de Transporte que era de ECOPETROL al expedirse la Resolución CREG 057 de 1996”, procedemos a reiterar lo dicho en el auto proferido por el Director Ejecutivo el 7 de diciembre de 2011:

“la mayoría de los cargos de transporte establecidos en la Resolución CREG 057 de 1996 están basados en los resultados consignados en el documento titulado 'Estudio de Tarifas de Transporte de Gas Natural por Troncal', presentado a la CREG por R. De La Vega, J. M. Mejía y A. Brugman en febrero de 1995.

Sin embargo, tal y como se trascribe en la página 9 del recurso, en la página 27 del Documento CREG 014 de 2003 se lee que los valores de inversión considerados en el estudio en mención, y por tanto en los cargos definidos en la Resolución CREG 057 de 1996, 'correspondieron a obras proyectadas que actualmente pueden diferir físicamente, y consecuentemente en costos, de las previstas. De hecho, todos los gasoductos, con excepción de Morichal - Yopal, estaban en construcción o previstos para ser construidos al momento de realizarse la anterior revisión tarifaria (revisión adoptada mediante Res. CREG-017 de 1995 y Res. CREG-056 de 1996)'.

En tal sentido, en la aprobación de tarifas de 2003, basada en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000, no se consideraron los valores de la Resolución CREG 057 de 1996.

De acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, los valores eficientes de las inversiones determinados en la anterior aprobación de tarifas (aquella basada en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000) son los que deben incluirse en la base para el cálculo tarifario. En efecto, el artículo 2 de la mencionada Resolución CREG 126 de 2010, en concordancia con su artículo 5, establece la definición de Inversión Existente en los siguientes términos:

Inversión Existente: Es el valor eficiente de los activos necesarios para la prestación del servicio de transporte de gas natural que fue reconocido en la última aprobación o revisión de cargos, más el valor de las inversiones eficientes ejecutadas con posterioridad a dicha aprobación o revisión que no fueron previstas en el Programa de Nuevas Inversiones de ese Período Tarifario, actualizados a la Fecha Base.

Lo anterior indica que los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 no tienen ninguna relación con los resultados del 'Estudio de Tarifas de Transporte de Gas Natural por Troncal', presentado a la CREG por R. De La Vega, J. M. Mejía y A. Brugman en febrero de 1995. Por tanto, la solicitud del recurrente, en el sentido de exhibir el anterior documento, carece de pertinencia pues los resultados del mismo no son aplicables al caso en cuestión”.

Tal y como se desprende del texto trascrito, la exhibición de los documentos mencionados se negó por impertinente, mas no porque se quiera ocultar su contenido. Se reitera que la información que reposa en la Comisión es de carácter público y su consulta está abierta a cualquier persona que así lo desee hacer. Solo está restringido el acceso a la información reservada en virtud de lo dispuesto en la Constitución y la Ley^[6]. Sin embargo, para efectos del trámite del presente recurso, no resulta pertinente traer dichos documentos a colación.

b. De la reposición contra el artículo cuarto del auto proferido el 7 de diciembre de 2011

Al respecto debe decirse que si bien es cierto que el literal d) del artículo 5 de la metodología establece la posibilidad de realizar auditorías para verificar el inventario de los activos que se encuentren en operación y que sean reportados por el transportador en su solicitud tarifaria, dicha atribución es a todas luces facultativa y de manera alguna obliga a la CREG a decretar tal clase de prueba.

Se considera que, en efecto, el medio de prueba conducente son documentos que lleven al convencimiento de la existencia y operación de las inversiones reportadas por TGI en las variables PNI_t-1 e IFPNI_t-1. Tal y como lo decretó la Dirección Ejecutiva dentro del curso de la actuación administrativa, y se le solicitó en repetidas ocasiones a TGI antes de la expedición de la Resolución CREG 110 de 2011^[7], son suficientes documentos similares a las actas de recibo de obra, dejando abierta la posibilidad de que se allegue cualquier otro documento que pruebe que los activos se encuentran en operación.

Lo anterior no sólo en aplicación del principio de conducencia de la prueba, sino en desarrollo del principio de economía contenido en el artículo 2 del Código Contencioso Administrativo.

Ahora bien, no es pertinente ni conducente que un perito o “auditor” dictamine sobre la definición de gastos de AOM o inversión, según se desprende del escrito de TGI, ya que mediante esta prueba se pretende discutir el alcance de estos conceptos y su aplicación dentro de la metodología, lo cual no hace parte del objeto de la presente actuación administrativa.

Por lo tanto, la práctica de esta prueba pretende dar un tratamiento particular a estos reconocimientos para el caso de TGI, aportando juicios particulares y concretos, más no generales y abstractos que deban ser valorados por la Comisión, desconociendo tanto la naturaleza probatoria del dictamen pericial, como el alcance del trabajo realizado por el auditor dentro de la metodología, el cual es verificar el inventario de los activos que se encuentren en operación y que sean reportados por el transportador en su solicitud tarifaria como parte de la acreditación de la inversión existente. Sobre la conducencia de la prueba ha expuesto el Honorable Consejo de Estado:

“Ahora bien. En cuanto concierne a la presunta violación de los artículos 56 y 59 del C.C.A.; y 29 de la Constitución Política de Colombia, la Sala debe precisar que si bien en la vía gubernativa los administrados tienen derecho a pedir la práctica de pruebas, el hecho de no decretarlas en razón de su inconducencia en forma justificada, no constituye ninguna irregularidad capaz de infirmar la legalidad del acto cuestionado”^[8].

En tal sentido, se confirmará el artículo cuarto del auto del 7 de diciembre de 2011, proferido por el Director Ejecutivo.  

B.2 Decreto y práctica de dictámenes periciales. Resoluciones CREG 010 y 036 de 2012

De conformidad con el artículo tercero del auto proferido por la Dirección Ejecutiva el 7 de diciembre de 2011 y de acuerdo con el artículo 5 de la metodología la Comisión, mediante Resolución CREG 010 de 2012, decretó la práctica de una prueba pericial, así:

“Artículo 1. Prueba pericial. Decretar la práctica de una prueba pericial con el fin de que se dictamine de manera clara y concreta sobre los siguientes aspectos:

1. A partir de su experiencia y de información relevante, nacional o internacional, identificar los factores que diferencian un empalme de infraestructura de transporte ['loops', compresores y variantes ('bypass')] sin que se suspenda el flujo de gas y aquellos en los que se suspende el flujo. Teniendo en cuenta estos factores cuantificar las diferencias en costos para cada tipo de empalme (i.e. 'loops', compresores y variantes).

El análisis debe incluir empalmes sin suspender el flujo de gas, realizados con 'tapping machine', y realizados sin 'tapping machine'.

2. A partir de su experiencia y de información relevante, nacional o internacional, cuantificar las diferencias en costos entre las distintas clases de localidad ('class location') según las definiciones establecidas en normas técnicas aceptadas internacionalmente. Estos resultados se deberán presentar en porcentajes.

3. Con base en su experiencia y de información relevante, nacional o internacional, indicar cuáles son las variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad ('class location') que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte.

Para las variables identificadas por el perito, cuantificar su incidencia promedio en el costo total de un gasoducto y presentar en términos porcentuales cómo varía dicha incidencia en función de cambios en esas variables.

4. Con base en su experiencia y en información relevante, nacional o internacional, para las variables listadas a continuación, el perito deberá cuantificar su incidencia promedio en el costo total de un gasoducto y presentar en términos porcentuales cómo varía dicha incidencia en función de cambios en esas variables:

a) Tipo de suelo (e.g. arenoso, limoso, calizo, humífero, arcilloso, rocoso, etc).

b) Tipo de vegetación (e.g. tundra, bosque templado, selva subtropical, desierto árido, estepa seca, sabana, selva tropical, tundra alpina).

c) Nivel freático.

5. A partir de su experiencia y de información relevante, nacional o internacional, cuantificar las economías de escala por potencia instalada en caballos (HP) que se pueden presentar en la construcción de estaciones de compresión reciprocantes y alimentadas con gas natural. Esto debe incluir la construcción de estaciones de compresión desde cero HP hasta por lo menos 20.000 HP. Estos resultados se deberán presentar numéricamente, de tal manera que se puedan determinar las diferencias porcentuales en costos unitarios (USD/HP) para estaciones de diferentes tamaños.

6. A partir de su experiencia y de información relevante de gasoductos nacionales o internacionales, cuantificar las economías de escala por longitud que se pueden presentar en la construcción de gasoductos. Esto debe incluir la construcción de gasoductos desde 0,5 kilómetros hasta por lo menos 200 km. Estos resultados se deberán presentar numéricamente, de tal manera que se puedan determinar las diferencias porcentuales en costos unitarios para gasoductos de diferentes longitudes.

7. A partir de su experiencia y de información relevante de gasoductos nacionales o internacionales, cuantificar las economías de escala por diámetro que se pueden presentar en la construcción de gasoductos. Esto debe incluir la construcción de gasoductos desde 4 pulgadas hasta por lo menos 32 pulgadas. Estos resultados se deberán presentar numéricamente, de tal manera que se puedan determinar las diferencias porcentuales en costos unitarios para gasoductos de diferentes longitudes.

Artículo 2. Designación del perito. Desígnese a Frank Gregory Lamberson como perito, quien deberá absolver las cuestiones identificadas con los números 1, 2, 3 y 4 del artículo 1 de la presente resolución.

Desígnese a Calvin Peter Oleksuk como perito, quien deberá absolver las cuestiones identificadas con el número 5 del artículo 1 de la presente resolución.

Desígnese a Frank Hopf como perito, quien deberá absolver las cuestiones identificadas con los números 6 y 7 del artículo 1 de la presente resolución.

Los expertos designados deberán cumplir con todos los deberes que ordena la Ley.

Artículo 3. Posesión del perito. La Dirección Ejecutiva indicará a los expertos, de manera oportuna, la fecha en que deberán tomar posesión.

Artículo 4. Término probatorio. De conformidad con el artículo 58 del Código Contencioso Administrativo, señalar un término de veinte (20) días hábiles, siguientes a la posesión del perito, para que rinda el dictamen respectivo de acuerdo con el cuestionario establecido en el artículo 1o de la presente Resolución.

Artículo 5. Honorarios. Los honorarios del perito deberán ser sufragados por partes iguales entre la empresa solicitante y la CREG, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 109 de la ley 142 de 1994. La Dirección Ejecutiva informará de manera oportuna a TGI S.A E.S.P. el procedimiento que para el efecto determine.

Artículo 6. Contradicción. De conformidad con el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, el dictamen pericial deberá ser puesto en conocimiento de TGI S.A. E.S.P. con el fin de que solicite las aclaraciones o complementaciones que estime pertinentes, o presente objeciones. Los trámites necesarios para la práctica y contradicción de la prueba, serán surtidos a través de la Dirección Ejecutiva de la CREG, en ejercicio de las funciones que le asigna el reglamento interno.

Artículo 7. Recursos. Contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno”.

En aplicación de lo establecido en el numeral 4 del artículo 236 del Código de Procedimiento Civil, el día 13 de marzo de 2012 TGI, a través de su apoderado, radicó la comunicación número E-2012-002116, en la que solicitó adicionar algunas preguntas a la prueba pericial.

Dicha solicitud fue analizada por la Comisión, y fue resuelta mediante la Resolución CREG 036 de 2012, así:

“Artículo 1. Adicionar las siguientes preguntas a la prueba pericial decretada mediante la Resolución CREG 010 de 2012:

1. A partir de su experiencia y de información relevante, nacional e internacional, cuantificar cuáles son las diferencias en el costo total de construcción de un gasoducto cuando éste comparte derecho de vía con otro gasoducto (loop) y/u otra(s) línea(s) de transporte de hidrocarburos, respecto a un gasoducto que no comparte derecho de vía. Se debe indicar en qué actividades se presentan ahorros al construir compartiendo el derecho de vía, cuantificándolos de forma porcentual y en qué actividades se presentan mayores costos, cuantificándolos de forma porcentual. Finalmente, se debe totalizar la comparación, indicando cuál es el mayor o menor valor porcentual del costo total al construir un gasoducto cuando ya existen otra(s) línea(s) de transporte en el derecho de vía, respecto al costo de construcción cuando no existen dichas líneas.

2. A partir de su experiencia y de información relevante, nacional e internacional, indicar cuáles son las variables que inciden en el costo total de construcción de estaciones de compresión reciprocantes y alimentadas con gas natural, e indicar el peso porcentual de cada variable sobre el total.

Artículo 2. Designación del perito. Las preguntas establecidas en el artículo 1 de la presente Resolución podrán ser respondidas por uno de los peritos designados mediante Resolución CREG 010 de 2012.

En el caso en que ninguno de ellos acepte tal designación, la Dirección Ejecutiva de la CREG deberá adelantar un concurso de méritos con el fin de hallar un experto que cuente con la idoneidad necesaria para responder la pregunta decretada.

Una vez sea cerrado el concurso de méritos, se dará cumplimiento al procedimiento establecido en el artículo 236 del Código de Procedimiento Civil, en lo que sea aplicable y al artículo 124 de la Ley 142 de 1994.

Artículo 3.  Honorarios. Los honorarios del perito deberán ser sufragados por partes iguales entre la empresa solicitante y la CREG, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 109 de la ley 142 de 1994. La Dirección Ejecutiva informará de manera oportuna a TGI S.A E.S.P. el procedimiento que para el efecto determine.

Artículo 4.  Recursos. Contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno”.

La prueba decretada se practicó de conformidad con la Ley y sobre la misma se ejerció el derecho de contradicción en el marco del debido proceso como se describe a continuación.

Para facilitar la descripción se asume la siguiente convención en la numeración de las nueve (9) preguntas de la prueba: i) preguntas 1 a 7 corresponden a aquellas establecidas en la Resolución CREG 010 de 2012; y ii) preguntas 8 y 9 corresponden a las establecidas en la Resolución CREG 036 de 2012. Con base en esta convención, y de acuerdo con lo establecido en las resoluciones CREG 010 y 036 de 2012, en relación con la designación de los peritos, cada perito respondió las siguientes preguntas:

Perito Frank Gregory Lamberson: preguntas 2, 3 y 4.

Perito Calvin Peter Oleksuk: preguntas 5 y 9.

Perito Frank Hopf: preguntas 1, 6, 7 y 8.

A continuación se describe el desarrollo, y se analizan los principales aspectos, de la prueba pericial en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil:

Dictamen a cargo del perito Calvin Peter Oleksuk

- Mediante la comunicación E-2012-003878 del 4 de mayo de 2012 el perito Calvin Peter Oleksuk presentó el dictamen que contiene las respuestas a las preguntas 5 y 9.

- Mediante la comunicación S-2012-002069 del 18 de mayo de 2012 el Director Ejecutivo de la Comisión trasladó a TGI el dictamen presentado por el perito Oleksuk.

- Mediante las siguientes comunicaciones el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación el dictamen presentado por el perito Oleksuk:

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-003495 del 27 de agosto de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-003499 del 27 de agosto de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-003498 del 27 de agosto de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-003496 del 27 de agosto de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-003497 del 27 de agosto de 2012

- Mediante las comunicaciones E-2012-004853 y E-2012-004870 del 30 de mayo de 2012 TGI presentó comentarios al dictamen del perito Oleksuk.

- Mediante la comunicación S-2012-002399 del 13 de junio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG presentó comentarios al dictamen del perito Oleksuk.

- Mediante comunicación S-2012-002821 del 10 de julio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG realizó una solicitud de aclaración en cuanto al dictamen del perito Oleksuk.

- Mediante las comunicaciones E-2012-006016 del 27 de junio de 2012 y E-2012-006403 del 11 de julio de 2012 el perito Oleksuk presentó las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG.

- Mediante la comunicación S-2012-003044 del 26 de julio de 2012, y con el fin de que, si era del caso, TGI objetara el dictamen por error grave, el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a la empresa el dictamen, y las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG, presentado por el perito Oleksuk.

- Mediante las siguientes comunicaciones, y con el fin de que, si era del caso, los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación objetaran el dictamen por error grave, el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a estos el dictamen, y las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG, presentado por el perito Oleksuk.

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-003783 del 4 de septiembre de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-003928 del 12 de septiembre de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-003784 del 4 de septiembre de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-003781 del 4 de septiembre de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-003782 del 4 de septiembre de 2012

- Mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012 TGI objetó parcialmente por error grave el dictamen del perito Oleksuk.

- Mediante las siguientes comunicaciones el Director Ejecutivo de la CREG trasladó, a los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación, la objeción parcial de TGI sobre el dictamen del perito Oleksuk:

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-004018 del 21 de septiembre de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-004014 del 21 de septiembre de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-004015 del 21 de septiembre de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-004016 del 21 de septiembre de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-004017 del 21 de septiembre de 2012

Dictamen a cargo del perito Frank Gregory Lamberson

- Mediante la comunicación E-2012-003791 del 3 de mayo de 2012 el perito Frank Gregory Lamberson presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 2.

- Mediante la comunicación E-2012-003859 del 4 de mayo de 2012 el perito Frank Gregory Lamberson presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 3.

- Mediante la comunicación E-2012-004064 del 10 de mayo de 2012 el perito Frank Gregory Lamberson presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 4.

- Mediante la comunicación S-2012-002097 del 23 de mayo de 2012 el Director Ejecutivo de la Comisión trasladó a TGI el dictamen presentado por el perito Lamberson en el que respondió las preguntas 2, 3 y 4.

- Mediante las siguientes comunicaciones el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación el dictamen presentado por el perito Lamberson:

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-003495 del 27 de agosto de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-003499 del 27 de agosto de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-003498 del 27 de agosto de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-003496 del 27 de agosto de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-003497 del 27 de agosto de 2012

- Mediante las comunicaciones E-2012-004942 y E-2012-004957 del 1 de junio de 2012 TGI presentó comentarios al dictamen del perito Lamberson.

- Mediante la comunicación S-2012-002438 del 15 de junio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG presentó comentarios al dictamen del perito Lamberson.

- Mediante las comunicaciones E-2012-006179 y E-2012-006192 del 4 de julio de 2012 el perito Lamberson presentó las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG.

- Mediante la comunicación S-2012-002828 del 10 de julio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG solicitó aclaraciones al perito Lamberson sobre su dictamen.

- Mediante la comunicación E-2012-006598 del 16 de julio de 2012 el perito Lamberson presentó las respuestas a las aclaraciones solicitadas por la CREG.

- Mediante la comunicación S-2012-003044 del 26 de julio de 2012, y con el fin de que, si era del caso, TGI objetara el dictamen por error grave, el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a la empresa el dictamen, y las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG, presentado por el perito Lamberson.

- Mediante las siguientes comunicaciones, y con el fin de que, si era del caso, los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación objetaran el dictamen por error grave, el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a estos el dictamen, y las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG, presentado por el perito Lamberson.

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-003783 del 4 de septiembre de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-003928 del 12 de septiembre de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-003784 del 4 de septiembre de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-003781 del 4 de septiembre de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-003782 del 4 de septiembre de 2012

     

- Mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012 TGI objetó parcialmente por error grave el dictamen del perito Lamberson.

- Mediante la comunicación S-2012-003871 del 7 de septiembre de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG solicitó aclaraciones al perito Lamberson sobre su dictamen, las cuales se relacionan con un posible error aritmético al interior del dictamen.

- Mediante la comunicación E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012 el perito Lamberson presentó las respuestas a las aclaraciones solicitadas por la CREG mediante comunicación S-2012-003871.

- Mediante las siguientes comunicaciones el Director Ejecutivo de la CREG trasladó, a los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación, la objeción parcial de TGI sobre el dictamen del perito Lamberson:

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-004018 del 21 de septiembre de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-004014 del 21 de septiembre de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-004015 del 21 de septiembre de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-004016 del 21 de septiembre de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-004017 del 21 de septiembre de 2012

Dictamen a cargo del perito Frank Hopf

- Mediante la comunicación E-2012-004139 del 11 de mayo de 2012 el perito Frank Hopf presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 1.

- Mediante la comunicación E-2012-004140 del 11 mayo de 2012 el perito Frank Hopf presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 7.

- Mediante la comunicación E-2012-004492 del 22 mayo de 2012 el perito Frank Hopf presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 6.

- Mediante la comunicación E-2012-004847 del 30 mayo de 2012 el perito Frank Hopf presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 8.

- Mediante las comunicaciones S-2012-002231 del 1 de junio de 2012 y S-2012-002311 del 8 de junio de 2012 el Director Ejecutivo de la Comisión trasladó a TGI el dictamen presentado por el perito Hopf.

- Mediante las siguientes comunicaciones el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación los dictámenes presentados por el perito Hopf:

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-003495 del 27 de agosto de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-003499 del 27 de agosto de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-003498 del 27 de agosto de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-003496 del 27 de agosto de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-003497 del 27 de agosto de 2012

- Mediante las comunicaciones E-2012-005151 del 8 de junio de 2012 y E-2012-005483 del 19 de junio de 2012 TGI presentó comentarios al dictamen del perito Hopf.

- Mediante las comunicaciones S-2012-002491 del 20 de junio de 2012 y S-2012-002666 del 3 de julio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG presentó comentarios al dictamen del perito Hopf.

- Mediante la comunicación E-2012-006199 del 5 de julio de 2012 el perito Hopf presentó las respuestas a los comentarios de la CREG y de TGI a la pregunta 1.

- Mediante la comunicación E-2012-006200 del 5 de julio de 2012 el perito Hopf presentó las respuestas a los comentarios de la CREG y de TGI a la pregunta 6.

- Mediante la comunicación E-2012-006201 del 5 de julio de 2012 el perito Hopf presentó las respuestas a los comentarios de la CREG y de TGI a la pregunta 7.

- Mediante la comunicación E-2012-006672 del 17 de julio de 2012 el perito Hopf presentó las respuestas a los comentarios de la CREG y de TGI a la pregunta 8.

- Mediante la comunicación S-2012-003179 del 3 de agosto de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG solicitó aclaraciones al perito Hopf sobre el dictamen mediante el cual respondió la pregunta 1.

- Mediante la comunicación E-2012-007508 del 8 de agosto de 2012 el perito Hopf presentó respuesta a las aclaraciones solicitadas por la CREG mediante comunicación S-2012-003179.

- Mediante las comunicaciones S-2012-003189 del 6 de agosto de 2012, S-2012-003401 del 21 de agosto de 2012 y S-2012-003445 del 23 de agosto de 2012, y con el fin de que, si era del caso, TGI objetara el dictamen por error grave, el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a la empresa el dictamen, y las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG, presentado por el perito Hopf.

- Mediante las siguientes comunicaciones, y con el fin de que, si era del caso, los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación objetaran el dictamen por error grave, el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a estos el dictamen, y las respuestas a los comentarios de TGI y de la CREG, presentado por el perito Hopf.

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-003783 del 4 de septiembre de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-003928 del 12 de septiembre de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-003784 del 4 de septiembre de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-003781 del 4 de septiembre de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-003782 del 4 de septiembre de 2012

- Mediante la comunicación E-2012-007787 del 15 de agosto de 2012 TGI presentó comentarios y salvedades a la parte del dictamen del perito Hopf en la cual se responden las preguntas 6 y 7.

- Mediante la comunicación E-2012-008267 del 29 de agosto de 2012 TGI objetó por error grave el aparte del dictamen del perito Hopf mediante el cual se responde la pregunta 1.

- Mediante la comunicación E-2012-008308 del 30 de agosto de 2012 TGI presentó comentarios y salvedades al aparte del dictamen del perito Hopf mediante el cual se responde la pregunta 8.

- Mediante las siguientes comunicaciones el Director Ejecutivo de la CREG trasladó, a los recurrentes y terceros que se hicieron parte en la actuación, la objeción parcial de TGI sobre el dictamen del perito Hopf:

Recurrentes y terceros interesados	Comunicación
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.	S-2012-004018 del 21 de septiembre de 2012
Claudia Marcela López Tenorio	S-2012-004014 del 21 de septiembre de 2012
Ecopetrol S.A.	S-2012-004015 del 21 de septiembre de 2012
Efigas S.A. E.S.P.	S-2012-004016 del 21 de septiembre de 2012
Gases de Occidente S.A. E.S.P.	S-2012-004017 del 21 de septiembre de 2012

- Lo aquí expuesto permite señalar que la práctica del dictamen cumple con los lineamientos que ha expuesto la Honorable Corte Constitucional, en Sentencia C-124 de 2011, respecto de la aplicación del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, sobre lo cual ha dicho:

“10.1. El artículo 238 del Código de Procedimiento Civil prevé que rendido el dictamen por parte del perito, debe rendírsele traslado a las partes por el término de tres días, con el fin que manifiesten si debe ser aclarado o complementado, o para objetarlo por error grave. Para el caso de la aclaración o adición del dictamen, se confiere al juez la potestad de determinar su conveniencia y, de aceptarlos, impartirá el trámite correspondiente.

La aclaración o complementación del dictamen pericial, como se infiere de la misma expresión gramatical, buscan que los peritos adicionen la experticia frente a omisiones en que hubieren incurrido en el objeto de prueba, o bien resuelvan aspectos contradictorios u oscuros del mismo. En ese sentido, las facultades procesales mencionadas buscan garantizar el derecho de contradicción de las partes, de manera tal que puedan cuestionar a los peritos sobre el contenido y resultados del dictamen. A su vez, es una oportunidad para que los peritos presenten una nueva experticia, que responda a los interrogantes planteados por las partes. Se trata, en últimas, de un control de la prueba en sede judicial, a través de un procedimiento reglado, el cual tiene como bases (i) la previsión de oportunidades e instancias para que las partes conozcan el contenido del dictamen; y (ii) la disposición de herramientas para que las partes logren cuestionar aspectos sustantivos de la prueba.

Así, el resultado de este trámite es la recomposición del dictamen por un nuevo, que supere las falencias acreditadas por las partes. Sobre el particular, ha previsto la Corte que '…la explicación, ampliación o aclaración de un dictamen pericial, en orden al esclarecimiento y precisión de los hechos cuestionados, bien pueden conducir a la modificación o rectificación del concepto inicialmente rendido, pero en todo caso, dentro de la esfera de un mismo peritaje. De suerte que en cualquiera de estos eventos se trata de una extensión del trabajo originariamente realizado por los peritos, que tiene como fin la cualificación procesal de la información suministrada a través del dictamen^[9]'^[10].

10.2. El mismo artículo 238 C.P.C. señala que, además de la complementación u aclaración, también existe la posibilidad que las partes aleguen la objeción del dictamen por error grave. En este caso se está ante un procedimiento sometido a mayores estándares que el de la adición u aclaración, pues debe formularse por escrito de la parte objetante, del cual se corre traslado a las demás sujetos procesales para que se pronuncien sobre la objeción. Además, la objeción cuenta con un periodo probatorio particular, en el que se practican tanto las pruebas solicitadas por la parte objetante, como las que el juez estime pertinentes (…) La objeción implica, del mismo modo, que los peritos presenten un nuevo dictamen el cual, como es natural, no puede ser objetado. Luego de culminada esa etapa probatoria y presentados los alegatos del caso, la objeción se resolverá bien en sentencia, cuando el dictamen se haya practicado en el marco de un proceso principal, o bien en el auto que decide el trámite incidental dentro del cual se hubiere solicitado la prueba pericial.

La naturaleza agravada del trámite de objeción del dictamen se explica a partir de la entidad de los errores que pueden alegarse en esa instancia. La Sala de Casación Civil de la Corte Suprema de Justicia ha explicado sobre este tópico cómo '…(...), si se objeta un dictamen por error grave, los correspondientes reparos deben poner al descubierto que el peritazgo tiene bases equivocadas de tal entidad o magnitud que imponen como consecuencia necesaria la repetición de la diligencia con intervención de otros peritos (...) pues lo que caracteriza el desacierto de ese linaje y permite diferenciarlo de otros defectos imputables a un peritaje, (...) es el hecho de cambiar las cualidades propias del objeto examinado, o sus atributos, por otras que no tiene; o tomar como objeto de observación y estudio una cosa fundamentalmente distinta de la que es materia del dictamen, pues apreciando equivocadamente el objeto, necesariamente serán erróneos los conceptos que se den y falsas las conclusiones que de ellos se deriven (...), de donde resulta a todas luces evidente que las tachas por error grave a que se refiere el numeral 1º del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil no pueden hacerse consistir en las apreciaciones, inferencias, juicios o deducciones que los expertos saquen, una vez considerada recta y cabalmente la cosa examinada (...)'. (Corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Civil. Auto sept. 8/93, Exp. 3446. M.P. Carlos Esteban Jaramillo S.).

Como se observa, aunque la adición y complementación del dictamen, y su objeción por error grave, difieren en razón de la entidad de los defectos alegados contra el dictamen, comparten la consecuencia jurídica de obligar a que se presente una nueva experticia. En el primer caso, se trata de una extensión del trabajo de los peritos, a fin de dar respuesta a los interrogantes planteados por las partes, por lo que toma la forma de modificación al dictamen primigenio. En el segundo evento, el nuevo dictamen pericial tiene el valor de prueba dirimente para acreditar la pertinencia de la objeción planteada por los interesados”^[11].

En virtud de lo expuesto, a continuación se analizan las objeciones presentadas por TGI a los dictámenes periciales. Cabe anotar que ninguno de los recurrentes y terceros que se hicieron parte en esta actuación presentó objeciones a los dictámenes, ni solicitó pruebas en relación con las objeciones presentadas por TGI.

B.3 Objeciones de TGI a los dictámenes periciales

Antes de resolver las objeciones presentadas por la recurrente TGI, ante la presunta existencia de un “error grave” en relación con los dictámenes periciales, procede esta Comisión a establecer el alcance del concepto de “error grave” de acuerdo con lo establecido en el numeral 4º del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil y su diferenciación con otros elementos que pueden afectar la eficacia probatoria del dictamen pericial. Lo anterior de acuerdo con la interpretación y aplicación que de este concepto han hecho las Altas Cortes, en especial el Honorable Consejo de Estado y la Honorable Corte Constitucional, y haciendo un análisis de sus elementos y características, así como de los fines y objetivos que persigue la práctica de una prueba pericial.

La Honorable Corte Constitucional, acogiendo doctrina en materia probatoria, ha reconocido que el dictamen pericial tiene una doble condición:

“Es, en primer término, un instrumento para que el juez pueda comprender aspectos fácticos del asunto que, al tener carácter técnico, científico o artístico, requieren ser interpretados a través del dictamen de un experto sobre la materia de que se trate. En segundo lugar, el experticio es un medio de prueba en si mismo considerado, puesto que permite comprobar, a través de valoraciones técnicas o científicas, hechos materia de debate en un proceso. Es por esta última razón que los ordenamientos procedimentales como el colombiano, prevén que el dictamen pericial, en su condición de prueba dentro del proceso correspondiente, debe ser sometido a la posibilidad de contradicción de las partes, mediante mecanismos como las aclaraciones, complementaciones u objeciones por error grave”^[12].

Así mismo, sobre las características de este medio probatorio la misma Corte ha dicho:

“De acuerdo con el Código de Procedimiento Civil, la prueba pericial se caracteriza por: i) expresar conceptos cualificados de expertos en materias científicas, técnicas o artísticas, pero bajo ningún punto sobre aspectos jurídicos (artículo 236, numeral 1º), pues es evidente que el juez no requiere apoyo en la disciplina que le es propia; ii) quien lo emite no expresa hechos, sino conceptos técnicos relevantes en el proceso. En efecto, a los peritos no les consta la situación fáctica que origina la intervención judicial, puesto que, a pesar de que pueden pedir información sobre los hechos sometidos a controversia, su intervención tiene como objetivo emitir juicios especializados que ilustran al juez sobre aspectos que son ajenos a su saber. Esto es precisamente lo que diferencia el dictamen pericial del testimonio técnico, porque mientras en el segundo se han percibido los hechos, el primero resulta ajeno a ellos (artículos 213 y siguientes); iii) es un concepto especializado imparcial, puesto que el hecho de que los peritos están sometidos a las mismas causales de impedimentos y recusaciones que los jueces muestra que deben ser terceros ajenos a la contienda (artículo 235); iv) se practica por encargo judicial previo, de ahí que claramente se deduce que no es una manifestación de conocimientos espontánea ni su contenido puede corresponder a la voluntad de una de las partes (artículo 236, numeral 2º); v) ser motivado en forma clara, oportuna, detallada y suficientemente (artículo 237) y, vi) para que pueda ser valorado judicialmente, esto es, para que pueda atribuírsele eficacia probatoria requiere haberse sometido a las condiciones y al procedimiento establecido en la ley y, en especial, a la contradicción por la contraparte (artículos 236 a 241)”^[13].

En relación con esto y bajo esta misma línea, el Honorable Consejo de Estado ha establecido las siguientes características en relación con su valor probatorio:

“Al respecto, conviene advertir que de conformidad con el artículo 233 del Código de Procedimiento Civil, la peritación como medio de prueba es procedente para verificar hechos que interesen al proceso y requieran especiales conocimientos científicos, técnicos o artísticos. El perito debe informarle razonadamente al juez lo que de acuerdo con esos conocimientos especializados sepa de los hechos -y no cuestiones de derecho- que se sometan a su experticio, sin importarle a cuál de la partes beneficia o perjudica, de manera que su dictamen debe ser personal^[14] y contener conceptos propios sobre las materias objeto de examen y no de otras personas por autorizadas que sean, sin perjuicio de que pueda utilizar auxiliares o solicitar por su cuenta el concurso de otros técnicos, bajo su dirección y responsabilidad (numeral 2 del artículo 237 del C. de P. Civil.).  

Para su eficacia probatoria debe reunir ciertas condiciones de contenido como son la conducencia en relación con el hecho a probar; que el perito sea competente, es decir, un verdadero experto para el desempeño del cargo; que no exista un motivo serio para dudar de su imparcialidad; que no se haya probado una objeción por error grave; que el dictamen esté debidamente fundamentado y sus conclusiones sean claras firmes y consecuencia de las razones expuestas; que haya surtido contradicción; que no exista retracto del mismo por parte de perito y en fin que otras pruebas no lo desvirtúen^[15]. El dictamen del perito debe ser claro, preciso y detallado, en él se deben explicar los exámenes, experimentos e investigaciones efectuadas, lo mismo que los fundamentos técnicos, científicos o artísticos de las conclusiones (numeral 6 del artículo 237 ejusdem).

A su turno, el artículo 241 ibídem señala que al valorar o apreciar el juez el dictamen de los peritos tendrá en cuenta la firmeza, precisión y calidad de sus fundamentos, la competencia de los peritos y los demás elementos probatorios que obren en el proceso. Con esto se quiere significar que el juez es autónomo para valorar el dictamen y verificar la lógica de sus fundamentos y resultados, toda vez que el perito es un auxiliar de la justicia, pero él no la imparte ni la administra, de manera que el juez no está obligado a '…aceptar ciegamente las conclusiones de los peritos, pues si ello fuese así, estos serían falladores…”^[16].  

En suma, el juez está en el deber de estudiar bajo la sana crítica el dictamen pericial y en la libertad de valorar sus resultados; si lo encuentra ajustado y lo convence, puede tenerlo en cuenta total o parcialmente al momento de fallar; o desechar sensatamente y con razones los resultados de la peritación por encontrar sus fundamentos sin la firmeza, precisión y claridad que deben estar presentes en el dictamen para ilustrar y transmitir el conocimiento de la técnica, ciencia o arte de lo dicho, de suerte que permita al juez otorgarle mérito a esta prueba por llegar a la convicción en relación con los hechos objeto de la misma”.

Ahora, dentro del trámite del dictamen, el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, en su numeral 4, ha reconocido el error grave como un mecanismo de contradicción, en el cual las partes pueden manifestar su desacuerdo con la tarea encomendada al experto.

Sin embargo, la Ley no definió lo que ha de considerarse o entenderse como “error grave”, por lo cual ha de tenerse en cuenta la jurisprudencia de las Altas Cortes. En especial el Honorable Consejo de Estado, tomando en consideración una evolución histórica de las normas que han regulado esta materia, los diversos pronunciamientos jurisprudenciales, los aportes que de su estudio ha elaborado la doctrina^[17], ha recopilado y unificado este concepto, de acuerdo con los fines previstos para este medio probatorio.

Es así que en jurisprudencia de la Sección Primera, del 26 de noviembre de 2009, reiterada en sentencias de la Sección Tercera, del 15 de abril de 2010 y 9 de marzo de 2011, este Alto Tribunal manifestó lo siguiente en relación con este punto, al establecer cuándo se encuentra en presencia de un error grave:

“En efecto, para que prospere la objeción del dictamen pericial por error grave se requiere la existencia de una equivocación de tal gravedad o una falla que tenga entidad de conducir a conclusiones igualmente equivocadas. Así mismo, se ha dicho que éste se contrapone a la verdad, es decir, cuando se presenta una inexactitud de identidad entre la realidad del objeto sobre el que se rinda el dictamen y la representación mental que de él haga el perito. Sin embargo, se aclara que no constituirán error grave en estos términos, las conclusiones o inferencias a que lleguen los peritos, que bien pueden adolecer de otros defectos”. (Resaltado fuera de texto)

Ahora, al definir cuándo se está ante un error grave dentro de un dictamen pericial, este análisis del Consejo de Estado ha considerado la procedencia del error no de forma aislada, sino que al momento de tomar una decisión, se debe hacer un análisis respecto del valor probatorio y la apreciación del dictamen. Por lo tanto, se debe analizar que éste cumpla con: i) los requisitos de existencia ii) los requisitos de validez y; iii) además, los requisitos de eficacia a nivel probatorio. Lo anterior con el fin de que al realizar la apreciación y valoración del dictamen, en aplicación de las reglas de la sana crítica, se pueda apreciar que los fundamentos y conclusiones de la experticia cumplen los requisitos de lógica, ciencia, técnica y equidad, otorgando absoluta libertad para valorarlo o de lo contrario lleve a que éste sea desestimado a la hora de resolver una actuación.

Teniendo en cuenta lo anterior, se evidencia en primer lugar que los dictámenes periciales dentro de la presente actuación administrativa dan cumplimiento a los requisitos de existencia, relacionados con su carácter de acto procesal decretado debidamente conforme a lo dispuesto en las Resoluciones CREG 010, 011 y 036 de 2012, el cual es propio de un encargo hecho por la Comisión en ejercicio de sus facultades regulatorias y en desarrollo de una actuación administrativa. Así mismo, se establece que los dictámenes fueron rendidos de forma personal, por profesionales idóneos, con décadas de experiencia y amplio conocimiento en el tema, personas que no son parte o guardan algún interés dentro de la presente actuación administrativa y los mismos versan sobre hechos en materia de construcción de gasoductos y estaciones de compresión con su estimación de costos asociados, mas no en cuestiones jurídicas.

De la misma forma, se da cumplimiento a los requisitos de validez, toda vez que los dictámenes periciales carecen de algún tipo de vicio en su formación como acto procesal. Ahora, en el escrito de las objeciones por error grave no se cuestiona que dentro de la presente actuación exista nulidad en la práctica del dictamen, es decir, un vicio que lo afecte relacionado con su ordenación de forma ilegal, así como la falta de idoneidad del perito para desempeñar este encargo, su indebida posesión o la presentación del dictamen en indebida forma, o que el mismo se exprese como un acto inconsciente, coaccionado o sujeto a otro tipo de vicio.

Es por esto que las objeciones presentadas por TGI discuten la eficacia probatoria de los dictámenes, de forma total o parcial, argumentando en algunos casos la existencia de un error grave, cuestionando requisitos de fondo o de su contenido.

Sin embargo, para atender las alegaciones presentadas por TGI, debe evaluarse si las mismas recaen dentro de lo que la jurisprudencia ha considerado la existencia de un error grave, y de ser ese el caso deben considerarse y analizarse como tal. Esto debido a que se debe diferenciar si se pretende discutir la eficacia del dictamen generado por la existencia de un error grave de acuerdo con lo expuesto por la jurisprudencia del Honorable Consejo de Estado, o si los planteamientos de la recurrente deben considerarse como argumentos tendientes a discutir la eficacia del dictamen, por fuera de este concepto, a fin de no declarar la existencia de un error grave, sino que éste sea desestimado por parte del fallador.

Esto último se encuentra relacionado no sólo con la existencia de una causal de objeción del dictamen, sino con aquellas relacionadas con las conclusiones del dictamen, en relación tanto de sus fundamentos, como de su improbabilidad y en algunos casos falta de lógica.

De acuerdo con lo expuesto, el Honorable Consejo de Estado ha dispuesto lo siguiente en relación con la prosperidad en una objeción por error grave:

“A manera de conclusión puede afirmarse que para la prosperidad de la objeción por error grave es preciso que el dictamen esté elaborado sobre bases equivocadas, de una entidad tal que conduzcan a conclusiones equivocadas; estas equivocaciones deben recaer sobre el objeto examinado y no sobre las apreciaciones, los juicios o las inferencias de los peritos.

Los errores o equivocaciones bien pueden consistir en que se haya tomado como objeto de observación y estudio uno diferente a aquél sobre el cual debió recaer el dictamen o que se hayan cambiado las cualidades o atributos propios del objeto examinado por otros que no posee, de una forma tal que de no haberse presentado tales errores las conclusiones del dictamen hubieren sido diferentes, como ha expresado la jurisprudencia, el dictamen se encuentra 'en contra de la naturaleza de las cosas, o la esencia de sus atribuciones”^[18].

Para llegar a esta conclusión el Honorable Consejo de Estado tuvo en cuenta los siguientes pronunciamientos de los años 2007 y 2008:

“En punto a lo que debe entenderse como error grave, no hay discusión en la jurisprudencia que éste es el que se opone a la verdad, por la falta de identidad entre la realidad del objeto sobre el que se rinda el dictamen y la representación mental que de él haga el perito, pero constituirá error grave en estos términos, las conclusiones o inferencias a que lleguen los peritos, que bien pueden adolecer de otros defectos pero no de éste. En otros términos, la objeción por error grave debe referirse al objeto de la peritación, y no a la conclusión de los peritos”. (Resaltado fuera de texto)

Posteriormente, en el año 2008 bajo esta misma línea manifestó:

“Resulta pertinente precisar que para que se configure el 'error grave', en el dictamen pericial, se requiere de la existencia de una equivocación en materia grave por parte de los peritos, una falla que tenga entidad suficiente para llevarlos a conclusiones igualmente equivocadas, tal y como lo exigen los numerales 4 y 5 del artículo 238 CPC”.

Expuesto lo anterior, procede esta Comisión a evaluar los argumentos expresados por TGI como existencia de un error grave en los dictámenes periciales dentro de la presente actuación administrativa.

a) Objeciones al dictamen del perito Calvin Peter Oleksuk

Mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012, TGI objetó parcialmente por error grave el dictamen del perito Oleksuk con el cual se responden las preguntas 5 y 9.

Planteamientos sobre error grave

En el documento con radicado E-2012-007386, y a través de su apoderado, TGI anota:

“… comedidamente me permito interponer objeción parcial por error grave en contra de los dictámenes periciales rendidos por Calvin Peter Oleksuk y Frank Gregory Lamberson, con base en las consideraciones de hecho y de derecho que se incluyen a continuación:

(…)

Ante todo, es nuestro deber señalar que el peritaje técnico del Sr. Oleksuk se vio limitado por la forma en que la CREG formuló las preguntas, expresamente exigiendo al perito abstenerse de tener en cuenta elementos de juicio e información propia y relativa al caso de los costos de TGI, con lo que se limitó y compartimentó antitécnicamente la tarea del perito, que por exigencia de la CREG se ve compelido a no pronunciarse sobre el caso especifico de TGI y sólo limitarse a un análisis de carácter general. Esta conducta, por demás extraña al debido proceso, genera que el peritaje tenga defectos derivados de no haber podido el perito extenderse al caso en concreto. Esta situación implica que la CREG deba completar la información faltante, para lo cual la parte que represento, es decir TGI SA ESP, pone a disposición de la CREG los elementos de juicio que se requieren para que la CREG pueda hacer uso razonable del dictamen, cuyo problema de aplicación se deriva del hecho de que la CREG haya conducido al perito a abstenerse de considerar y tener en cuenta información relevante y enteramente aplicable relativa a TGI. Se trata de un caso inusitado, en el que el juez (que en este caso es el papel de la CREG) decide privarse de contar con la totalidad de los elementos técnicos necesarios para su decisión, ordenándole a los peritos que no emitan concepto sobre el asunto particular sobre el que deben decidir.

En este orden de ideas, es claro que la CREG no cuenta con pruebas que le permitan concluir que los costos presentados por TGI son ineficientes y en tal sentido, deberá tener en cuenta para su decisión la información que TGI presentó y presenta ahora con este memorial.

No sobra citar los últimos párrafos del escrito de aclaraciones del Perito Oleksuk, en los que el perito hace explícito el que su dictamen se vio limitado por la improcedente condición impuesta por la CREG y que en esa medida sus conclusiones se quedan cortas frente a lo que evidentemente pretenden las partes, es decir, un marco dentro del que las inversiones de TGI y los demás entes regulados puedan ser evaluadas en su eficiencia. El Ing. Oleksuk hace un vehemente llamado a establecer las particularidades del caso colombiano pudiéndose así cumplir el objetivo que realmente se busca con el trámite administrativo en cuestión:

(…)

TGI pone de presente que el trabajo de los peritos, incluyendo su metodología y modelos, es técnicamente válido, pero al dejarse por fuera información relevante correspondiente al caso de TGI, por la limitación impuesta por la CREG en las preguntas formuladas, dicho trabajo pericial, si va a ser utilizado por la CREG para su decisión, necesariamente deberá complementarse con la información presentada por TGI, tanto al inicio de este Trámite como en este memorial. Es claro que no existe en el expediente una prueba de que los costos de TGI sean ineficientes, en tanto los dictámenes periciales no se pronunciaron sobre este asunto por expresa decisión de la CREG. En este orden de ideas, la CREG no cuenta con otros elementos de juicio y en tal sentido debe tener en cuenta la información de costos que TGI le sometió a lo largo de este proceso, como en efecto estamos solicitando.

Ahora bien, dado que es innegable que la manera en que la CREG formuló los cuestionarios al perito Oleksuk, lo obligó a prescindir de información relevante, TGI no tiene más camino que objetar parcialmente dicho dictamen, en la medida en que es incompleto, lo que implica que si la CREG va a hacer uso de él, deberá ante todo tener en cuenta la información aportada por TGI, pues la misma no ha sido objeto de controversia en el curso de la prueba pericial, por expresa decisión de la CREG. Esto significa que la CREG, al emitir su decisión, deberá tener en cuenta el material probatorio aportado por TGI, pues no existe respecto de éste prueba en contrario.

ERROR GRAVE PARCIAL PROVOCADO POR LA FORMA EN QUE SE LIMITÓ EL TRABAJO DEL PERITO

En el caso que nos ocupa, particularmente frente al Dictamen Pericial rendido por el Perito Oleksuk, la CREG limitó y condicionó de manera arbitraria el trabajo pericial, limitación y condicionamiento que se convierten en la causa del error grave que se alega en la presente objeción, al no habérsele permitido al Perito tener en cuenta la información real de las inversiones hechas por TGI, de tal manera que en su trabajo pudiera determinar si estas eran o no eficientes.

Por esta razón, si bien el Perito da respuesta a la totalidad de las preguntas presentadas por TGI y la CREG, aplicando una metodología y modelos de costos que en concepto de TGI son correctos y adecuados, estos responden a una estación 'tipo' o hipotética, que no tiene en cuenta los costos en que realmente incurrió TGI, ni siquiera los costos de una estación 'tipo' ubicada en Colombia o al menos en Suramérica, cuyas condiciones geológicas, topográficas y de construcción en general, entre otras, difieren ampliamente de las de las estaciones ubicadas en Norteamérica.

(…)

Lo anterior resulta contrario al debido proceso pues expresamente la CREG, que en el presente caso actúa como juez y parte, condujo o encaminó la prueba pericial, reformulando muchas de las preguntas que TGI había formulado para el perito, con el resultado de que recortó el derecho de TGI a probar su posición.

(…)

Siendo así, es evidente que la CREG limitó, y condicionó las respuestas del Perito Calvin Oleksuk, impidiéndole profundizar e incluir dentro del dictamen aquellos elementos que realmente permitirían evaluar la eficiencia de las inversiones llevadas a cabo por TGI. Con las limitaciones que le impusieron, el perito desarrolló un escenario hipotético que deberá ser completado por la CREG con base en la información aportada por TGI, pues es la que se encuentra disponible en el expediente. La CREG decidió limitar el alcance de la prueba pericial de manera incomprensible, ello genera ahora que no cuente con ninguna prueba de supuestas ineficiencias de TGI; en este orden de ideas, deberá aceptar los costos de TGI, pues no hay prueba en contrario de que los mismos sean ineficientes.

La otra posibilidad es que con el fin de corregir las mencionadas limitaciones, la CREG ordene que el dictamen sea completado con el fin de que las consideraciones del Perito – que a nuestro modo de ver repetimos, son correctas-, resulten realmente aplicables al caso colombiano.

(…)

Se tiene entonces que para el caso concreto, la CREG hizo incurrir en error grave a los peritos al obligarlos a que su dictamen no incluyera asuntos relevantes y por el contrario a que sólo se incluyesen aquellos que no se refieren específicamente al recurso de reposición interpuesto en contra de la Resolución 0110 de 2011.

(…)

Resulta a todas luces evidente que los dictámenes son INCOMPLETOS, al no incluir la información relevante que permitiría a la CREG, como autoridad, disponer de una prueba en relación con la forma de concretar las conclusiones generales y aterrizarlas al caso colombiano y específicamente al de TGI”.

Se observa que la recurrente plantea que “el peritaje técnico del Sr. Oleksuk se vio limitado por la forma en que la CREG formuló las preguntas, expresamente exigiendo al perito abstenerse de tener en cuenta elementos de juicio e información propia y relativa al caso de los costos de TGI…”. También plantea que el perito no tuvo en cuenta “la información real de las inversiones hechas por TGI, de tal manera que en su trabajo pudiera determinar si estas eran o no eficientes”.

Sobre el particular se señala que los anteriores planteamientos de la recurrente son equivocados. Como se explica a continuación, la CREG de ninguna manera limitó al perito Oleksuk para la rendición de su dictamen; la CREG estableció la prueba pericial de acuerdo con el marco legal (i.e. Ley 142 de 1994 y Código de Procedimiento Civil) y regulatorio aplicable (i.e. metodología de la Resolución CREG 126 de 2010).  

En el recurso de reposición TGI presentó la siguiente solicitud de prueba pericial:  

“3. Designación de un Perito que determine la eficiencia de las inversiones reportadas por TGI en el proceso de solicitud tarifaria, teniendo en cuenta las prácticas de contratación de TGI, las condiciones reales de ejecución de los proyectos, las condiciones reales del mercado, entre otros”.

La anterior solicitud de prueba pericial podría entenderse como una prueba para que el perito estableciera el valor eficiente de las inversiones realizadas por TGI. Este entendimiento lo corrobora TGI en la objeción al dictamen cuando anota que el perito no tuvo en cuenta “la información real de las inversiones hechas por TGI, de tal manera que en su trabajo pudiera determinar si estas eran o no eficientes”.

Sin embargo, este entendimiento es desacertado ya que el valor eficiente de las inversiones lo establece la CREG aplicando los criterios de la metodología adoptada en la Resolución CREG 126 de 2010. En particular, en los artículos 5, 6 y 7 de la Resolución CREG 126 de 2010 se ordena que “la CREG establecerá el valor eficiente de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga”.

Se debe resaltar el hecho de que la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 exige establecer el valor eficiente a partir de costos eficientes de otros activos. Esto implica que: i) los costos reales o específicos de la infraestructura en evaluación son objeto de comparación mas no patrón de comparación; y ii) el valor eficiente no necesariamente corresponde al valor real del activo. Por tanto, una prueba pericial tendiente a determinar el valor eficiente no significa que el perito evalúe los valores reales del respectivo activo. La evaluación de valores reales corresponde al ámbito de la auditoría, lo cual no está contemplado en la metodología, mas no al peritaje.

Igualmente la metodología previó expresamente la posibilidad de que la CREG en pleno se apoyara en dictámenes de peritos cuando se presentara discrepancia en la valoración eficiente de algunas inversiones, y determinó explícitamente el marco de referencia para las actuaciones de los peritos. En efecto, el tercer inciso del literal b) del artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010 señala:

“De conformidad con lo establecido en el artículo 108 de la Lay 142 de 1994, de existir discrepancia sobre la valoración eficiente de las inversiones correspondientes a la variable IFPNIt-1 la Comisión decidirá sobre el decreto y práctica del dictamen pericial que haya solicitado el transportador así como los aspectos sobre los cuales debe pronunciarse el perito, para lo cual se tendrán en cuenta los criterios generales contenidos en esta metodología y los demás que la Comisión estime pertinentes. Lo anterior sin perjuicio de las demás pruebas que la Dirección Ejecutiva de la Comisión decida decretar”. (Resaltado fuera de texto)

Debe tenerse en cuenta que la prueba pericial es una herramienta que utiliza la administración para precisar aspectos especializados que se requieren para la toma de una decisión. De ninguna manera puede entenderse que el perito remplaza la labor de la administración. Sobre este punto ha expuesto la Honorable Corte Suprema de Justicia, en su Sala Civil:

“… la peritación únicamente 'es procedente para verificar hechos que interesan al proceso y requieran especiales conocimientos científicos, técnicos o artísticos', no para que suplan al Juez en la tarea de ponderar las pruebas, siendo claro, en adición, que 'el sentenciador de instancia goza de autonomía para calificar y apreciar la firmeza, precisión y calidad de los fundamentos del dictamen pericial, (…) mientras que la conclusión que él saque no sea contraevidente, sus juicios al respecto son inmodificables”^[19]. (Resaltado fuera de texto)

Es decir, para el caso que nos compete, la CREG no podría encargarle al perito la tarea de establecer si el valor de una determinada inversión es o no eficiente, como tampoco la determinación del valor eficiente de una inversión en el evento en que la presentada por una empresa no lo fuera. La CREG debe valorar el dictamen y si lo considera puede aplicar parcial o totalmente los resultados del mismo para la valoración eficiente de las inversiones. En ese sentido en la Resolución CREG 010 de 2012 se anota que:

“… la Comisión considera conducente, pertinente y útil decretar la práctica de una prueba pericial cuyo objeto sea el de coadyuvar a la determinación y cuantificación de criterios útiles que puedan ser incorporados a la evaluación de los valores eficientes de las inversiones reportadas por TGI como IFPNI del período tarifario t-1, PNI del período tarifario t e IAC del período tarifario t, de conformidad con el artículo 233 del Código de Procedimiento Civil, y en concordancia con el inciso segundo del literal b) del artículo 5o de la Resolución CREG 126 de 2010.

Para el efecto, y en aplicación del numeral 2 del artículo 236 de Código de Procedimiento Civil, se solicitará a los peritos que absuelvan siete preguntas referidas a distintos factores que inciden en los costos de construcción de gasoductos y en los de instalación de estaciones de compresión (i.e. conexiones en caliente, 'class location', tipo de suelo y de vegetación, economías de escala referidas a diámetro y longitud en la construcción de gasoductos, y economías de escala por caballo de fuerza instalado en estaciones de compresión)”.

Cabe anotar que mediante la Resolución CREG 036 de 2010, y en atención a solicitud de TGI, se adicionaron dos (2) preguntas a aquellas establecidas en la Resolución CREG 010 de 2012.

De lo anterior es claro que las nueve (9) preguntas planteadas por la CREG a los peritos, dos de las cuales fueron resueltas por el perito Oleksuk, tienen como finalidad coadyuvar a la determinación y cuantificación de criterios útiles que puedan ser incorporados a la evaluación de los valores eficientes de las inversiones reportadas por TGI.

De acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, basada en mecanismos de comparación, sería improcedente decretar la práctica de pruebas periciales en las que su objeto sea que el perito establezca el valor eficiente de las inversiones en cuestión.

Tampoco sería procedente que el perito utilizara dentro de sus análisis información de la infraestructura cuyo valor está en evaluación, pues la metodología establece que la comparación se debe hacer con otros activos comparables. Este último aspecto es la razón por la cual en el alcance del contrato para la práctica del peritaje, en concordancia con el objeto y la forma en que éste fue decretado, se precisó que el perito no debía utilizar información de la infraestructura cuyo valor está en evaluación.

Es pertinente indicar que el perito no tenía ninguna restricción para utilizar información de otra infraestructura en cualquier país, incluido Colombia. Así mismo, durante el desarrollo de la prueba TGI no precisó qué estaciones construidas en Colombia, distintas a las que son objeto de evaluación en el presente recurso, debió considerar el perito. Tampoco manifestó inquietud alguna sobre el hecho de que en sus análisis el perito Oleksuk no utilizó información de otras estaciones de compresión instaladas en Suramérica. En tal sentido, la anotación de la recurrente dentro de la objeción al dictamen del perito Oleksuk, en el sentido de que no se consideró información de “costos de una estación 'tipo' ubicada en Colombia o al menos en Suramérica”, es inoportuna. Esta anotación de la recurrente obedece a una apreciación subjetiva en la cual se pretende alegar la existencia de un error grave por la información incompleta que a su juicio tuvo el perito para elaborar su experticia, sin embargo, desconoce los criterios establecidos de forma objetiva en la metodología prevista en la Resolución CREG 126 de 2010.

De lo anterior se concluye que la CREG no le impuso limitación alguna al perito Oleksuk; lo que la CREG hizo a través de la Resolución CREG 010 de 2012 fue precisar el alcance de la prueba pericial de tal forma que se ajustara a la metodología. Por tanto, el error grave que alega la recurrente, basado en la supuesta limitación que la CREG le impuso al perito, carece de fundamento y desconoce los presupuestos consagrados jurisprudencialmente para su existencia. En tal sentido, el dictamen rendido por el perito Oleksuk es completo y legítimo para ser analizado dentro del trámite tendiente a resolver el presente recurso. Cabe anotar que el apoderado de TGI indica que la metodología y modelos de costos que utilizó el perito son correctos y adecuados.

En la parte pertinente de la presente Resolución, relacionada con el análisis del valor eficiente de inversión en estaciones compresión se hace la respectiva valoración de los resultados del dictamen del perito Oleksuk.

Adicionalmente, el apoderado de TGI plantea las siguientes consideraciones de derecho:

“Siendo así y de no acatarse la solicitud que se hace se hace mediante el presente escrito, no sólo se estaría ante un dictamen que no es eficaz para efectos del proceso, sino que además la CREG estaría ocasionando una violación directa al derecho constitucional al debido proceso de mi poderdante dado que se le está impidiendo probar su alegato respecto a que la inversión que realizó fue eficiente. Al respecto, el Consejo de Estado y la Corte Constitucional han sostenido de manera clara y reiterada que el debido proceso es un principio que rige en la totalidad de actuaciones administrativas, en todas sus instancias”.

De acuerdo con lo expuesto en el literal a) de la sección B.3 de esta Resolución, se establece que las alegaciones de TGI en este punto no constituyen o no hacen parte de los presupuestos para que se configure un error grave, entendido como algo que se opone a la verdad y consiste en la falta de adecuación o correspondencia entre la representación mental o concepto de un objeto y la realidad de éste^[20].

A través de este argumento se pretende discutir la eficacia probatoria del dictamen pericial desde una óptica constitucional, justificada en la presunta violación al derecho fundamental al debido proceso “dado que se le está impidiendo probar su alegato respecto a que la inversión que realizó fue eficiente”, generada por una presunta restricción en su práctica por parte de esta Comisión.

En relación con este punto, en primer lugar se debe precisar que desde el inicio del trámite de la presente actuación administrativa, así como en el trámite de los recursos, se ha dado cumplimiento a cada uno de los elementos que de acuerdo con la jurisprudencia hacen parte de lo que debe entenderse como el núcleo esencial del debido proceso administrativo.

La Honorable Corte Constitucional ha expresado en su jurisprudencia que de la aplicación del principio del debido proceso administrativo se derivan consecuencias importantes, tanto para los asociados como para la administración pública. Para el caso de los primeros, las garantías que se derivan de su protección hacen referencia a:

“(i) conocer las actuaciones de la administración; (ii) pedir y controvertir las pruebas; (iii) ejercer con plenitud su derecho de defensa; (iv) impugnar los actos administrativos, y (v) gozar de las demás garantías establecidas en su beneficio”^[21].

Así mismo, para el caso de la administración, todas las manifestaciones del ejercicio de la función pública administrativa se encuentran cobijadas por el debido proceso, tales como:

(i) la formación y ejecución de actos administrativos; (ii) las peticiones presentadas por los particulares; y (iii) los procesos que se adelanten contra la administración por los ciudadanos en ejercicio legítimo de su derecho de defensa”^[22].

De acuerdo con el alcance y contenido del derecho al debido proceso administrativo, se establece que las garantías que de éste hacen parte, como lo son el conocimiento de las actuaciones, el ejercicio del derecho de defensa, la impugnación de las decisiones que se han tomado, etc., se han cumplido durante el trámite de la presente actuación, al momento de resolver la solicitud inicial de acuerdo con el auto del 7 de diciembre de 2011, durante el decreto de las pruebas, su ampliación en las Resoluciones CREG 010 y 036 de 2011 y la práctica de acuerdo con el trámite previsto en el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil.

De lo manifestado por la recurrente se entiende que argumenta sus oportunidades de intervenir en la presentación de sus alegaciones y en la práctica del dictamen pericial fueron meras formalidades.

Sin embargo, el estar en desacuerdo con las consideraciones de la recurrente en relación con el alcance del objeto de las pruebas, así como de la presente actuación administrativa no se puede considerar como una violación al debido proceso.

Tal como se ha expuesto, las alegaciones hechas por la recurrente de acuerdo con lo mencionado en los apartes anteriores desconocen el objeto del dictamen pericial, al pretender que el perito no sólo emita juicios generales y abstractos, sino que dentro de sus pronunciamientos exprese juicios particulares en cuanto a la situación particular de la empresa, especialmente en relación con las inversiones que han de ser objeto de valoración, lo cual llevaría a que el perito no sólo realice la tarea del regulador^[23], sino que de la misma forma el perito pierda su imparcialidad, al tener conocimiento de los hechos de la actuación administrativa, circunstancia que conllevaría a desestimar el dictamen, al afectar su validez como medio probatorio.

En relación con lo anterior, esta Comisión ha considerado que las pruebas que se deben decretar y practicar dentro de la presente actuación administrativa, en directa aplicación del principios en materia probatoria, se sujetan al principio de pertinencia, de acuerdo con las consideraciones hechas por el Honorable Consejo de Estado, el cual en su jurisprudencia ha establecido que “el análisis sobre la pertinencia de la prueba se refiere a que la misma guarde relación con el objeto del proceso, como lo establece el artículo 178 del C.P.C.A renglón seguido, la norma señala que se rechazarán las pruebas legalmente prohibidas o ineficaces, las que versen sobre hechos notoriamente impertinentes y las manifiestamente superfluas”^[24], y en virtud de lo dispuesto en el literal b) del artículo 5 de la metodología.

Las pruebas periciales decretadas tienen como objeto el de coadyuvar a la determinación y cuantificación de criterios útiles que puedan ser incorporados a la evaluación de los valores eficientes de las inversiones reportadas por TGI como IFPNI del período tarifario t-1, PNI del período tarifario t e IAC del período tarifario t, de conformidad con el artículo 233 del Código de Procedimiento Civil, y en concordancia con el inciso segundo del literal b) del artículo 5o de la metodología.

Aquellas pruebas solicitadas que pretenden desconocer el objeto de la presente actuación administrativa, con el fin de extraer la situación de la empresa fuera de la aplicación de lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010, no fueron consideradas, teniendo en cuenta un análisis de pertinencia y conducencia.

No se puede considerar como vulneración al debido proceso, el no acudir a medios de prueba que desconocen el objeto de la actuación administrativa, cuando este principio constitucional representa un límite jurídico al desarrollo de las potestades administrativas, en la medida en que las autoridades únicamente pueden actuar dentro de los ámbitos establecidos por el sistema normativo, en este caso dentro de lo previsto en la metodología, la Ley 142 de 1994, conforme a los fines constitucionales de los artículo 365 a 370 de la Carta.

De acuerdo con estos límites, las partes dentro de una actuación administrativa conocen de antemano cuáles son los medios para controvertir e impugnar lo resuelto en su contra, y además, sabrán los términos dentro de los cuales deberán solicitar pruebas, presentar las alegaciones y recursos procedentes a su favor.

Las alegaciones que se presenten en relación con la existencia de un error grave en la prueba de un dictamen pericial deben tener en cuenta el objeto de la prueba. El análisis de las alegaciones presentadas por el apoderado de TGI lleva a concluir que las mismas desconocen el objeto de la prueba, de lo cual se entiende que no se rebaten los elementos que hacen parte del dictamen, sino la metodología en si misma.

Es así que contrario a lo que afirma la recurrente, el desconocimiento de las reglas propias del debido proceso podría significar también atentado contra la prevalencia del interés general, fundamento del Estado Social de Derecho previsto en el artículo 1o de la Carta Política, por cuanto la comunidad estaría afectada al observar cómo la administración se aparta de lo establecido en las normas jurídicas aplicables^[25] a los trámites que ante ella deben ser adelantados

Como se ha precisado, el presunto error en el objeto que se alega por parte de la recurrente no tiene en cuenta que al perito no le corresponde establecer el valor eficiente de las inversiones en cuestión. Tampoco tiene en cuenta que para los análisis del perito no se requiere utilizar información de la infraestructura cuyo valor está en evaluación, pues la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 establece que la comparación se debe hacer con otros activos comparables. De lo contrario, de acuerdo con el objeto de la prueba y la forma en que ésta fue decretada, el perito excedería los límites de su encargo.

El objeto del dictamen se fundamenta en razones objetivas previstas en la metodología. Contrario a lo que manifiesta TGI, el alcance del dictamen no obedece a una restricción impuesta por la CREG en el objeto e información que había de tener en cuenta el perito, que lo llevara a no incluir asuntos relevantes y a incurrir en un error grave.

Por lo tanto, la actuación de la Comisión se sujeta a criterios objetivos previstos en la metodología. Que se difiera de esta posición, como lo hace TGI, no puede considerarse como una violación al debido proceso administrativo, ya que la práctica del dictamen pericial debe considerar el objeto de la prueba y su relación con la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010.

Finalmente, la recurrente pretende justificar la existencia de un error grave en relación con las bases que sirven como fundamento para la expedición del dictamen, al hacer referencia a la existencia de un dictamen incompleto, que a su juicio omite información relevante.

Esta alegación no procede, ya que desde el punto de vista de la práctica del dictamen pericial, el tener en cuenta la información que la recurrente plantea como relevante afectaría el carácter imparcial del perito, al no emitir juicios abstractos, sino pronunciarse sobre los hechos particulares de la recurrente. Por esta razón, al manifestar que el dictamen es un dictamen incompleto, se pretende justificar su incorporación a la actuación administrativa por fuera de la metodología ya no como parte del dictamen pericial, sino como un juicio adicional, el cual no hace parte de los presupuestos del error grave.

Igualmente, no se puede alegar la existencia de un dictamen incompleto, debido a que de conformidad con las preguntas formuladas en las Resoluciones CREG 010 y 036 de 2012, dentro de la práctica del dictamen pericial, los peritos debían emitir sus juicios teniendo en cuenta información relevante nacional e internacional. El perito Oleksuk tuvo el mandato de considerar la información propia de inversiones comparables, en el ámbito local y en el ámbito internacional, sin limitación alguna, fuera de aquellas que son propias de naturaleza de la prueba pericial, como lo es el pronunciarse sobre la situación fáctica que origina la presente actuación administrativa, o perder el grado de imparcialidad en cuanto a sus juicios.

Planteamientos sobre objeciones parciales

En el documento con radicado E-2012-007386, y a través de su apoderado, TGI presentó un aparte denominado “objeciones parciales en contra del dictamen del perito Oleksuk”. La totalidad de este aparte contiene la justificación que presenta TGI para incluir los siguientes elementos en las estaciones de compresión: teas, slug catchers, filtros de descarga, filtros de respaldo, códigos ASME B31.3 y B31.8, compresores reciprocantes en vez de centrífugos, diques de contención, medidores de flujo para teas, impuestos. Cabe anotar que en su dictamen pericial el perito Oleksuk se pronunció sobre los anteriores elementos, de manera general mas no particular para cada estación de compresión de TGI.

TGI también presentó el documento titulado “Complementación del dictamen a partir de lo establecido en la Resolución CREG 126/10 y en los referentes ya utilizados por la CREG”, el cual TGI pide que se tenga en cuenta “como complementación al trabajo del Ing. Oleksuk”. Este documento hace referencia exclusivamente a la valoración de estaciones de compresión.

Del análisis de la información presentada por TGI, relativa a estas objeciones que denomina parciales, se establece que a través de ésta no se cuestiona la experticia del perito por la eventual ocurrencia de los presupuestos que acrediten la existencia de un error grave. Mediante dicha información se discute el contenido del dictamen en cuanto a su eficacia probatoria, toda vez que a juicio de la recurrente las conclusiones del dictamen son incompletas. Por lo tanto, la recurrente plantea que el dictamen debe extenderse a los elementos que hacen parte de lo que denomina “objeciones parciales”, en la medida en que el objeto de la prueba se vio limitado al no referirse a la infraestructura que se debe evaluar.

Teniendo en cuenta lo anterior, se debe precisar en primer lugar que los argumentos denominados “objeciones parciales” se encuentran por fuera de las solicitudes presentadas por TGI al momento de reponer la Resolución CREG 110 de 2011, razón por la cual éstas se encuentran por fuera del objeto del dictamen pericial. Estas corresponden a elementos nuevos que no fueron debidamente argumentados al momento del recurso, así como durante el trámite del dictamen pericial, sino que los mismos al aportarse en este momento procesal (objeción por error grave), están siendo considerados como elementos para desestimar la eficacia probatoria del dictamen.

En relación con lo anterior, esta información no genera que el dictamen lo haga dudoso e incierto, ni afecta el convencimiento de sus conclusiones, así como su claridad y firmeza en cuanto a la lógica de sus fundamentos. A través de la misma se pretende justificar el carácter incompleto de las conclusiones, sin embargo, se debe tener en cuenta que esto no se relaciona directamente con el objeto del dictamen pericial.

Como se ha precisado, el objeto del dictamen está directamente relacionado con la metodología, a fin de coadyuvar a la determinación y cuantificación de criterios útiles que puedan ser incorporados a la evaluación de los valores eficientes de las inversiones reportadas por TGI como IFPNI del período tarifario t-1, PNI del período tarifario t e IAC del período tarifario t, de conformidad con lo dispuesto en el inciso segundo del literal b) del artículo 5o.

No es válido el argumento de la recurrente a través del cual se pretende justificar el supuesto carácter incompleto del dictamen, cuando lo que se está discutiendo en el fondo es el objeto del dictamen, sin tener en cuenta la finalidad de la prueba en virtud de lo dispuesto en la metodología. Estas consideraciones en cuanto al objeto del dictamen ya han sido resueltas al rebatir la presunta violación al derecho al debido proceso administrativo.

Así mismo, de acuerdo con el trámite de la actuación administrativa, estas consideraciones no fueron elementos que hicieran parte del recurso de reposición en contra de la Resolución CREG 110 de 2011. Estas fueron presentadas durante el trámite del dictamen pericial, al momento de solicitarle las aclaraciones al perito, sin embargo, no allegaron la justificación correspondiente sino que se limitaron a incluir la necesidad de que fueran incorporadas en el análisis hecho por el perito.

Tal es así, que el perito tuvo en cuenta en su informe final, dentro de las respuestas a las aclaraciones y complementaciones solicitadas, algunos elementos que fueron expuestos en las solicitudes de aclaraciones. Sin embargo, esta inclusión se sujeta igualmente a la naturaleza de este medio de contradicción, toda vez que la Corte ha reconocido que esta aclaración se encuentra sujeta al objeto de la prueba, cuando expresa:

“La aclaración o complementación del dictamen pericial, como se infiere de la misma expresión gramatical, buscan que los peritos adicionen la experticia frente a omisiones en que hubieren incurrido en el objeto de prueba, o bien resuelvan aspectos contradictorios u oscuros del mismo”^[26]. (Resaltado fuera de texto)

Por lo tanto, de acuerdo con la etapa procesal del dictamen, los argumentos denominados “objeciones parciales” no se encuentran dirigidos a establecer la existencia de los presupuestos de un error grave, al igual que, no desvirtúan o afectan su eficacia probatoria.

En este mismo sentido, tal como se ha hecho referencia, estos elementos no fueron incluidos en el recurso. Por lo tanto, la decisión que aquí se profiera debe tener en cuenta lo dispuesto en el artículo 59, inciso segundo, del Código Contencioso Administrativo el cual dispone lo siguiente:

“ARTICULO 59. CONTENIDO DE LA DECISION. Concluido el término para practicar pruebas, y sin necesidad de auto que así lo declare, deberá proferirse la decisión definitiva. Esta se motivará en sus aspectos de hecho y de derecho, y en los de conveniencia, si es del caso.

La decisión resolverá todas las cuestiones que hayan sido planteadas y las que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo hayan sido antes”. (Resaltado fuera del texto)

En relación con el alcance de esta disposición ha expuesto el Honorable Consejo de Estado:

“Por la misma razón, estando en trámite la vía gubernativa, como es apenas obvio, la Administración puede revisar su actuación y, si es el caso, modificarla, sin necesidad de consentimiento escrito y expreso del afectado, pues el artículo 59, inciso 2º, del C.C.A. le da amplias facultades para ello, cuando al efecto prevé:

"

La decisión resolverá todas las cuestiones que hayan sido planteadas y las que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo hayan sido antes”^[27].

De acuerdo con lo anterior, se ha entendido que si bien le corresponde a la administración evaluar elementos nuevos que no fueron expuestos en la actuación administrativa inicial, se debe considerar que estos han de ser planteados en el recurso de reposición, en la medida en que estos deben aparecer con motivo del recurso o derivados de la práctica de una prueba dentro del mismo.

Es por esto que, tener en cuenta estas consideraciones, va en directa contradicción al principio de congruencia, ya que se estaría resolviendo sobre un aspecto que se encuentra por fuera de las pretensiones del recurrente dentro del recurso, de la misma forma que no hace parte de un hecho nuevo, ni corresponde a un elemento que haga parte del objeto del dictamen pericial. Lo anterior, debido a que dentro de la práctica de las pruebas, el perito se manifestó de manera general sobre estos elementos mas no de forma particular para cada estación de compresión.

Sobre el alcance del principio de congruencia ha expresado el Honorable Consejo de Estado:

“De conformidad con el principio de congruencia, al superior, cuando resuelve el recurso de apelación, sólo le es permitido emitir un pronunciamiento en relación con los aspectos recurridos de la providencia del inferior, razón por la cual la potestad del juez en este caso se encuentra limitada a confrontar lo decidido con lo impugnado en el respectivo recurso y en el evento en que exceda las facultades que posee en virtud del mismo, se configurará la causal de nulidad prevista en el numeral 2 del artículo 140 del Código de Procedimiento Civil, relativa a la falta de competencia funcional”^[28].

Finalmente, en cuanto al análisis de la validez como medio probatorio del documento denominado “Complementación del dictamen a partir de lo establecido en la Resolución CREG 126/10 y en los referentes ya utilizados por la CREG”, así como de los testimonios técnicos solicitados para soportar las “objeciones parciales”, el mismo se hace en el aparte denominado “pruebas” de este mismo literal.

Peticiones

Con base en los argumentos planteados en el documento con radicado E-2012-007386 TGI presentó las siguientes peticiones relacionadas con el dictamen pericial del perito Oleksuk:

“En virtud de lo anterior, respetuosamente se solicita a la CREG:

1. PRIMERA PETICIÓN PRINCIPAL:

Remediar los efectos del error grave generado por la propia CREG con las limitaciones impuestas al perito Oleksuk, y en este orden de ideas, para efectos de la decisión administrativa que deben adoptar, tener en cuenta los argumentos y pruebas que sobre la eficiencia de sus costos aportó TGI, en tanto que la CREG no dispone de elementos de juicio probatorios y que hayan sido controvertidos, que le permitan concluir lo contrario.

2. PETICIÓN SUBSIDIARIA A LA PRIMERA PETICIÓN PRINCIPAL:

Acoger la objeción parcial por error grave en contra del dictamen pericial presentado por el Ing. Calvin Peter Oleksuk, en los aspectos que se indicaron anteriormente. Esto en la medida en que si bien las consideraciones del experto son en su mayoría acordes con la realidad, el objeto de la prueba se vio limitado y condicionado por la exigencia de la entidad de no referirse en ningún momento a la infraestructura cuya eficiencia en costos se está evaluando. Es así como se cuenta con un peritazgo que se queda corto ante las exigencias en materia probatoria del trámite administrativo, con lo cual se viola frontalmente el derecho al debido proceso de mi poderdante al no dársele la oportunidad de probar sus pretensiones dentro del mismo. En este orden de ideas, se solicita a la CREG hacer uso del dictamen teniendo en cuenta que el mismo es incompleto y que por ende, deberá ser completado con la información aportada por TGI a lo largo de este Trámite.

3. SEGUNDA PETICIÓN PRINCIPAL:

Que se decrete a manera de extensión del dictamen, una complementación a cargo del mismo perito Oleksuk, mediante la cual se de respuesta a los aspectos técnicos que se incluyeron en los capítulos anteriores. Esta solicitud se considera preferible para TGI en la medida, en que no requerirá la designación de un nuevo perito, e implicará un menor tiempo en el trámite correspondiente”.

Con respecto a la primera petición principal se debe señalar que no hay lugar a remediar efectos de error grave en el dictamen del perito Oleksuk pues, como se expuso anteriormente, tal error no existe. En consecuencia, para efectos de resolver el recurso de reposición interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 110 de 2011, la CREG debe valorar la información del dictamen así como aquella que aportó la recurrente dentro del trámite administrativo tendiente a resolver el recurso.

Con relación a la petición subsidiaria a la primera petición principal, y de acuerdo con lo expuesto hasta ahora, se debe reiterar que el dictamen del perito Oleksuk es completo y como tal se debe valorar dentro del trámite del recurso de reposición.

Sobre la segunda petición principal de TGI, relacionada con la extensión del dictamen del perito Oleksuk con el propósito de complementarlo en aspectos técnicos específicos de las estaciones de compresión de TGI, se debe tener en cuenta que ésta se somete a las reglas y principios en materia probatoria, toda vez que la solicitud no solo debe ser conducente y pertinente, sino que de la misma forma, en virtud del numeral 5 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, debe ser necesaria para resolver la existencia de un error. En virtud de esto se establece que la segunda petición principal de TGI no solo es inconducente, sino que no es necesaria, por cuanto no se busca acreditar la existencia de un error grave, sino como lo manifiesta el recurrente, se realice una complementación al dictamen en aspectos que no están previstos dentro del recurso ni dentro del objeto de la prueba.

Así mismo, la práctica de esta prueba dentro del trámite del dictamen pericial no corresponde a lo que la Corte ha denominado una “prueba dirimente”^[29], con el fin de acreditar la pertinencia de la objeción planteada por el recurrente. Lo anterior toda vez que, aunque de manera general, el perito se pronunció sobre los aspectos técnicos que menciona TGI.

En este punto se debe resaltar que la recurrente reconoce la validez del dictamen en cuanto a los juicios emitidos por el perito, así como de las conclusiones que allí se derivan, los cuales, como se ha precisado hasta ahora, se relacionan directamente con el objeto del dictamen pericial, así como lo previsto en la metodología, justificando la validez y aplicación del dictamen dentro de la presente actuación administrativa.

Sin embargo, al manifestar como argumento que el dictamen es un dictamen incompleto, se pretende a través de las consideraciones en lo que ellos denominan “objeciones parciales” o “complementación al dictamen pericial”, es justificar su incorporación a la actuación administrativa, ya sea a través de un juicio del perito como parte del dictamen pericial (complementación del dictamen), o como un ejercicio de complementación del dictamen no por un juicio general y abstracto por parte del perito, sino por parte de la empresa.

Estas peticiones son abiertamente improcedentes, debido a que una manifestación del perito en los términos de complementación del dictamen, afectaría la eficacia del dictamen como medio de prueba, ya que se habría de pronunciar sobre circunstancias particulares de la empresa, restándole imparcialidad a los juicios hechos por el perito, supliendo de la misma forma la función del regulador^[30].

Igualmente, estas mismas consideraciones son aplicables sobre lo que ellos denominan objeciones parciales, ya que se pretende tener como válidos los juicios hechos por la empresa como medio de prueba dentro de la presente actuación administrativa, partiendo de la supuesta inexistencia de los juicios como parte del dictamen pericial, sobre elementos que como se ha hecho referencia no hacen parte de la metodología, previstos en la Resolución CREG 126 de 2010.

En tal sentido, el dictamen es completo y como tal se debe valorar dentro del trámite del recurso de reposición.

Pruebas

A través de su apoderado TGI presentó la siguiente solicitud de pruebas:

“En los términos de los num. 4º y 5º del Art. 238 C.P.C. se solicita a la CREG que se tengan como pruebas de la objeción parcial por error grave, así como de la complementación solicitada a dicho dictamen, las siguientes:

- Documento 'Complementación del dictamen a partir de lo establecido en la Resolución CREG 126/10 y en los referentes ya utilizados por la CREG'

- Testimonio Técnico rendido por las siguientes personas:

- Sandra Stella Fonseca, testigo técnico experta en gas y electricidad, quien depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción y quien podrá ser citada en la Carrera 34 N° 41 – 51 en Bucaramanga.

- Mauricio Montoya Bossi, testigo técnico experto en construcción de gasoductos, quien depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción y quien podrá ser citado en la Carrera 34 N° 41 – 51 en Bucaramanga.

- Carmenza Chaín, testigo técnico experta en gas y electricidad, quien depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción y quien podrá ser citada en la Carrera 34 N° 41 – 51 en Bucaramanga.

- Extensión de los Dictámenes Periciales mediante la cual se complementen los Dictámenes Periciales rendidos por Oleksuk y Lamberson respecto de todos los aspectos técnicos indicados en los capítulos anteriores”.   

En relación con los argumentos expuestos en el aparte denominado “Objeciones Parciales” y en particular el documento “Complementación del dictamen a partir de lo establecido en la Resolución CREG 126/10 y en los referentes ya utilizados por la CREG”, se establece su improcedencia para ser valorada, teniendo en cuenta la etapa de la actuación y la práctica del dictamen pericial en la que se allegan estas pruebas, entendidas como “informes técnicos” y “alegaciones”, en virtud de lo dispuesto en el numeral 7 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil^[31], en concordancia con el numeral 1º del artículo 10 de la Ley 446 de 1998^[32] y el artículo 18 de la Ley 794 de 2003^[33].

Si bien el numeral 7 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil permite que las partes se asesoren de expertos, cuyos informes serán tenidos en cuenta por el juez, como alegaciones de ellas, esta disposición debe entenderse concordante con lo dispuesto el numeral 1º de la Ley 446 de 1998 y el artículo 18 de la Ley 794 de 2003.

De acuerdo con estas disposiciones, así como en aplicación del artículo 2 de la Ley 153 de 1887^[34], el numeral 7 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil no es aplicable debido a que desde la expedición de la Ley 446 de 1998 ocurre el fenómeno de la derogatoria tácita, ya que el artículo 167 de esta Ley estableció que se derogaban las normas que le sean contrarias. Así mismo, el contenido de este artículo se reafirma con el artículo 18 de la Ley 794 de 2003.

Sobre el fenómeno de la ocurrencia de la derogatoria tácita ha expresado la Corte:

“Acerca de la configuración de derogatoria de normas jurídicas, la Corte ha señalado que 'la derogatoria es aquel efecto de una ley, determinante de la pérdida de vigencia de otra ley anterior, la cual puede ser expresa o tácita. Este último evento tiene lugar al menos en dos hipótesis: (i) cuando una norma jurídica posterior resulta incompatible con una anterior, o (ii) cuando se produce una nueva regulación integral de la materia[14]'. Así lo ha entendido la jurisprudencia de esta Corporación al señalar que la derogatoria de una ley puede ser 'expresa, tácita o por reglamentación integral (orgánica) de la materia, sucediendo la primera cuando la nueva ley suprime formal y específicamente la anterior; la segunda cuando la nueva ley contiene disposiciones incompatibles o contrarias a la de la antigua, y la tercera cuando una ley reglamenta toda la materia regulada por una o varias normas precedentes, aunque no haya incompatibilidad entre las disposiciones de éstas y las de la nueva ley”^[35].

Ahora esta derogatoria opera debido a que, como lo afirmó el profesor Jairo Parra Quijano en texto Instituciones de Derecho Procesal Civil,:

“El numeral 7 del artículo 238, norma original del Código, disponía que 'Las partes podrán asesorarse de expertos, cuyos informes serán tenidos en cuenta por el juez, como alegaciones de ellas', norma que estimamos ha sido derogada tácitamente por el numeral 1 del artículo 10 de la Ley 446 de 1998…., pues si las partes quieren emplear informes de expertos ya no podrán ser tenidos en cuenta como 'alegaciones de ellas', lo que suponía la posibilidad de presentarlos con los alegatos de conclusión, lo cual restaba la debida contradicción a los mismos, sino que deberán aportarlos 'en las oportunidades procesales para solicitar pruebas', lo que resultaría atinado porque permite el oportuno debate de ellos.

Es por esto que si la reciente disposición señala que los experticios (sic) obtenidos por iniciativa de una de las partes se deben hacer valer dentro de las oportunidades probatorias, se ha derogado la posibilidad de que se presenten como si fuera parte de los alegatos de conclusión y, de así suceder, el juez no podrá tener los en cuenta por no haber sido incorporados al proceso dentro de las ocasiones debidas.

Y es que, lo reiteramos, presentarlos junto con los alegatos, tal como lo permitía el numeral 7 del artículo 238 del C.P.C., se presentaba a situaciones que no correspondían con un bien entendido sentido del debido proceso, pues no tenía oportunidad la parte contraria de combatir, al menos en la instancia respectiva, el experticio (sic) que se presentaba como si fuera parte del alegato, dado que una vez precluido el término para su presentación lo que sigue es el proferimiento de la sentencia”^[36].

Esto es concordante con la facultad de solicitar pruebas, prevista en el numeral 5 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, toda vez que las mismas deben estar dirigidas exclusivamente a demostrar la existencia de un error grave, lo cual no ocurre para el caso concreto. Por lo tanto, se establece la imposibilidad de valorar estas pruebas, debido a que no se allegan debidamente a la presente actuación.

Ahora, en cuanto a la posibilidad de decretar los denominados “testimonios técnicos”, la jurisprudencia de la Honorable Corte Constitucional ha precisado la diferencia que existe entre los denominados testimonios técnicos y los dictámenes periciales, frente a lo cual ha manifestado lo siguiente:

“32. De acuerdo con el Código de Procedimiento Civil, la prueba pericial se caracteriza por: i) expresar conceptos cualificados de expertos en materias científicas, técnicas o artísticas, pero bajo ningún punto sobre aspectos jurídicos (artículo 236, numeral 1º), pues es evidente que el juez no requiere apoyo en la disciplina que le es propia; ii) quien lo emite no expresa hechos, sino conceptos técnicos relevantes en el proceso. En efecto, a los peritos no les consta la situación fáctica que origina la intervención judicial, puesto que, a pesar de que pueden pedir información sobre los hechos sometidos a controversia, su intervención tiene como objetivo emitir juicios especializados que ilustran al juez sobre aspectos que son ajenos a su saber. Esto es precisamente lo que diferencia el dictamen pericial del testimonio técnico, porque mientras en el segundo se han percibido los hechos, el primero resulta ajeno a ellos (artículos 213 y siguientes); iii) es un concepto especializado imparcial, puesto que el hecho de que los peritos están sometidos a las mismas causales de impedimentos y recusaciones que los jueces muestra que deben ser terceros ajenos a la contienda (artículo 235); iv) se practica por encargo judicial previo, de ahí que claramente se deduce que no es una manifestación de conocimientos espontánea ni su contenido puede corresponder a la voluntad de una de las partes (artículo 236, numeral 2º); v) ser motivado en forma clara, oportuna, detallada y suficientemente (artículo 237) y, vi) para que pueda ser valorado judicialmente, esto es, para que pueda atribuírsele eficacia probatoria requiere haberse sometido a las condiciones y al procedimiento establecido en la ley y, en especial, a la contradicción por la contraparte (artículos 236 a 241)”.^[37] (Resaltado fuera de texto)

De acuerdo con lo manifestado por la Corte, en el testimonio técnico a diferencia del dictamen pericial, la persona que realiza la declaración emite o expresa hechos relativos a la situación objeto de la actuación administrativa, los cuales son ajenos a la experticia del perito, en la medida en que el concepto de este último se basa en elementos netamente objetivos. Así mismo, el perito a diferencia del testigo no se reduce a narrar sus percepciones y, muchas veces, no necesita o no puede percibir los hechos o las cosas sobre las cuales opina, por lo tanto, el testigo narra hechos, mientras que el perito emite juicios o apreciaciones.

De acuerdo con lo anterior, el testigo técnico tiene una diferencia en la “cualidad de los juicios”, en el sentido de que los testigos expresan datos sobre los hechos en relación con su conocimiento y los juicios y reglas de experiencia emitidos por el perito tienen una naturaleza técnica objetiva, donde a pesar de que los testimonios tengan un carácter técnico, es decir, la capacidad técnica que éste tiene le permite una percepción mejor o más calificada de los hechos o un juicio más exacto sobre los mismos, no los extrae de su carácter de testimonio.

Por esto, la diferenciación de estos medios de prueba está, entre otros, en el elemento que se suministra, donde el perito emite juicios, mientras que los testigos narran hechos, como lo expresa Carnelutti citado por el profesor Devís Echandía, “también en la finalidad del juicio que se formula: si el juicio no es más que un medio para representar un hecho, hay testimonio; si, por el contrario, el juicio constituye la finalidad de la declaración, existe pericia, el juez le suministra al juez el instrumento para el juicio (regla de experiencia) o le proporciona, con o sin la regla el mismo juicio”^[38].

Ahora bien, además de las diferencias que existen entre el peritazgo y el testimonio técnico, se debe tener en cuenta que la solicitud de estas pruebas se encuentra sujeta a los principios que rigen las pruebas y, en especial, al principio de necesidad a que hace referencia el numeral 5 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil. Lo anterior toda vez que la solicitud de pruebas a la que hace referencia el aparte de esta disposición debe estar dirigida a establecer la existencia de un “error grave” en el dictamen pericial.

En relación con esto, si bien el recurrente manifiesta que el objeto de estas pruebas es establecer la existencia “de la objeción parcial por error grave, así como de la complementación solicitada a dicho dictamen”, donde los testigos técnicos de esta objeción “depondrán sobre los fundamentos técnicos de esta objeción”, de acuerdo con el objeto de las pruebas, se establece que estos no son necesarios y pertinentes para establecer la existencia de un error grave.

En primer lugar, no se da cumplimiento al principio de necesidad, entendido como el fundamento probatorio sin el cual no sería posible establecer la existencia de un error grave en un dictamen pericial, lo que hace obligatoria e imprescindible la práctica de esa prueba a fin de determinar la existencia o no de un error grave.

Esto debido a que la prueba solicitada desconoce la diferenciación que existe entre la naturaleza y los fines que cumplen estos medios probatorios y, en especial, la finalidad del juicio que se formula a través de cada uno de ellos. Lo anterior, teniendo en cuenta que a través de un medio para representar un hecho de carácter particular, como es un testimonio, no se puede cuestionar las bases y fundamentos de carácter general que utiliza el perito para suministrar estos juicios o reglas de experiencia.

De la misma forma, se determina la impertinencia de los testimonios técnicos solicitados, toda vez que estos no están dirigidos a establecer la existencia de un error grave en el dictamen emitido por el perito, ya que no se pretende cuestionar las bases en que se fundó la experticia y el objeto examinado, sino extender el medio de pruebas a elementos que no hacen parte de la experticia, desconociendo la naturaleza del objeto de la prueba, el cual es coadyuvar a la determinación y cuantificación de criterios útiles que puedan ser incorporados a la evaluación de los valores eficientes de las inversiones reportadas por TGI como IFPNI del período tarifario t-1, PNI del período tarifario t e IAC del período tarifario t, de conformidad con la metodología.

Así, estas pruebas en cuanto a las objeciones parciales y la extensión del dictamen no pretenden discutir las bases y el objeto examinado para establecer la existencia de un error grave, sino por el contrario que se discuta la eficacia del dictamen, toda vez que en opinión de la recurrente el perito debía emitir un juicio en el que se tuviese en cuenta información y criterios para el caso particular de TGI, que van más allá del objeto de la prueba.

En relación con esto, de acuerdo con los argumentos expresados anteriormente al momento de evaluar la procedencia de las objeciones planteadas por TGI, se estableció que no le correspondía al perito establecer el valor eficiente de las inversiones en cuestión y que para este análisis no le correspondía utilizar información de la infraestructura cuyo valor está en evaluación, pues la metodología establece que la comparación se debe hacer con otros activos comparables. De lo contrario, el perito excedería los límites de su encargo de acuerdo con el objeto de la prueba y la forma en que ésta fue decretada.

Así, estos medios de prueba pretenden discutir el objeto del peritaje en desconocimiento de la metodología. Igualmente, no se pretende establecer la existencia de un error grave sino la eficacia de la prueba a través de un cuestionamiento a otros elementos por fuera de lo que debe entenderse como error grave, a fin de que se resuelvan situaciones particulares de la empresa cuando manifiesta:

“TGI pone de presente que el trabajo de los peritos, incluyendo su metodología y modelos, es técnicamente válido, pero al dejarse por fuera información relevante correspondiente al caso de TGI, por la limitación impuesta por la CREG en las preguntas formuladas, dicho trabajo pericial, si va a ser utilizado por la CREG para su decisión, necesariamente deberá complementarse con la información presentada por TGI, tanto al inicio de este Trámite como en este memorial. Es claro que no existe en el expediente una prueba de que los costos de TGI sean ineficientes, en tanto los dictámenes periciales no se pronunciaron sobre este asunto por expresa decisión de la CREG. En este orden de ideas, la CREG no cuenta con otros elementos de juicio y en tal sentido debe tener en cuenta la información de costos que TGI le sometió a lo largo de este proceso, como en efecto estamos solicitando.

(...)

Por esta razón, si bien el Perito da respuesta a la totalidad de las preguntas presentadas por TGI y la CREG, aplicando una metodología y modelos de costos que en concepto de TGI son correctos y adecuados, estos responden a una estación 'tipo' o hipotética, que no tiene en cuenta los costos en que realmente incurrió TGI, ni siquiera los costos de una estación 'tipo' ubicada en Colombia o al menos en Suramérica, cuyas condiciones geológicas, topográficas y de construcción en general, entre otras, difieren ampliamente de las de las estaciones ubicadas en Norteamérica”.

Por lo anterior, se negará la práctica de estas pruebas en virtud de lo establecido en el numeral 5 del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil.

Finalmente, en relación con la extensión del dictamen del perito Oleksuk ya se señaló, de acuerdo con los argumentos mencionados anteriormente, que no habrá lugar a tal extensión.

b) Objeciones al dictamen del perito Frank Gregory Lamberson

Mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012 TGI objetó parcialmente por error grave el dictamen del perito Lamberson con el cual se responden las preguntas 2, 3 y 4.

Planteamientos sobre error grave

En el documento con radicado E-2012-007386, y a través de su apoderado, TGI anota:

“… comedidamente me permito interponer objeción parcial por error grave en contra de los dictámenes periciales rendidos por Calvin Peter Oleksuk y Frank Gregory Lamberson, con base en las consideraciones de hecho y de derecho que se incluyen a continuación:

(…)”

Se tiene entonces que para el caso concreto, la CREG hizo incurrir en error grave a los peritos al obligarlos a que su dictamen no incluyera asuntos relevantes y por el contrario a que sólo se incluyesen aquellos que no se refieren específicamente al recurso de reposición interpuesto en contra de la Resolución 0110 de 2011.

(…)

Resulta a todas luces evidente que los dictámenes son INCOMPLETOS, al no incluir la información relevante que permitiría a la CREG, como autoridad, disponer de una prueba en relación con la forma de concretar las conclusiones generales y aterrizarlas al caso colombiano y específicamente al de TGI”.

Sobre el particular se señala que los argumentos y conclusiones anotados anteriormente para el caso del dictamen del perito Oleksuk aplican en su totalidad al dictamen del perito Lamberson. Es decir, la CREG no le impuso limitación alguna al perito Lamberson. Lo que la CREG hizo a través de la Resolución CREG 010 de 2012 fue precisar el alcance de la prueba pericial de tal forma que se ajustara a la metodología. Por tanto, los supuestos que justifican la presunta existencia de un error grave, de acuerdo con las alegaciones de la recurrente, basado en la supuesta limitación que la CREG le impuso al perito, carecen de fundamento. En tal sentido, el dictamen rendido por el perito Lamberson es completo y legítimo para ser analizado dentro del trámite tendiente a resolver el presente recurso. Cabe anotar que el apoderado de TGI indica que la metodología y modelos de costos que utilizó el perito son correctos y adecuados. Lo que el recurrente pretende es la extensión de este dictamen a elementos que están por fuera de la metodología cuando expresa:

“TGI pone de presente que el trabajo de los peritos, incluyendo su metodología y modelos, es técnicamente válido, pero al dejarse por fuera información relevante correspondiente al caso de TGI, por la limitación impuesta por la CREG en las preguntas formuladas, dicho trabajo pericial, si va a ser utilizado por la CREG para su decisión, necesariamente deberá complementarse con la información presentada por TGI, tanto al inicio de este Trámite como en este memorial…” (Resaltado fuera de texto^[39])

De igual forma, los planteamientos jurídicos en este caso son los mismos esbozados por TGI para el caso del dictamen del perito Oleksuk. En consecuencia, las consideraciones en relación con tales planteamientos jurídicos son las mismas anotadas anteriormente para el caso del dictamen del perito Oleksuk.

Planteamientos sobre objeciones parciales

En el documento con radicado E-2012-007386, y a través de su apoderado, TGI presentó un aparte denominado “objeciones parciales en contra del dictamen del perito Lamberson”. TGI también presentó un aparte titulado “Aspectos destacados del dictamen del perito Frank Gregory Lamberson”.

Es de resaltar que la CREG advirtió que aparentemente hubo un error aritmético en la formulación del archivo electrónico (Microsoft Excel) que el perito Lamberson entregó. Con el fin de conocer la reacción del perito, mediante la comunicación S-2012-003871 del 7 de septiembre de 2012, el Director Ejecutivo de la CREG le solicitó aclaraciones sobre su dictamen. Mediante la comunicación E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012 el perito Lamberson presentó las respuestas a las aclaraciones solicitadas por la CREG mediante comunicación S-2012-003871, manifestando que efectivamente hubo un error aritmético, el cual corrigió. Se entiende que esta aclaración resuelve la objeción parcial de la recurrente en relación con el multiplicador de zonas congestionadas.

En lo que respecta a los demás planteamientos de TGI, se debe precisar que el dictamen emitido por el perito es una prueba válida y los resultados que contiene se consideran lógicos para ser aplicados dentro de la presente actuación administrativa. El dictamen del perito es completo y considera las variables a las que hace referencia la recurrente. En este sentido, en los análisis del Anexo 7 de la presente Resolución la Comisión tendrá en cuenta los resultados del dictamen pericial.

Debe notarse también que en los análisis del Anexo 7 se incluirán: i) una muestra de mayor tamaño con respecto a la utilizada en la Resolución CREG 110 de 2011; ii) variables específicas que afectan los costos de inversión de gasoductos, determinadas a través de peritos; y iii) bandas de costos que recogen incertidumbres generadas por outliers y otros posibles factores no identificados que afectan el costo.

Ahora, se debe tener en cuenta que los alegatos allí presentados se someten a la interpretación del numeral 7º del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, en concordancia con el artículo 10 del numeral 1º de la Ley 446 de 1998 y el artículo 18 de la Ley 794 de 2003, en cuanto a la posibilidad de allegar informes técnicos como parte de las alegaciones, así como su respectiva valoración.

Peticiones

Con base en los argumentos planteados en el documento con radicado E-2012-007386 TGI presentó la siguiente petición relacionada con el dictamen del perito Lamberson:

“4. TERCERA PETICIÓN PRINCIPAL:

Que se decrete a manera de extensión del dictamen, una complementación a cargo del Perito Lamberson, mediante la cual se de respuesta a los aspectos técnicos que se incluyeron en los capítulos anteriores. Esta solicitud se considera preferible para TGI, en la medida en que no requerirá la designación de un nuevo perito, e implicará un menor tiempo en el trámite correspondiente”.

La extensión del dictamen del perito Lamberson, con el propósito de complementarlo en aspectos técnicos específicos de la construcción de gasoductos, es innecesaria dado que: i) una de las inquietudes planteadas por TGI, relacionada con la inconsistencia en algunas cifras, fue aclarada por el perito Lamberson según comunicación E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012; y ii) en su dictamen el perito Lamberson se pronunció sobre las demás inquietudes planteadas por TGI. En tal sentido, el dictamen del perito Lamberson es completo y como tal se debe valorar dentro del trámite del recurso de reposición.

Pruebas

A través de su apoderado TGI presentó la siguiente solicitud de pruebas:

“En los términos de los num. 4º y 5º del Art. 238 C.P.C. se solicita a la CREG que se tengan como pruebas de la objeción parcial por error grave, así como de la complementación solicitada a dicho dictamen, las siguientes:

- (…)

- Testimonio Técnico rendido por las siguientes personas:

- Sandra Stella Fonseca, testigo técnico experta en gas y electricidad, quien depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción y quien podrá ser citada en la Carrera 34 N° 41 – 51 en Bucaramanga.

- Mauricio Montoya Bossi, testigo técnico experto en construcción de gasoductos, quien depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción y quien podrá ser citado en la Carrera 34 N° 41 – 51 en Bucaramanga.

- Carmenza Chaín, testigo técnico experta en gas y electricidad, quien depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción y quien podrá ser citada en la Carrera 34 N° 41 – 51 en Bucaramanga.

- Extensión de los Dictámenes Periciales mediante la cual se complementen los Dictámenes Periciales rendidos por Oleksuk y Lamberson respecto de todos los aspectos técnicos indicados en los capítulos anteriores”.

En relación con las pruebas solicitadas, relativas a los testimonios técnicos mencionados, teniendo en cuenta que los argumentos que fundamentan la solicitud son los mismos manifestados para la práctica de estas pruebas en relación con la objeción grave para el dictamen del perito Oleksuk, se consideran igualmente aplicables las consideraciones expuestas anteriormente para su negatoria, relacionado con la necesidad y pertinencia de estas pruebas, en este caso, con el fin de acreditar la existencia de un error grave en las objeciones parciales hechas al dictamen del perito Lamberson.

Finalmente, en relación con la extensión del dictamen del perito Lamberson, de acuerdo con los argumentos mencionados anteriormente ya se indicó que no hay lugar a tal extensión.

c) Objeciones al dictamen del perito Frank Hopf  

Como se indicó anteriormente el perito Frank Hopf respondió las preguntas 1, 6, 7 y 8 establecidas en las resoluciones CREG 010 y 036 de 2012. Estas preguntas hacen referencia a los siguientes tópicos:

Pregunta 1: conexiones de nueva infraestructura en caliente o en frío.

Pregunta 6: economías de escala por longitud en la construcción de gasoductos

Pregunta 7: economías de escala por diámetro en la construcción de gasoductos.

Pregunta 8: diferencias en costos de construcción de gasoductos cuando comparten derecho de vía con otro ducto.

TGI objetó por error grave la respuesta del perito a la pregunta 1. Sobre las respuestas a las demás preguntas TGI presentó comentarios y salvedades.

Planteamientos sobre error grave

En el documento con radicado E-2012-00008267 del 29 de agosto de 2012 TGI objetó por error grave el aparte del dictamen del perito Hopf con el cual se responde la pregunta 1.

TGI anota lo siguiente:

“… comedidamente me permito, dentro del trámite del expediente regulatorio de la referencia, objetar por error grave la comunicación de fecha 8 de agosto de 2012, que forma parte del Dictamen pericial presentado por Frank Hopf, la cual fue puesta en conocimiento de TGI por la CREG mediante la comunicación de la referencia, haciendo claridad que en caso de que la CREG no acoja la presente objeción, la prueba no resultaría pertinente para el proceso y en esa medida se haría necesario subsanar dicho defecto.

- TGI objeta por error grave la comunicación del 8 de agosto de 2012 'Respuesta a requerimiento del 2 de agosto de 2012. Aclaraciones del peritaje' que forma parte de las aclaraciones y complementaciones presentadas por el Ing. Hopf y solicita a la CREG abstenerse de su utilización por los motivos que se exponen a continuación:

Dentro de la documentación remitida por la CREG con los comentarios y aclaraciones presentados por el perito, se encuentra la versión en español de un oficio remitido por el Sr. Hopf a la CREG el día 8 de agosto de 2012, en el cual se calculan los costos equivalentes de las conexiones para Colombia; no es claro el alcance de este oficio, además la versión original en inglés no fue enviada y la traducción al español parece tener vacíos lo cual dificulta el entendimiento del contenido. En esta comunicación se menciona que las nuevas tablas reemplazan las tablas presentadas en una reunión en Bogotá el 25 de julio de 2012, sin embargo, TGI desconoce cuáles fueron las tablas iniciales y la aplicación que van a tener las mismas.

En la primera parte de la comunicación en mención el perito ajusta a precios de Colombia el costo de las conexiones en frío y las derivaciones, los cuales no varían mucho con respecto al Anexo A del dictamen revisado (Julio 4 de 2012); no obstante, en la segunda parte de la carta (Tabla 'Cost adders for double stopple and bypass and double stopple only'), el perito aparentemente calcula los costos de conexiones en caliente con doble tapón con o sin bypass, pero no indica si estos costos aplican para estaciones de compresión, loops o variantes. En el dictamen (inicial y revisado) los costos de estas 3 opciones son muy diferentes entre sí, pareciera ahora como si en la carta el perito unificara las tres opciones y el resultado es una disminución severa, inconsistente e inexplicable de los costos de las conexiones con respecto a los del dictamen.

En conclusión, se objeta por error grave la comunicación del 8 de agosto de 2012 que forma parte de las aclaraciones y complementaciones presentadas por el Ing. Hopf, en la medida en que los valores consignados en ella no son claros con respecto a su metodología de cálculo, a si aplican para estaciones de compresión, loops o variantes y además las variaciones porcentuales que resultan para cada uno de los casos no son consistentes con las presentadas por el perito en su dictamen, lo cual modifica sustancialmente el resultado inicial restándole validez. Se tiene entonces que en caso de que la CREG decidiera aplicar los valores incluidos en la comunicación de 8 de agosto de 2012, se generaría un error grave en el trabajo del Ing. Hopf, en la medida en que se estaría ante dos conceptos contradictorios provenientes del mismo experto lo cual es prueba más que suficiente del error del perito (num. 5°, art. 238 C.P.C), dejándose en evidencia que el experto ha modificado sustancialmente el concepto por él emitido originalmente”.

TGI objetó por error grave la respuesta del perito Hopf a la pregunta 1 argumentando inconsistencias entre las cifras presentadas en el informe inicial y aquellas presentadas en la comunicación del 8 de agosto de 2012. TGI indica que desconoce las cifras que el perito presentó en Bogotá el 25 de julio de 2010.

Sobre el particular se aclara que: i) las cifras presentadas por el perito en Bogotá el 25 de julio de 2012 corresponden a las consignadas en el informe remitido a TGI para comentarios mediante la comunicación S-2012-002231; ii) la presentación que el perito realizó a la CREG en Bogotá, el 25 de julio de 2012, hacía parte del objeto del contrato entre el perito Hopf y la CREG para rendir el dictamen pericial a que hace referencia la pregunta 1 de la Resolución CREG 010 de 2012,; y iii) la comunicación presentada por el perito Hopf el 8 de agosto de 2012 incluye las respuestas a algunas inquietudes planteadas por la CREG al perito según la comunicación S-2010-003179.

En la comunicación presentada por el perito el 8 de agosto de 2012 se muestran tablas con las cifras de valoración para distintas conexiones y diámetros de gasoductos, acorde con lo establecido en la pregunta 1 del dictamen pericial. En esta comunicación el perito precisó que las cifras presentadas en estas tablas remplazan las presentadas inicialmente. En tal sentido, para efectos jurídicos y técnicos, las cifras definitivas del perito son las presentadas en la comunicación del 8 de agosto.

La objeción presentada por TGI sustenta la existencia de un error grave, en la medida que se “estaría ante dos conceptos contradictorios provenientes del mismo experto lo cual es prueba más que suficiente del error del perito (num. 5°, art. 238 C.P.C), dejándose en evidencia que el experto ha modificado sustancialmente el concepto por él emitido originalmente”. Esto, bajo la consideración de que los resultados del segundo informe carecen de lógica en cuanto a los juicios emitidos en relación con el primer informe.

En relación con estas objeciones se debe precisar que las mismas cuestionan los resultados presentados en el segundo informe desde la óptica de la experticia del perito. Es decir, la objeción no recae sobre las bases ni el objeto que se debía de examinar, lo cual hace parte de los presupuestos para recaer en un error grave, sino que ésta recae sobre las conclusiones hechas por el perito, ya que de acuerdo con la recurrente el dictamen no está bien realizado.

Se entiende que la conclusión de TGI se presenta del análisis hecho en el primer documento y los resultados presentados en el segundo, pues según la recurrente los valores del segundo documento “no son claros con respecto a su metodología de cálculo, a si aplican para estaciones de compresión, loops o variantes y además las variaciones porcentuales que resultan para cada uno de los casos no son consistentes con las presentadas por el perito en su dictamen, lo cual modifica sustancialmente el resultado inicial restándole validez”.

De acuerdo con esto, las objeciones presentadas no corresponden a los presupuestos para determinar la existencia de un error grave, sino que las mismas discuten los resultados (al no considerarlos lógicos y razonables), así como la falta de fundamentación del mismo, por lo que a través de esta objeción se pretende es cuestionar la eficacia del dictamen como medio de prueba.

Se debe tener en cuenta que cuando las objeciones que se presentan a un dictamen pericial están relacionadas con la ausencia de certeza y valor probatorio del mismo. Le corresponde al fallador, dentro de la autonomía que éste detenta en materia de valoración de las pruebas, y específicamente sobre los dictámenes periciales, determinar si el mismo tiene la posibilidad de aportar elementos de juicio que lo lleven al convencimiento de lo que se pretende probar.

Lo anterior de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 187 y 241 del Código de Procedimiento Civil, así como del artículo 109 de la Ley 142 de 1994, donde se reconoce la libertad de valoración de los medios de prueba, así como la autonomía con la que se cuenta en materia probatoria para apreciar la validez del dictamen. Sobre este punto la jurisprudencia administrativa ha precisado lo siguiente:

"A su turno, el artículo 241 ibídem señala que al valorar o apreciar el juez el dictamen de los peritos tendrá en cuenta la firmeza, precisión y calidad de sus fundamentos, la competencia de los peritos y los demás elementos probatorios que obren en el proceso. Con esto se quiere significar que el juez es autónomo para valorar el dictamen y verificar la lógica de sus fundamentos y resultados, toda vez que el perito es un auxiliar de la justicia, pero él no la imparte ni la administra, de manera que el juez no está obligado a '…aceptar ciegamente las conclusiones de los peritos, pues si ello fuese así, estos serían falladores…”^[40]. (Resaltado fuera de texto)

Así mismo, sobre la capacidad con la que éste cuenta para realizar la valoración del dictamen igualmente ha expuesto la jurisprudencia:

“En suma, el juez está en el deber de estudiar bajo la sana crítica el dictamen pericial y en la libertad de valorar sus resultados; si lo encuentra ajustado y lo convence, puede tenerlo en cuenta total o parcialmente al momento de fallar; o desechar sensatamente y con razones los resultados de la peritación por encontrar sus fundamentos sin la firmeza, precisión y claridad que deben estar presentes en el dictamen para ilustrar y transmitir el conocimiento de la técnica, ciencia o arte de lo dicho, de suerte que permita al juez otorgarle mérito a esta prueba por llegar a la convicción en relación con los hechos objeto de la misma”^[41].

De acuerdo con la finalidad del dictamen, así como las condiciones de contenido para su eficacia probatoria ha decantado la jurisprudencia administrativa:

“Para su eficacia probatoria debe reunir ciertas condiciones de contenido como son la conducencia en relación con el hecho a probar; que el perito sea competente, es decir, un verdadero experto para el desempeño del cargo; que no exista un motivo serio para dudar de su imparcialidad; que no se haya probado una objeción por error grave; que el dictamen esté debidamente fundamentado y sus conclusiones sean claras firmes y consecuencia de las razones expuestas; que haya surtido contradicción; que no exista retracto del mismo por parte del perito y en fin que otras pruebas no lo desvirtúen. El dictamen del perito debe ser claro, preciso y detallado, en él se deben explicar los exámenes, experimentos e investigaciones efectuadas, lo mismo que los fundamentos técnicos, científicos o artísticos de las conclusiones (numeral 6 del artículo 237 ibídem); y durante el traslado del dictamen pericial las partes pueden solicitar que éste se complemente o aclare u objetarlo por error grave (artículo 238 ejusdem). A su turno, el artículo 241 ibídem señala que al valorar o apreciar el juez el dictamen de los peritos, el juez tendrá en cuenta la firmeza, precisión y calidad de sus fundamentos, la competencia de los peritos y los demás elementos probatorios que obren en el proceso. Con esto se quiere significar que el juez es autónomo para valorar el dictamen y verificar la lógica de sus fundamentos y resultados, toda vez que el perito es un auxiliar de la justicia, pero él no la imparte ni la administra, de manera que el juez no está obligado a '…aceptar ciegamente las conclusiones de los peritos, pues si ello fuese así, estos serían falladores…”^[42].

De acuerdo con lo expuesto, y al tener en cuenta las objeciones planteadas por la recurrente, se debe establecer: i) si el dictamen está debidamente fundamentado; ii) que las conclusiones que se emiten son claras, firmes y tienen consecuencia lógica con sus fundamentos; y iii) que las mismas son convincentes, es decir, que no sean improbables, absurdas e imposibles.

En primer lugar, el dictamen pericial no carece de fundamento cuando se afirma que los resultados no son claros en cuanto a su metodología de cálculo, ya que este argumento no limita el grado de convencimiento de los resultados presentados en el segundo informe. Dentro de las razones y consideraciones expuestas en el primer informe, así como en las cifras presentadas en el segundo, no se evidencia falta de lógica ni existencia de vacíos o deficiencias en su presentación.

Las cifras presentadas por el perito en el segundo informe, o comunicación del 8 de agosto, son el resultado de aclaraciones y complementaciones solicitada por la Comisión al perito.

Las aclaraciones hechas por el perito en la comunicación del 8 de agosto de 2012, en donde se muestran tablas con las cifras de valoración para distintas conexiones y diámetros de gasoductos, se presentan acordes con lo establecido en pregunta 1 del dictamen pericial.

Así mismo, las cifras presentadas por el perito en el segundo informe, además de ser claras y firmes, tienen una consecuencia lógica de sus fundamentos. No se observa dentro de los resultados presentados en el segundo informe que se contraríen normas de la experiencia o reglas elementales de la lógica. Es así que los resultados del dictamen adquieren un grado de convencimiento suficiente, en la medida en que se basan en un alto grado de desarrollo de la materia sobre la que versa el dictamen, es decir, la valoración para distintas conexiones y diámetros de gasoductos, así como la información que se tuvo en cuenta para el dictamen, la cual, como parte de la solicitud de aclaración, se soporta en información relevante tanto a nivel nacional como internacional.

La afirmación en cuanto a que las variaciones porcentuales que resultan para cada uno de los casos no son consistentes con las presentadas por el perito en su dictamen, entendidos como “conceptos contradictorios provenientes del mismo experto” no es procedente, ya que en el segundo informe el perito precisó que las cifras presentadas en estas tablas remplazan las presentadas inicialmente en el primer informe. Por lo tanto no se puede tomar como margen de comparación o referencia unos valores a los cuales el perito le restó valor probatorio.

No es posible entonces cuestionar la forma en que el perito hace o emite sus juicios, teniendo como fundamento la existencia de unos conceptos contradictorios, cuando hay un resultado único, el cual se encuentra debidamente fundamentado y analizado con cifras lógicas. Por lo tanto, no se determina la carencia de convencimiento para efectos de rechazar las cifras del segundo informe como medio probatorio eficaz, capaz de resolver o dar elementos de juicio para ser aplicados dentro de la presente actuación administrativa.

Finalmente, dentro del dictamen no se aprecia que los resultados que se presentan se sustenten en una lógica equivocada, es decir, que a través de las cifras no se puedan identificar los factores que diferencian un empalme de infraestructura de transporte o cuantificar las diferencias en costos para cada tipo de empalme. Los juicios emitidos por el perito no toman como objeto de análisis un tópico diferente a las conexiones de nueva infraestructura en caliente o en frío, lo cual es propio del objeto del dictamen. Por lo tanto, las conclusiones que se presentan son igualmente acordes con el objeto del dictamen.

De esto se concluye que las cifras del dictamen, presentadas mediante la comunicación del 8 de agosto: i) cumplen los presupuestos de fundamentación, claridad, firmeza y convencimiento de los resultados, por lo que su valoración dentro de la presente actuación administrativa es legítima; y ii) aportan criterios útiles que pueden ser incorporados a la evaluación de los valores eficientes de las inversiones de conformidad con lo dispuesto en la metodología.

Con base en lo anterior no se encuentran válidos los argumentos de TGI con respecto a las supuestas inconsistencias en cifras, y por tanto no hay lugar al error grave que alega la recurrente.

Pruebas

A través de su apoderado TGI presentó la siguiente solicitud de pruebas:

“Como prueba de dicho error grave contenido en el oficio ya mencionado se tiene la simple contraposición entre lo indicado inicialmente por el perito y lo que ahora sostiene en la comunicación de 8 de agosto de 2012. Adicionalmente y en los términos del art. 238 C.P.C. se solicita que se tenga como prueba de dicho error el testimonio experto de Mauricio Montoya Bossi, testigo técnico experto en construcción de gasoductos, quien depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción y quien podrá ser citado en la Carrera 34 N° 41 – 51 en Bucaramanga”.

Con respecto a la 'contraposición entre lo indicado inicialmente por el perito y lo que ahora sostiene en la comunicación de 8 de agosto de 2012' se reitera que en tal comunicación el perito precisó que las cifras presentadas en la comunicación del 8 de agosto remplazan las presentadas en el primer informe. Así mismo, las cifras presentadas en este primer informe corresponden a las consignadas en el informe remitido a TGI para comentarios mediante la comunicación S-2012-002231. Es decir, las cifras definitivas del perito son las presentadas en la comunicación del 8 de agosto. En tal sentido no hay lugar a contrastar las cifras de los dos reportes ya que para efectos jurídicos las cifras válidas son las presentadas en la comunicación del 8 de agosto de 2012.    

Con respecto al testimonio técnico la recurrente manifiesta que el testigo técnico experto en construcción de gasoductos “depondrá sobre los fundamentos técnicos de esta objeción”. De acuerdo con el objeto de las pruebas explicado anteriormente para el caso de la objeción al dictamen del perito Oleksuk, se establece que este testimonio no es necesario ni pertinente para establecer la existencia de un error grave. En general, no se da cumplimiento al principio de necesidad, entendido como el fundamento probatorio sin el cual no sería posible establecer la existencia de un error grave en un dictamen pericial, lo que hace obligatoria e imprescindible la práctica de esa prueba a fin de determinar la existencia o no de un error grave.

De la misma forma, se determina la impertinencia del testimonio técnico solicitado, toda vez que esto no está dirigido a establecer la existencia de un error grave en el dictamen emitido por el perito, ya que se pretende cuestionar las bases en que se fundó la experticia y el objeto examinado, desconociendo la naturaleza del objeto de la prueba relativa a coadyuvar a la determinación y cuantificación de criterios útiles que puedan ser incorporados a la evaluación de los valores eficientes de las inversiones reportadas por TGI como IFPNI del período tarifario t-1, PNI del período tarifario t e IAC del período tarifario t, de conformidad con la metodología.

Por lo anterior no hay lugar a decretar la prueba relacionada con el testimonio técnico solicitado por TGI.

Comentarios y salvedades de TGI.

En el documento con radicado E-2012-00008267 del 29 de agosto de 2012 TGI presentó los siguientes comentarios y salvedades al aparte del dictamen del perito Hopf con el cual se responde la pregunta 1:

“Ahora bien, y en el entendido que la objeción de TGI será aceptada y por lo tanto no se aplicarán los valores establecidos en la comunicación mencionada anteriormente, presentamos los comentarios y salvedades pertinentes a las aclaraciones y complementaciones presentadas por el perito:

- Es importante que la CREG en su valoración de las inversiones tenga en cuenta aquellos costos excepcionales que escapan del control del transportador y que no se encuentran contemplados en el modelo establecido por el perito, como es el caso de las conexiones de estaciones de compresión que estaban ubicadas en gasoductos contratados bajo la modalidad BOMT ya que éstos exigieron obras adicionales como bunkers, válvulas automatizadas, cerramientos redundantes, accesos, etc.

Una situación que también ameritaría un manejo excepcional es la realización en algunas conexiones que presentan una mayor dificultad a las consideradas por el perito en su cotización ya que como él mismo lo expresa basado en las fotografías presentadas por TGI 'la instalación de las conexiones muestra tanto pendientes empinadas (elevaciones) como profundidades de entierro mayores a las normales (es decir, mayores a 1, o 1.5 metros). Los costos reales de conexión que excedan las limitaciones del modelo tal vez deban ser manejados como una excepción si así lo permiten las prácticas y la regulación colombianas'.

Además se destaca el comentario del perito en el sentido que los resultados del modelo no podrían ser extrapolados para aquellas conexiones con diámetros no comerciales (Ejemplo: 18” y 22”) y que estos costos 'tal vez deban ser considerados como una excepción si así lo permiten las regulaciones y prácticas colombianas'.

- Con respecto a la variación de costos de conexiones para derivaciones (lateral takeoff tie-in) consideramos que la respuesta del perito al comentario presentado por TGI es insuficiente, los porcentajes de aumento entre conexión en frío y una derivación en caliente establecidos por el perito son muy bajos y no reflejan los costos reales en Colombia. Los servicios de hot tap en Colombia son muy costosos por ser muy especializados y por poca oferta.

- Es fundamental, para no incurrir en error, que en la utilización de los valores de conexión establecidos por el perito se tenga en cuenta por parte de la CREG su indexación de acuerdo con las fechas de entrada de operación de los diferentes proyectos en lugar de las fechas de expedición de las resoluciones de aprobación de cargos.

- Finalmente el modelo asume un factor de ubicación de 0,95 para la extrapolación de los resultados obtenidos con los datos de la Costa de Golfo, para Colombia. En los documentos remitidos continúa siendo confusa la forma en que fue obtenido este valor y la forma como ha de aplicarse a los datos para Colombia. Dado que este factor es menor que 1, se presume que su aplicación directa a los costos obtenidos para la Costa del Golfo reduciría los costos para Colombia, lo cual resulta contradictorio comparado con lo mayores costos observados por TGI.

Considero que si la CREG tiene en cuenta los comentarios y salvedades anteriormente indicados, especialmente lo relacionado con utilizar como base el dictamen revisado con fecha 4 de julio de 2012 y desestimar la segunda tabla de la comunicación del 8 de agosto de 2012, el peritaje presentado por el Ing. Hopf resulta pertinente y útil dentro del trámite del expediente regulatorio”.    

De lo anterior se tiene que TGI solicita: i) incorporar en la valoración costos excepcionales derivados de contratos BOMT; ii) incorporar mayores costos derivados de pendientes empinadas; iii) tener en cuenta indexación de acuerdo con las fechas de entrada en operación de los diferentes proyectos en lugar de las fechas de expedición de las resoluciones de aprobación de cargos.

Con respecto a la incorporación de costos excepcionales derivados de contratos BOMT se aclara que en los cargos regulados se reconocen los costos eficientes de prestación del servicio. Para efectos regulatorios los costos derivados de contratos entre los agentes no es un asunto a evaluar para efectos de establecer costos eficientes.

En relación con los mayores costos por pendientes empinadas y con la indexación según fechas de entrada en operación de los diferentes proyectos se anota que estos conceptos se recogen dentro de la valoración de ductos presentada en el Anexo 7 de la presente Resolución.

Mediante la comunicación E-2012-007787 del 15 de agosto de 2012 TGI presentó los siguientes comentarios y salvedades a la parte del dictamen del perito Hopf en la cual se responden las preguntas 6 y 7:

“Tras la lectura del peritaje referente a economías de escala por diámetros y longitudes en la construcción de gasoductos, al igual que las aclaraciones y complementaciones puestas en conocimiento de TGI por medio de la comunicación de la referencia, la Empresa encuentra que, en general, los planteamientos del perito son correctos. Sin perjuicio de lo anterior y el hecho de que al igual que los otros peritos (Ing. Oleksuk e Ing. Lamberson) la CREG exigió a los expertos a desconocer en sus análisis la infraestructura objeto de evaluación en el expediente tarifario, se observa que en este caso en particular, al utilizar la CREG una base de comparación con gasoductos construidos en Colombia, tal vicio de la prueba no lleva a la configuración de un error grave que obligara a TGI a objetar la misma.

Los resultados obtenidos por el perito respecto a las deseconomías de escala en gasoductos de corta longitud, tales como las variantes incluidas en la solicitud tarifaria, coinciden con lo expresado anteriormente por TGI a la CREG.

Siendo así, a continuación se presentan una serie de comentarios y salvedades al trabajo realizado por el Ing. Hopf, haciendo claridad que en caso de que la CREG no las acoja, la prueba no resultaría pertinente para el proceso y en esa medida se haría necesario subsanar dicho defecto.

A) Sobre la pregunta 6: A partir de su experiencia y de información relevante de gasoductos nacionales o internacionales, cuantificar las economías de escala por longitud que se pueden presentar en la construcción de gasoductos. Esto debe incluir la construcción de gasoductos desde 0,5 kilómetros hasta por lo menos 200 km. Estos resultados se deberán presentar numéricamente, de tal manera que se puedan determinar las diferencias porcentuales en costos unitarios para gasoductos de diferentes longitudes.

1. Para evitar incurrir en un error al aplicar los factores por economías de escala por longitud determinados por el perito, es fundamental que la CREG tenga en cuenta lo establecido por el perito sobre que el factor (multiplicador atribuible a la longitud de tubería corta) debe ser aplicado sobre la base de proyectos y no de sus segmentos constitutivos.

Según lo anterior, si la CREG decide incluir en la base de gasoductos de referencia para comparación los tramos del gasoducto de La Sabana, estos deben ser agregados según como fueron construidos (como proyectos) y no considerados de forma independiente en su evaluación de economías de escala por longitud. A continuación se presentan los tramos que se deberían agrupar para la evaluación de las economías de escala por longitud, dado que fueron construidos como parte de un mismo proyecto aun cuando su ejecución haya podido tomar varios años:

(…)

Proyecto	Segmentos Constitutivos	Longitud (km)
Leona - Gachancipá	Leona – Tocancipá y Tocancipá – Gachancipá.	8,24
Briceño – Leona	Briceño – Ceramita – Sopó y Briceño – Leona.	5,39
Chía - Tenjo	Chia – Tabio y Tabio – Tenjo.	15,77
Chía - Cota	Chia – Cota.	7,67
Cota – Madrid - Entradas Bogotá	Cota – Calle 80, Calle 80 – La Ramada, La Ramada – Funza – Mosquera, Mosquera – Madrid, Cota – Suba y La Ramada – Rio Bogotá (Calle 13).	32,89
Madrid – Facatativá – Zipacón	Madrid – Facatativá, Talanquera – Bojacá y Bojacá – Zipacón.	21,75
Mosquera - Soacha	Mosquera – Soacha.	14,52

Adicionalmente a lo comentado en los párrafos previos, vale la pena resaltar que algunos de los proyectos enunciados fueron construidos junto con las secciones correspondientes a una porción de las redes de distribución lo cual implica que, para efectos de determinación de economías de escala, las longitudes totales de los mismos incluso superan las presentadas en la tabla anterior”.

Sobre lo anterior se precisa que en la valoración de ductos presentada en el Anexo 7 de la presente Resolución se incluye la agrupación de gasoductos propuesta por TGI para el caso de los gasoductos de La Sabana.

“

2. Con respecto al comentario planteado por TGI sobre la necesidad de que en el caso de las variantes el regulador no descuente el tramo objeto de bypass cuando este no se ha amortizado en su totalidad al no haber completado su vida útil normativa, destacamos la respuesta del perito en el sentido que 'cualquier regulación de tarifas que inadvertidamente introduzca trabas al adecuado mantenimiento que protege la seguridad pública y la confiabilidad del sistema de entrega, debe ser evitada'; sin embargo, al afirmar que 'El factor de corrección para economías de escala relativas a la longitud ha sido desarrollado para nuevas inversiones planeadas que mejoran la eficiencia, incrementan la capacidad, o añaden clientes, no para grandes reparaciones para la seguridad pública o confiabilidad' estaría induciendo a un error grave por cuanto la construcción de las variantes, debido a su reducida longitud, presenta considerables deseconomías de escala que deben ser reconocidas por el regulador.

En este sentido nos permitimos solicitar respetuosamente que la CREG aplique los resultados del dictamen a las variantes que se encuentran incluidas en la solicitud tarifaria de TGI, so pena de que como se indicó al inicio de este documento, la prueba se torne impertinente para el proceso al no ajustarse a la realidad de la infraestructura objeto de evaluación.

3. Destacamos el que el perito reconozca que los Andes y la geografía humana y física de Colombia representan algunos de los desafíos más grandes que la industria de tuberías ha enfrentado, situación que debe ser tenida en cuenta por la CREG en el cálculo de los cargos por transporte; ahora bien, en este punto es preciso insistir que a pesar de las particularidades y retos que representa la construcción de la infraestructura en estas condiciones, la CREG no le permitió al perito utilizar la información de los gasoductos evaluados”.

Sobre lo anterior se precisa que en la valoración de ductos presentada en el Anexo 7 de la presente Resolución también se aplica a variantes. De otra parte, ya se indicó que de acuerdo con la metodología no hay lugar a utilizar como patrón de comparación la infraestructura objeto de evaluación.

“

B) Sobre la pregunta 7: A partir de su experiencia y de información relevante de gasoductos nacionales o internacionales, cuantificar las economías de escala por diámetro que se pueden presentar en la construcción de gasoductos. Esto debe incluir la construcción de gasoductos desde 4 pulgadas hasta por lo menos 32 pulgadas. Estos resultados se deberán presentar numéricamente, de tal manera que se puedan determinar las diferencias porcentuales en costos unitarios para gasoductos de diferentes diámetros.

4. El perito manifiesta con respecto a los mayores costos que implica utilizar diámetros no comerciales (ejemplo 14”, 18” y 22”), que el impacto es sólo en válvulas y accesorios, pero no para la tubería de línea, ya que esta última la fabrican sobre pedido, planteamiento con el que TGI está de acuerdo. Sin embargo, es errado plantear que no se debe compensar el mayor valor de las válvulas y accesorios (el cual puede representar un incremento del 0,5% en el costo del gasoducto) por considerarlo no eficiente, cuando precisamente lo ineficiente sería construir un gasoducto de un diámetro mayor al que se requiere en atención únicamente a la disponibilidad de dichos accesorios. De esta manera se llama la atención de la CREG sobre la equivocación contenida en dicho planteamiento.

Considero que, si la CREG tiene en cuenta los comentarios, salvedades y llamados de atención anteriormente indicados, el peritaje presentado por el Ing. Hopf resulta pertinente y útil dentro del trámite del expediente regulatorio”.

Las anteriores inquietudes se le plantearon al perito Hopf, quien las analizó dentro del informe final del dictamen pericial.

Mediante la comunicación E-2012-008308 del 30 de agosto de 2012 TGI presentó los siguientes comentarios y salvedades al aparte del dictamen del perito Hopf mediante el cual se responde la pregunta 8.

“

- TGI destaca y comparte el comentario del perito en el sentido que 'La metodología de la CREG no necesita, en este momento, compensar por las ventajas o desventajas de instalar líneas en los corredores existentes, ya que su utilización no es obligatoria y los corredores no se han desarrollado en Colombia hasta el punto en que importantes ventajas en los costos de construcción estén disponibles', puesto que las condiciones en las cuales actualmente se construyen gasoductos con derecho de vía compartido en Colombia difieren notablemente con respecto a las consideradas por el perito en la cuantificación de los ahorros que se podrían generar. Tal como el mismo perito lo manifiesta 'Las ventajas de ahorro de costos para un derecho de paso compartido asumen que el nuevo gasoducto o bucle se puede instalar por lo menos a 12 metros de todas las líneas existentes. Mi mejor estimación de los ahorros perdidos, si la distancia de separación se reduce sería que a los 6 metros, las ventajas de costo se perderían debido a la excavación más lenta, la doble manipulación de los despojos, y la revisión adicional de la ubicación de las líneas existentes'.

- El perito afirma que en su análisis no consideró la construcción de segmentos de tubería en un ancho limitado de espacio, por lo tanto TGI reitera que estos costos deberían ser reconocidos por la CREG; la construcción en terrenos angostos (lomos angostos) implica dificultades adicionales, que hasta el momento no han sido tenidas en cuenta en los análisis presentados por los diferentes peritos. TGI reitera lo solicitado en la comunicación del 2 de Agosto de 2012^[43] sobre la inclusión dentro de la definición del factor de Terreno Extremo, de lomos angostos donde el espacio disponible sea igual o inferior a 6 metros respecto a las líneas existentes.

- El concepto del perito no incorpora algunos factores identificados por TGI durante la ejecución de los proyectos, los cuales ocurren simultáneamente teniendo un mayor impacto en los costos. La incertidumbre sobre el reconocimiento de estos costos es mayor teniendo en cuenta que no es claro cómo los va a considerar y valorar la CREG.

- Con respecto a la siguiente fotografía presentada por TGI en el Anexo 1, sobre la cual el perito manifiestó que se 'muestra la oruga trabajando sobre la línea existente de petróleo crudo (rojo) y la línea de gas de TGI (negro) para instalar un nuevo bucle de línea de gas (azul) sin necesidad de la protección de plancha de acero', vale la pena aclarar que en este caso se generaron costos adicionales a TGI, no reconocidos, asociados a la construcción de coberturas requeridas para la protección del oleoducto de Ocensa y la línea existente de gas en aquellos sitios donde la profundidad fuera inferior a 1.8 metros.

(…)

- No estamos de acuerdo con el perito cuando afirma que 'generalmente un corredor compartido reduce el número de cruces necesarios de la tubería', ya que el número de cruces aumenta en la medida que el tubo nuevo tenga que hacer frecuentes cambios de hombro debido a restricciones de topografía, ambientales o de construcciones. Esto implica mayores costos de construcción.

- Tal como el mismo perito lo afirma, no han sido cuantificados los costos adicionales de movilizar el Ejército Nacional de Colombia para la vigilancia y protección de las zanjas abiertas, los cuales por ser una condición especial de seguridad que se presenta en nuestro país, deberían ser incluidos por la CREG en el cálculo de los cargos.

Considero que, si la CREG tiene en cuenta los comentarios y salvedades anteriormente indicados, el peritaje presentado por el Ing. Hopf resulta pertinente y útil dentro del trámite del expediente regulatorio”.

De lo anterior se entiende que TGI plantea la existencia de aspectos, tales como lomos angostos y coberturas para protección de ductos, que no se recogen en los valores estimados por el perito. Sobre el particular se anota que la valoración de ductos presentada en el Anexo 7 de la presente Resolución incorpora elementos que mitigan incertidumbres en la valoración de algunas de las variables que afectan el costo total.    

IV. ANÁLISIS DE LAS PETICIONES DE LOS RECURRENTES

En esta sección se analizan las peticiones de cada recurrente.

A. Peticiones de Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.

A continuación se analizan simultáneamente la primera petición y la petición subsidiaria presentada por la recurrente, dado que ambas se refieren al cargo estampilla principal.

1. Frente a la petición de mantener el cargo estampilla principal

y,

2. Frente a la petición subsidiaria de mostrar los estudios de beneficio/costo que soportan la decisión de eliminar la estampilla principal

Sobre la estampilla que menciona la recurrente conviene indicar que en la Resolución CREG 125 de 2003 se estableció un cargo denominado “cargo estampilla gasoductos principales”. Este cargo estampilla remunera el 10% del valor eficiente de la inversión de los gasoductos que en la Resolución CREG 125 de 2003 se denominaron “principales”. El 90% de la inversión se remunera a través de cargos por distancia.

En los cargos adoptados con base en la metodología el 100% del valor de la inversión eficiente de los gasoductos “principales” se remunera a través de cargos por distancia. Es decir, en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 no se estableció la estampilla principal de tal manera que el 100% de la inversión en gasoductos “principales” se remunera a través de cargos por distancia.

La recurrente solicita que “se mantenga el cargo estampilla principal para no afectar a los usuarios ya conectados al sistema…” y presenta los siguientes argumentos para sustentar su petición:

“La regulación de remuneración a la actividad de transporte de gas para el sistema del interior contenida en la Resolución 125 de 2003, incorporaba un cargo denominado Estampilla Principal, que pagaban la totalidad de los usuarios del sistema y remuneraba el 10% de la inversión de los gasoductos principales del interior. Este cargo estampilla se adoptó con el propósito de hacer que el gas fuera competitivo en aquellas poblaciones más alejadas de los campos, como parte de un programa de masificación del gas natural y, como mecanismo para viabilizar la prestación del servicio en los extremos más alejados de los campos. Por lo tanto, la señal de precio consideraba la existencia de este cargo que distribuye el 10% de la inversión total del sistema entre la demanda de los gasoductos principales permitiendo extender las coberturas e incrementar la demanda.

Desde la aprobación de los cargos de transporte en el año 2003 hasta la fecha, las empresas distribuidoras de gas han llevado a cabo ambiciosos programas de inversión, llevando el gas a más de cinco millones setecientos mil usuarios de los cuales, más de cinco millones seiscientos mil, son residenciales. Las coberturas de gas de las empresas distribuidoras se han incrementado en un 22% desde el año 2000 y las poblaciones atendidas en un 196%. En la Región Pacífica, particularmente, ubicada en el extremo del sistema, el número de usuarios de gas se ha incrementado en un 477% desde al año 2000, respondiendo a una tasa de crecimiento anual de 19%. Si se considera solamente la demanda comercial e industrial del interior, ésta ha crecido en la década un 395% respondiendo a un ritmo de crecimiento anual de 17%. También se destacan el número de vehículos convertidos y, la demanda de GNV, que en la década, aumentó un 690% con una tasa de crecimiento anual de 23%.

Estos nuevos usuarios y los incrementos de consumo responden a las señales de precio de la regulación, dentro de las que se incluyen los cargos de transporte que enfrentan los diferentes mercados. Por lo tanto, los usuarios que decidieron sustituir a gas natural consideraron las señales de precios de la CREG para tomar decisiones de conversión, sustitución, localización y consumo.

La eliminación de la estampilla principal implica que los usuarios y la demanda ya conectada en algunas regiones, tendrá que enfrentar precios mayores por el efecto del cambio regulatorio. De esta forma, la CREG está alterando las señales iniciales de precio y las reglas de juego para la demanda ya conectada que, en las regiones afectadas, tendría que pagar mayores precios incidiendo negativamente en la competitividad del combustible. La modificación en la política regulatoria tiene un impacto considerable para los usuarios de los mercados relevantes atendidos por Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. en los Departamento del Huila, Tolima y Cundinamarca, como se ilustra en las siguientes tablas:

(…)

la eliminación de la estampilla principal implica que los usuarios atendidos por Alcanos de Colombia S.A. E.S.P., asumirán un incremento adicional de 7% si el gas proviene de Ballena y de 6% si el gas proviene de Cusiana (pareja de cargos 100% capacidad) frente a los incrementos que observarían si se mantiene el cargo estampilla principal.

Una situación similar se presenta con los usuarios ubicados en el Departamento del Cauca y Caldas y, con la totalidad de los usuarios de esta región del país…

La modificación del esquema regulatorio tiene las siguientes implicaciones:

- La competitividad del gas natural se ve seriamente afectada con lo cual se compromete el potencial de crecimiento del sector.

- La demanda ya conectada verá impactada su estructura de costos afectando su productividad y competitividad. Esto implica que se golpea directamente el sector real de la economía en el sur del país.

- Los usuarios que tomaron decisiones de sustitución a gas o aquellos que realizaron nuevas inversiones y aún no han amortizado sus activos, verán afectadas sus condiciones de recuperación de inversión.

- La demanda de gas natural es elástica en todos los segmentos pero, altamente elástica en el sector industrial. Este cambio en las reglas de juego incidirá en las decisiones de consumo de la demanda ya conectada con lo cual:

- Se compromete la recuperación de la inversión de los activos hundidos del sistema; particularmente las inversiones de distribución.

- Desde el punto de vista del sector real de la economía, se incurriría en ineficiencia económica puesto que los usuarios conectados a gas tendrían que reinvertir para convertirse a otro sustituto más competitivo. De esta forma, se multiplica la inversión afectando la eficiencia del aparato productivo del país.

- Las contracciones de la demanda asociadas a los incrementos de precios implicarán cargos mayores para el mercado medio que continúe consumiendo gas natural en el futuro. Esto afecta la eficiencia económica y bienestar del consumidor y particularmente de nuestros usuarios regulados.

Igualmente, queremos llamar la atención sobre el impacto que esta política regulatoria tiene sobre las poblaciones que actualmente se atienden a través de la figura de gasoducto virtual y para las cuales existen planes de conexión a través de gasoductos físicos. En el caso de poblaciones ya atendidas, el gas pierde significativamente su competitividad poniendo en riesgo la recuperación de la inversión del distribuidor y las inversiones que realizaron los usuarios en conexión, instalación interna y gasodomésticos. Para las que aún no cuentan con conexiones, se compromete la viabilidad de los proyectos de cobertura, algunos ya presentados ante la CREG. En particular, los mercados afectados y atendidos por Alcanos son municipios del Cauca, incluidos Popayán y Piendamó, y las coberturas en el departamento de Nariño, incluido Pasto, afectando significativamente el potencial de crecimiento del sector y el principio de cobertura universal de los servicios públicos. Los diferentes casos se exponen a continuación:

- Popayán: El municipio de Popayán cuenta con un total de 57.458 predios, de los cuales los predios anillados ascienden a 51.979, de estos se han conectados al servicio 24.204 con una cobertura del 46,5%. Se pone el riesgo la conexión a 27.775 usuarios y la extensión del servicio a 5.479 usuarios no anillados.

- Piendamó: El municipio de Piendamó cuenta con un total de 4.324 predios, de los cuales se han anillado 2.729; con servicio hay 850, con una cobertura de servicio del 31.11%. La cobertura potencial por atender es de 1.595 usuarios, y la exptención del servicio a 1.598.

- También es importante destacar que el gasoducto Cali - Popayán se encuentra en construcción y estará listo para operación en aproximadamente 15 días. Esto implica que los aumentos tarifarios en el sistema transporte de TGI pueden comprometer seriamente la recuperación de esta inversión.

- Por otra parte, es importante mencionar que la viabilidad de coberturas en Nariño puede verse seriamente comprometida. Como es de conocimiento del regulador, se aprobaron cargos de distribución y comercialización para el municipio de Pasto y la empresa se encuentra en el proceso de adelantar las inversiones para hacer viable la prestación del servicio. Sin embargo, los incrementos en los cargos de transporte y el cambio de metodología que elimina la estampilla principal, hacen que el gas pierda competitividad con lo cual se arriesga la viabilidad de extender el servicio a esta población.

Es importante destacar que este tipo de modificaciones metodológicas deberían sustentarse en análisis de impacto y de beneficio/costo por parte de la regulación. Estos estudios no se encontraron en el Documento 085 de 2011 y, en consecuencia, no son claros los beneficios que percibe el regulador con el cambio metodológico. Del análisis de la CREG, no es factible determinar los efectos del cambio a futuro sobre la productividad económica y el bienestar del consumidor.

Para el sector real de la economía y, para los usuarios en general, es necesario que la regulación mantenga un grado razonable de estabilidad metodológica en materia de señales de precios. Por lo tanto, se solicita que la CREG considere que la demanda tomó decisiones con base en las señales regulatorias y que, un cambio en estas señales, compromete inversiones que el sector real de la economía realizó durante el período anterior. Igualmente, se solicita a la CREG tener en cuenta que las empresas distribuidoras realizaron considerables inversiones que se amortizan en períodos largos y que, contracciones de demanda, pueden comprometer la recuperación de la inversión y la tasa de retorno de capital esperado. Si bien los agentes, bajo el esquema regulatorio vigente, asumen riesgos de demanda y aquellos que son propios de la actividad comercial, estas contracciones se asociarían a una determinación del regulador y no a un riesgo de gestión comercial del mercado o a cambios en los ciclos económicos del país.  

(…)

Si la CREG resuelve mantener la modificación, solicitamos que se muestren los estudios de beneficio/costo que soportan la decisión mostrando los impactos que sobre la demanda de gas, la productividad económica y el bienestar de los consumidores tiene la eliminación del cargo estampilla principal para el agregado del sistema”.

En resumen, la recurrente plantea que la eliminación de la estampilla implica que los usuarios deban pagar mayores precios por el gas natural y esto incrementa el riesgo de demanda en las actividades desarrollas por la recurrente. Así mismo, la recurrente solicita que no se elimine el cargo estampilla principal y, en síntesis, expone los siguientes argumentos puntuales para que se mantenga la estampilla principal:

1. La estampilla principal aprobada en 2003 se adoptó con el propósito de hacer que el gas fuera competitivo en poblaciones alejadas de los campos, y como mecanismo para viabilizar la prestación del servicio en los extremos más alejados de los campos.

2. Desde el año 2003, cuando entraron en vigencia los cargos que incluyen la estampilla principal, se ha aumentado de manera importante la cobertura del servicio de gas, incluyendo el gas natural vehicular y aquellas zonas ubicadas en el extremo del sistema, como la región del Pacífico.

3. La eliminación de la estampilla hace que el gas natural pierda competitividad y compromete la viabilidad de los proyectos previstos para ampliar la cobertura del servicio

4. Al eliminar la estampilla principal la CREG está alterando las señales iniciales de precio y las reglas de juego para la demanda ya conectada.  

5. La eliminación de la estampilla principal implica incrementos del 6% al 7% para los usuarios atendidos por la recurrente, frente a los incrementos que se observarían si se mantiene el cargo estampilla principal, lo cual afecta la competitividad del gas.

Sobre el riesgo de demanda debe indicarse que en general, en Colombia, de acuerdo con la regulación vigente, los agentes de la cadena de prestación del servicio público domiciliario de gas natural asumen el riesgo de demanda durante el período tarifario. Consecuentemente, este riesgo es incorporado en las tasas de descuento utilizadas para establecer los cargos regulados. En tal sentido, un eventual riesgo de demanda, atribuible a la eliminación del cargo estampilla principal, no es argumento suficiente para justificar que se mantenga el cargo estampilla como lo solicita la recurrente.

A continuación se analizan y resuelven los argumentos puntuales de la recurrente, resumidos antes de uno (1) a cinco (5), para que se mantenga la estampilla principal.

Con respecto al primer argumento, relacionado con el propósito con el cual se estableció la estampilla principal aprobada en 2003, es pertinente considerar el siguiente aparte del documento soporte de la Resolución CREG 013 de 2003 (Documento CREG 014 de 2003), por la cual se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de Ecogas:

“4.2 Estructura de Agrupación de Gasoductos

Se propone considerar una agrupación y estructura tarifaria tal que se presenten las menores variaciones tarifarias para todos los usuarios del Sistema de Transporte. Se ha encontrado que la agrupación y estructura tarifaria que mejor cumple con lo anterior, sin comprometer la señal de distancia, es la siguiente:

-  Tarifa estampilla para todos los gasoductos ramales.

- Tarifa estampilla para el 10% de la inversión correspondiente a gasoductos principales.

- Tarifas por distancia para el 90% de la inversión correspondiente a gasoductos principales.

Lo anterior no incluye el tramo Morichal – Yopal y Ramales de Boyacá y Santander. Para estos gasoductos se propone establecer tarifa independiente tal como está aprobado actualmente. De otra parte, el tramo Mariquita – Neiva se divide en dos partes a saber: Mariquita - Gualanday (incluyendo Montañuelo – Gualanday) y Neiva – Gualanday”.

De acuerdo con el anterior texto, la estampilla principal, o estampilla correspondiente al 10% del valor de la inversión en gasoductos principales, hace parte de la agrupación y estructura tarifaria adoptada de tal forma que se presentaran, en su momento, las menores variaciones tarifarias para todos los usuarios del sistema de transporte.

De lo anterior se deduce que el objeto de la estampilla principal era contribuir a que, en su momento, se presentaran las menores variaciones tarifarias para todos los usuarios. De esto no podría concluirse que, desde el punto de vista regulatorio, la estampilla principal se adoptó con el propósito de hacer que el gas fuera competitivo en poblaciones alejadas de los campos, y como mecanismo para viabilizar la prestación del servicio en los extremos más alejados de los campos, como lo anota la recurrente.

En el segundo y tercer argumento se da a entender que el objetivo de aumentar la cobertura del servicio debe primar sobre las señales de eficiencia en transporte. Sobre el particular debe decirse que, de acuerdo con los criterios tarifarios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la CREG establecer fórmulas tarifarias que reflejen los costos eficientes de prestar el respectivo servicio. En el caso de la actividad de transporte de gas, y dada su configuración radial, la CREG ha introducido gradualmente la señal de distancia como una buena aproximación de costos eficientes en la prestación del servicio. La gradualidad es una medida para mitigar posibles impactos sobre los agentes.

Los cargos adoptados con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 introdujeron cierto nivel de estampilla para los gasoductos principales, o “red tipo I” como se define en metodología, en algunos sistemas de transporte. En los cargos adoptados con base en la metodología se eliminó ese nivel de estampilla como medida para mejorar la aproximación a costos eficientes en la prestación del servicio. Esta última medida se plasmó en el documento soporte de la Resolución CREG 126 de 2010^[44] en los siguientes términos:

“… con la propuesta se quiere fortalecer los incentivos económicos que conduzcan al emprendimiento de proyectos donde no se presenten deseconomías de escala y se deriven asignaciones en las cuales los consumidores elijan los energéticos más eficientes desde el punto de vista económico, sin distorsión de precios.

(…)

En tal sentido, esta entidad encuentra conveniente que en el transcurso del nuevo período tarifario se reduzcan gradualmente las diferencias en los grados de estampillamiento existentes en los gasoductos 'tipo I' entre los diferentes sistemas de transporte de gas natural. Lo anterior sin afectar la estampilla de los gasoductos 'tipo II'.

Lo anterior está en concordancia con la política planteada desde los inicios de la masificación del gas en el país. Por ejemplo, una de las estrategias planteadas para incrementar el consumo fue “acercar los precios a los costos reales de producción y prestación de los servicios. De esta forma se racionalizará el consumo de los diferentes energéticos y el consumo nacional se acercará a una balanza energética óptima en términos económicos”^[45].  

Así, se concluye que desde el punto de vista regulatorio la cobertura también debe estar sujeta a la eficiencia de que trata la Ley 142 de 1994. Es impreciso dar a entender que la cobertura del servicio está separada de una señal de eficiencia en la prestación del servicio de transporte, como parece indicarlo la recurrente.

Con relación al cuarto argumento, relacionado con un posible cambio de reglas, se debe indicar que la Ley 142 de 1994, artículo 126, establece un límite en el tiempo para la vigencia de las fórmulas tarifarias, de cinco años, antes de los cuales solamente puede ser modificada en los eventos expresamente señalados en esta norma. Adicionalmente, en tratándose de fórmulas tarifarias, el artículo 127 de esta misma ley prevé expresamente la posibilidad de modificarlas cada cinco años. En otros términos, las fórmulas tarifarias tienen un periodo de estabilidad de cinco años, pasado el cual, es posible modificarlas.

De otra parte, tanto en la doctrina extranjera como en la nacional, a partir del estudio de la jurisprudencia de las altas cortes, se concluye que la modificación de los actos de carácter general siempre es posible, lógicamente hacia el futuro.

De Laubadére, Venecia y Gaudemet, (“Traité de Droit Administratif, Tome I, número 780. LGDJ. París 1984), exponen:

“A) Respecto de los reglamentos el retiro-abrogación es siempre posible. Todo reglamento administrativo puede ser siempre modificado o abrogado por la autoridad que lo ha proferido (jurisprudencia constante: ver por ejemplo: C.E.17 de marzo de 1911, Blanchet, p. 322). Aún cuando en el reglamento se ha adoptado una cierta duración, el mismo puede ser modificado antes de la expiración de este plazo (C.E. 25 de junio de 1994 Syndicat Meuniere D. 1955, 49, concl. J Donnedieu de Vabres; cf Galabert et Gentot chron, Jur. A.J.D.A. 1961.74)”.

Así mismo, a nivel constitucional se ha reconocido que la facultad de regular debe tener en cuenta la evolución del sector, por lo que la normativa que se expida en ejercicio de esta atribución tiene un carácter flexible y dinámico, sujeto a los principios y criterios previstos en materia tarifaria, así como de la prestación de los servicios públicos domiciliarios, frente a lo cual se ha expuesto:

“Adicionalmente, la regulación es una actividad continua que comprende el seguimiento de la evolución del sector correspondiente y que implica la adopción de diversos tipos de decisiones y actos adecuados tanto a orientar la dinámica del sector hacia los fines que la justifican en cada caso como a permitir el flujo de actividad socio-económica respectivo. La función de regulación usualmente exige de la concurrencia de, a lo menos, dos ramas del poder público y es ejercida de manera continua por un órgano que cumple el régimen de regulación fijado por el legislador, que goza de una especial autonomía constitucional o independencia legal, según el caso, para desarrollar su misión institucional y cuyo ámbito de competencia comprende distintos tipos de facultades”^[46].

Así mismo, las modificaciones regulatorias adoptadas por la Comisión parten del cumplimiento de los presupuestos del principio de confianza legítima, toda vez que estas se basan en criterios objetivos previstos en la Constitución Política, así como en la Ley 142 de 1994, en la medida que las situaciones jurídicas, en este caso, relativas al esquema de la estampilla previsto en la Resolución CREG 001 de 2000, no tienen un carácter perpetuo, por lo que son situaciones modificables.

Se concluye de lo anterior que el hecho de que los cargos adoptados con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 hayan incorporado un determinado esquema de estampilla, no impide que la CREG, en ejercicio de su facultad regulatoria, pueda modificar el esquema de estampilla que regirá para el siguiente periodo.

En consecuencia, es imprecisa la afirmación de la recurrente en el sentido de que la eliminación de la estampilla de gasoductos principales altera las señales iniciales de precio y las reglas de juego para la demanda ya conectada.

Con respecto al quinto argumento, relacionado con incrementos tarifarios y competitividad del gas, conviene señalar:

i) Mediante la Resolución CREG 119 de 2011 la Comisión aprobó una opción tarifaria para definir los cargos máximos de prestación del servicio de transporte. Esta opción tarifaria permite que el transportador aplique gradualmente los incrementos que se puedan presentar en los nuevos cargos de transporte.

ii) De acuerdo con los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994, la regulación de la CREG debe propender por la eficiencia económica. Ya se indicó que para el caso de la actividad de transporte de gas se adoptó la distancia como medida parar mejorar la aproximación a costos eficientes en la prestación del servicio. Esta medida es consistente con aquellas adoptadas por la CREG al momento de regular el servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo, GLP, sustituto del gas natural. En tal sentido, la competitividad del gas, entendida como los precios del gas frente a otros energéticos sustitutos, está sujeta a la eficiencia económica incorporada en la regulación.

De lo anterior se concluye que con respecto a las estampillas en transporte de gas la CREG se ha sujetado a los criterios de Ley, y ha aplicado mecanismos de gradualidad para mitigar impactos en los agentes.

Por las anteriores razones los argumentos de la recurrente no pueden prosperar, y por lo tanto no hay lugar a modificar el esquema de estampilla incorporado en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011.

A continuación se analizan simultáneamente la segunda y tercera petición presentada por la recurrente, dado que ambas se refieren a las demandas de gas consideradas en el cálculo tarifario.

3. Frente a la petición de revisar la totalidad de las demandas de capacidad y volumen de gas asociadas al sector termoeléctrico

y,

4. Frente a la petición de revisar la proyección de demanda de capacidad del distribuidor comercializador y de usuarios no regulados, e incorporar nuevas demandas contratadas  

Sobre la demanda térmica la recurrente anota, entre otros aspectos, los siguientes:

“… con la información disponible, tanto en el expediente como en los anexos del documento 085 de 2011, no es factible determinar ni las capacidades ni los volúmenes presentados por TGI para el sector termoeléctrico. Sin embargo, la Circular 73 de 2010 muestra la demanda de capacidad solicitada por el transportador y la capacidad contratada por el sector termoeléctrico…

Las caídas en la demanda son significativas para la mayoría de los gasoductos y, en particular, para los tramos Barranca-Sebastopol, Sebastopol-Vasconia y Vasconia - Mariquita. Las proyecciones conservadoras no encuentran justificación en el expediente tarifario. Consideramos que asumir una contracción absoluta de demanda por parte de las térmicas es desacertado, más aún cuando el sistema efectuó inversiones significativas en ampliación de capacidad y, el transportador propone ampliar aún más la capacidad de algunos gasoductos como se analizará posteriormente.

(…)

Además debe tenerse en cuenta:

- Que no todas las térmicas del país pueden respaldar sus obligaciones de energía firme solamente con líquidos.

- Que la logística de suministro de líquidos para la totalidad de las plantas puede comprometer el despacho termoeléctrico durante los períodos de hidrología crítica.

-  Que algunas plantas y, particularmente la que utiliza jet fuel, difícilmente podrán contratar en firme el combustible líquido para respaldar obligaciones.

- Que las plantas pueden contratar gas interrumpible de forma tal que despachen cuando el precio de bolsa les permita cubrir sus costos marginales.

- Que la regulación prevé contratos de OCG y firmeza condicionada que viabilizan la contratación de suministro de los agentes térmicos.

- Que el regulador permitió que los termoeléctricos pacten libremente los cargos de transporte lo cual viabiliza el respaldo para cubrir obligaciones con gas natural.

- Que el gobierno y la CREG, que tiene como responsabilidad garantizar una oferta suficiente y eficiente de gas natural, han propuesto reformas a la comercialización de gas para propender por una mayor oferta por parte de los productores.

La totalidad de estos factores debe considerarse al proyectar la demanda termoeléctrica. Si se mantiene el supuesto de que ningún contrato termoeléctrico será renovado y las demandas, tanto de capacidad como de volumen no incorporan demanda térmica, la regulación estaría permitiendo una renta al transportador cuando:

- Se presenten contratos de capacidad o de volumen por parte de las plantas tanto en firme como en interrumpible.

- Se transporten volúmenes a través de transporte ocasional.

Una proyección de demanda significativamente castigada y conservadora implica eliminar la totalidad del riesgo comercial al transportador y, trasladar mayores costos a la demanda no termoeléctrica, que tendrá que asumir la totalidad de los costos de inversión (incluidas las ampliaciones)  y de AOM en el sistema de transporte de gas.

Por lo tanto, se solicita a la CREG revisar la totalidad de las demandas de capacidad y volumen de gas asociadas con el sector termoeléctrico y, de no efectuar ajustes, justificar debidamente los supuestos de contracción para las diferentes plantas del interior del país”.

Con respecto a la demanda no térmica la recurrente anota, entre otros aspectos, los siguientes:

“Si bien las proyecciones de demanda de la Resolución 110 de 2011 no permiten desagregar los consumos por tipo de remitente, con base en la información de demanda aprobada por el regulador y la contenida en la Circular 73 de 2010, se puede analizar el comportamiento de la demanda de capacidad asumida por el transportador…

Como se puede observar, la proyección asume caídas en la demanda a partir del año 6 para la mayoría de los tramos y, de ahí en adelante, un estancamiento de la demanda tanto de capacidad como de volumen con excepción del tramo la Belleza - Vasconia. Este comportamiento es totalmente conservador pues implica que no se espera ningún crecimiento sectorial, supuesto contrario a las proyecciones del comportamiento general de la economía. De esta forma, el transportador procura amortizar la totalidad de las inversiones y las ampliaciones de capacidad del sistema, con base en los usuarios no térmicos conectados actualmente, encareciendo significativamente el costo de prestación del servicio. De presentarse un comportamiento más acorde con lo esperado en el país en materia de crecimiento económico, la tarifa aprobada estaría permitiendo una renta a este agente, sacrificando el bienestar de los consumidores, la productividad del sector real de la economía y la competitividad de la industria nacional.

2.3. Gasoducto Mariquita Gualanday.

Para el caso del gasoducto Mariquita - Gualanday contamos con información más precisa por pertenecer al área de influencia de nuestro mercado. La siguiente tabla muestra el comportamiento de la demanda de acuerdo con la información del expediente tarifario.

Como se puede observar, tanto la proyección del transportador como la aprobada por la CREG, muestran un estancamiento de la demanda. Sin embargo, de acuerdo con nuestra información de mercado y comercial, el comportamiento de la demanda sería sustancialmente distinto como se ilustra en la siguiente gráfica considerando los consumos actuales de dos usuarios importantes conectados al sistema:

La gráfica muestra cómo la proyección del transportador, aprobada por la CREG, presume un estancamiento de la demanda del distribuidor comercializador y la contracción de la demanda de usuarios no regulados. Este comportamiento que, afecta significativamente la tarifa del tramo, no ha sido explicado por el transportador ni se ha fundamentado en un estudio del mercado.

Como se observa en la siguiente gráfica, la proyección implica que existirá un excedente de capacidad en el gasoducto para el cual, además, se presentan proyectos de inversión de ampliación de capacidad.

Por otra parte, es necesario destacar que Alcanos ha solicitado al trasportador capacidad adicional que no se incorporó en las proyecciones:

- Solicitud capacidad de transporte adicional a la contratada de 500 KPCD del tramo Mariquita – Gualanday de la cual nos aprobaron 500 KPCD hasta el 2015.

- A partir de Julio de 2015 se solicitó una capacidad adicional de 200 KPCD hasta el 2020 de los cuales fueron asignados 200 KPCD.

Con base en lo anterior, solicitamos una revisión del la proyección de la demanda de capacidad que considere un estudio de mercado que analice, particularmente, el comportamiento de la demanda del distribuidor comercializador y de los usuarios no regulados del tramo. Igualmente, que se incorporen las demandas contratadas no contempladas en la proyección aprobada por la Resolución 110 de 2011.

Queremos, sin embargo, notar que así como se presenta el caso en este gasoducto en particular, otros tramos de gasoducto pueden verse en situaciones similares afectando significativamente las tarifas de los usuarios de gas natural. Como se ilustra, es necesario que las proyecciones de demanda estén debidamente soportadas en estudios de mercado y sean acordes con supuestos macroeconómicos razonables.

2.4. Gasoducto Gualanday – Neiva

En el caso de este gasoducto, se solicitó una capacidad de transporte adicional a la contratada de 4000 KPCD de los cuales fueron aprobados solamente 2000 KPCD hasta el 2015, a partir de Julio de 2015 se solicitó una capacidad adicional de 9400 KPCD hasta el 2020 de los cuales fueron asignados 5800 KPCD. Estas nuevas capacidades no se encuentran incorporadas en la proyección de demanda aprobada por la Resolución 110 de 2011. Por lo tanto, se solicita ajustar la proyección.

Es importante mencionar que la solicitud no fue totalmente atendida a pesar de que el gasoducto cuenta con capacidad excedentaria como se ilustra en la siguiente gráfica:

De acuerdo con TGI la solicitud no puede ser atendida por restricciones en otros tramos del sistema”.

La anterior exposición se puede resumir en dos puntos: i) la recurrente cuestiona los supuestos y soportes utilizados por TGI para establecer la proyección de demanda tanto del sector termoeléctrico como del sector no termoeléctrico; y ii) la recurrente plantea que en los gasoductos Mariquita – Gualanday y Gualanday – Neiva hay nueva información de demanda que debería incluirse en las proyecciones de demanda para efectos tarifarios.

Con respecto al primer punto se deben considerar las siguientes disposiciones, establecidas en la metodología:

“Artículo 9. Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen. La Demanda Esperada de Capacidad –  – y la Demanda Esperada de Volumen –  – se determinará de conformidad con lo dispuesto a continuación:

a) El transportador reportará las Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen para cada tramo o grupo de gasoductos, sin considerar las demandas de los proyectos que forman parte de las IAC. Estas demandas deberán estar debidamente soportadas con criterios técnicos objetivos tales como escenarios macroeconómicos, infraestructura prevista, análisis de mercado, contratos firmes de transporte vigentes para el Periodo Tarifario , etc.

(…)

b) Una vez se inicie el trámite administrativo tendiente a resolver la solicitud tarifaria, el Director Ejecutivo de la CREG publicará, mediante circular, las Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen reportadas por el transportador, así como la capacidad total contratada declarada por el agente.

c) Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la circular de la CREG, los terceros interesados podrán enviar preguntas y comentarios a la CREG en relación con las proyecciones de demanda del transportador. De estas preguntas y comentarios se dará traslado al transportador para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles siguientes al recibo, responda las preguntas y se pronuncie sobre los comentarios, en documento que deberá presentar a la CREG dentro de este último plazo.

d) La CREG analizará la información mencionada en los literales a) y c) de este numeral, la confrontará con la disponible en la Comisión y podrá exigir explicaciones al transportador, de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición.

Así mismo, la CREG podrá decretar pruebas dentro del proceso tarifario para evaluar las proyecciones de demanda reportadas por el respectivo agente. De ser necesario, la CREG exigirá que se ajuste la proyección de demanda.

e) En todo caso, no se admitirán Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen inferiores a aquellas que resulten de aplicar el Factor de Utilización Normativo que se define en el numeral 9.1 de la presente Resolución.

f) Las demandas resultantes de los análisis previstos en los literales d) y e) de este numeral corresponderán a las variables  y , y serán la base para el cálculo de los cargos de transporte”.

Las anteriores disposiciones establecen el procedimiento que debe seguir la Comisión para determinar las demandas que se utilizan en el cálculo tarifario. Este procedimiento involucra los siguientes pasos:

i) Publicar, mediante circular, las demandas reportadas por el trasportador. Para el caso de TGI este paso se surtió mediante la Circular No. 073 del 5 de noviembre de 2010.

ii) Recibir preguntas y comentarios, por parte de terceros interesados, en relación con las proyecciones de demanda reportadas por el transportador. Cabe anotar que de la información que reposa en el expediente 2010-088 no se encuentra evidencia de que Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. haya presentado comentarios a las demandas reportadas por TGI de forma oportuna.

iii) Trasladar al transportador los comentarios recibidos sobre las demandas por parte de agentes y terceros interesados. Mediante la comunicación CREG S-2011-0000107 la Comisión le remitió a TGI los comentarios recibidos sobre las demandas de capacidad y volumen reportadas por TGI. La empresa respondió estos comentarios mediante la comunicación E-2011-001492.

iv) Solicitar ajustes al transportador en caso de que la Comisión así lo considere. Al analizar los comentarios recibidos de los agentes y terceros interesados, y las respuestas dadas por TGI, la Comisión no encontró razones que ameritaran solicitar a TGI aclaraciones o ajustes a las proyecciones de demanda reportadas en la solicitud tarifaria.

v) Realizar ajustes a las demandas según corresponda luego de aplicar el factor de utilización normativo, FUN. La Comisión aplicó el FUN y encontró necesario realizar ajustes en la proyección de demanda de los tramos de gasoductos Montañuelo – Gualanday, Morichal – Yopal y Gasoducto Boyacá – Santander^[47].

Cabe anotar que la Comisión ajustó las demandas esperadas de capacidad en aquellos años donde encontró que el valor reportado por TGI era inferior al valor contratado a través de contratos firmes. Es decir, para efectos tarifarios la demanda esperada de capacidad no puede ser inferior a la capacidad contratada en firme.

De lo anterior se observa que la metodología establece el procedimiento a seguir para fijar las demandas que se utilizarán en el cálculo tarifario. También se observa que la Comisión aplicó estrictamente dicho procedimiento.

Debe tenerse en cuenta que de la metodología se desprende que el transportador asume el riesgo de demanda durante el período tarifario, en concordancia con el modelo de transportador por contrato que rige en el mercado de gas en Colombia. Esto es, no hay lugar a ajustar los cargos regulados si la demanda real resulta ser distinta de la demanda utilizada para el cálculo tarifario. Así las cosas, la Comisión no modifica unilateralmente las proyecciones de demanda cuando resultan inferiores a la demanda real, como tampoco lo hace cuando resultan superiores. Lo anterior sin perjuicio de que la Comisión exija explicaciones al transportador, e incluso solicite ajustes en las demandas, si hay lugar a ello dentro del procedimiento establecido en el artículo 9 de la metodología.

Más aún, de la metodología se desprende que el riesgo de demanda recae en cabeza del transportador desde el momento en que presenta la solicitud tarifaria de conformidad con el artículo 30 de la metodología. En efecto, la Comisión ha entendido que para efectos de la solicitud tarifaria el horizonte de proyección se debe considerar a partir de la fecha de solicitud de aprobación de nuevos cargos para el período tarifario t. Así lo manifestó en los conceptos con radicados S-2010-003760 y S-2010-003808, publicadas en el sitio web de la CREG los días 14 y 16 de septiembre de 2010, respectivamente, con anterioridad a la fecha en la que se debía presentar la solicitud de cargos de conformidad con la Resolución CREG 126 de 2010 y su posterior modificación por la Resolución CREG 129 de 2010.

En conclusión, el riesgo de demanda recae en cabeza del transportador y dicho riesgo se asume desde el momento en que presentó la solicitud tarifaria.

Así mismo, dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 110 de 2011, y mediante la comunicación S-2012-000758, la Comisión trasladó a TGI las inquietudes de la recurrente sobre las proyecciones de demanda. Mediante la comunicación con radicado CREG E-2012-002757 TGI se pronunció sobre las inquietudes de la recurrente.  

Al analizar las inquietudes de la recurrente y las respuestas de TGI, la Comisión no encontró razones que ameritaran solicitar a TGI, dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición, aclaraciones o ajustes a las proyecciones de demanda.

De acuerdo con lo manifestado por TGI en la comunicación E-2012-002757, se entiende que posterior a la solicitud tarifaria, realizada en octubre de 2010, hubo incrementos en la capacidad contratada en los tramos Mariquita – Gualanday y Gualanday – Neiva. Como se indicó antes, este cambio en demanda hace parte del riesgo de demanda que se asigna al transportador desde el momento en que presentó la solicitud tarifaria. En tal sentido no es procedente admitir información nueva sobre la demanda de capacidad o la demanda de volumen para los tramos Mariquita – Gualanday y Gualanday – Neiva.

Con base en lo anterior no hay lugar a modificar las demandas consideradas en la Resolución CREG 110 de 2011 para el sector termoeléctrico, para los distribuidores – comercializadores y para la industria, como lo pide la recurrente.

5. Frente a la petición de eliminar inversiones en aumento de capacidad en aquellos tramos donde existe excedente de capacidad

La recurrente anota:

“Los cargos aprobados por la Resolución 110 de 2011 son sustancialmente mayores a aquellos que actualmente asumen los usuarios del interior del país. Estos incrementos se asocian, principalmente, con ampliaciones realizadas durante el período tarifario anterior no contempladas en la base tarifaria y nuevas ampliaciones propuestas para el siguiente período tarifario. También se deben a las proyecciones de demanda aprobadas que asumen la no renovación de contratos térmicos y un estancamiento de la demanda no eléctrica.

De acuerdo con la tabla 67 del documento CREG 085 de 2011, el aumento para una pareja de cargos 80% fijo – 20% el variable es de 70% para el recorrido desde Ballena hasta Neiva y 72% desde Cusiana. Esto a pesar de que la CREG solamente aprobó un 74% de la inversión presentada por el transportador.

Estos aumentos son muy significativos y comprometen la competitividad del gas para los usuarios del sistema. Los nuevos cargos pueden implicar pérdida de clientes, especialmente en los segmentos más elásticos de la demanda, con lo cual se arriesga la capacidad de los agentes de recuperar su inversión y mantener su acervo de capital, particularmente en la actividad de distribución.

Para analizar la eficiencia de la inversión, no basta con aplicar simplemente un factor de utilización. Tal y como lo establece la Resolución 126 de 2011, se debe proyectar la demanda considerando la infraestructura existente. Las ampliaciones de capacidad de gasoductos deberían ser acordes con la demanda esperada; de lo contrario, se compromete la eficiencia de la expansión.

(…)

Para la totalidad de los tramos que se utilizan para transportar el gas hasta la totalidad de los mercados atendidos por Alcanos de Colombia S.A. E.S.P, bien sea desde Ballena o desde Cusiana, el incremento en la base de inversión es de un 68%. Estas nuevas inversiones y, sobre todo las inversiones en aumento de capacidad, solamente se justifican si vienen asociadas a un mayor nivel de demanda o son necesarias para atender picos estacionales de consumo, en cuyo caso deben ser remuneradas por quienes requieren la capacidad excedentaria.

… para la totalidad de los tramos existe una capacidad excedentaria considerable, particularmente acentuada en el recorrido desde Ballena y en los tramos Barranca Sebastopol, Sebastopol - Vasconia y Vasconia – Mariquita. Es importante destacar que para estos tres tramos existen montos significativos de inversión en compresión…

En consecuencia, es necesario cuestionar la eficiencia de esta inversión cuando:

- No se asocia a un incremento de demanda esperada.

- Se asume que no va a haber renovación de contratos termoeléctricos

- No se requiere, en consecuencia, una capacidad excedentaria para dar flexibilidad al sistema y permitir picos de consumo asociados a generación.

Las nuevas inversiones en ampliación de capacidad, si se supone que no va a haber demanda termoeléctrica, carecen completamente de justificación puesto que el sistema no va a requerir excedentes de capacidad para manejar picos estacionales de consumo.

(…)

Del análisis anterior se puede concluir que no existe coherencia entre las inversiones en ampliación de capacidad realizadas y la demanda esperada del sistema. De mantenerse la proyección de demanda se remunerarían inversiones que no se requerían ni para atender nueva demanda ni para dar flexibilidad al sistema por requerimientos de consumo estacional.

Una conclusión similar aplica para los costos y gastos de AOM que, para algunos tramos, se incrementan significativamente por los mayores gastos asociados a las ampliaciones de capacidad y, particularmente, a gastos de compresión…

Como se puede observar, el costo unitario de la ampliación es muy significativo resultado de contar con un sistema con mayor capacidad que no se asocia con incrementos de demanda sino, por el contrario, enfrenta contracciones en los consumos del sector termoeléctrico y estancamiento en los consumos no eléctricos y, en algunos casos, contracciones de consumo del sector real”.

De lo anterior se entiende que la recurrente cuestiona el dimensionamiento de la infraestructura de transporte de TGI debido a que las demandas esperadas están por debajo de las capacidades máximas de los tramos de gasoducto. Sobre el particular es pertinente indicar:

i) La ampliación de capacidad de un sistema de transporte es discreta y no continua. Esto sucede porque no es técnicamente viable ni económicamente eficiente expandir la red frecuentemente (i.e. cada mes o cada año) en porciones exactas iguales al aumento de demanda en el mismo período. En cuanto a la parte técnica los equipos disponibles en el mercado para aumentar la capacidad de transporte, tales como ductos y estaciones de compresión, tienen dimensiones estándar. En la parte económica se presentan economías de escala que favorecen las expansiones de mayor magnitud.

ii) El factor de utilización es el mecanismo previsto en la metodología para evaluar, desde el punto de vista regulatorio, el dimensionamiento adecuado de la infraestructura de transporte. De acuerdo con la metodología el factor de utilización es un indicador de la utilización de un tramo o grupo de gasoductos con relación a su utilización potencial máxima. La metodología también define el factor de utilización normativo como el mínimo factor de utilización adoptado por la CREG como criterio de eficiencia para efectos tarifarios.

En el numeral 9.1.1 de la metodología, modificado mediante la Resolución CREG 097 de 2011, se establece en 0.5 el factor de utilización normativo para un gasoducto troncal. En general, esto significa que durante la vida útil normativa, que por lo general es de 20 años, un gasoducto debe tener una utilización mínima del 50% de su capacidad máxima^[48]. El factor de utilización se calcula por tramos o grupos de gasoductos. En caso de que el factor de utilización sea inferior al factor de utilización normativo la Comisión incrementa las demandas esperadas en el respectivo tramo o grupo de gasoductos hasta obtener el factor de utilización normativo.

Para el caso de TGI la Comisión aplicó el factor de utilización y encontró necesario realizar ajustes en la proyección de demanda de los tramos de gasoductos Montañuelo – Gualanday, Morichal – Yopal y Gasoducto Boyacá – Santander. En los casos donde el factor de utilización es mayor o igual al factor de utilización normativo no hay lugar ajustar la demandas por este concepto. Es decir, desde el punto de vista regulatorio se considera que en tales casos la utilización del gasoducto o grupo de gasoductos es eficiente.

iii) Los excedentes de capacidad de transporte quedan disponibles para atender el crecimiento vegetativo de la demanda o demandas apreciables que puedan ocurrir durante el período tarifario.

iv) La metodología prevé que los proyectos asociados a las inversiones en aumento de capacidad deberán estar orientados a atender nueva demanda durante el horizonte de proyección. Así mismo, como ya se mencionó, el mercado de gas en Colombia se rige por el modelo de transportador por contrato. En ese sentido, la expansión de la capacidad debe estar basada en nuevos requerimientos de la demanda expresados a través de contratos o en la disposición del transportador de asumir un mayor riesgo de demanda.

v) Si bien se observa la existencia de excedentes de capacidad en tramos del sistema de transporte de TGI, no se videncia que las ampliaciones de capacidad acometidas por la empresa tengan el propósito de contar con una capacidad excedentaria para permitir picos de consumo asociados a la generación, como lo señala la recurrente.  

Por las anteriores razones los argumentos de la recurrente no pueden prosperar, y por tanto no hay lugar a eliminar inversiones en aumento de capacidad como pretende la recurrente.

6. Frente a la petición de ajustar los cargos según las anteriores peticiones

Con base en los anteriores análisis no hay lugar a ajustar los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 como lo solicita Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.  

B. Peticiones de Efigas S.A. E.S.P.

A continuación se analizan simultáneamente la primera y la segunda petición presentada por la recurrente, dado que ambas se refieren a las demandas de gas consideradas en el cálculo tarifario.

1. Frente a la petición de reconsiderar las demandas e incorporar la demanda histórica de las plantas termoeléctricas

y,

2. Frente a la petición de reconsiderar la demanda de capacidad de los distribuidores-comercializadores y de la industria

La recurrente anota:

“Del documento CREG 085 de 2011 se puede inferir que estos fueron los únicos ajustes efectuados por el regulador a la demanda presentada por TGI. Es importante precisar que estos cambios son marginales y que no reflejan, necesariamente, una demanda eficiente para efectos de determinar los cargos de transporte como se verá a lo largo de este documento.

(…)

Es importante resaltar que la Resolución 126 de 2010 establece que el transportador debe reportar la demanda esperada de capacidad y de volumen debidamente soportadas con criterios técnicos objetivos tales como escenarios económicos, infraestructura prevista, análisis de mercado y contratos firmes de transporte, entre otros factores.

De acuerdo con el expediente y con las respuestas dadas por TGI a la CREG y a terceros interesados, TGI asumió, para realizar las proyecciones de demanda tanto de capacidad como de volumen, la renovación de aquellos contratos que vencen antes del año 2020 en función de la incertidumbre asociada y, en el caso de los generadores térmicos, no se asume ninguna renovación de contratos.

Para el caso de las demandas de volumen dijo tener en cuenta el comportamiento histórico del gas transportado, el comportamiento futuro de la capacidad contratada y las proyecciones elaboradas por la UPME que incorporan los supuestos macroeconómicos y de mercado (Proyección de Demanda de Gas Natural En Colombia, Revisión Julio de 2010). Los soportes presentados por TGI claramente son insuficientes a la luz de lo exigido por la regulación y, en particular, por la Resolución 126 de 2010. No se encuentra evidencia, dentro de la documentación disponible, de los estudios macroeconómicos ni de mercado.

Es importante destacar que presumir la no renovación de contratos termoeléctricos es un supuesto grueso que afecta considerablemente la demanda agregada tanto de capacidad como de volumen y que requiere justificación. Como lo mencionamos en su oportunidad, no es factible asumir una sustitución general del gas como combustible sin una debida justificación; la sustitución no puede ser universal y depende de la disponibilidad y firmeza de los combustibles, de las características técnicas de la planta y de los respectivos costos asociados. Como se observa de las tablas y gráficas presentadas, la CREG no efectuó ajustes a la demanda termoeléctrica presentada por el transportador ni solicitó justificación para el comportamiento de dicha demanda.

Esta justificación es aun más necesaria cuando la CREG, a través de la Resolución 79 de 2011, contempló la libre negociación de cargos entre los usuarios no regulados y el transportador. Esta disposición permite que se negocie entre las partes no sólo la composición de las parejas de cargos fijos y variables sino los precios de transporte tanto de capacidad como de volumen siempre y cuando se mantenga el principio de neutralidad, lo cual permite viabilizar la contratación de transporte por parte de la demanda térmica en escenarios de oferta firme suficiente de gas natural como lo tiene previsto la CREG con los proyectos de reforma a los esquemas de comercialización.

(…)

Se solicita a la CREG reconsiderar las proyecciones de demanda, incorporando dentro de las mismas el consumo termoeléctrico histórico tanto de capacidad como de volumen o, por lo menos, aquel consumo que la CREG considere es factible con las reformas tanto de política adoptadas en el Decreto 2100 de 2011 como en la Resolución CREG 118 de 2011 y en la reforma definitiva al esquema de comercialización de gas que propone la regulación. Esta evaluación de la demanda tiene que considerar, igualmente, la eficiencia de la inversión como se analizará posteriormente”.

Para el caso concreto de la demanda de los distribuidores comercializadores y de la industria la recurrente anota:

“… se solicita reconsiderar la demanda de capacidad de los distribuidores - comercializadores y de la industria. Como se puede observar en la siguiente tabla, extraída de la Circular 073 de 2010, el transportador no prevé la renovación de los contratos de la industria para los tramos asociados a los gasoductos involucrados en el transporte de Mariquita a Cali; igual sucede con los tramos que involucran el transporte hasta otras ciudades como es el caso de Neiva. Tampoco prevé crecimiento en la demanda del distribuidor comercializador sino, por el contrario, asume que la demanda cae a partir del año 11 y que, incluso, es inferior a la demanda de capacidad histórica contratada por agentes no termoeléctricos. Estas caídas de consumos se reflejan en la demanda definitiva aprobada por la CREG sin que para ello se encuentre un sustento económico subyacente. Lo mismo sucede con la demanda de capacidad asociada al GNV en la cual el transportador parece asumir que no hay renovación de contratos a partir del año 10 del horizonte de proyección.

(…)

Como se puede observar de la información reportada por el transportador y del comportamiento de la proyección de demanda de capacidad aprobada por la CREG, se proyectan caídas de demanda que no son debidamente sustentadas por el transportador particularmente a partir del año 11 de proyección. Es importante resaltar que el comportamiento de la demanda esperada es contrario a las previsiones de crecimiento económico esperadas por el país.

Estas caídas en las demandas de gas no justificadas o, cuando menos, no soportadas en estudios macroeconómicos y de mercado, implican aumentos sustanciales en los cargos de transporte. En el caso de la ciudad de Cali, los incrementos, de acuerdo con la CREG, son de 27% desde Ballena y de 22% desde el campo de Cusiana para parejas 80-20. En el caso de la ciudad de Pereira los incrementos para cargos 100% fijos son del orden de 14% cifra que implica un incremento importante para nuestros usuarios. Estos incrementos comprometen seriamente el potencial de crecimiento del sector y pueden, incluso, a futuro, incentivar contracciones adicionales de demanda que impiden la recuperación de la inversión en activos de distribución. En el caso de los usuarios, los incrementos inciden negativamente en la eficiencia de la inversión realizada por los consumidores, puesto que retrasan la recuperación de las conexiones e instalaciones internas así como de la infraestructura productiva a gas y, en el caso de residencias, la de gasodomésticos.

El incremento de cargo aprobados puede implicar pérdida de clientes ya conectados, especialmente en los nichos más elásticos del mercado, con lo cual a mediano plazo, se instaura un círculo vicioso en el cual contracciones sucesivas de demanda implican costos crecientes hasta un punto en que la demanda remanente solamente sea la que tiene una baja elasticidad. Esto es claramente ineficiente desde el punto de vista de la productividad económica y sacrifica completamente el bienestar del consumidor”.

Sobre el particular se reiteran los siguientes aspectos, anotados anteriormente en este escrito:

i) En el artículo 9 de la metodología se establece el procedimiento a seguir para fijar las demandas que se utilizarán en el cálculo tarifario. La Comisión aplicó estrictamente dicho procedimiento.

ii) La metodología tiene implícito que el transportador asume el riesgo de demanda durante el período tarifario. Esto es, durante el período tarifario no hay lugar a ajustar los cargos regulados si la demanda real resulta ser distinta de la demanda utilizada para el cálculo tarifario. En tal sentido, bajo esta metodología la Comisión no modifica unilateralmente los supuestos que utilizó el transportador para realizar la proyección de demanda, y por tanto tampoco modifica las proyecciones de demanda resultantes de tales supuestos. Lo anterior sin perjuicio de que la Comisión exija explicaciones al transportador, e incluso solicite ajustes en las demandas, si hay lugar a ello dentro del procedimiento establecido en el artículo 9 de la metodología.

iii) Dentro del procedimiento establecido en el artículo 9 de la metodología, la Comisión no encontró razones que ameritaran solicitar a TGI aclaraciones o ajustes a las proyecciones de demanda reportadas en la solicitud tarifaria.

iv) Dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 110 de 2011, y mediante la comunicación S-2012-000758, la Comisión trasladó a TGI las inquietudes de la recurrente sobre las proyecciones de demanda. Mediante la comunicación con radicado CREG E-2012-002757 TGI se pronunció sobre las inquietudes de la recurrente. Al analizar las inquietudes de la recurrente y las respuestas de TGI, la Comisión no encontró razones que ameritaran solicitar a TGI, dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición, aclaraciones o ajustes a las proyecciones de demanda.

Con base en lo anterior no hay lugar a modificar las demandas de capacidad y volumen consideradas en la Resolución CREG 110 de 2011, como pretende la recurrente.

La recurrente anota:

“Los incrementos en los cargos de transporte aprobados se asocian con ampliaciones significativas en la infraestructura que no son acordes con la demanda esperada. Se incrementó sustancialmente la capacidad y, en contraprestación, se deprime la demanda, lo cual carece completamente de justificación desde la óptica de la eficiencia económica de la inversión. ¿Cuál es el sentido de ampliar capacidad cuando se prevén contracciones en el consumo?

El costo de estas ampliaciones, será asumido por los usuarios no térmicos ya conectados del sistema que no requerían de esta mayor capacidad para atender los consumos. Adicionalmente, si las ampliaciones se realizaron para dar holgura y flexibilidad estacional al sistema, carece de sentido económico que sean financiadas por la demanda no estacional y que la demanda termoeléctrico, que es la que impone necesidades de flexibilidad, ser retirada completamente de la proyección.

(…)

Como se observa, particularmente para los tramos de Barranca a Cali, existen excedentes muy significativos de capacidad que no vienen soportados en necesidades de la demanda. Para estos tramos se previó, por el contrario, la no renovación de los contratos termoeléctricos lo cual implica que se realizaron ampliaciones que no eran necesarias y, en consecuencia, ineficientes. El excedente de capacidad es muy significativo para todos los tramos y, como se observa, particularmente para el tramo Pereira – Armenia. Por lo tanto, se solicita a la CREG redefinir una demanda eficiente que sea acorde con las inversiones realizadas por el transportador.

(…)”.

Como se indicó anteriormente, el factor de utilización es el mecanismo previsto en la metodología para evaluar, desde el punto de vista regulatorio, el dimensionamiento adecuado de la infraestructura de transporte. De acuerdo con la metodología el factor de utilización es un indicador de la utilización de un tramo o grupo de gasoductos con relación a su utilización potencial máxima. La metodología también define el factor de utilización normativo como el mínimo factor de utilización adoptado por la CREG como criterio de eficiencia para efectos tarifarios.

En el numeral 9.1.1 de la metodología, modificado mediante la Resolución CREG 097 de 2011, se establece en 0.5 el factor de utilización normativo para un gasoducto troncal. En general, esto significa que durante la vida útil normativa, que por lo general es de 20 años, un gasoducto debe tener una utilización mínima del 50% de su capacidad máxima^[49]. El factor de utilización se calcula por tramos o grupos de gasoductos. En caso de que el factor de utilización sea inferior al factor de utilización normativo la Comisión incrementa las demandas esperadas en el respectivo tramo o grupo de gasoductos hasta obtener el factor de utilización normativo.

También se indicó que para el caso de TGI la Comisión aplicó el factor de utilización y encontró necesario realizar ajustes en la proyección de demanda de los tramos de gasoductos Montañuelo – Gualanday, Morichal – Yopal y Gasoducto Boyacá – Santander. En los casos donde el factor de utilización es mayor o igual al factor de utilización normativo no hay lugar ajustar la demandas por este concepto. Es decir, desde el punto de vista regulatorio se considera que en tales casos la utilización del gasoducto o grupo de gasoductos es eficiente.

Con respecto a los posibles impactos tarifarios de los cargos adoptados con base en la metodología es pertinente indicar que mediante la Resolución CREG 119 de 2011 la Comisión aprobó una opción tarifaria para definir los cargos máximos de prestación del servicio de transporte. Esta opción tarifaria permite que el transportador aplique gradualmente los incrementos que se puedan presentar en los nuevos cargos de transporte.

En conclusión los argumentos de la recurrente no pueden prosperar, y por tanto no hay lugar a reconsiderar las demandas e incorporar la demanda histórica de las plantas termoeléctricas en los cargos adoptados con base en metodología como pretende la recurrente.

3. Frente a la petición de restablecer el cargo Estampilla Principal  

La recurrente anota:

“La CREG decidió adoptar un cambio metodológico frente a lo dispuesto en la Resolución 125 de 2003 en el sentido de eliminar la estampilla principal que remuneraba el 10% de la inversión entre la totalidad de la demanda del interior. Este cambio implica aumentos considerables en los cargos principalmente para los usuarios ubicados en las puntas del sistema.

Los impactos de esta reforma regulatoria se ilustran en la siguiente tabla para el caso de la ciudad de Cali.

(…)

Como se puede observar, el cambio en la metodología regulatoria implica que los precios que enfrentarán los usuarios son entre un 4 y un 6 por ciento superiores a los que enfrentarían de mantenerse la Estampilla Principal. Estos incrementos son significativos más aún si se revierte la tendencia revaluacionista que ha tenido el país en los últimos años. En el caso de Pereira la diferencia porcentual es similar; 4.68 desde ballena y 5.48 desde Cusiana.

La modificación propuesta implica un cambio sustancial en las señales de precio con la cuales los usuarios tomaron decisiones de sustitución e inversión. Por lo tanto, se solicita a la CREG cuantificar los impactos del cambio regulatorio y, en caso de que el beneficio costo de la modificación sea negativo, establecer el cargo estampilla principal con el fin de mantenerle a los usuarios las reglas de juego en señales de precio”.   

Sobre el particular se reitera lo siguiente:

i) De acuerdo con los criterios tarifarios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la CREG establecer fórmulas tarifarias que reflejen los costos eficientes de prestar el respectivo servicio. En el caso de transporte de gas, y dada su configuración radial, la CREG ha introducido gradualmente la señal de distancia como una buena aproximación de costos eficientes en la prestación del servicio. Se debe notar que la gradualidad es una medida para mitigar posibles impactos sobre los agentes.

ii) Los cargos adoptados con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 introdujeron cierto nivel de estampilla para los gasoductos principales, o “tipo I” como se define en metodología, en algunos sistemas de transporte. En los cargos adoptados con base en la metodología se eliminó ese nivel de estampilla como medida para mejorar la aproximación a costos eficientes en la prestación del servicio. Esta última medida se plasmó en el documento soporte de la Resolución CREG 126 de 2010^[50]. Lo anterior está en concordancia con la política planteada desde los inicios de la masificación del gas en el país.

iii) La Ley 142 de 1994, artículo 126, establece un límite en el tiempo para la vigencia de las fórmulas tarifarias, de cinco años, antes de los cuales solamente puede ser modificada en los eventos expresamente señalados en esta norma. Adicionalmente, en tratándose de fórmulas tarifarias, el artículo 127 de esta misma ley, prevé expresamente la posibilidad de modificarlas cada cinco años. En otros términos, las fórmulas tarifarias tienen un periodo de estabilidad de cinco años, pasado el cual, es posible modificarlas.

De otra parte, tanto en la doctrina extranjera como en la nacional, a partir del estudio de la jurisprudencia de las altas cortes, se concluye que la modificación de los actos de carácter general siempre es posible, lógicamente hacia el futuro.

Se concluye de lo anterior que el hecho de que los cargos adoptados con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 hayan incorporado un determinado esquema de estampilla, no impide que la CREG pueda modificar el esquema de estampilla que regirá para el siguiente periodo.

En resumen se tiene que: i) con respecto a las estampillas en transporte de gas la CREG se ha sujetado a los criterios de Ley, y ha aplicado mecanismos de gradualidad en su aplicación para mitigar impactos en los agentes; y ii) es imprecisa la afirmación de la recurrente en el sentido de que con la eliminación de la estampilla de gasoductos principales “la CREG decidió adoptar un cambio metodológico”.

Por las anteriores razones los argumentos de la recurrente no pueden prosperar, y por tanto no hay lugar a modificar el esquema de estampilla incorporado en los cargos adoptados con base en la metodología.

4. Frente a la petición de eliminar de la Estampilla Ramales las inversiones del gasoducto La Belleza – Sucre Oriental

La recurrente anota:

“La CREG reconoce una inversión de 1.42 millones de dólares de 2009 para el tramo La Belleza – Sucre Oriental y propone que esta inversión se reconozca en el componente de la tarifa que remunera la Estampilla Ramales del sistema de TGI. De acuerdo con el transportador, este tramo sirve para prestar el servicio en cuatro municipios pero, también, como gasoducto de respaldo al transporte del Sistema de la Sabana.

La inclusión de este gasoducto en la Estampilla Ramales encarece la prestación del servicio para la totalidad de los usuarios del sistema de TGI en tanto que beneficia, principalmente, a los usuarios del Sistema de la Sabana. Esto incrementa los costos para los usuarios del centro y sur del país. Solicitamos, por lo tanto, que la CREG reconsidere remunerar esta inversión como parte integral de la tarifa del Gasoducto de la Sabana con el fin de no alterar las reglas de juego de los usuarios del sistema de TGI y, particularmente, de aquellos usuarios ubicados en las puntas del sistema que son los que enfrentarían mayores incrementos tarifarios”.  

Sobre el particular conviene aclarar algunos detalles sobre el tramo La Belleza – Sucre Oriental. En la figura 1 se puede observar que este tramo corresponde a un gasoducto de 22 pulgadas de diámetro y 41,9 km de longitud. De acuerdo con lo informado por TGI en su solicitud tarifaria, a lo largo de este tramo de gasoducto hay conexiones de un comercializador que atiende usuarios en los municipios de Tununguá, Albania, Florián y Briceño.

Figura 1. Variante Puente Guillermo – Sucre Oriental

Fuente: Documento CREG 085 de 2011, página 185.

En la página 187 del Documento CREG 085 de 2011 se anota lo siguiente:

“De acuerdo con lo anterior, el tramo Puente Guillermo – Sucre Oriental se construyó para evitar el riesgo en la prestación del servicio derivado de los problemas geotécnicos que se presentan en el sector de Briceño. Así, desde el punto de vista regulatorio esta variante no se aprobó como respaldo del sistema de transporte. Es pertinente anotar que la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 no prevé la remuneración de activos de 'respaldo' o activos redundantes en un sistema de transporte

(…)

Desde el punto de vista regulatorio se reconocen las inversiones que permiten prestar el servicio al usuario de manera segura y continua. El gasoducto La Belleza – Sucre Oriental es de 22 pulgadas, lo cual no corresponde a inversión eficiente para atender la demanda de los municipios Tununguá, Albania, Florian y Briceño. Se propone establecer el valor de la inversión eficiente teniendo en cuenta el diámetro del gasoducto eficiente para atender tal demanda, como se indica a continuación:

i) Se asume que el diámetro del gasoducto eficiente es de 2” en acero.

ii) Se calcula la relación entre el diámetro eficiente y el diámetro del gasoducto. Este valor es 0,090.

iii) Se establece la inversión eficiente como el producto entre 0,090 y el valor excluido de la inversión existente en la anterior aprobación tarifaria (i.e. 15.661.560, cifras a diciembre de 2009). El resultado es USD 1.423.778 (cifras a diciembre de 2009)”.

De lo anterior se tiene que desde el punto de vista regulatorio el valor de USD 1.423.778 (cifras a diciembre de 2009), reconocido en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011, corresponde a una estimación de la inversión eficiente para atender exclusivamente la demanda de municipios aledaños al gasoducto La Belleza – Sucre Oriental, en este caso Tununguá, Albania, Florián y Briceño. Esta inversión incluye un gasoducto hipotético de 2 pulgadas de diámetro en lugar de las 22 pulgadas del gasoducto existente. Es decir, desde el punto de vista regulatorio no se reconoció inversión del gasoducto La Belleza – Sucre Oriental con el objeto de servir como respaldo a alguna parte del sistema de TGI.

De acuerdo con lo anterior, es imprecisa la afirmación de la recurrente en el sentido de que la inversión reconocida “beneficia, principalmente, a los usuarios del Sistema de la Sabana”.

En el Documento CREG 085 de 2011 también se anota lo siguiente:

“Se propone reconocer el valor eficiente (i.e. USD 1.423.778, cifras a diciembre de 2009) como parte de los gasoductos ramales que se remuneran con cargo estampilla. Así mismo, se propone requerir a TGI que presente, dentro de los dos (2) primeros años del nuevo período tarifario, un plan de prestación de servicio de transporte de manera segura y continua a los usuarios que actualmente utilizan el tramo La Belleza – Sucre Oriental. Si dentro de este término la empresa no presenta dicho plan, la Comisión podrá retirar de la inversión existente la inversión reconocida por el tramo La Belleza – Sucre Oriental (i.e. USD 1.423.778, cifras a diciembre de 2009) y realizar los correspondientes ajustes en los cargos regulados. La Comisión también podrá ajustar el valor reconocido con base en la información que presente TGI en dicho plan”.

La CREG acogió la anterior propuesta, de tal forma que el valor de USD 1.423.778 (cifras a diciembre de 2009) se incluyó como parte de los gasoductos ramales que se remuneran con cargo estampilla. La recurrente solicita “que la CREG reconsidere remunerar esta inversión como parte integral de la tarifa del Gasoducto de la Sabana con el fin de no alterar las reglas de juego de los usuarios del sistema de TGI y, particularmente, de aquellos usuarios ubicados en las puntas del sistema que son los que enfrentarían mayores incrementos tarifarios.”

Sobre el particular debe tenerse en cuenta que:

i) El valor reconocido por el gasoducto La Belleza – Sucre Oriental refleja el valor eficiente de un gasoducto hipotético de 2 pulgadas de diámetro para atender la demanda de los municipios Tununguá, Albania, Florián y Briceño.

ii) La demanda de cada uno de estos municipios es similar, en orden de magnitud, a la demanda individual de gran parte de los municipios que son atendidos a través de los gasoductos ramales que se remuneran con cargo estampilla en el sistema de TGI.

iii) Los gasoductos ramales que se remuneran con cargo estampilla, incluido el gasoducto hipotético La Belleza – Sucre Oriental de 2 pulgadas de diámetro, reconocido en los cargos aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011, se construyeron antes de la entrada en vigencia de la metodología. Cabe anotar que la remuneración de los ramales que se construyan después de la entrada en vigencia de la metodología, o extensiones en redes tipo II de transporte como se denominan en la metodología, no necesariamente será a través de cargo estampilla^[51].

En conclusión, para efectos regulatorios la inversión eficiente del gasoducto La Belleza – Sucre Oriental, para atender la demanda de municipios aledaños, se asemeja a un gasoducto ramal de 2 pulgadas de diámetro construido antes de la entrada en vigencia de la metodología. Así mismo, se considera que se presentaría un trato diferencial injustificado si dicha inversión eficiente se excluye de los gasoductos ramales que se remuneran con cargo estampilla.

Por los anteriores argumentos la petición de la recurrente no puede prosperar, y en consecuencia no hay lugar a incluir la inversión eficiente del gasoducto hipotético La Belleza – Sucre Oriental de 2 pulgadas de diámetro, para atender la demanda de municipios aledaños, como parte de la inversión del Gasoducto de la Sabana. Es decir, esta inversión se incluye en los gasoductos ramales que se remuneran con cargo estampilla.

C. Peticiones de Gases de Occidente S.A. E.S.P.

1. Frente a la petición de mantener o ampliar el porcentaje de estampilla principal

La recurrente anota:

“

- En el documento CREG 085 de 2011 no se cuantifica el impacto que esta medida tiene sobre la demanda del sistema y, principalmente, sobre los usuarios ubicados en los extremos de la red. Ese tipo de propuesta debe ir acompañadas de una evaluación de impacto de las mismas.

- No obstante lo anterior, se puede deducir del documento que los usuarios en los extremos son los que enfrentan los mayores incrementos tarifarios frente a los cargos vigentes. En el caso de los usuarios de Cali y para una pareja de cargos 80% capacidad – 20% volumen, la tarifa se incrementaría en un 27% si el gas proviene de Ballena y un 22% si el gas proviene de Cusiana. Este incremento se asocia con la exclusión de la demanda termoeléctrica de las proyecciones y con la eliminación del Cargo Estampilla Principal”.

Sobre el particular ya se indicó que:

i) De acuerdo con los criterios tarifarios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la CREG establecer fórmulas tarifarias que reflejen los costos eficientes de prestar el respectivo servicio. En el caso de transporte de gas, y dada su configuración radial, la CREG ha introducido gradualmente la señal de distancia como una buena aproximación de costos eficientes en la prestación del servicio. Se debe notar que la gradualidad es una medida para mitigar posibles impactos sobre los agentes.

ii) Los cargos adoptados con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 introdujeron cierto nivel de estampilla para los gasoductos principales, o “tipo I” como se define en la metodología, en algunos sistemas de transporte. En los cargos adoptados con base en la metodología se eliminó ese nivel de estampilla como medida para mejorar la aproximación a costos eficientes en la prestación del servicio. Esta última medida se plasmó en el documento soporte de la Resolución CREG 126 de 2010^[52]. Lo anterior está en concordancia con la política planteada desde los inicios de la masificación del gas en el país.

De lo anterior se concluye que con respecto a las estampillas en transporte de gas la CREG se ha sujetado a los criterios de Ley, y ha aplicado mecanismos de gradualidad para mitigar impactos en los agentes.

La recurrente anota que:

“

- La propuesta de la CREG implica un cambio estructural en las reglas de juego a la demanda de gas. Es importante considerar que la demanda de gas ha tomado decisiones de sustitución, localización y consumo considerando las señales de precios de la CREG. En consecuencia, este cambio en las reglas implica que la demanda se vea enfrentada a incrementos de precios no previstos por la decisión del regulador”.

- Es importante resaltar que un segmento significativo de la demanda es elástico. Particularmente, la demanda industrial es altamente elástica, -1.97 de acuerdo con un estudio reciente realizado para Naturgas por el Dr. Guillermo Perry, Pablo Roda, Alberto Brugman y Marcela Meléndez. Esto implica que los incrementos en precios pueden conllevar a caídas en demanda que, por una parte, implicarían incrementos de precios futuros para el mercado medio de gas y, por otro, pueden comprometer la recuperación de la inversión particularmente en el segmento aguas debajo de la cadena. De esta forma, se establece un círculo vicioso en el cual caídas en demanda conllevarán mayores precios para el mercado medio y, así sucesivamente, comprometiendo la competitividad del gas y la capacidad de la industria de recuperar y remunerar la inversión”.

Con relación al presunto cambio en las reglas se reitera lo indicada en el literal A del presente escrito:

La Ley 142 de 1994, artículo 126, establece un límite en el tiempo para la vigencia de las fórmulas tarifarias, de cinco años, antes de los cuales solamente puede ser modificada en los eventos expresamente señalados en esta norma. Adicionalmente, en tratándose de fórmulas tarifarias, el artículo 127 de esta misma ley, prevé expresamente la posibilidad de modificarlas cada cinco años. En otros términos, las fórmulas tarifarias tienen un periodo de estabilidad de cinco años, pasado el cual, es posible modificarlas.

De otra parte, tanto en la doctrina extranjera como en la nacional, a partir del estudio de la jurisprudencia de las altas cortes, se concluye que la modificación de los actos de carácter general siempre es posible, lógicamente hacia el futuro.

Se concluye de lo anterior que el hecho de que los cargos adoptados con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 hayan incorporado un determinado esquema de estampilla, no impide que la CREG pueda modificar el esquema de estampilla que regirá para el siguiente periodo, ya que como se ha expuesto, las modificaciones regulatorias adoptadas parten del cumplimiento de los presupuestos del principio de confianza legítima.

En consecuencia, es imprecisa la afirmación de la recurrente en el sentido de que la eliminación de la estampilla de gasoductos principales “implica un cambio estructural en las reglas del juego”.

Con relación al comentario sobre competitividad del gas conviene indicar que, de acuerdo con los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994, la regulación de la CREG debe propender por la eficiencia económica. Ya se indicó que para el caso de la actividad de transporte de gas se adoptó la distancia como medida parar mejorar la aproximación a costos eficientes en la prestación del servicio. Esta medida es consistente con aquellas adoptadas por la CREG al momento de regular el servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo, GLP, sustituto del gas natural. En tal sentido, la competitividad del gas, entendida como los precios del gas frente a otros energéticos sustitutos, está sujeta a la eficiencia económica incorporada en la regulación.

Por las anteriores razones los argumentos de la recurrente no pueden prosperar, y por tanto no hay lugar a modificar el esquema de estampilla incorporado en los cargos adoptados con base en la metodología.

D. Peticiones de TGI

La recurrente inicia su alegato anotando lo siguiente:

“En concreto se recurre la Resolución CREG 110 de 2011 en las decisiones allí contenidas sobre los aspectos que se desarrollan a continuación y cuyo impacto se resume en el siguiente cuadro:

Concepto	Solicitado	Reconocido	Acotamiento
IEt-1	1.134	886	248
PNIt-1/IFPNIt-1	124	82	42
Ballena	218	155	63
Cusiana	478	357	121
G. Sabana	56	41	15
PNIt	83	23	60
Total	2.093	1.545	548

Cifras en millones de dólares de diciembre de 2009”

Algunas de las anteriores cifras presentan diferencias con respecto a aquellas reportadas por TGI en su solicitud tarifaria, radicada con el número CREG E-2010-009151, y a aquellas aprobadas mediante la Resolución CREG 110 de 2011. Antes de analizar en detalle estas cifras conviene considerar la siguiente nomenclatura establecida en la metodología:

IEt-1:	Valor de la inversión existente para el período tarifario t-1. Este período tarifario corresponde al período de vigencia de los cargos establecidos con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000.
PNIt-1:	Valor eficiente de los activos del programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1 que estén instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t. El período tarifario t corresponde al período de vigencia de los cargos establecidos con base en la metodología.
IFPNIt-1:	Valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1.
INOt:	Valor de las inversiones reconocidas en IEt-1 que están asociadas a activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t.
IACt:	Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada año del período tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de sus sistema de transporte. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponden únicamente a Loops y compresores que se construirán en el sistema de transporte existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda.
PNIt:	Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada año del período tarifario y que están asociados al concepto de confiabilidad de transporte, entendido como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente, salvo que por vía regulatoria se adopte una nueva definición de confiabilidad de transporte.

Los valores de las componentes IEt-1, PNIt-1+IFPNIt-1, PNIt y del gasoducto de La Sabana, indicados por TGI en la anterior tabla, se pueden comparar con los valores de la solicitud tarifaria y los aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011. Sin embargo, la misma comparación no es posible para los valores indicados por TGI con los nombres de Cusiana y Ballena, pues no se especifica qué tramos de gasoductos incluye cada nombre. A continuación se comparan las cifras.

En la Tabla 1 se indica, para cada una de las componentes establecidas en la metodología, el valor total solicitado por TGI y el valor aprobado en la Resolución CREG 110 de 2011.

Tabla 1. Valores solicitados por TGI vs. aprobados

De las anteriores cifras se puede anotar lo siguiente:

i) El valor total, reportado por TGI en el recurso de reposición, es mayor en USD 12 millones (cifras a diciembre de 2009) al valor reportado en la solicitud tarifaria.

ii) El valor de la componente PNIt, reportado por TGI en el recurso de reposición, es menor en USD 45 millones (cifras a diciembre de 2009) al valor reportado en la solicitud tarifaria.

iii) El valor de las componentes PNIt-1+IFPNIt-1, reportado por TGI en el recurso de reposición, es menor en USD 394 millones (cifras a diciembre de 2009) al valor reportado en la solicitud tarifaria. Cabe anotar que el valor de USD 518 millones, indicado en la Tabla 1, está compuesto por: a) USD 297 millones reportados por TGI en la solicitud inicial para las componentes PNIt-1+IFPNIt-1; y b) USD 221 millones que TGI reportó inicialmente como parte de la componente IACt, pero que pasaron a hacer parte de la componente IFPNIt-1 pues los respectivos activos ya estaban en operación cuando se aprobó la Resolución CREG 110 de 2011.    

iv) A pesar de la anteriores diferencias, el valor total reportado por TGI en el recurso de reposición (i.e. USD 2.093 millones) es cercano al valor presentado en la solicitud tarifaria (i.e. USD 2.081 millones). La diferencia se presenta en los valores que TGI asigna a los rubros denominados Ballena y Cusiana. Como se indicó anteriormente, TGI no reportó información que permita comparar estos rubros con los valores reportados en la solicitud tarifaria, y con los aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011.

v) El valor del gasoducto de La Sabana, reportado por TGI en el recurso de reposición, corresponde al valor IACt presentado en la solicitud tarifaria.

vi) El valor total aprobado en la Resolución CREG 110 fue de USD 1.542 millones, cuyo detalle se puede observar en la Tabla 62 del documento CREG 085 de 2011. TGI indica que el valor aprobado fue de USD 1.545 millones.

vii) El total de la diferencia entre la solicitad tarifaria y lo aprobado es de USD 539 millones. En el recurso de reposición TGI indica que la diferencia es de USD 548 millones.   

Para efectos del análisis de las peticiones de TGI se considerarán las cifras presentadas por TGI en su solicitud tarifaria y las adoptadas en la Resolución CREG 110 de 2011, las cuales están debidamente detalladas en el documento CREG 085 de 2011. En la Tabla 2 se indican las cifras exactas de lo solicitado frente a lo aprobado.

Tabla 2. Valores exactos solicitadas vs. aprobados

USD a diciembre 31 de 2009
Solicitud tarifaria (A)[53]	2.081.479.400
Aprobado en Resolución CREG 110/11 (B)	1.542.480.007
Diferencia (A - B)	538.999.395

A continuación se analiza cada una de las peticiones de la recurrente.

1. Frente a la petición de no acotar el valor de los activos y derechos contractuales que fueron de ECOGAS y que TGI adquirió en operación que se perfeccionó en marzo de 2007

Como primer punto, es pertinente reiterar que la Resolución CREG 126 de 2010 estableció que el valor de las inversiones reconocidas en resoluciones anteriores, esto es, en aprobaciones tarifarias previas a la expedición de la Resolución 126, se actualizarían de forma que se expresen en dólares de la fecha base, utilizando el índice PPI. Esa es la única operación que permite la metodología respecto de aquellas inversiones identificadas como IE_t-1. Por tanto, la metodología no permite analizar la eficiencia de inversiones cuyo costo ya fue evaluado y reconocido. En ese sentido, no es procedente la solicitud de TGI frente a los activos que recibió de parte de Ecogas en razón a la enajenación de sus activos, derechos y contratos. No obstante lo anterior, se considera pertinente hacer algunas aclaraciones.

En su solicitud tarifaria TGI pidió aumentar el valor de la inversión existente en USD 238.775.841 (cifras a diciembre de 2009). La CREG negó esta petición luego de desvirtuar los argumentos presentados por TGI, como se detalla en el anexo 17 del Documento CREG 085 de 2011.  

En el recurso TGI presenta algunos elementos adicionales a aquellos presentados en la solicitud tarifaria, tendientes a soportar su petición inicial de aumentar la valoración de la inversión existente, como se expone a continuación.

2.1. Respecto de los argumentos esbozados por TGI bajo el título “EL ACOTAMIENTO DE ACTIVOS SÓLO ERA APLICABLE A ECOGAS”

En el recurso se argumenta que la Ley 401 de 1997 sólo se refiere a Ecogas y que, por lo tanto, el acotamiento del valor de las inversiones no es aplicable a TGI. A continuación se trascribe lo pertinente a este respecto:

“En el Documento CREG 085-11, que fundamenta la Resolución recurrida, se rechazan los argumentos de la solicitud de TGI en el sentido de que la valoración de las inversiones que en su momento hizo ECOPETROL y fueron luego transferidos a ECOGAS, se valoren a costos plenos y no acotados al 80% en cuanto a los gasoductos propios y al 70% y con 30 años los construidos con la modalidad de BOMT.

Ese Documento considera que

Si bien el recuento histórico esbozado por TGI podría estar ajustado a la realidad, la conclusión a la que TGI pretende llegar es desacertada. Es decir, es errada la afirmación de TGI según la cual la valoración de los activos hecha en la resoluciones CREG 001 de 2000, 013 y 125 de 2003 es contraria a los principios de eficiencia y suficiencia financiera y por tanto, como se demostrará, carece de sustento su petición encaminada a que dichos activos 'dejen de tener una valoración excepcional que en su momento se decidió para ECOGAS y TGI sea remunerada en las mismas condiciones de todos los Transportadores de gas natural regulados por la CREG'.

Estas aseveraciones de la CREG ignoran tres aspectos cruciales:

1-El acotamiento de activos fue dispuesto por la Ley 401/97 exclusivamente para la Empresa ECOGAS.

2-El Gobierno Nacional, como propietario único de ECOGAS, utilizó la autorización que entonces era discrecional, de otorgar un subsidio implícito a los usuarios, renunciando a la remuneración plena de activos de su propiedad. En el año 2006, modificó ese criterio de política.

3-Al hacer la valoración de activos transferidos por ECOPETROL a ECOGAS, la CREG tomó en consideración criterios de política gubernamental, concretamente los de no fijar cargos muy altos que desestimularan la masificación del consumo de gas en el interior del país.

Enseguida explico con detalle estos aspectos solicitando comedidamente que la CREG los analice y revise su posición al resolver el presente recurso.

1- EL ACOTAMIENTO DE ACTIVOS SÓLO ERA APLICABLE A ECOGAS

La Ley 401/97, al crear a ECOGAS, dispuso que recibiría la infraestructura de transporte de gas natural que había construido ECOPETROL y los derechos de esta empresa en los contratos BOMT para otros activos. Dicha ley dispuso igualmente que ECOGAS pagaría a ECOPETROL un precio inferior al costo y la diferencia la asumiría la Nación.

Ley 401/97

'ARTÍCULO 8o. CAPITAL Y PATRIMONIO

(…)

Ecopetrol escindirá los activos vinculados a la actividad de transporte de gas natural por el valor en libros de los mismos al momento de la entrega. Para efectos de la incorporación contable y financiera de tales activos al patrimonio de Ecogas, ésta los valorará de acuerdo con una metodología que garantice la viabilidad financiera de la empresa. En todo caso, dicha valoración no podrá ser superior al 80% del valor de los respectivos activos en libros de Ecopetrol. La diferencia será asumida por la Nación y se revelará en su balance general'

Esta disposición significó que la Nación otorgaría un subsidio implícito a los usuarios del sistema de transporte que operaría ECOGAS. La Ley, debe resaltarse, se ocupaba de ECOGAS la cual tendría la naturaleza jurídica de 'una entidad descentralizada del orden nacional, vinculada al Ministerio de Minas y Energía con el carácter de Empresa Industrial y Comercial del Estado, con personería jurídica, autonomía administrativa, financiera y patrimonial, que se denominará Empresa Colombiana de Gas y podrá usar la sigla Ecogas, entidad que se regirá por lo establecido en la presente ley, por los estatutos que adopte y apruebe la Junta Directiva y sujeta a la regulación, vigilancia y control de las autoridades competentes'. (Se ha resaltado y subrayado)

Por lo tanto, las reglas sobre costos de sus activos, derechos y contratos fueron aplicables mientras ECOGAS existiera como empresa prestadora del servicio de transporte. Tan enfático es el mandato legal que en el artículo trascrito se ordena que ECOGAS se regirá por 'lo establecido en la presente ley'. Habría podido decir que se regiría por las normas aplicables a las empresas industriales y comerciales del estado prestadoras de servicios públicos; pero quiso el Legislador que ECOGAS tuviera un régimen especial; también la Ley habría podido decir –pero no dijo- que se acotarían los valores para el Sistema de Transporte del Interior; así podría argumentarse que el Legislador había ordenado un subsidio a los usuarios de esa infraestructura independientemente de quién fuera su propietario. Pero, se reitera, el Legislador ordenó que esa forma de valorar se aplicara a ECOGAS y únicamente a ECOGAS.

El Gobierno Nacional había presentado el proyecto de ley para escindir los activos y derechos de ECOPETROL para transportar gas y desarrolló la ley 401/97 con todo detalle en varios decretos reglamentarios, especialmente los  2829/97 y 958/98.

La creación de ECOGAS con un régimen particular significó que, al momento de fijar los cargos que remunerarían su actividad, se basaran en valores acotados de las inversiones de la que se hizo propietario y operador.

(…)

… para la CREG, el valor de la inversión acotada según lo dispuesto por la Ley 401/97 y sus reglamentos, es un valor de eficiencia en los términos exigidos por la Ley 142/94, excepto por un factor que la CREG adicionó como criterio particular para el gasoducto Mariquita-Cali.

Es decir, que al fijar los cargos la CREG cumplió –simultáneamente- con el criterio de eficiencia aplicable a todos los Transportadores de gas y con el acotamiento que la Ley 401/97 dispuso para ECOGAS.

Pero la CREG no sustenta la aseveración contenida en el Documento CREG-85 de 2011 de que 'los valores considerados para efectos tarifarios están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país. …mal puede hablarse del reconocimiento de costos ineficientes…'

Sobre el particular es del caso examinar el Documento CREG-014/03, que sustentó la Resolución CREG 013/03 con los cargos para ECOGAS –los cuales en definitiva fueron los establecidos al resolver recursos de reposición contra la Resolución CREG 013/03, en la Resolución CREG 125/03-.

En el Documento CREG-014/03, efectivamente, se examinó la viabilidad jurídica de fijar unos cargos inferiores a los de eficiencia como lo solicitó ECOGAS y se concluyó que de acuerdo al concepto de la firma de abogados Bejarano, Cárdenas y Ospina Asociados, la CREG no podría apartarse de los criterios de eficiencia y suficiencia financiera.

No obstante, el mismo Documento es claro en que los valores de la inversión de los activos escindidos de ECOPETROL fueron los dispuestos por la Ley 401/97 y sus decretos reglamentarios, vale decir los acotados en un 80% para los gasoductos propios y un 70% con 30 años para los construidos bajo la modalidad de BOMTs.

(…)

… queda claro que la CREG lo que decidió, para los cargos de ECOGAS en el año 2003, fue tomar los valores acotados de dichos activos, tal como estaban registrados contablemente en ECOGAS.

(…)

Adicionalmente, durante el proceso de enajenación de activos, derechos y contratos de ECOGAS, no se advirtió a los potenciales inversionistas en el sentido de que al convertirse en propietario, se mantendría el subsidio y, por tanto, el acotamiento del valor de los activos que regía para ECOGAS. Ver Anexo 9

Así que, para sorpresa de la Empresa de Energía de Bogotá y el resto de accionistas de TGI, así como de inversionistas que posteriormente tomaron acciones en la EEB y en TGI, se pretende ilegalmente perpetuar el acotamiento, según la Resolución CREG 110 de 2011, aquí recurrida”.

De los anteriores puntos se entiende que el argumento de la recurrente se basa en la hipótesis de que hay un subsidio en el servicio de transporte de gas que Ecogas prestó en su momento y que actualmente presta TGI. Según la recurrente, este supuesto subsidio se debe a que los cargos aprobados por la CREG consideran la valoración de activos establecida en la Ley 401 de 1997, lo cual, en interpretación de la recurrente, corresponde a valores inferiores a los eficientes en los términos que lo establece la Ley 142 de 1994.

Para analizar lo anterior conviene anotar que la infraestructura del sistema de Ecogas, que en marzo de 2007 pasó a hacer parte del sistema de TGI, se categorizó en dos grupos, a saber: i) gasoductos cuya construcción la contrató Ecopetrol bajo la figura de BOMT^[54], que corresponde a los gasoductos Mariquita – Cali, Ballena – Barrancabermeja y Gasoducto Ramales Boyacá – Santander; y ii) gasoductos y activos escindidos de Ecopetrol.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 8o de la Ley 401 de 1997, y el Decreto 958 de 1998, los activos escindidos de Ecopetrol fueron incorporados contable y financieramente al patrimonio de Ecogas al 80% del valor en libros de Ecopetrol de los respectivos activos a la fecha efectiva de escisión. Así mismo, el Decreto 958 de 1998 dispuso que Ecogas rembolsaría a Ecopetrol, mediante un esquema de pagos a 30 años, el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas de los gasoductos construidos bajo la figura de BOMT.

La recurrente anota que:

1. “Esta disposición (Art. 8, Ley 401 de 1997) [sic] significó que la Nación otorgaría un subsidio implícito a los usuarios del sistema de transporte que operaría ECOGAS”.

2. “El Gobierno Nacional, como propietario único de ECOGAS, utilizó la autorización que entonces era discrecional, de otorgar un subsidio implícito a los usuarios, renunciando a la remuneración plena de activos de su propiedad”.

3. “… la Ley habría podido decir –pero no dijo- que se acotarían los valores para el Sistema de Transporte del Interior; así podría argumentarse que el Legislador había ordenado un subsidio a los usuarios de esa infraestructura independientemente de quién fuera su propietario. Pero, se reitera, el    Legislador ordenó que esa forma de valorar se aplicara a ECOGAS y únicamente a ECOGAS”.

Las anteriores afirmaciones se basan en la premisa de que la Ley 401 autorizó al Gobierno Nacional a otorgar un subsidio exclusivamente para los usuarios del sistema de transporte de Ecogas. Este subsidio se daría a través de la renuncia de la Nación a la remuneración plena de activos de su propiedad. Según la recurrente, la exclusividad para los usuarios del sistema de Ecogas significa que el supuesto subsidio debió desaparecer cuando la infraestructura del sistema de Ecogas pasó a hacer parte del sistema de transporte de TGI.

La anterior premisa es equivocada ya que presupone que la remuneración que recibió Ecogas debió corresponder con los preceptos de la Ley 401 de 1997. Lo acertado es que la remuneración que recibió Ecogas, y que recibe cualquier transportador que realice la actividad de transporte para el servicio público domiciliario de gas natural en Colombia, debió y debe corresponder a los preceptos de la Ley 142 de 1994, desarrollados en la regulación que adopta la CREG.

En particular, mediante la Resolución CREG 001 de 2000, y otras que la modificaron y complementaron, la CREG adoptó la metodología para establecer los cargos que remuneran la actividad de transporte. Con base en esta metodología, mediante las resoluciones CREG 013 y 125 de 2005 la CREG aprobó los cargos regulados para el sistema de transporte de Ecogas. Así mismo, mediante la Resolución CREG 085 de 2006 la CREG estableció que^[55]:

“A partir de la fecha en que se realice la transferencia de los activos de la Empresa Colombiana de Gas -Ecogas- a la sociedad Transportadora de Gas del Interior S.A. ESP, TGI S.A. E.S.P., esta empresa, o quien preste el servicio de transporte con sus activos, deberá aplicar los cargos aprobados mediante las Resoluciones CREG 076 de 2002, CREG 013 y CREG 125 de 2003 para remunerar la actividad de Transporte de gas natural que se efectúa a través del Sistema de Transporte conformado por los activos considerados para efectos tarifarios en las mencionadas Resoluciones”.

Uno de los preceptos fundamentales de la Ley 142 de 1994, aplicables a los cargos regulados que aprueba la CREG, es el de la eficiencia económica. De acuerdo con el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, por eficiencia económica se entiende que: i) el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; ii) las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente; y iii) las tarifas deben reflejar tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio.

La Honorable Corte Constitucional al hacer un análisis de la constitucionalidad de este principio en materia de servicios públicos domiciliarios expresó:

“En conclusión, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 contiene algunos de los elementos que, de acuerdo con la teoría económica de un mercado competitivo, caracterizan un mercado eficiente y las implicaciones que de éste se derivan. En este orden de ideas, la Corte encuentra que el criterio de eficiencia descrito en la norma en cuestión, desarrolla la prescripción del artículo 365 Superior, según el cual 'es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional'. Si bien el legislador habría podido definir eficiencia en otros términos, se encuentra dentro de su margen de configuración hacerlo siguiendo teorías económicas sobre la eficiencia en un mercado económico competitivo. La Constitución no impone, como ya se anotó, un modelo económico y por lo tanto permite que el legislador tenga en cuenta diferentes teorías sobre qué es la eficiencia y cómo se logra que la autoridad de regulación propenda por ella, siempre que no adopte decisiones manifiestamente irrazonables o contrarias a mandatos o prohibiciones contenidos en la Carta. En cambio, como ya se anotó, habría violado el principio de reserva de ley en la fijación del régimen de la regulación de los servicios públicos domiciliarios el que el legislador hubiera guardado silencio al respecto, delegando implícita y prácticamente en el órgano regulador la definición de este principio de rango constitucional. Además, la definición legislativa está orientada a evitar distorsiones del mercado que lleven a que la libre competencia deje de ser un derecho en beneficio de todos”^[56].

De otra parte, en el artículo 92 de la Ley 142 de 1994 se establece, entre otros aspectos, que “al definir las fórmulas tarifarias los costos y gastos típicos de operación de las empresas de servicios públicos, las comisiones utilizarán no solo la información propia de la empresa, sino la de otras empresas que operen en condiciones similares; pero que sean más eficientes”.

En atención al marco legal establecido en la Ley 142 de 1994, la Comisión adoptó lo siguiente con respecto a la valoración de activos de Ecogas:

i) Activos de BOMT

En el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG 001 de 2000 se estableció que:

“

(…)

a) El costo efectivo de los gasoductos Ballena-Barranca y Mariquita-Cali corresponderá al valor presente de las obligaciones de pago de ECOGAS con ECOPETROL establecidas en el Decreto 958 de mayo 27 de 1998 en un monto total de US$653.38 millones en dólares constantes al 31 de diciembre de 1997, de los cuales US$ 213.66 millones corresponden al gasoducto Ballena-Barranca y US$ 392.75 millones corresponden al gasoducto Mariquita-Cali.

b) El costo calculado en el literal anterior se actualizará en cada revisión tarifaria utilizando el PPI.

c) La Vida Util Normativa y el Horizonte de Proyección de dichos gasoductos será de treinta años, equivalente al período previsto para la cancelación total de las obligaciones de ECOGAS con ECOPETROL.

d) Para activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, una vez transcurrida la Vida Útil Normativa se calculará el costo de oportunidad del activo a partir del año treinta transcurrido desde la fecha de entrada en operación del mismo. El cálculo del costo de oportunidad del activo se establecerá tomando en cuenta la proporción entre la vida útil remanente y la vida útil total estimada (vida útil transcurrida más vida útil remanente).

e) Del costo calculado en los literales anteriores se restará el valor presente de los gastos de AO&M reconocidos por la Comisión, con base en la metodología que se establece en el Anexo 2 de la presente Resolución, descontado a una tasa del 11.5%.

(…)”

Adicionalmente, con fundamento en lo establecido en el numeral 74.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión adoptó lo siguiente para el gasoducto Mariquita – Cali:

“Dada la particularidad en los costos del gasoducto Mariquita – Cali, y considerando que es un gasoducto que cruza por zona montañosa, para evaluar la eficiencia en dicha inversión se propone establecer el costo promedio unitario de los gasoductos construidos en el país sobre topografías montañosas. Para lo anterior se considera topografía montañosa aquellos casos donde un gasoducto presente diferencia de altura en su recorrido superior a 800 metros. En la Tabla 23 se indican los respectivos gasoductos y el promedio del costo unitario (22.32USD/m-pulg.) que se propone reconocer para el gasoducto troncal de Mariquita – Cali. Nótese que este gasoducto es el único, dentro de los gasoductos troncales de Ecogas, que supera el costo unitario promedio de 22.3 USD/m- pulg”.

ii) Activos escindidos

En el numeral 3.1.1.2 del documento soporte de la Resolución CREG 013 de 2003 se anota lo siguiente^[57]:

“El análisis sobre las cifras de inversión reconocida no ofrece una base comparativa sólida ya que estas inversiones correspondieron a obras proyectadas que actualmente pueden diferir físicamente, y consecuentemente en costos, de las previstas. De hecho, todos los gasoductos, con excepción de Morichal - Yopal, estaban en construcción o previstos para ser construidos al momento de realizarse la anterior revisión tarifaria (Res. CREG-017 de 1995 y Res. CREG-056 de 1996). De otra parte, cuando Ecogas recibió de ECOPETROL el 80% del valor de activos y 70% del Valor Presente Neto de las obligaciones financieras de los BOMTs, la Nación asumió parte del costo de los gasoductos a través de ECOPETROL (Decreto 2829 de 1997).

Con base en lo anterior, el valor más adecuado para considerar como inversión reconocida, y que refleja los costos de la prestación del servicio, corresponde al valor recibido por Ecogas de ECOPETROL (80% del valor en libros de ECOPETROL)…”

La Comisión adoptó las anteriores decisiones de valoración en cumplimiento de los preceptos de la Ley 142 de 1994. En ningún momento la CREG adoptó tales decisiones por mandato de la Ley 401 de 1997, y sus decretos reglamentarios. La Ley 401 de 1997, y sus decretos reglamentarios, fijaron los valores de los activos y obligaciones que conformaron el patrimonio de Ecogas mas no los valores que se debían incorporar para efectos tarifarios.

Por tanto, el argumento de la recurrente, en el sentido de que la CREG valoró la inversión en cuestión siguiendo los preceptos de la Ley 401 de 1997, es equivocado. La CREG valoró la inversión siguiendo los preceptos de la Ley 142 de 1994, de lo cual se derivó que gran parte de los valores adoptados correspondieron a los establecidos en la Ley 401 de 1997 y sus decretos reglamentarios.

2.2. Respecto de los argumentos esbozados por TGI bajo el título “MODIFICACIÓN DE POLÍTICA FRENTE AL SISTEMA DE TRANSPORTE QUE OPERABA ECOGAS”

Al respecto, TGI anota lo siguiente:

“El Documento CONPES 3244 de 2003, parte de la base de que la metodología para fijar los cargos de ECOGAS, tenía distorsiones:

En otras palabras, los cargos aprobados para ECOGAS no respondían ni antes, ni después de las Resoluciones CREG 13 y 125 de 2003, al criterio de eficiencia.

(…)

Dicho Documento aprobado por el CONPES, adoptó una nueva línea de política al considerar que la decisión de mantener el 'hundimiento' de costos a ECOGAS sería infructuosa. Sea la oportunidad de recordarle a la CREG que el término 'hundimiento' no lo ha utilizado TGI por su iniciativa, como lo sugiere el Documento CREG 085/11 para demeritar sus pretensiones: lo tomó del Documento CONPES, como fácilmente puede leerse enseguida.

De manera explícita el CONPES aprobó una modificación de la política en el sentido de buscar que un inversionista privado estratégico se vincule al negocio de transporte que venía desarrollando ECOGAS. Y para ese propósito, se requiere 'asegurar que únicamente los pagos efectivamente realizados por el Inversionista se trasladen efectivamente en los cobros a los usuarios…'

Dice el Documento CONPES:

'Lo anterior significa que el mecanismo más acertado para definir el valor de ECOGAS es mediante mecanismos de mercado. Esta reorientación permite esperar el éxito de una vinculación de un inversionista estratégico al negocio de transporte de gas natural asociado a ECOGAS, logrando, primero, disminuir las incertidumbres acerca de la sostenibilidad de esta actividad en el futuro y, segundo, la flexibilidad comercial del negocio a través de tarifas competitivas que permitan la masificación del gas, y por lo tanto maximizar los ingresos del negocio de transporte. (Se ha subrayado).

Luego hace consideraciones sobre la elasticidad precio/demanda por gas natural advirtiendo que no se conoce con precisión cuál es. Enseguida trae estas consideraciones:

'Más aun, el precio del gas al usuario final, es exógeno al Transportador, ya que el transportador no tiene control sobre los precios finales del gas ----Por lo tanto los resultados de la valoración de ECOGAS son significativamente sensibles a la estrategia comercial de precios a lo largo de la cadena. …lo cual está limitado por el entorno y la naturaleza actual de ECOGAS. Por lo tanto, un hundimiento de los activos de ECOGAS, como el propuesto en el CONPES 3190, con el ánimo de poder disminuir las tarifas de transporte para estimular la demanda, puede ser infructuoso -no generando el efecto deseado sobre la demanda- si no se tiene una estrategia integral de precios a lo largo de la cadena, ya que otros agentes de ésta podrían apropiarse de la renta generada por dicho hundimiento'

'En este contexto resulta justificado conducir el transporte de gas asociado a ECOGAS al mercado con dos objetivos fundamentales: (i) vincular a un inversionista y operador privado ….y ii) valorar el negocio, lo cual permite definir bajo parámetros objetivos el hundimiento de la inversión...para lograr el objetivo deseado..Esta estrategia debe asegurar que únicamente los pagos efectivamente realizados por el Inversionista se trasladen efectivamente en los cobros a los usuarios…' (Se ha subrayado).

El resultado del proceso de vinculación de un inversionista y operador demostró que ambos objetivos buscados por el CONPES citado se cumplieron, quedando aun pendiente el ajuste tarifario previsto, lo que corresponde a la CREG.

Con base en las recomendaciones aprobadas por el CONPES, el Gobierno Nacional diseñó el programa para vincular a un inversionista estratégico y por eso el Decreto 1404/05 incluye entre sus Considerandos, el siguiente:

'Que el Consejo Nacional de Política Económica y Social, Conpes, en su Documento 3244 del 15 de septiembre de 2003, recomendó adelantar un proceso para vincular un inversionista estratégico al sistema de transporte de gas asociado a Ecogás para viabilizar el negocio del transporte de gas natural del interior del país en el largo plazo;'

(…)

La acotación del valor de las inversiones estaba expresamente dispuesta para ECOGAS en la Ley 401/97 y la Nación asumiría la diferencia que significaba esa acotación en menores ingresos tarifarios para ECOGAS.

Al mismo tiempo, el Gobierno Nacional tenía la autorización de hacer 'aportes' a empresas de servicios públicos sacrificando ingresos por tarifas.

Esta autorización provenía del artículo 87.9 de la Ley 142/94:

 '87.9. Cuando las entidades públicas aporten bienes o derechos a las empresas de servicios públicos, podrán hacerlo con la condición de que su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios de los estratos que pueden recibir subsidios, de acuerdo con la ley. Pero en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figurarán el valor de éste y, como un menor valor del bien o derecho respectivo, el monto del subsidio implícito en la prohibición de obtener los rendimientos que normalmente habría producido' (Se ha subrayado)

El artículo fue modificado originalmente por la Ley 1151/07 del 25 de julio de 2007 (Plan Nacional de Desarrollo 2006-2010):

(…)

La Ley 1450/11 (Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014) lo mantuvo:

'ARTÍCULO 99. APORTES A LAS EMPRESAS DE SERVICIOS PÚBLICOS. El numeral 87.9 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, quedará así:'

87.9. Las Entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las Comisiones de Regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. (Se ha subrayado)

El cambio consiste en que una entidad pública puede aportar bienes o derechos a las empresas, sólo si su valor no se incluye en las tarifas. Es decir, antes del 25 de julio de 2007, una entidad pública podía hacer ese tipo de aportes sin imponer esa condición; desde entonces, al hacer el aporte la no inclusión de su costo en la metodología tarifaria es forzosa, excepto cuando se trate de una capitalización (la entidad pública se convierte en accionista) o de la enajenación de los activos construidos con dineros públicos. Pero la Ley 1151/07 entró a regir el 25 de julio de 2007, cuando TGI estaba formalmente constituida y era propietaria de los activos que, parcialmente, había costeado la Nación al asumir el valor acotado de gasoductos y BOMTs.

Por tal razón, el Gobierno Nacional pudo legalmente dejar de conceder el subsidio y adoptar una nueva política que consistió esencialmente en que ECOGAS dejara de ser prestador del servicio y una nueva empresa, constituida por un inversionista privado –para ser exactos, un inversionista con el régimen privado previsto en la Ley 142/94- lo sustituyera adquiriendo sus activos, contratos y derechos.

El Comité de Dirección del programa de enajenación de los activos, contratos y derechos de ECOGAS, fijó el precio mínimo aceptable que podrían ofrecer los potenciales inversionistas, precio que fue de $2.20 billones.

Al fijar un precio mínimo, por definición se esperaba que los interesados ofrecieran precios mayores. En efecto, la Empresa de Energía de Bogotá, EEB ofreció $3.25 billones y el otro proponente $2.88 billones

Al hacer su oferta, EEB se basó en los anuncios expresos del Gobierno Nacional contenidos en el Documento CONPES 3244 de 2003, citado como una de las bases para definir el programa de enajenación de los activos de ECOGAS. Es decir que la valoración de los activos así adquiridos, se utilizarían para efectos tarifarios como costos eficientes sin acotamiento alguno (…).

La CREG, al mantener el acotamiento de esos activos invade la competencia del Gobierno Nacional que, como propietario de ECOGAS, decidió no mantener el acotamiento que implícitamente conducía a un subsidio a la oferta.

Por otra parte, en gracia de discusión puede aceptarse que la Resolución CREG 085/06 significó que para el período tarifario que estaba en curso los cargos para TGI no se modificarían. Pero en manera alguna puede la CREG extender ese criterio indefinidamente.

La Resolución CREG 110/11, al mantener el acotamiento de los valores de la inversión existente, contrarió el criterio de Confianza Legítima que la jurisprudencia nacional ha introducido a la interpretación de las normas jurídicas.

La Corte Constitucional se ha pronunciado sobre su aplicación de esta manera:

(…)

'Así las cosas, el principio de confianza legítima tendrá tres presupuestos. En primer lugar, la necesidad de preservar de manera perentoria el interés público, en segundo lugar, una desestabilización cierta, razonable y evidente en la relación entre la administración y los administrados; por último, la necesidad de adoptar medidas por un período transitorio que adecuen la actual situación a la nueva realidad. Por lo tanto, el principio de la buena fe exige a las autoridades y a los particulares mantener una coherencia en sus actuaciones, un respeto por los compromisos a los que se han obligado y una garantía de estabilidad y durabilidad de la situación que objetivamente permita esperar el cumplimiento de las reglas propias del tráfico jurídico, como quiera que “así como la administración pública no puede ejercer sus potestades defraudando la confianza debida a quienes con ella se relacionan, tampoco el administrado puede actuar en contra de aquellas exigencias éticas'.

'El principio de la confianza legítima; el cual, según la jurisprudencia de la Corte Constitucional, consiste en una proyección de la buena fe que debe gobernar la relación entre las autoridades y los particulares, partiendo de la necesidad que tienen los administrados de ser protegidos frente a actos arbitrarios, intempestivos, improvisados o similares por parte del Estado, implica que las autoridades no adopten medidas que aunque lícitas contraríen las expectativas legítimas creadas con sus actuaciones precedentes en función de las cuales adoptan sus decisiones, protegiendo la convicción proba, honesta y leal de su estabilidad y coherencia'

En el caso del tratamiento de los activos de ECOGAS, hasta que fueron adquiridos por TGI en el año 2007, el Gobierno Nacional anunció con suficiente antelación (en el CONPES 3244 de 2003) que vincularía a un inversionista privado y que el 'hundimiento' de activos quedaría entonces sin vigencia. Al expedir el Decreto 1404/05 anunció igualmente que ECOGAS dejaría de ser una empresa prestadora del servicio público de transporte de gas natural, que enajenaría sus activos y derechos vinculados a ese servicio a una sociedad por acciones que se constituiría para tal fin denominada TGI S.A. E.S.P. Por lo tanto los usuarios del sistema de transporte que hasta entonces operaba ECOGAS pudieron saber que el régimen especial dispuesto en la Ley 401/97 ya no regiría y, muy concretamente, no habría la acotación de valores que dicha ley dispuso.

Este principio ha sido ostensiblemente violado por la CREG con la expedición de la Resolución 110 de 2011 objeto del presente recurso, al ignorar que el acotamiento de activos había sido dispuesto únicamente para la empresa ECOGAS y que el Gobierno Nacional había resuelto modificar su política en el sentido de que el Sistema de Transporte que operaba ECOGAS pasaría a una nueva empresa constituída (sic) por inversionistas distintos a la Nación”.

Debe señalarse que TGI hace una lectura a todas luces amañada y parcializada del Documento CONPES 3244 de 2003, realizando una serie de apreciaciones y consideraciones sustentadas en un juicio subjetivo de las expectativas que se derivaban con la expedición de este Documento. Lo planteado en dicho documento de política pública en manera alguna implica: i) que las tarifas aprobadas por la CREG no siguieron los criterios definidos para ello en la Ley 142 de 1994; ni ii) que allí exista promesa o anuncio alguno de incrementar las tarifas de TGI en función de los resultados del proceso de vinculación de un inversionista estratégico. Pasamos a explicar:

i) Apego a los criterios establecidos en la Ley 142 de 1994

Tal y como lo ha manifestado TGI ya en varias ocasiones, su alegación consiste en afirmar que la valoración de los activos de propiedad en ese entonces de Ecogas, y la consecuente aprobación de cargos hecha mediante la Resolución CREG 125 de 2003, no se ajustaron a lo preceptuado en la Ley 142 de 1994, esto es, que no correspondieron a valores eficientes. Por el contrario, afirma que allí se tuvieron en cuenta los valores surgidos a partir de lo establecido en el artículo 8 de la Ley 401 de 1997 en lo que tiene que ver con la escisión de los activos y derechos vinculados a la actividad de transporte de gas natural que ejercía Ecopetrol, así como los derechos derivados de los contratos relativos a dicha actividad, para la conformación del patrimonio inicial de Ecogas.

Aun cuando la metodología contenida en la Resolución CREG 126 de 2010 no contempla la revisión de la valoración de inversiones ya aprobadas en resoluciones anteriores, la CREG analizó los argumentos planteados por TGI en la solicitud tarifaria, análisis que se encuentra reflejado en el Documento CREG 085 de 2011 y, consecuentemente, en la Resolución CREG 110 de 2011 recurrida.

Allí la CREG fue clara en afirmar, de acuerdo con lo consignado en las Resoluciones CREG 013 y 125 de 2003, así como en el Documento CREG 014 de 2003, que la valoración de los activos de Ecogas se circunscribió en forma estricta a los postulados que ordena la Ley 142 de 1994, en especial en materia de suficiencia financiera y, más aún, eficiencia económica.

No obstante lo anterior, TGI vuelve a referirse al Documento CONPES 3244 del 15 de septiembre de 2003, en el cual se analizaron las “Estrategias para la dinamización y consolidación del sector de Gas Natural en Colombia”. Al hacerlo, y a raíz de una lectura parcial y amañada, concluye lo siguiente:

“(…)

La acotación del valor de las inversiones estaba expresamente dispuesta para ECOGAS en la Ley 401/97 y la Nación asumiría la diferencia que significaba esa acotación en menores ingresos tarifarios para ECOGAS.

(…)

Al hacer su oferta, EEB se basó en los anuncios expresos del Gobierno Nacional contenidos en el Documento CONPES 3244 de 2003, citado como una de las bases para definir el programa de enajenación de los activos de ECOGAS. Es decir que la valoración de los activos así adquiridos, se utilizarían para efectos tarifarios como costos eficientes sin acotamiento alguno (…).

La CREG, al mantener el acotamiento de esos activos invade la competencia del Gobierno Nacional que, como propietario de ECOGAS, decidió no mantener el acotamiento que implícitamente conducía a un subsidio a la oferta.

(…)

La Resolución CREG 110/11, al mantener el acotamiento de los valores de la inversión existente, contrarió el criterio de Confianza Legítima que la jurisprudencia nacional ha introducido a la interpretación de las normas jurídicas”. (Subrayas y negrillas propias).

Al respecto, como primer punto, se reitera el apego irrestricto de la CREG a los postulados de la Ley 142 de 1994 en la expedición de las Resoluciones CREG 013 y 125 de 2003, así como en todas sus actuaciones. Consecuencia de ello es el reconocimiento de valores eficientes, y no de valores acotados o distorsionados, según lo manifiesta TGI. En ese sentido, se reitera la posición de la Comisión consignada en el Anexo 17 del Documento 085 de 2011, así:

“La Comisión actuó y ha actuado con estricto respeto de lo que estipula la Ley 142 de 1994, estableciendo criterios de eficiencia claros para las empresas sujetas a la regulación que expide la entidad. Específicamente, así lo hizo en el año 2000 cuando estableció los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte; así mismo en 2003 cuando determinó lo cargos regulados para el Sistema de Transporte de Ecogas y, en esa oportunidad, cuando valoró sus activos.

La afirmación de TGI carece de sustento. El soporte de la Resolución CREG de 013 de 2003, esto es el Documento CREG 014 de 2003, el cual sólo se cita en la solicitud de TGI de manera marginal, consigna todo el análisis técnico, económico y jurídico que se hizo al momento de establecer los cargos mencionados. En dicho Documento se dejan claros los criterios de eficiencia que se tuvieron en cuenta para la valoración de los activos de ECOGAS, e incluso cómo, con fundamento en los análisis efectuados, a la CREG no le era factible aceptar la petición de ECOGAS, encaminada al mantenimiento de las tarifas que venían aplicándose, justamente porque, de acceder a ello, se violarían los principios de la Ley 142 de 1994, especialmente los de suficiencia financiera y eficiencia. Veamos:

'(…)

Inversión Eficiente

El gráfico 1 indica los costos unitarios (USD/m-pulg.), sin incluir ramales, para la mayoría de gasoductos de transporte construidos en el país. Con relación a los gasoductos del Sistema de Ecogas se observa que la mayoría está por debajo del valor medio nacional (18 USD/mpulg.) y, también se observa que el costo para el gasoducto Mariquita – Cali es aproximadamente dos veces el costo medio de 18 USD/m-pulg.

Dada la particularidad en los costos del gasoducto Mariquita – Cali, y considerando que es un gasoducto que cruza por zona montañosa, para evaluar la eficiencia en dicha inversión se propone establecer el costo promedio unitario de los gasoductos construidos en el país sobre topografías montañosas. Para lo anterior se considera topografía montañosa aquellos casos donde un gasoducto presente diferencia de altura en su recorrido superior a 800 metros. En la Tabla 23 se indican los respectivos gasoductos y el promedio del costo unitario (22.32 USD/m-pulg.) que se propone reconocer para el gasoducto troncal de Mariquita – Cali. Nótese que este gasoducto es el único, dentro de los gasoductos troncales de Ecogas, que supera el costo unitario promedio de 22.3 USD/m- pulg”. (Subrayas propias).

Según lo transcrito es claro que la CREG, en aplicación a lo dispuesto por el numeral 74.1^[58] del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, aplicó criterios diferenciales de eficiencia para el caso de Ecogas, en razón a su posición en el mercado, y dadas las condiciones de su Capacidad Máxima de Mediano Plazo.

(…)

Más aún, la Comisión fue absolutamente clara al reiterar que en el proceso de valoración de los activos de Ecogas para la determinación de cargos en 2000-2003, se dio estricto cumplimiento a lo ordenado por la Ley 142 de 1994, especialmente a los criterios de eficiencia y suficiencia financiera en la determinación de tarifas. En efecto, en la misma Resolución 125 se dijo lo siguiente:

'(…) Tal como se estipula en el documento CREG-014 de 2003, las obras previstas se ejecutaron, pero se presentaron diferencias importantes entre las cifras estimadas y las obtenidas después de construidos los gasoductos. En ese sentido, y atendiendo los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera, la Comisión reconoció los valores de los activos recibidos por ECOGAS de ECOPETROL en el proceso de escisión (…), valores que corresponden a lo establecido en el Artículo 8o de la Ley 401 de 1998 y el Decreto 958 de 1998. Dichos valores están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión.

Con relación a los gasoductos de los BOMTs la CREG reconoció valores que también están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión. (…). Así, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 (numeral 3.2.1.1), la CREG consideró que el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas corresponde a costos de inversión y gastos de AOM eficientes que es necesario reconocer al transportador teniendo en cuenta los criterios de eficiencia y suficiencia financiera establecidos en la Ley 142 de 1994. De otra parte, en relación con la inversión del gasoducto Mariquita – Cali la Comisión adoptó, mediante la Resolución CREG-013 de 2003, un criterio particular para evaluar la eficiencia en la inversión. (…). Lo anterior teniendo en cuenta que la CREG puede adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

De lo anterior se puede concluir que los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 incorporan tanto los costos eficientes en los que incurre el Transportador para la prestación del servicio como una evaluación de la utilización eficiente de los mismos. Así mismo, no es cierto que exista un pass through de costos de inversión “sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada” como lo aseveran los recurrentes, ya que la CREG reconoció única y exclusivamente los costos eficientes”. (Subrayas y negrillas propias)

Como se observa, tanto en la Resolución CREG 013 de 2003, como en su documento soporte (Documento CREG 14 de 2003) y en la Resolución CREG 125 de 2003, en la que se resuelven los recursos de reposición interpuestos contra la primera, la Comisión reiteró el cumplimiento estricto a la Ley 142 de 1994 y, específicamente, la plena observancia de los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera”.

Así las cosas, la premisa de la que parte TGI para su análisis, según la cual la CREG reconoció valores acotados en la aprobación de cargos de Ecogas, efectuada en las Resoluciones CREG 013 y 125 de 2003, es equivocada.

ii) Inferencias de TGI a partir del Documento CONPES 3244 de 2003 y la aplicación del Principio de Confianza Legítima

Ahora bien, en relación con el Documento CONPES 3244 de 2003 debe decirse que del mismo mal puede concluirse lo que pretende TGI, como pasa a exponerse.

En dicho Documento se estudian las acciones adoptadas a partir de las recomendaciones del Documento CONPES 3190 de 2002, entre las cuales se encontraba la de “incorporar los resultados del estudio de beneficio-costo adelantado por los Ministerios de Minas y Energía y de Hacienda y Crédito Público para la definición del esquema tarifario del sistema de transporte de ECOGAS”. En el acápite “II. Antecedentes” del Documento CONPES 3244 se lee lo siguiente:

“Durante el 2002 el Gobierno Nacional adelantó una evaluación del Plan de Masificación de Gas y mediante documento CONPES No. 3190, presentó un balance de los objetivos alcanzados en términos de usuarios, municipios atendidos, kilómetros de redes tendidas y otras variables que muestran el buen desempeño del gas natural, en cuanto a penetración en el sector residencial, principalmente. Dicho documento recomendó, entre otras estrategias: i) adoptar una política estable e integral de precios de los energéticos, especialmente para los combustibles líquidos, ii) asegurar la disponibilidad del gas natural en el corto y largo plazo, y iii) definir las acciones que garanticen la sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo”.

Al ampliar el análisis sobre el punto resaltado, relevante para la presente Resolución, el Gobierno Nacional reafirma lo que la CREG ha venido sosteniendo, en el sentido de que los cargos aprobados en 2003 a Ecogas observaron los criterios de suficiencia financiera y eficiencia económica consignados en la Ley 142 de 1994. Al respecto se lee:

“La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en el año 2000, a fin de optimizar la expansión del sistema de transporte de gas y la localización óptima futura de las plantas de generación eléctrica térmica a gas, estableció una metodología basada en una señal de distancia desde el punto de suministro. Así mismo, para el sistema de transporte de ECOGAS se consideraron los criterios de eficiencia ordenados en la Ley, así como se hizo para el resto de transportadores”.

Así pues, no resultan coherentes las alegaciones de TGI según las cuales i) existió un acotamiento del valor de la inversión de Ecogas; y ii) la CREG estaría violando el principio de confianza legítima por cuanto en el Documento CONPES 3244 se habría creado la expectativa de mayores tarifas para TGI.

En efecto, no tiene sentido concluir que del mismo documento que afirma que la CREG tuvo en cuenta el principio de eficiencia en la aprobación de cargos de Ecogas, según se trascribió, pueda inferirse que “el Gobierno Nacional anunció con suficiente antelación (en el CONPES 3244 de 2003) que (…) el “hundimiento” de activos quedaría entonces sin vigencia”, como lo afirma TGI en su recurso (página 16).

De acuerdo con esto, no se puede concluir como lo afirma la recurrente que en el CONPES 3244 de 2003 se encuentre inmerso un anuncio de incrementar las tarifas de TGI en función de los resultados del proceso de vinculación de un inversionista estratégico.

Lo anterior, volvemos a decir, no sólo por cuanto no existió tal hundimiento ni acotamiento, sino por cuanto haberlo hecho significaría quebrantar la Ley 142 de 1994 y, con ello, el principio de igualdad, entre otros.

Adicionalmente, es de público conocimiento que la enajenación de la participación estatal representada en los activos, derechos y contratos de Ecogas se realizó dentro del marco de los decretos 1404 de 2005 y 1404 de 2006, normas ajustadas a las disposiciones contenidas a las Leyes 222 y 226 de 1995 y el artículo 60 de la Constitución Política.

En las normas mencionadas no se evidencia relación alguna entre el valor que se llegará a pagar como resultado del proceso de enajenación y las actuaciones futuras de la CREG al momento de determinar los cargos regulados para TGI.

Otro elemento relevante para este análisis es el contenido de la Resolución CREG 087 de 2006, por la cual se precisa la aplicación de las resoluciones CREG 076 de 2002, CREG 013 y CREG 125 de 2003 ante el evento en que la sociedad TGI S.A. E.S.P. adquiera los activos, derechos y contratos de Ecogas, en desarrollo del programa de enajenación estatal en Ecogas.

En la parte considerativa de dicha resolución se señala que un cambio de propiedad u operador de los activos de un sistema de transporte no implica un cambio en los cargos regulados aprobados para remunerar la actividad de transporte de gas natural realizada con el respectivo sistema.

Esto debe entenderse, dentro del marco de la regulación que establecía los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural, en su momento la Resolución CREG 001 de 2000. En dicha resolución se dispuso que la actualización con el PPI sería la única operación aceptable para el caso del costo de la inversión reconocido en la última revisión tarifaria aprobada por la CREG.

Así las cosas, la recurrente acude nuevamente a interpretaciones subjetivas cuando indica que en gracia de discusión lo dispuesto por la Resolución CREG 085 de 2006 podría tener validez únicamente durante el período tarifario en curso.

El regulador fue claro en determinar que: i) Los valores eficientes reconocidos previamente para las inversiones en transporte solamente serían actualizados con el PPI; y ii) el cambio de propiedad u operador de los activos de un sistema de transporte no daría lugar a una modificación de los cargos regulados para dicho sistema.

Es por esto que, sustentar su alegación en la violación del principio de confianza legítima carece de todo fundamento, en primer lugar, debido a que no se acredita la existencia de los presupuestos jurisprudenciales que a nivel constitucional se deben cumplir para probar que se está ante un escenario en el cual se esté violando el principio de confianza legítima. Estos presupuestos son los siguientes:

“i) que exista la necesidad de preservar de manera perentoria el interés público, (ii) la desestabilización cierta, razonable y evidente en la relación entre administración y los ciudadanos, y (iii) la obligación de adoptar medidas transitorias que acomoden la actual situación a la nueva realidad”^[59].

De la misma forma, en el presente caso no se puede alegar la existencia de una “expectativa legítima” susceptible de protección. Las “expectativas” para el presente caso no son “expectativas legítimas”, sino por el contrario, son “expectativas subjetivas”, debido a que obedecen no a un actuar de la administración, sino a un análisis subjetivo hecho por TGI, sustentado en la expedición del Documento CONPES 3244 de 2003.

Este análisis desconoce la coherencia y congruencia de las decisiones de la CREG adoptadas en la aprobación de cargos de Ecogas, efectuada en las Resoluciones CREG 013 y 125 de 2003, sustentadas en los criterios de eficiencia en materia tarifaria, previstos en la Ley 142 de 1994.

En relación con este punto, se debe tener en cuenta que la expectativa que ha de ser protegida a través del principio de confianza legítima parte de una “expectativa cierta”, lo cual se traduce en que una situación jurídica o material, abordada de cierta forma en el pasado, no ha de ser tratada de modo extremadamente desigual en otro período, lo cual, para el caso de las actuaciones de la CREG, incluyendo la de la presente Resolución, tal como se ha expuesto, en relación con el Documento CONPES 3244, no se aplica para el caso concreto.

Sobre este punto, ha expuesto la Honorable Corte Constitucional:

“La confianza legítima ha de entenderse como la expectativa cierta de que una situación jurídica o material, abordada de cierta forma en el pasado, no sea tratada de modo extremadamente desigual en otro periodo, salvo que exista una causa constitucionalmente aceptable que legitime su variación. En este sentido, esta Corporación ha sostenido que 'el administrado no es titular de un derecho adquirido sino que simplemente tiene una mera expectativa en que una determinada situación de hecho o regulación jurídica no serán modificadas intempestivamente, y en consecuencia su situación jurídica puede ser modificada por la Administración.' Como elemento incorporado al de buena fe, la confianza legítima puede proyectarse en el hecho de que se espere la perpetuación de específicas condiciones regulativas de una situación, o la posibilidad de que no se apliquen exigencias más gravosas de las ya requeridas para la realización de un fin, salvo que existan razones constitucionalmente válidas para ello”^[60].

Igualmente, no se puede alegar la violación al principio de confianza ya que no se establece que el actuar de la CREG dentro de la presente actuación administrativa se entienda como una actuación arbitraria, intempestiva o improvisada, que contraríe una “expectativa legítima” configurada con la expedición del Documento CONPES 3244 de 2003 o de las decisiones regulatorias previstas en las Resoluciones CREG 013 y 125 de 2003.

Las decisiones previas, así como la presente actuación, tal como se ha reiterado se sustentan en aplicación de principios en materia de servicios públicos domiciliarios, así como en los criterios en materia tarifaria de la Ley 142 de 1994, siendo decisiones coherentes y congruentes en cuento a su contenido y resolución. Sobre la importancia de la coherencia y congruencia de las decisiones en relación con la aplicación del principio de confianza legítima ha expuesto la Honorable Corte Constitucional:

“Así entonces, en consideración a los principios de confianza legítima y buena fe las autoridades y los particulares deben ser coherentes en sus actuaciones y respetar los compromisos adquiridos en sus acuerdos y convenios; deben garantizar estabilidad y durabilidad de las situaciones generadas, de tal suerte que 'así como la administración pública no puede ejercer sus potestades defraudando la confianza debida a quienes con ella se relacionan, tampoco el administrado puede actuar en contra de aquellas exigencias éticas”^[61]. (Resaltado fuera de texto)

En conclusión, no se puede hablar entonces de la violación del principio de confianza legítima en el caso concreto, ya que además de no acreditar sus presupuestos de existencia, no se establece una conducta arbitraria o que la presente decisión obedezca a un cambio intempestivo en materia regulatoria que desconozca una “expectativa legítima”.

De igual forma, esta “expectativa” no tiene un fundamento objetivo, es decir, no es legítima en cuanto su deber de protección, ya que el fundamento se deriva de un “juicio subjetivo” del Documento CONPES 3344 de 2003, así como de las decisiones previamente adoptadas por la CREG.

2. Frente a la petición de que se reconozcan plenamente los costos de las inversiones en compresoras, loops y variantes

En la Tabla 3 se indican los valores presentados por TGI en su solicitud tarifaria y los aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 para estaciones compresoras, gasoductos loops y variantes, correspondientes a las variables IFPNIt-1, IACt y PNIt.

Tabla 3. Valores de inversión en compresoras, Loops y variantes  

A continuación se analiza cada uno de los proyectos indicados en la Tabla 3.

2.1 Estaciones compresoras

En la Tabla 4 se indican las estaciones de compresión consideradas en los valores IFPNIt-1 e IACt aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011. También se indica la capacidad instalada en cada estación (en HP), el tramo de gasoducto donde se ubica cada estación, el valor unitario (en USD/HP instalado) presentado por TGI en la solicitud tarifaria, y el valor unitario reconocido mediante la Resolución CREG 110 de 2011. Se puede notar que en la estación Vasconia de 3.350 HP el valor solicitado por TGI es igual al reconocido mediante la Resolución CREG 110.  

Tabla 4. Estaciones de compresión de IFPNI e IAC

En las páginas 209 y 210 del documento CREG 085 de 2011 se expone que para evaluar la eficiencia del valor de inversión de las estaciones de compresión se utilizaron cifras publicadas por la revista Oil and Gas. Estas cifras corresponden a costos unitarios medios por año para estaciones de compresión instaladas en Estados Unidos de América, EE. UU., en el período 2002 a 2010. A los valores de Oil and Gas se les adicionó un 1% correspondiente a costos de transporte. Estos valores ajustados, y actualizados con el PPI a diciembre de 2009, correspondieron a los valores de inversión eficientes reconocidos en la Resolución CREG 110 de 2011 para las estaciones de compresión del sistema de TGI que hacen parte de inversiones IFPNIt-1 e IACt.

En el recurso TGI plantea inconformidad en los siguientes aspectos relacionados con el valor eficiente de las estaciones de compresión de la Tabla 4:i) benchmarking de las estaciones de compresión; ii) actualización a precios de la fecha base; iii) variación injustificada en los parámetros de comparación entre diferentes períodos tarifarios; y iv) particularidades de algunas de las estaciones de compresión. A continuación se analizan estos aspectos.

2.1.1 Benchmarking – Estaciones de compresión

TGI anota:

“La CREG utiliza como referencia el costo por HP instalado en los Estados Unidos en los últimos años para descontar supuestamente por ineficientes cerca de ciento treinta (130) millones de dólares^[62] de las inversiones en compresión que viene realizando TGI desde hace varios años y que proyecta acometer en el mediano plazo. La desagregación por proyecto se presenta a continuación y equivale en promedio a más del 30% de la inversión ejecutada por TGI mediante procesos públicos de compra y contratación, tal y como se le hizo conocer a la Comisión en la solicitud tarifaria.

(…)

La comparación efectuada no resulta robusta teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

- No hay forma de verificar la validez, la credibilidad y aplicabilidad de la información de la Revista referenciada.

- No hay diferenciación tecnológica entre las estaciones de compresión incluidas en la muestra. A manera de ejemplo, en USA: 'Most compressor stations are fueled by a portion of the natural gas flowing through the station, although in some areas of the country, all or some of the units may be electrically powered primarily for environmental or security reasons'^[63].

- No hay diferenciación en la escala de las estaciones de compresión incluidas en la muestra. En USA: 'although the large-scale compressor stations generally associated with the major interstate trunklines stand out in terms of installed horsepower and throughput capacity, most compressor stations are relatively small-scale operations. For instance, about three-fourths of all compressor stations have an installed horsepower level below 20,000 and a throughput capacity of less than 1 Bcf per day (Figure 3). The prevalence of smaller scale compressor stations reflects the large number of grid type interstate natural gas pipeline systems that operate within established regional markets such as the Northeast, Midwest, or Southeast. Moreover, compressor stations located on grid-type systems tend to be designed with less horsepower because operational line pressures are less, average capacity is lower, and much of the system consists of thinner-walled, smaller-diameter natural gas pipelines'^[64].

(…)

- No se especifica si los costos referenciados corresponden a los costos de capital de las estaciones de compresión, o si éstos incluyen los costos de servidumbres, construcción e instalación de dichas estaciones. Si los incluye, la participación de estos costos en el costo total puede diferir significativamente entre USA y Colombia. Si no los incluye, el benchmarking realizado por la CREG resulta espurio.

- Desconoce las características particulares de los proyectos y del contexto en el que estos se llevan a cabo. Por ejemplo, en Colombia en los últimos años se ha incrementado de demanda de ingeniería y construcción de proyectos de infraestructura energética, lo que ha resultado en un incremento en los precios de respectivos. Sobra decir que la oferta de firmas especializadas que realicen este tipo de proyectos es muy superior en USA respecto a Colombia.

- Desconoce las condiciones macroeconómicas del país. Dada la fuerte revaluación del peso, las componentes en moneda local de los proyectos están incrementando de forma importante el costo equivalente en dólares de los proyectos.

- La CREG no explica por qué razón optó por una muestra de estaciones de compresión de USA y no consideró estaciones de compresión construidas en el país, o en países de la región, que podrían haberle brindado un mejor contexto para realizar el ejercicio planteado

(…)”.

De lo anterior se entiende que la recurrente cuestiona:

a) Los valores de referencia utilizados para evaluar la eficiencia en costos de las estaciones de compresión, para lo cual indica que TGI ejecutó las inversiones mediante procesos públicos de compra y contratación; y

b) La robustez de la muestra utilizada para hacer la comparación de costos entre estaciones construidas en EE. UU. y estaciones construidas en el sistema de TGI. En este punto la recurrente indica que:

- No hay forma de verificar la validez, credibilidad y aplicabilidad de la muestra.

- No hay diferenciación tecnológica en las estaciones utilizadas en la muestra, en particular el tipo de energía que alimenta el motor primario (i.e. gas o energía eléctrica).

- No hay diferenciación en la escala de las estaciones utilizadas en la muestra, y se sugiere que la mayoría de las estaciones de la muestra tienen capacidades inferiores a 20.000 HP. tamaños pequeños.

- No se especifica si los valores de referencia incluyen todos los costos asociados a una estación de compresión, tales como servidumbres, construcción e instalación.

- No incluye el contexto en el que se construyeron, e.g. en Colombia se incrementó la demanda de ingeniería y construcción de proyectos energéticos.

- Se desconoce la condición macroeconómica de la revaluación de la moneda local.

- No se explica por qué no se utilizaron datos de estaciones construidas en Colombia o en países de la región.

Con relación al primer punto se debe anotar que la metodología estipula que “La CREG establecerá el valor eficiente de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga”. Cabe anotar que el concepto de eficiencia es uno de los criterios tarifarios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994. La metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 no establece que el valor eficiente de la inversión en proyectos asociados a las variables IFPNIt-1 e IACt se evalúa con base en información obtenida por el transportador en procesos de compra y contratación de los proyectos.

También es pertinente anotar que los criterios generales para remunerar la actividad de trasporte, establecidos en la Resolución CREG 126 de 2010, corresponden a una metodología de carácter general, impersonal y abstracto. Esta metodología establece un esquema de cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, y cargos fijos para remunerar los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM). En el cálculo de estos cargos máximos se utilizan los valores eficientes de inversión y gastos, y la demanda esperada eficiente sobre el respectivo gasoducto o grupo de gasoductos.   

Lo anterior corresponde a una metodología de incentivos, en la cual el transportador se puede considerar como un agente activo en la búsqueda de eficiencia (e.g. reducción de costos y aumento de demanda). Este tipo de metodologías tienen asociado un mayor riesgo para el agente si se compara con metodologías de ingreso regulado o tasa de retorno. Consecuentemente este mayor riesgo se remunera a través una mayor tasa de costo de capital^[65].   

De conformidad con lo anterior le corresponde a la CREG establecer el valor eficiente de las inversiones, para lo cual, de conformidad con la metodología, se utilizan métodos de comparación. Los valores obtenidos por el transportador en sus procesos de compra y contratación pueden resultar superiores o inferiores a aquellos determinados por el regulador. Esto hace parte del riesgo inherente a la metodología de incentivos.

Con respecto a la robustez de la muestra utilizada para hacer la comparación de costos entre estaciones construidas en EE. UU. y estaciones construidas en el sistema de TGI conviene realizar un análisis detallado. Este análisis debe incluir la valoración del dictamen pericial realizado por el perito Calvin Peter Oleksuk.

Como se expone en la sección III de la presente Resolución, el dictamen rendido por el perito Oleksuk es completo y legítimo para ser analizado dentro del trámite tendiente a resolver el recurso interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 110 de 2011. En la prueba pericial se solicitó al perito Calvin Peter Oleksuk responder dos preguntas relacionadas con compresores, a saber: i) cuantificar las economías de escala por potencia instalada en caballos (HP) que se pueden presentar en la construcción de estaciones de compresión reciprocantes y alimentadas con gas natural y; ii) indicar cuáles son las variables que inciden en el costo total de construcción de estaciones de compresión reciprocantes y alimentadas con gas natural, e indicar el peso porcentual de cada variable sobre el total.

Para valorar el dictamen del perito Oleksuk conviene separar los puntos del peritaje que se consideran relevantes para establecer el valor eficiente en la inversión de estaciones de compresión. Estos puntos son: i) economías de escala; ii) variables que inciden en el costo; iii) cifras de Oil and Gas; iv) compresores centrífugos vs. reciprocantes; v) elementos adicionales solicitados por TGI; y vi) impuestos.  

a) Economías de escala

En el Gráfico 1 se muestran los resultados presentados por el perito Oleksuk con respecto a la pregunta relacionada con economías de escala. Los valores de este gráfico se obtienen de las cifras indicadas en la Tabla 5. Del gráfico claramente se observa la existencia de economías de escala por potencia instalada (HP) para el rango mostrado (i.e. 1.500 a 20.000 HP). Es decir, a mayor potencia instalada menor costo unitario, expresado en dólares americanos de diciembre de 2009 por caballo de potencia (HP) instalado.

De acuerdo con lo expuesto en el dictamen del perito Oleksuk, las cifras mostradas en el Gráfico 1 y en la Tabla 5 corresponden a costos de estaciones de compresión instaladas en EE. UU. a mayo de 2012 (cifras FOB en planta).

La presencia de economías de escala en la construcción de estaciones de compresión fue planteada por TGI en su recurso. A través del peritaje se corrobora tal situación, por lo que hay lugar a incorporar este resultado en la valoración eficiente de estaciones de compresión.

Gráfico 1. Costos por caballo de fuerza (HP) instalado para compresores reciprocantes

 

b) Variables que inciden en el costo

La respuesta dada por el perito Oleksuk a la segunda pregunta, relacionada con las variables que inciden en el costo total de construcción de estaciones de compresión reciprocantes, y su respectivo peso porcentual, se resume en las cifras indicadas en la Tabla 5.

De acuerdo con lo planteado en el dictamen del perito Oleksuk, las cifras mostradas en la Tabla 5 corresponden a costos de estaciones de compresión instaladas en EE. UU. a mayo de 2012 (FOB en planta). Así mismo, el perito estimó el costo para una estación normalizada de 15.000 HP y a partir de este valor aplicó factores para estimar el valor de estaciones con otras potencias.

Tabla 5. Variables que inciden en el costo de inversión de estaciones de compresión reciprocantes

c) Cifras de Oil and Gas

En su dictamen el perito Oleksuk presentó un análisis sobre la confiabilidad de las estimaciones de costos que utilizó para responder las preguntas planteadas. Para este análisis el perito comparó costos reales de dos fuentes de información para un período de tiempo similar. Una fuente es Oil and Gas Journal Data Book y la otra corresponde a datos históricos de la compañía Nova Gas Pipelines que el perito denomina Nova Data. El perito señala que los datos históricos Nova Data corresponden a “una base de diseño común y una sola ubicación geográfica”. En su análisis el perito muestra que las cifras de Oil and Gas presentan una tendencia inconsistente con respecto a economías de escala, lo que no sucede con Nova Data. El perito anota que los datos de Oil and Gas son cuestionables.

El perito Oleksuk concluyó que “factores confiables con buena precisión pueden ser derivados de estaciones de diseño común, o en otras palabras, estaciones adecuadamente normalizadas. Expandiendo este razonamiento, dada la suficiente información sobre diseños y ubicaciones alternos específicos, los datos normalizados presentados aquí pueden ser usados para desarrollar diseños (y ubicaciones) alternos normalizados para producir factores de estimación similarmente confiables de precisión razonable”.

Lo anterior permite concluir que las cifras presentadas por el perito Oleksuk de acuerdo con el objeto de la prueba pericial decretada en la Resolución CREG 010 de 2012, son una fuente de información más precisa que la que podría obtenerse a través de las cifras publicas en Oil and Gas Journal las cuales se utilizaron en la Resolución CREG 110 de 2011. Por ejemplo, las publicaciones de Oil and Gas no permiten precisar el tipo de tecnología (i.e. reciprocante o centrífuga) de las estaciones de compresión incluidas en la publicación. En tal sentido, es adecuado considerar las cifras del dictamen pericial para efectos de analizar el valor eficiente de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

d) Estaciones centrifugas vs. reciprocantes

En su dictamen el perito Oleksuk también presentó cifras que ilustran las economías de escala, y las variables que inciden en el costo total, aplicables a estaciones de compresión centrífugas. En el Gráfico 2 se muestran las cifras sobre economías de escala presentadas por el perito Oleksuk para estaciones de compresión reciprocantes y centrífugas instaladas en EE. UU. a mayo de 2012^[66]. Se observa que para capacidades superiores a 4.000 HP el costo unitario en compresores centrífugos es inferior al de compresores reciprocantes.

Gráfico 2. Costos por caballo de fuerza (HP) instalado

Compresores centrífugos vs. reciprocantes

En el dictamen el perito Oleksuk anota que “Desde un punto de vista operativo, las unidades de compresión centrífuga tienen una disponibilidad en el rango de 97% debido a que el mantenimiento de los controladores es efectuado eficientemente fuera del lugar y se ha instalado un controlador de repuesto para minimizar el tiempo de inactividad. Es por esto que éstas se han convertido en la norma en servicios de tubería moderna. Unidades alternantes tienen largos tiempos de inactividad debido al mantenimiento y son normalmente mantenidas en el lugar, lo cual requiere unidades de repuesto completas en el lugar para mantener la disponibilidad de la estación durante cortos forzados y planeados de la unidad. Esto se adiciona al costo total de capital ya que los caballos de fuerza instalados no son caballos de fuerza disponibles. Dicho de otra manera, la potencia requerida para la compresión de gas es menor que la que está instalada. Esto hace que los costos de capital y operacionales sean más altos para una estación centrifuga comparable”.

Así mismo anota que “es raro encontrar la utilización de tecnología alternativa (reciprocante) en sistemas de tuberías recientes y modernas en los EE.UU., y aún más raro es encontrar estaciones de compresores alternativos (reciprocantes) de unidades múltiples”.

De lo anterior se tiene que:

i) Para capacidades instaladas superiores a 4.000 HP, las estaciones de compresión centrífugas son la alternativa más eficiente en términos de inversión. Esto contrasta con aquellas estaciones de TGI indicadas en la Tabla 4 que tienen capacidades superiores a 4.000 HP y son de tecnología reciprocante.

De acuerdo con la metodología, los agentes pueden elegir la tecnología que consideren adecuada para su sistema de transporte. Así mismo, para efectos regulatorios se debe considerar el valor eficiente, el cual corresponderá a la tecnología de menor costo que permita prestar el servicio de manera adecuada. Sin embargo, al considerar que este criterio de mínimo costo por tecnología se precisó con el dictamen del perito Oleksuk, para las estaciones de compresión en evaluación que ya están instaladas se considera adecuado tener en cuenta la tecnología ya elegida por el transportador (i.e. reciprocante). En aquellos casos en que la estación no se ha instalado, lo cual puede corresponder con inversiones asociadas a la variable IACt, existe la posibilidad de que el transportador considere una u otra tecnología. Esta última situación se podría presentar en la estación de Chía (ver Tabla 4).

De acuerdo con lo anterior, y dado que en la solicitud tarifaria TGI presentó la tecnología reciprocante para la estación de Chía, se considerará el valor eficiente para la estación de Chía evaluado a partir de una estación reciprocante. En todo caso, si el transportador instala unidades centrífugas en Chía, para el período tarifario t+1 la Comisión ajustará el respectivo valor eficiente al valor de estaciones centrífugas. Por consiguiente, en la presente Resolución se establecen los valores eficientes para ambas tecnologías, y los respectivos cargos regulados asociados a la estación de tecnología reciprocante como lo presentó TGI en su solicitud tarifaria.

ii) Las cifras de Oil and Gas, utilizadas por la CREG para establecer el valor eficiente de las estaciones de compresión de IFPNIt-1 e IACt incluidas en la Resolución CREG 110 de 2011, pueden corresponder principalmente a estaciones de compresión de tecnología centrífuga. Lo anterior debido a que, como se indicó antes, dichas cifras corresponden a costos unitarios medios por año para estaciones de compresión construidas en EE. UU. durante el período reciente 2002 a 2010.

Para efectos comparativos en el Gráfico 3 se muestran las cifras presentadas por el perito Oleksuk para estaciones centrífugas y reciprocantes, los valores unitarios reconocidos en la Resolución CREG 110 de 2011 para las estaciones de IFPNIt-1 e IACt, y los valores reportados por TGI en su solicitud tarifaria. Los valores de TGI y los reconocidos en la Resolución CREG 110 de 2011 que se muestran el Gráfico 3 corresponden a cada una de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

 Las cifras Gráfico 3 indican que:

1) La principal diferencia entre los valores del perito Oleksuk y los de la Resolución CREG 110 de 2011 es la de economías de escala por potencia instalada que no se incluyen en la Resolución CREG 110.

2) Los valores reconocidos en la Resolución CREG 110 para estaciones con potencia instalada superior a 8.000 HP son iguales o superiores a los propuestos por el perito Oleksuk para estaciones centrífugas. Ya se indicó que los valores reconocidos en la Resolución CREG 110 corresponden principalmente a estaciones centrífugas.

3) Los valores reconocidos en la Resolución CREG 110 para estaciones con potencia instalada superior a 8.000 HP son ligeramente inferiores a los propuestos por el perito Oleksuk para estaciones reciprocantes. Ya se indicó que los valores reconocidos en la Resolución CREG 110 corresponden principalmente a estaciones centrífugas.

4) Los valores solicitados por TGI muestran efectos de economías de escala por potencia instalada.

Gráfico 3. Comparación de valores unitarios: Res. 110 de 2011 – Estaciones reciprocantes y centrífugas según Oleksuk – Solicitud de TGI

e) Elementos adicionales solicitados por TGI

Mediante las comunicaciones E-2012-004853 y E-2012-004870 TGI presentó comentarios al dictamen del perito Oleksuk. En estos comentarios TGI anotó, entre otros aspectos, lo siguiente:

“En general, consideramos acertadas las respuestas del perito, en especial la conclusión que obtiene sobre la inconveniencia de utilizar información como la de Oil and Gas Journal debido a la gran dispersión de los datos allí contenidos y al elevado margen de error de los costos de compresión por HP que se obtienen a partir de dicha fuentes. Así mismo, es de destacar que el perito menciona que a pesar de su amplia experiencia, constantemente se ha sorprendido con la gran variación que se presenta a nivel mundial en el costo de estaciones de compresión y que recomienda adaptar sus resultados 'normalizados' al caso colombiano en lo que tiene que ver con las variables que explican los costos de compresión.

(…)

la experiencia en Colombia muestra una mayor pendiente (mayores des-economías de escala) en la curva de costo por HP a partir de estaciones con una potencia instalada menor o igual a 10.0000 HP respecto a lo indicado por el Sr. Oleksuk …

(…)

TGI diseñó las estaciones principalmente bajo el estándar ASME B31.3 (sic) lo cual incrementa el costo al elevar el peso de la tubería, también se utilizaron códigos como el APU 752 que brinda una reducción del riesgo ante Fuego y explosión y el API 521 para el dimensionamiento de la Tea.

(…)

En conclusión: a las aclaraciones y complementaciones solicitadas en el memorial anterior, respetuosamente se solicita que el Señor Perito complemente su dictamen, mostrando los costos en Colombia de estaciones compresoras, tomando en cuenta su experiencia y las propias consideraciones que hace en su experticio”.

En sus comentarios TGI presentó una lista de posibles elementos adicionales en una estación de compresión en Colombia. Así mismo, TGI solicitó al perito Oleksuk precisar cuáles de estos posibles elementos adicionales están incluidos en la estación normalizada en EE. UU., y complementar el dictamen realizando una sensibilidad a la estación normalizada de EE. UU. donde se incluyan los elementos adicionales de una estación de compresión en Colombia.

En respuesta a los comentarios de TGI el perito Oleksuk aclaró qué elementos se incluyeron en la estación normalizada. Así mismo, el perito presentó la sensibilidad a la estación normalizada teniendo en cuenta elementos adicionales planteados por TGI. El perito Oleksuk también aclaró que la estación normalizada presentada en el dictamen considera diseños bajo el código ANSI B31.8 aplicable a ductos, mientras que TGI utilizó el código ANSI B31.3, aplicable a plantas, lo cual incrementa los costos.

El perito analizó elementos adicionales solicitados por TGI, y realizó sensibilidad de costos incluyendo en la estación normalizada los valores indicados en la Tabla 6.

Tabla 6. Elementos adicionales analizados por el perito Oleksuk

En la Tabla 7 se muestra la sensibilidad realizada por el perito Oleksuk cuando se incluyen los valores indicados en la Tabla 6. Se debe tener en cuenta que las cifras de la Tabla 7 están expresadas en dólares de diciembre de 2009 y para estaciones instaladas o construidas en EE. UU. a mayo de 2012.

Tabla 7. Sensibilidad a variables que inciden en el costo de inversión de estaciones de compresión reciprocantes

No obstante lo anterior, el perito cuestionó la justificación de algunos de estos elementos adicionales en estaciones de compresión. A continuación se analiza cada uno de los elementos indicados en la Tabla 6.

Diques de contención

El perito anota que “Los diques de contención en concreto no son, probablemente, energéticamente dependientes por completo, pero varían de 0.15 hasta 0.7% del costo de la estación. (Última cifra representativa de la estación de 1.500 hp). Este puede ser un requisito B31.3 que causa costos adicionales y puede no ser justificado. $ 50.000 fue usado en la estación de 15.000hp”. En concepto del perito Oleksuk, los requerimientos adicionales debidos al código B31.3 pueden no ser justificados.

Posteriormente, en las objeciones parciales al dictamen del perito Oleksuk, presentadas mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012, TGI presentó nueva información para justificar este ítem. Sin embargo, de acuerdo con lo expuesto en el numeral III de esta Resolución se indicó que estos argumentos, así como la información que de esta hace parte, no fueron alegados al momento de interponer el recurso, por lo que la misma es extemporánea.

En relación con esto, se entiende que estos argumentos de acuerdo como fueron allegados a la actuación, se encuentran por fuera de los parámetros de decisión previstos en el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo y en especial en aplicación del principio de congruencia, ya que los mismos no fueron parte del recurso de reposición, por tanto no hay lugar a valorarla dentro de la presente actuación. Frente a esto el H. Consejo de Estado ha expuesto:

“De conformidad con el principio de congruencia, al superior, cuando resuelve el recurso de apelación, sólo le es permitido emitir un pronunciamiento en relación con los aspectos recurridos de la providencia del inferior, razón por la cual la potestad del juez en este caso se encuentra limitada a confrontar lo decidido con lo impugnado en el respectivo recurso y en el evento en que exceda las facultades que posee en virtud del mismo, se configurará la causal de nulidad prevista en el numeral 2 del artículo 140 del Código de Procedimiento Civil, relativa a la falta de competencia funcional”.^[67]

Así mismo, debido a que estos argumentos se incorporan dentro de las objeciones al dictamen pericial, se precisó dentro del mismo aparte de la presente resolución, que estos elementos se encontraban por fuera del objeto del dictamen pericial, de la misma forma que los mismos, así como las pruebas solicitadas para su demostración no eran procedentes para acreditar la existencia de un error grave respecto del dictamen del perito Oleksuk, en virtud del trámite previsto en el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil.

Con base en lo anterior no hay lugar a incorporar este elemento adicional en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

Enfriadores de gas

El perito Oleksuk anota que el enfriamiento “es un porcentaje significativo en el costo de la estación, especialmente durante el verano o en países calientes”, y considera adecuado incluir en la estación normalizada el valor de USD 2.200.000 (cifras a mayo de 2012) propuesto por TGI en los comentarios que realizó al dictamen del perito. En tal sentido, es pertinente incluir la anterior cifra en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

Bodega-taller y edificios

El perito anota que “Las estaciones remotas no son consideradas en el informe de la estación normalizada. Para estos, un edificio de almacenamiento de taller necesita ser añadido junto con más instalaciones de personal. El resto de los elementos mencionados están incluidos en la estación normalizada. $200.000 usados en la estación de 15.000 hp. 6-2.8%”. En tal sentido, es pertinente incluir la anterior cifra en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

Tea

El perito anota que “El sistema de purga está incluido en la estación normalizada, sin embargo, el quemador no lo está. No estoy totalmente familiarizado con los costos del quemador. He tenido que incorporarlos en ocasiones por razones técnicas y noté que los requisitos de alta velocidad de purga los hicieron difíciles de diseñar. Deben ser algo dependientes de la energía. $480.000 parece alto a pesar de que se requiere un área grande de grava y libre de vegetación. Los quemadores no son normales en las estaciones de compresión de gasoductos ya que la ANSI B31.8 no los requiere. Permití $480.000, pero es necesario que haya alguna justificación de la que no estoy al tanto”.

Sobre los estándares aplicables, el perito indicó que “TGI anota que ellos diseñan para planta código B31.3, no para gasoducto código B31.8. Esto agrega un costo significativo y ofrece poco beneficio. En situaciones en las que he participado en donde una decisión tenía que ser tomada para la localización de la compresión inicial de un gasoducto, dentro de la planta de gas o fuera de la puerta, la economía general a favor de seleccionar una planta de compresión fuera de las instalaciones operadas por la compañía de gasoducto, no por la empresa de la planta. ANSI B31.8 proporciona una seguridad razonable. Requisitos sobre el código del gasoducto necesita justificación”.

En este aparte el perito presentó la siguiente nota:

“NOTA: Yo no sé si TGI requiere quemadores porque ellos siguen el código B 31.3, como se afirma en el Anexo 2, o si hay una razón técnica para ellos. En cualquier caso algo no es normal aquí. Si se trata de un problema de código, ¿por qué no puede TGI seguir los códigos de gasoductos, como todos los otros gasoductos? Si se trata de una cuestión técnica, debido a la composición del gas, ¿por qué no puede TGI demandar la calidad de tubería seca, libre de CO2, gas limpio como cualquier otra compañía de gasoducto? Esto ahorra los costos de un quemador, pero también reduce tubería, tierra, equipo de limpieza, slug catchers, etc”.

En las objeciones parciales al dictamen del perito Oleksuk, presentada mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012, TGI presentó nueva información para justificar este ítem. Sin embargo, de acuerdo con lo expuesto en el numeral III de esta Resolución se indicó que estos argumentos, así como la información que de esta hace parte, no fueron alegados al momento de interponer el recurso, por lo que la misma es extemporánea.

En relación con esto, se entiende que estos argumentos de acuerdo como fueron allegados a la actuación, se encuentran por fuera de los parámetros de decisión previstos en el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo y en especial en aplicación del principio de congruencia, ya que los mismos no fueron parte del recurso de reposición, por tanto no hay lugar a valorarla dentro de la presente actuación^[68].

Así mismo, debido a que estos argumentos se incorporan dentro de las objeciones al dictamen pericial, se precisó dentro del mismo aparte de la presente resolución, que estos elementos se encontraban por fuera del objeto del dictamen pericial, de la misma forma que los mismos, así como las pruebas solicitadas para su demostración no eran procedentes para acreditar la existencia de un error grave respecto del dictamen del perito Oleksuk, en virtud del trámite previsto en el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil

Con base en lo anterior no hay lugar a incorporar este elemento adicional en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

Separadores (Slug Cutcher)

El perito anota que “Con la calidad del gas de los gasoductos, los slugs de un tamaño que niegan el uso de un filtro integrado/separador no se prevén en la estación normalizada, véase la nota anterior. En realidad, muchos operadores de la estación no han reportado incidencias de un slug y a menudo no haber tenido que bombear el tanque de drenaje del separador. Sólo una planta de gas alterada puede causar esta cantidad de líquidos o formación de líquidos y por lo tanto, después de las primeras descargas de la estación de una planta, muchas estaciones de Estados Unidos y Canadá no incluyen ningún separador. Un slug catcher separado indicaría una operación estándar totalmente diferente a la operación de la estación normalizada, y puede que se necesite ser revisada para determinar por qué. $820.000 son usados en la estación de 15.000 hp”.

En las objeciones parciales al dictamen del perito Oleksuk, presentada mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012, TGI presentó nueva información para justificar este ítem. Sin embargo, de acuerdo con lo expuesto en el numeral III de esta Resolución se indicó que estos argumentos, así como la información que de esta hace parte, no fueron alegados al momento de interponer el recurso, por lo que la misma es extemporánea.

En relación con esto, se entiende que estos argumentos de acuerdo como fueron allegados a la actuación, se encuentran por fuera de los parámetros de decisión previstos en el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo y en especial en aplicación del principio de congruencia, ya que los mismos no fueron parte del recurso de reposición, por tanto no hay lugar a valorarla dentro de la presente actuación^[69].

Así mismo, debido a que estos argumentos se incorporan dentro de las objeciones al dictamen pericial, se precisó dentro del mismo aparte de la presente resolución, que estos elementos se encontraban por fuera del objeto del dictamen pericial, de la misma forma que los mismos, así como las pruebas solicitadas para su demostración no eran procedentes para acreditar la existencia de un error grave respecto del dictamen del perito Oleksuk, en virtud del trámite previsto en el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil

Con base en lo anterior no hay lugar a incorporar este elemento adicional en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

Filtros de respaldo

El perito anota que “El uso de filtros 100% de reserva para la continuidad de la operación resulta en un costo extra. Otros arreglos pueden ser suficientes y menos costosos. Adicional a esto, no veo la necesidad de filtros de descarga. Sin entender cuál es el problema técnico y qué procedimientos de operación garanticen esto, $425.000 son usados en la sensibilidad de mi estación de 15.000 hp, sólo para la filtración de entrada”.

En las objeciones parciales al dictamen del perito Oleksuk, presentada mediante la comunicación E-2012-007386 del 3 de agosto de 2012, TGI presentó nueva información para justificar este ítem. Sin embargo, de acuerdo con lo expuesto en el numeral III de esta Resolución se indicó que estos argumentos, así como la información que de esta hace parte, no fueron alegados al momento de interponer el recurso, por lo que la misma es extemporánea.

En relación con esto, se entiende que estos argumentos de acuerdo como fueron allegados a la actuación, se encuentran por fuera de los parámetros de decisión previstos en el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo y en especial en aplicación del principio de congruencia, ya que los mismos no fueron parte del recurso de reposición, por tanto no hay lugar a valorarla dentro de la presente actuación.^[70].

Así mismo, debido a que estos argumentos se incorporan dentro de las objeciones al dictamen pericial, se precisó dentro del mismo aparte de la presente resolución, que estos elementos se encontraban por fuera del objeto del dictamen pericial, de la misma forma que los mismos, así como las pruebas solicitadas para su demostración no eran procedentes para acreditar la existencia de un error grave respecto del dictamen del perito Oleksuk, en virtud del trámite previsto en el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil

Con base en lo anterior no hay lugar a incorporar este elemento adicional en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

Conexiones en caliente (Hot tap)

El perito indica que “Conexiones de hot tap son requeridas como resultado de no proveer para las futuras estaciones en la etapa inicial de construcción del gasoducto. Esto ahorra dinero al principio, pero cuesta más adelante. Estos no son tenidos en cuenta para la estación normalizada. La estación normalizada no incluye refugios para las válvulas de patio. Las pruebas de ingeniería de fallas reales han demostrado que la ubicación y orientación adecuada de estas válvulas es suficiente. $600.000 para hot tap son usados en la estación de 15.000 hp. Véase la nota general al final”.

Con base en lo anterior es pertinente incluir la anterior cifra en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

Vías pavimentadas

El perito anota que “Las mejoras y la seguridad del patio están incluidas en la estación normalizada. Espaciamiento recomendado UL es la norma en el diseño de la estación en Norte América. Las rutas pavimentadas parecen razonables dadas las circunstancias. $200.000 para la pavimentación son usados en la estación de 15.000 hp”.

Con base en lo anterior es pertinente incluir la anterior cifra en la valoración de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4.

En la Tabla 8 se muestran las cifras resultantes al incluir los elementos adicionales considerados eficientes. Se debe tener en cuenta que las cifras de la Tabla 8 están expresadas en dólares de diciembre de 2009 y para estaciones instaladas o construidas en EE. UU. a mayo de 2012.

Tabla 8. Desagregación de variables que inciden en el costo de inversión de estaciones de compresión reciprocantes, incluyendo elementos adicionales considerados eficientes

Para el caso de estaciones centrífugas las cifras se presentan en la Tabla 9. En este caso se muestran únicamente los valores para 20.000 y 15.000 HP que es el rango en que se ubica la estación de Chía. Se debe tener en cuenta que las cifras de Tabla 9 están expresadas en dólares de diciembre de 2009 y para estaciones instaladas o construidas en EE. UU. a mayo de 2012. Como referencia para valoraciones futuras en el Anexo 8 se muestran las cifras para estaciones de compresión reciprocantes y centrífugas presentadas por el perito Oleksuk, incluyendo elementos adicionales considerados eficientes.

Tabla 9. Desagregación de variables que inciden en el costo de inversión de estaciones de compresión centrífugas, incluyendo elementos adicionales considerados eficientes

A partir de las cifras de las dos tablas anteriores se establece el valor correspondiente a cada una de las estaciones de compresión de la Tabla 4. Para ello se hace una interpolación en línea recta dado que las potencias (HP) de las estaciones a evaluar no necesariamente coinciden con las potencias indicadas en la Tabla 8 y en la Tabla 9.

Se debe tener en cuenta que las cifras indicadas en la Tabla 8 y en la Tabla 9 corresponden a estaciones valoradas por el perito Oleksuk en mayo de 2012. Es decir, corresponde al valor de instalar la respectiva estación es esta fecha. Dado que las estaciones de la Tabla 4 tienen fechas de instalación anteriores a mayo de 2012, excepto la estación de Chía que a la fecha de la expedición de la Resolución CREG 110 de 2011 no se había construido, es necesario indexar las respectivas cifras.

Para la indexación se aplica la metodología establecida en el numeral 2 del anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010 que incorpora el comportamiento de los precios del acero, de mano de obra y otros^[71]. Las proporciones de acero, mano de obra y otros se obtienen de la desagregación de variables realizada por el perito Oleksuk, indicadas en la Tabla 8 y en la Tabla 9. Para efectos regulatorios se asume como fecha de instalación la reportada por TGI como fecha de importación de equipos^[72].

En la Tabla 10 se muestran, para cada estación: i) los valores obtenidos por interpolación de las cifras indicadas en la Tabla 8 y en la Tabla 9; ii) las fechas de instalación; iii) las proporciones de equipo, mano de obra y otros; iii) los indexadores obtenidos en cada caso; y iv) los valores unitarios indexados. Nótese que en esta tabla no se incluye la estación Vasconia de 3.550 HP, mostrada en la Tabla 4, dado que en la Resolución CREG 110 de 2011 se aprobó todo el valor solicitado por TGI para esta estación. Así mismo, se incluye el valor de la estación Chía en tecnología centrífuga de acuerdo con lo analizado anteriormente.

Tabla 10. Desagregación de variables que inciden en el costo de inversión de estaciones de compresión, incluyendo elementos adicionales considerados eficientes

f) Impuestos y costos de transporte

Anteriormente se indicó que las cifras presentadas por el perito Oleksuk, mostradas en la Tabla 5, corresponden a cifras FOB en planta. Al considerar estas cifras para evaluar el valor eficiente de estaciones de compresión construidas en Colombia es necesario agregar los impuestos y costos de transporte del caso.

Mediante la comunicación E-2012-004984 la firma ABC Cargo Logistic S.A., de acuerdo con las normas en materia aduanera e impositiva aplicables para la presente actuación administrativa, presentó a la Comisión información sobre costos estimados de importación de equipos de las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4. De esta información se precisa que los equipos (i.e. motor y compresor) de las estaciones de la Tabla 4, puestos en sus respectivos sitios en Colombia, están sujetos a arancel, IVA y otros gastos (e.g. transporte, bodegaje, seguros, porteo, entre otros). En promedio el rubro de otros gastos corresponde al 1,3% del valor de los equipos importados. Por su parte el IVA es 16% y el arancel 15%, aunque el arancel ha sido sujeto a modificaciones y variaciones en el tiempo según lo precisó la DIAN mediante comunicación E-2012-003178.

Mediante la comunicación E-2012-007236 TGI indicó, entre otros aspectos, que: i) las dimensione de los equipos que consideró ABC Cargo Logistic S.A. para realizar las estimaciones de otros costos difieren de las dimensiones reales de los equipos utilizados; ii) la fecha de importación de los equipos utilizada por ABC Cargo Logistic S.A. no corresponde con la fecha real de importación de los equipos; iii) TGI tramitó exención arancelaria basada en el Decreto 4743 de 2005 (el cual ya no está vigente) para la importación de algunas unidades de compresión.

Con respecto a las dimensiones de los equipos se aclara que la estimación de ABC Cargo Logistic S.A. es indicativa, y en todo caso este aspecto tiene un peso porcentual bajo (i.e. 1,3% en promedio) sobre el valor de los equipos importados. Dicha estimación se basó en las dimensiones provistas por esta entidad de acuerdo con la información disponible en los sitios web de los fabricantes de los equipos mencionados e información suministrada por TGI.

Sobre la fecha de importación se aclara que ABC Cargo Logistic S.A. realizó las estimaciones con base en la fecha de entrada en operación de las respectivas estaciones. En este caso hay lugar a utilizar las fechas de importación precisas reportadas por TGI mediante la comunicación E-2012-006132.

Con relación a la exención arancelaria tramitada por TGI se aclara que desde el punto de vista regulatorio el manejo de impuestos es un asunto de gestión empresarial que hace parte de la metodología de incentivos que rige para la actividad de transporte. En tal sentido no hay lugar a considerar este aspecto.        

Con base en lo anterior se considera adecuado incluir, en las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 4, excepto la estación Vasconia de 3.550 HP, los valores obtenidos luego de aplicar arancel, IVA y otros gastos al valor de los equipos importados^[73]. Estos equipos importados corresponden principalmente a los equipos de compresión propiamente dichos y a los enfriadores como lo indica TGI en la comunicación E-2012-007236.

El valor del equipo de compresión, sobre el cual se aplica el arancel, IVA y otros gastos, se obtiene de los valores presentados en la Tabla 5 bajo el nombre de “compressors” (compresores), debidamente interpolados según la potencia de cada estación. El valor de los enfriadores, sobre el cual se aplica el arancel, IVA y otros gastos, se obtiene de los valores señalados en la Tabla 7 bajo el nombre de “cooling” (equipo de enfriamiento), debidamente interpolados según la potencia de cada estación. Acá se debe tener en cuenta que antes de aplicar los porcentajes de arancel, IVA y otros gastos es necesario indexar, según los indexadores de equipos mencionados en la Tabla 10, los valores obtenidos de la interpolación para los compresores y el equipo de enfriamiento.   

De acuerdo con las fechas de importación reportadas por TGI, y al tener en cuenta las tarifas de IVA y arancel reportadas por la DIAN, el IVA aplicable a todas las estaciones es del 16%, y el arancel aplicable a todas las estaciones, excepto Chía, es del 15%. Para el caso de la estación de Chía el arancel es del 5%. Para el caso de otros gastos se considera adecuado aplicar el 1,3%.

En la última columna de la Tabla 11 se muestran los valores por concepto de arancel, IVA y otros gastos, obtenidos de aplicar la anterior metodología. También se señalan las cifras utilizadas para el cálculo.

Tabla 11. Valor de arancel, IVA y otros gastos

2.1.2 Actualización a precios de la fecha base

La recurrente anota:

“La metodología de actualización utilizada por la CREG no tiene en cuenta que la instalación de una estación de compresión tiene dos partes básicas, la compra de las unidades de compresión y sus principales accesorios (que son importados y se pagan en dólares); y la construcción misma de la estación (que se realiza por firmas establecidas en Colombia y se paga en pesos colombianos).

Por lo tanto, los valores se deben actualizar mediante su desagregación en su componente de unidades de compresión (dólares) y en su componente de construcción (que se debe expresar en pesos de la fecha inicial), para luego actualizar cada componente de forma independiente”.

En las páginas 210 y 211 del documento CREG 085 de 2011 se explica la metodología de comparación utilizada para establecer los valores eficientes en USD/HP utilizados en la Resolución CREG 110 de 2011. En general, para cada estación de compresión se comparó el valor propuesto por TGI en su solicitud tarifaria con el valor medio de las estaciones construidas en EE. UU. en el año en que se construyó la respectiva estación del sistema de TGI. Es decir, la muestra utilizada para comparar recoge los costos de construcción en el respectivo año. En tal sentido, no hubo lugar a realizar actualizaciones de costos por componentes. La única actualización que tiene lugar es aquella asociada al PPI que permite actualizar el valor de los respectivos cargos que remuneran la inversión.  

Para el caso de estaciones a construir (i.e. inversiones de IACt) se utilizó como muestra información de estaciones construidas en EE. UU. durante el período 2009 – 2010. Esto recoge información de estaciones construidas en 2010 que corresponde al año en que TGI presentó la solicitud tarifaria. Es decir, se utilizó la última información disponible en su momento, la cual se consideró que para efectos regulatorios estaba en cifras de la fecha base (i.e. diciembre de 2009). Por tanto, no había lugar a realizar actualización alguna.

En todo caso, y como se indicó en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución, para efectos regulatorios se considerará la información presentada en el dictamen del perito Oleksuk. Por tanto, se dará aplicación a la metodología de indexación establecida en el numeral 2 del anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010 que incorpora el comportamiento de los precios del acero, de mano de obra y otros.^[74]  

2.1.3 Variación injustificada en los parámetros de comparación entre diferentes períodos tarifarios

TGI anota:

“A continuación se relaciona la evaluación realizada a la inversión en compresión propuesta por Ecogás para el cálculo de los cargos de la Resolución CREG 125 de 2003:

(…)

Cabe destacar que en ese momento la CREG sí acertó al desestimar el costo medio en los Estados Unidos en el cálculo de la inversión reconocida a Ecogás. No obstante, y sin justificación alguna, en la evaluación de los proyectos de TGI cambia diametralmente de metodología.

El resultado obtenido, es decir, el acotamiento de más del 30% del costo real de unos proyectos que se han desarrollado mediante procesos eficientes ilustra con amplitud el error de la metodología utilizada por la Comisión”.

Según lo anterior, se entiende que la recurrente afirma que en la anterior aprobación de tarifas la CREG desestimó el costo medio de EE. UU. para efectos de evaluar la inversión eficiente en estaciones de compresión para el sistema de Ecogas. Esta afirmación de la recurrente es imprecisa.

En la página 35 del documento CREG 014 de 2003 se indica que:

“De la Tabla 16 se puede concluir que los valores reportados por Ecogas son cercanos a los obtenidos al aplicar el costo medio por BHP instalado en USA y menores si se comparan con los obtenidos al aplicar el costo histórico dado por UPME-ITANSUCA. Lo anterior sugiere que los valores propuestos por Ecogas como monto de inversión para cada grupo de estaciones de compresión son adecuados en términos de costos. Así, se propone incluir en el cálculo tarifario las respectivas cifras en los años indicados en la tabla 15”.

Del anterior texto se deduce que en su momento la CREG utilizó como patrón de comparación dos fuentes de información (i.e. costo medio en EE. UU. y costo histórico dado por UPM-ITANSUCA). El valor solicitado por la empresa estuvo entre estos dos patrones de comparación ante lo cual la CREG consideró que el valor reportado por la empresa era eficiente. De esto no podría deducirse que la CREG desestimó la información de EE. UU.

En todo caso, y como se indicó en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución, para efectos regulatorios se considerará la información presentada en el dictamen del perito Oleksuk.  

2.1.4 Particularidades de algunas de las estaciones de compresión

Dentro del recurso de reposición TGI presentó información sobre aspectos particulares de algunas estaciones de compresión, como se indica a continuación.

Sobre la estación de San Alberto TGI anota:

“La estación de compresión de San Alberto fue construida con el fin de permitir el flujo de 260 MPCD en el gasoducto Ballena Barrancabermeja. De acuerdo con el resultado de las simulaciones hidráulicas del gasoducto, se requirió la construcción de una estación en el sector PK 498, ubicado en inmediaciones del municipio de San Alberto en el departamento de Santander.

Teniendo en cuenta la ubicación del gasoducto, presencia de comunidades, vías de penetración y la disponibilidad de área para la construcción de la estación de compresión, la misma fue construida sobre un terreno en el cual se ubica el PK 498 del gasoducto Ballena - Barrancabermeja, lo que requirió de la construcción de mínimas obras para la conexión de la estación.

La zona donde se ubica la estación de compresión, se caracteriza de acuerdo a los estudios realizados, por suelos con baja capacidad portante, niveles freáticos altos y la ocurrencia de inundaciones debido a la presencia del rio San Alberto y otros afluentes. Teniendo en cuenta lo anterior, la obra de la estación de compresión incluyó la construcción de pilotes para la cimentación de las unidades de compresión, buscando garantizar que no se presenten asentamientos que puedan poner en riesgo la estación y por consiguiente la prestación del servicio de transporte de gas natural. Debido a la presencia de ríos y por ser una zona de bajos con presencia de inundaciones en temporadas de invierno, se requirió la construcción de rellenos y obras de protección con el objeto de garantizar la integridad y seguridad de la estación.

Las inversiones en cimentación y obras de rellenos para la construcción de los terraplenes en la estación de San Alberto fueron aproximadamente de USD 2,4 millones. Para el caso de la estación de compresión de la Jagua del Pilar, donde se tiene otras características en la zona y no se requirieron obras de pilotaje y menores obras para la conformación de terraplenes, las inversiones fueron aproximadamente de USD 0,7 millones.

Para la ubicación de la estación, se tuvo muy presente la distancia al gasoducto, dado que el escenario de alejarse del derecho de vía implica inversiones en construcción de líneas de conexión y modifica la hidráulica del gasoducto, generando cambios en la potencia requerida en los equipos de compresión. La alternativa de ubicación de la estación en otros terrenos podría haberse dado a una distancia de hasta 1,5 km, donde las adecuaciones en cimentación y construcción de terraplenes podrían haber sido menores, pero las inversiones adicionales estimadas en líneas de conexión podrían llegar a los USD 2 millones. Este mayor valor compensa la inversión ejecutada en las adecuaciones del terreno actual, sin contar que en esta nueva ubicación también se habrían requerido obras de cimentación, construcción de terraplenes y mayor inversión en capacidad de compresión, cumpliendo así el criterio legal de desarrollar proyectos de mínimo costo”.

Esta información no fue aportada durante la actuación administrativa que condujo a la expedición de la Resolución CREG 110 de 2011, sino que fue presentada como parte del recurso de reposición objeto de análisis. De acuerdo con lo transcrito se tiene que:

i) En la estación de San Alberto se requirió la construcción de pilotes para la cimentación de las unidades de compresión y de rellenos y obras de protección con el objeto de garantizar la integridad y seguridad de la estación;

ii) El costo de estas obras fue de USD2,4 millones frente a USD 0,7 millones en la estación La Jagua donde las características del terreno son menos exigentes. Se entiende que las obras por USD 0,7 millones en la estación la Jagua están dentro de los costos estándar para este tipo de estaciones. Así, por este concepto la estación de San Alberto requirió inversiones adicionales por USD1,7 millones; y

iii) la alternativa de ubicar la estación de San Alberto en otros terrenos implicaba inversiones adicionales en gasoductos de conexión por valor de USD 2 millones^[75].

De acuerdo con la anterior información se tiene que: i) la estación de San Alberto requirió la construcción de pilotes para la cimentación de las unidades de compresión y de rellenos y obras de protección con el objeto de garantizar la integridad y seguridad de la estación; ii) el costo de estas obras fue de USD2,4 millones frente a USD 0,7 millones en la estación La Jagua donde las características del terreno son menos exigentes; es decir, por este concepto la estación de San Alberto requirió inversiones adicionales por USD1,7 millones y; iii) la alternativa de ubicar la estación de San Alberto en otros terrenos implicaba inversiones adicionales en gasoductos de conexión por valor de USD 2 millones^[75].  

De lo anterior se entiende que la ubicación de la estación de San Alberto obedece a criterios técnicos (e.g. resultados de simulaciones hidráulicas del gasoducto) y económicos (i.e. menor costo frente a otras alternativas). Así mismo, los costos adicionales asociados a la ubicación de la estación no están incluidos en las cifras del dictamen pericial analizado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución. En tal sentido, para efectos regulatorios se considera adecuado incluir la inversión adicional de USD1.700.000 (cifras a diciembre de 2009) para la estación de compresión de San Alberto.

Sobre la estación Puente Guillermo TGI anota:

“La estación de compresión de gas de Puente Guillermo en adelante ECGPG está ubicada en el PK 188 del gasoducto Cusiana - La Belleza, y se requiere para poder aumentar la capacidad de transporte de 210 MPCD a 390 MPCD. A diferencia de otras estaciones de compresión para determinar la ubicación geográfica de la misma, las simulaciones hidráulicas arrojaron que el sitio geográfico era la vereda de Puente Guillermo, jurisdicción del municipio de Puente Nacional, esta estación es especial ya que en este punto se deriva la variante a Cogua, la cual transporta el gas hacia la ciudad de Bogotá y también transporta el gas hacia Vasconia, por lo cual la estación necesitaba una amplia gama de posibles configuraciones en flujo natural y en flujo comprimido en las dos direcciones.

- Líneas de Interconexión a Cogua

Se requiere para conectar la estación de compresión a la variante de Cogua para poder aumentar la capacidad de transporte. Este gasoducto alimenta la ciudad de Bogotá y sus municipios aledaños. Las obras principales de esta interconexión incluyen los siguientes ítems.

- Gasoducto 20” tubería API5L X65 sin costura recubrimiento Tricapa, longitud 2,1 km, incluyendo un nuevo derecho de vía de la misma longitud.

- Cruce especial con perforación dirigida sobre la vía nacional Barbosa-Chiquinquirá.

- Cruce especial sobre el rio Suarez con estructura metálica.

- Traslado de trampa de lanzamiento de raspadores desde la antigua trampa de puente Guillermo hacia la estación.

- Vía de acceso a la estación como parte de mejoramiento de la condición constructiva del proyecto y compensación a la comunidad.

El costo de estas obras fue de USD 3.314.359.

- Líneas de Interconexión al Gasoducto.

Para la conexión de la estación de compresión al gasoducto existente se requirió la construcción de dos líneas de 20” una para la succión de la estación y otra para la descarga al gasoducto. Al igual para la conexión del nuevo gasoducto se construyó una línea de entrada a la estación de 20”. Las obras principales de esta interconexión incluyen los siguientes ítems.

- Gasoducto 20” tubería API5L X65 sin costura recubrimiento Tricapa, longitud 0,5 km cada línea, incluyendo un nuevo derecho de vía de la misma longitud.

- Conexión en caliente al gasoducto existente (Hot Tap), arreglo de tres válvulas de 20” incluyendo bypass de 2”.

- Diseño y construcción de manifolds especiales de 30” para poder manejar las diferentes configuraciones de gas en flujo natural y en flujo comprimido hacia Cogua y hacia Vasconia.

El costo de estas obras fue de USD 1.882.353.

Ø Acondicionamiento de Terrenos.

La geografía del sitio donde se construyó la ECGPG necesitó de la adecuación y mejoramiento del terreno requiriéndose del movimiento de grandes cantidades de tierra y su posterior adecuación en zonas de manejo de materiales retirado del sitio ZODME, lo cual tuvo un costo mayor comparado con las estaciones que tenían terrenos planos y mayor capacidad de carga portante.

El costo de estas obras fue de USD 823.529.

Al descontar estas obras especiales, que deben ser reconocidas por el regulador, del monto total de inversión de la estación de compresión, se obtiene un índice de 2.971 USD/HP. Éste índice resultante es comparable con otras estaciones de potencia similar en el sistema de TGI”.

Nuevamente se está ante información aportada por la recurrente al momento de presentar su recurso de reposición, esto es, información no aportada durante la actuación que llevó a la expedición de la Resolución CREG 110 de 2011. De acuerdo con lo anteriormente citado, TGI manifiesta la necesidad de las siguientes obras particulares para esta estación así: i) construcción de interconexión a la variante de Cogua por valor de USD3.314.359; ii) construcción de ducto para conectar la estación con el gasoducto Cusiana – La Belleza por valor de USD USD1.882.353; y iii) acondicionamiento de terrenos por valor de USD 823.529.

i) Con respecto a la construcción de la interconexión a la variante de Cogua TGI incluye dos ítems, a saber: “Vía de acceso a la estación” y “Traslado de trampa de lanzamiento de raspadores”. El valor del ítem sobre vías de acceso se incluye en las cifras del dictamen pericial, analizado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución, y por tanto no hay lugar a incluirlo como valor adicional en la respectiva estación. Por su parte, el valor del ítem sobre traslado de trampa de raspadores no hace parte de las inversiones eficientes a incluir en los cargos regulados; ello corresponde a los riesgos propios de la actividad. A continuación se explica lo anterior.

En el dictamen pericial se indica que el rubro Other Field Directs – Site Work incluye seis (6) ítems, uno de los cuales tiene el nombre de Acces Roads (vías de acceso)^[77]. Al observar este rubro en el informe del perito Oleksuk, radicado con el número E-2012-03878 del 4 de mayo de 2012, se encuentra que el perito le asignó USD800.000 (cifras a mayo de 2012), o USD 771.499 (cifras a diciembre de 2009), a todo el rubro y para la estación de 15.000 HP^[78]. Para efectos regulatorios se asume que cada ítem contribuye en la misma proporción al costo total de este rubro. Por tanto, el ítem de vías de acceso tendrá un valor de USD128.583 (cifras a diciembre de 2009), el cual no puede hacer parte de un valor adicional para esta estación de compresión.

Con respecto al traslado de trampa de raspadores, y dado que TGI no precisó su valor y tampoco se dispone de valor de referencia alguno, se considera adecuado asumir USD100.000 (cifras a diciembre de 2009) para este valor. Así, este valor no puede hacer parte de un valor adicional para la estación de compresión Puente Guillermo.

Se entiende que los demás aspectos de la construcción de la interconexión a la variante de Cogua, reportados por TGI, no se incluyen en las cifras del dictamen pericial, analizado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución. También se entiende que tales aspectos corresponden a requerimientos técnicos particulares de esta estación.  

Con base en lo anterior hay lugar a incluir el valor adicional de USD3.085.776 (cifras de diciembre de 2009) [resultado de USD 3.314.359 menos USD128.583 menos USD100.000] por concepto de construcción de interconexión a la variante de Cogua.  

ii) Con respecto a la construcción de gasoducto para conectar la estación con el gasoducto Cusiana – La Belleza, por valor de USD USD1.882.353, se observa que TGI incluye un ítem denominado Conexión en caliente al gasoducto existente (Hot Tap). En los análisis realizados en la sección 2.1.1 de la presente Resolución ya se incluyó un ítem adicional por USD600.000 (cifras a mayo de 2012), o USD578.624(cifras a diciembre de 2009), para conexiones en caliente (hot tap) en cada una de las estaciones indicadas en la Tabla 4.

Se entiende que los elementos distintos a las conexiones en caliente no se incluyen en las cifras del dictamen pericial, analizado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución. También se entiende que tales elementos corresponden a requerimientos técnicos particulares de esta estación. Por tanto, hay lugar a incluir el valor adicional de USD1.303.729 (cifras de diciembre de 2009) [resultado de USD1.882.353 menos USD578.624] por concepto de construcción de ductos para conectar la estación con el gasoducto Cusiana – La Belleza.  

iii) Con respecto al acondicionamiento de terrenos por valor de USD 823.529 se debe indicar que en el dictamen pericial, analizado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución, se incluyen los valores eficientes estándar para este tipo de estaciones, como se indica a continuación.

En el dictamen pericial se indica que el rubro Other Field Directs – Site Work incluye seis (6) ítems, dos de los cuales tienen el nombre de topsoil (tierra vegetal) y cut and fill (corte y relleno)^[79]. Al observar este rubro en el informe del perito Oleksuk, radicado con el número E-2012-03878 de 4 de mayo de 2012, se encuentra que el perito le asignó USD800.000 (cifras a mayo de 2012), o USD 771.499 (cifras a diciembre de 2009), a todo el rubro y para la estación de 15.000 HP^[80]. Para efectos regulatorios se asume que cada ítem contribuye en la misma proporción al costo total de este rubro. Por tanto, los ítems de tierra vegetal y corte relleno tendrán un valor de USD257.166 (cifras a diciembre de 2009), el cual no puede hacer parte de un valor adicional para esta estación de compresión.

Se entiende que el valor adicional por concepto de acondicionamiento de terrenos corresponde a requerimientos técnicos particulares de esta estación. En al sentido, hay lugar a incluir el valor adicional de USD566.363 (cifras de diciembre de 2009) [resultado de USD 823.529 menos USD257.166] por concepto de acondicionamiento de terrenos en esta estación de compresión.

En resumen, para efectos regulatorios hay lugar a incluir el valor adicional de USD4.955.868 (cifras a diciembre de 2009) en el valor eficiente de la estación de compresión Puente Guillermo.

Sobre la estación de Padua TGI anota:

“La estación de compresión de gas de Padua en adelante ECGPA se encuentra ubicada en el PK 38 con PK 0 en Mariquita del gasoducto Mariquita - Cali, y se requiere para poder aumentar la capacidad de transporte a 168 MPCD. A diferencia de otras estaciones de compresión para determinar la ubicación geográfica de la misma, las simulaciones hidráulicas arrojaron que el sitio era cerca del municipio de Herveo Departamento del Tolima, esta estación es especial ya que la zona geográfica de su posible ubicación por condiciones hidráulicas coincide con zona montañosa y con fallas geológicas.

Las estaciones de compresión cuya potencia en caballos es baja como es el caso de la ECGPA que tiene instalados 8400 HP de potencia tiene una relación de costo por caballo instalado mayor que una estación típica donde TGI tiene instalados 14200 HP de potencia, debido a que se requieren áreas similares de construcción y el montaje de los mismos sistemas auxiliares, tales como separadores, filtros, gas de arranque, gas combustible, sistemas de emergencia ESD, sistemas Fire&Gas, sistema de aire comprimido, sistema de relevo a TEA, sistema de manejo de aguas lluvias y aceitosas, sistemas de control de procesos, sistemas de medición y calidad del gas.

Las diferencias que incrementan la relación de costos por caballo instalado de ECGPA comparado con una estación típica son las siguientes:

Ø Mayor movimiento, adecuación, terraceo y mejoramiento de tierras por el área montañosa donde se construyó la estación y el posterior incremento de los materiales sobrantes de las excavaciones, se tuvo que manejar 4 zonas de manejos de material sobrante de excavaciones ZODMES.

Ø Construcción de Muro de contención de alta especificaciones para proteger los taludes generados por el terraceo de la estación debido a la distribución en planta de la estación.

Ø Mayor valor de caballo instalado por baja cantidad de caballos totales.

Ø Conexión en caliente al gasoducto existente que incluía el montaje de 3 válvulas de 16”, bypass y obras civiles tipo Bunker.

El costo de estas obras fue de aproximadamente USD 5 millones.

Al descontar estas obras especiales, que deben ser reconocidas por el regulador, del monto de inversión total de la estación de compresión, se obtiene un índice de 3.976 US/Hp, el cual es superior al de otras estaciones de compresión del sistema de TGI, debido a la presencia de economías de escala en las estaciones de mayor potencia”.

Como en los casos anteriores, debe resaltarse que esta información no fue aportada por TGI al momento de solicitar la aprobación de cargos por parte de la CREG. Esta información fue aportada en su recurso de reposición.

Los aspectos sobre economía de escala por tamaño se analizaron en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución. Así mismo, en el numeral 2.1.1 se incluye un valor adicional de USD USD578.624 (cifras a diciembre de 2009) por concepto de conexiones en caliente (hot tap) en cada una de las estaciones indicadas en la Tabla 4.  

Con respecto al movimiento, adecuación, terraceo y mejoramiento de tierras debe indicar que en el dictamen pericial, analizado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución, se incluyen los valores eficientes estándar para este tipo de estaciones como se indica a continuación.

En el dictamen pericial se indica que el rubro Other Field Directs – Site Work incluye seis (6) ítems, dos de los cuales tienen el nombre de topsoil (tierra vegetal) y cut and fill (corte y relleno)^[81]. Al observar este rubro en el informe del perito Oleksuk, radicado con el número E-2012-03878 de 4 de mayo de 2012, se encuentra que el perito le asignó USD800.000 (cifras a mayo de 2012), o USD 771.499 (cifras a diciembre de 2009), a todo el rubro y para la estación de 15.000 HP^[82]. Para efectos regulatorios se asume que cada ítem contribuye en la misma proporción al costo total de este rubro. Por tanto, los ítems de tierra vegetal y corte relleno tendrán un valor de USD257.166 (cifras a diciembre de 2009), el cual no puede hacer parte de un valor adicional para esta estación de compresión pues ya está incluido en los análisis de la sección 2.1.1 de la presente Resolución. Se entiende que un valor adicional al anterior corresponde a requerimientos técnicos particulares de esta estación.

Con respecto a la construcción de un muro de contención de altas especificaciones para proteger los taludes se entiende que el valor correspondiente no se incluye en las cifras del dictamen pericial, analizado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución. También se entiende que la construcción de este muro de altas especificaciones corresponde a requerimientos técnicos particulares de esta estación.

Con base en lo anterior hay lugar a incluir el valor adicional de USD4.164.210 (cifras de diciembre de 2009) [resultado de USD5.000.000 menos USD578.624 menos USD257.166] por concepto de movimiento, adecuación, terraceo y mejoramiento de tierras y construcción de muro de contención de altas especificaciones en la estación de Padua.

Sobre la estación de Mariquita TGI anota:

“La estación de compresión de gas de Mariquita en adelante ECGMA se encuentra ubicada en el PK 0 con PK 0 en Mariquita del gasoducto Mariquita - Cali, y se requiere para poder aumentar la capacidad de transporte en 17 MPCD.

Las estaciones de compresión cuya potencia en caballos es baja como es el caso de la ECGMA que tiene instalados 1600 HP de potencia tiene una relación de costo por caballo instalado mayor que una estación típica donde TGI tiene instalados 14200 HP de potencia, debido a que se requieren áreas similares de construcción y el montaje de los mismos sistemas auxiliares, tales como separadores, filtros, gas de arranque, gas combustible, sistemas de emergencia ESD, sistemas Fire&Gas, sistema de aire comprimido, sistema de relevo a TEA, sistema de manejo de aguas lluvias y aceitosas, sistemas de control de procesos, sistemas de medición y calidad del gas.

Las diferencias que incrementan la relación de costos por caballo instalado de ECGMA comparado con una estación típica son las siguientes:

- Mayor valor de caballo instalado por baja cantidad de caballos totales.

- Conexión en caliente al gasoducto existente que incluía el montaje de 1 válvula de 12”, bypass provisional y válvula de 8”.

La existencia de esas economías de escala explica porque el valor de la relación de costo por caballo instalado en ECGMA es de un 60% mayor si lo comparamos con una estación de 14200 HP instalados”.

Sobre esta información, aportada por primera vez en el recurso de reposición, se puede decir lo siguiente:

Los aspectos sobre economía de escala por tamaño se analizaron en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución. Así mismo, en el numeral 2.1.1 si incluye un valor adicional de USD USD578.624 (cifras a diciembre de 2009) por concepto de conexiones en caliente (hot tap) para la estación estandarizada de 15.000 HP de tal manera que este valor se refleja en cada una de las estaciones indicadas en la Tabla 4.  

Con base en los análisis realizados en los numerales anteriores, en la columna “Total Recurso” de la Tabla 12 se presentan los valores eficientes para las estaciones de compresión indicas en la Tabla 4, excepto la estación Vasconia de 3.550 HP sobre la que no hay diferencia entre lo aprobado por la CREG y lo solicitado por TGI. También se indica, para efectos comparativos, los valores solicitados por TGI, los aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011 y sus respectivos porcentajes.

Tabla 12. Valores eficientes para estaciones de compresión

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 con el fin de incluir los valores unitarios indicados en la columna “Total Recurso” de la Tabla 12 para cada estación de compresión.

Para el caso de la estación de Chía los cargos regulados se ajustan con el valor de la estación de tecnología reciprocante. Como se indicó antes, el valor de la estación Chía de tecnología centrifuga se considerará en la próxima revisión tarifaria si TGI construye dicha estación con esta tecnología.

2.2 Loops

Sobre los gasoductos loops la recurrente anota:

“Con respecto a las inversiones relacionadas con la construcción de loops, en su solicitud tarifaria TGI S.A. ESP cometió un error en la inclusión de los perfiles topográficos, el cual consistió en el intercambio del perfil topográfico correspondiente al loop Samacá – Santa Sofía con el perfil topográfico correspondiente al loop Vasconia – El Camilo. La información corregida se presenta en el Anexo 3 de este escrito”.

En la valoración realizada con base en los análisis presentados en el Anexo 7 de la presente Resolución, y al tener en cuenta la información reportada por TGI en el recurso, se incorpora la corrección de los perfiles topográficos de los loops Samacá – Santa Sofía y Vasconia – El Camilo.

Con respecto al mecanismo de comparación utilizado en la Resolución CREG 110 de 2011 para establecer el valor eficiente de las inversiones en loops TGI anota, entre otros aspectos, los siguientes:

“… el análisis presentado por la CREG carece de rigurosidad estadística en aspectos como: definición del tamaño de muestra, significancia estadística de los parámetros, análisis de robustez, entre otros.

(…)

Así mismo, es importante tener en cuenta que para la evaluación de la eficiencia de la inversión en loops la CREG utilizó los criterios de indexación, topografía y economías de escala por longitud, tomando como unidad de medida de longitud el km, lo cual produce un efecto de 'aplanamiento' en el perfil del Gasoducto y por tanto se estarían tomando como referencia para la definición de inversiones eficientes, loops cuya pendiente no es realmente comparable con loops que se encuentran en evaluación”.

Las observaciones de TGI al mecanismo de valoración utilizado en la Resolución CREG 110 de 2011 para loops se recogen en los análisis presentados en el Anexo 7 de la presente Resolución. En este anexo se observa una ampliación dela muestra de activos que se utiliza para la comparación, y la inclusión de diferentes variables que afectan el costo de un gasoducto, tal como lo solicitó TGI en el recurso de reposición.  

Del análisis de valoración indicado en el Anexo 7 de la presente Resolución se obtienen las cifras que se muestran en la columna titulada 'Recurso' de la Tabla 13 para loops. Se observa que en todos los casos, excepto para el loop El Camilo – Vasconia, el valor obtenido es inferior al reconocido en la Resolución CREG 110 de 2011. Así mismo, en todos los casos el valor obtenido es inferior al presentado por TGI en su solicitud tarifaria.

Tabla 13. Valoración de gasoductos Loops

Como se explica en el numeral 2.2.1 de la presente Resolución, para efectos tarifaros se deben incluir los valores indicados en la columna titulada 'Recurso' de la Tabla 13.  

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 con el fin de incorporar los valores de inversión en loops señalados en la columna titulada 'Recurso' de la Tabla 13.

2.2.1 Análisis de la aplicación del principio de la No reformatio in pejus en relación con la valoración de loops dentro de la presente actuación administrativa.

a. Antecedentes

Una vez analizadas las solicitudes a las que hacen referencia el numeral 2.2, se debe tener en cuenta que de acuerdo con el alcance de las peticiones hechas en el recurso de reposición interpuesto por la recurrente, las decisiones que se han de proferir en la presente actuación y en particular las del numeral anterior, se encuentran sujetas a la aplicación del principio de la No reformatio in pejus.

Lo anterior debido a que no se puede agravar, empeorar o desmejorar la situación de aquella parte cuando ésta sea el único recurrente; así como al principio de congruencia, ya que el contenido de estas decisiones solamente pueden resolver sobre lo solicitado, en relación directa con aspectos que le hayan sido desfavorables, vinculados a lo pedido por los interesados y que se encuentren debidamente probados.

Ahora bien, dentro de la actuación administrativa al momento de resolver las solicitudes tarifarias, la Comisión procedió a realizar la valoración de inversiones en gasoductos por comparación según se detalla en el documento CREG 085 de 2011, soporte de la Resolución CREG 110 de 2011, mediante la cual se dio aplicación a los criterios establecidos en el Anexo 1 de la metodología.

Dentro de este acto administrativo en aplicación de la metodología se reconoció el valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, IFPNIt-1, así como los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada año del período tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de su sistema de transporte, IACt, los cuales para efectos regulatorios corresponden únicamente a loops y compresores que se construirán en el sistema de transporte existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda.  

Esto teniendo en cuenta que dentro de la valoración que se hace a nivel regulatorio, para determinar los valores eficientes de las inversiones que solicitan los transportadores, la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 estipula que “La CREG establecerá el valor eficiente de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga”. Cabe anotar que el concepto de eficiencia hace parte de los criterios tarifarios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

De acuerdo con esto, es pertinente anotar que los criterios generales para remunerar la actividad de trasporte, establecidos en la Resolución CREG 126 de 2010, corresponden a una metodología de carácter general, impersonal y abstracto. Esta metodología establece un esquema de cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, y cargos fijos para remunerar los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM. En el cálculo de estos cargos máximos se utilizan los valores eficientes de inversión y gastos, y la demanda esperada eficiente sobre el respectivo gasoducto o grupo de gasoductos.

Esto se conoce como metodología de incentivos en la cual el transportador se puede considerar como un agente activo en la búsqueda de eficiencia (e.g. reducción de costos y aumento de demanda). Este tipo de metodologías tienen asociado un mayor riesgo para el agente si se compara con metodologías de ingreso regulado o tasa de retorno. Consecuentemente este mayor riesgo se remunera a través una mayor tasa de costo de capital^[83].

Sin embargo, dentro de la presente actuación administrativa y con ocasión de los recursos de reposición y la práctica de pruebas decretada a través de la Resolución CREG 010 de 2012, teniendo en cuenta los resultados de los dictámenes periciales, la información que de estos hacen parte, y los análisis adicionales para la valoración de inversiones en gasoductos, la CREG ajustó el modelo de valoración incorporando nuevas variables relacionadas con: el tipo de conexión, clase de localidad, cruces subfluviales, cruces sísmicos, terreno extremo, terreno cultivado, el tipo de suelo, el tipo de vegetación, las técnicas de manejo del nivel freático, doble junta, así como economías de escala por diámetro y por longitud.

De acuerdo con esto, con base en lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010 se desarrolló un modelo de valoración de inversiones en gasoductos, por comparación. Para esto fue necesario: i) seleccionar el conjunto de gasoductos con los cuales se iba a realizar la comparación; ii) homogeneizar o estandarizar las principales características de los gasoductos; y iii) desarrollar el procedimiento de valoración aplicable a cualquier gasoducto.

El modelo de valoración incluye: i) una muestra de mayor tamaño con respecto a la utilizada en la Resolución CREG 110 de 2011; ii) variables específicas que afectan los costos de inversión de gasoductos, determinadas a través de peritos; y iii) bandas de costos que recogen incertidumbres generadas por outliers y otros posibles factores no identificados que afectan el costo. Lo anterior sujeto a lo dispuesto en la metodología y en la debida aplicación de los criterios tarifarios, especialmente de eficiencia económica y neutralidad, así como los principios en materia de servicios públicos previstos en los artículos 365 a 370 de la Constitución Política y de la Ley 142 de 1994.

Estas consideraciones llevaron a que la aplicación del modelo de valoración de la inversión dentro del trámite del recurso condujera a establecer unos valores que han de considerarse eficientes. Sin embargo, los mismos para el caso de TGI resultan inferiores en USD37.160.806 (cifras a diciembre 31 de 2009) con respecto a los inicialmente definidos en la Resolución CREG 110 de 2011, para el caso de la inversión en loops, sin incluir los loops a Armenia y Chinchiná – Santa Rosa – Dosquedradas, ya que estos no se reconocieron en la Resolución CREG 110 de 2011.

Esto se predica de lo dispuesto en la parte resolutiva de la Resolución CREG 110 de 2011, en los artículos 3o y 5o, en los cuales se indica el valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, IFPNt-1, así como la Inversión en Aumento de Capacidad, IACt, de acuerdo con la desagregación presentada en los anexos que allí se referencian. Igualmente, en los artículos 8o y 9o se establece el Esquema de Cargos de Transporte y Cargos Regulados de Referencia para la Remuneración de los Costos de Inversión (aplicación por tramos).

Es por esto que le corresponde a la Comisión evaluar si esta situación debe considerarse como sujeta a la aplicación del principio de la No reformatio in pejus, debido a que de acuerdo con la valoración hecha dentro del trámite del recurso de reposición, podría entenderse que agrava, empeora o desmejora la situación de TGI como único recurrente, por lo que la presente decisión se tendría que limitar a los aspectos que le fueron desfavorables y que recurrió por considerarlos perjudiciales para sus derechos o intereses.

Lo anterior para efectos de considerar que a pesar de establecer un costo eficiente de la valoración de las inversiones (en este caso loops) de acuerdo con la práctica de pruebas y la aplicación de la metodología dentro del trámite del recurso de reposición, se debe dar prevalencia a la aplicación de este principio en el caso concreto.

Para hacer este análisis se procede en primer lugar a establecer el alcance del principio de la No reformatio in pejus, de acuerdo con la aplicación que de este principio ha hecho la jurisprudencia del Honorable Consejo de Estado, así como de la Honorable Corte Constitucional.

b. Alcance del Principio de la No reformatio in pejus de acuerdo con la jurisprudencia administrativa y constitucional.

El fundamento constitucional de este principio se encuentra en el inciso 2º del artículo 31 de la Constitución Política, cuando expresa lo siguiente:

“Artículo 31. Toda sentencia judicial podrá ser apelada o consultada, salvo las excepciones que consagre la ley.

El superior no podrá agravar la pena impuesta cuando el condenado sea apelante único”. (Resaltado fuera de texto)

Este principio ha tenido un desarrollo jurisprudencial a nivel administrativo y constitucional. Sin embargo, su aplicación ha tenido en cuenta elementos particulares en cada materia, dándole un grado más o menos absoluto para cada caso concreto.

La jurisprudencia administrativa inicialmente consideró que este principio era aplicable únicamente en actuaciones penales y administrativas de carácter sancionatorio^[84], sin embargo, este criterio se fue ampliando a todo tipo de actuaciones^[85] de acuerdo con la receptividad de las consideraciones hechas en este punto por la Honorable Corte Constitucional. Así, la jurisprudencia del Honorable Consejo de Estado en Sentencia de 11 de agosto de 2011 de la Sección Tercera, con ponencia del Doctor Mauricio Fajardo, reiterando las consideraciones de los fallos que esa misma Sección expidió en sentencias del 23 de abril del 2009, Exp. 17160 y del 20 de mayo de ese mismo año, Exp. 16.925, ha establecido la aplicación de este principio bajo las siguientes consideraciones:

“Otra de las limitaciones relevantes a las cuales se encuentra materialmente sujeta la competencia del juez ad quem, para efectos de proferir el fallo respectivo con el cual ha de desatarse la apelación interpuesta contra una sentencia, la constituye la garantía de la non reformatio in pejus, por virtud de la cual no resulta válidamente posible que, con su decisión, el juez de la segunda instancia agrave, empeore o desmejore la situación que en relación con el litigio correspondiente le hubiere sido definida al apelante único mediante la sentencia de primera instancia.

Dicha garantía, que le imposibilita al juez de la segunda instancia agravar la situación del apelante o resolverle en su perjuicio y que se circunscribe a los eventos en los cuales el cuestionamiento del fallo proviene de quien ha de aparecer como apelante único, encuentra expresa consagración constitucional en el artículo 31 de la Carta Política…”^[86].

Ahora, a nivel constitucional la Honorable Corte Constitucional ha entendido este principio como parte del debido proceso y el derecho de defensa. Así mismo, tiene la garantía de un derecho fundamental de acuerdo con los antecedentes expuestos en las sentencias T-474 de 1992, unificadas en la sentencia SU-327 de 1995.

Para actuaciones administrativas, la sentencia T-033 de 2002 ligó la aplicación de este principio a la forma en que se han de resolver los recursos en contra de las decisiones, en virtud del artículo 59 del Código Contencioso Administrativo, dada la correlación que existe entre ese principio y el principio de congruencia, frente a lo cual manifestó lo siguiente:

“Este es el alcance que tiene el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo - previamente citado -, mediante el cual se reconoce y delimita el poder decisorio de la Administración en relación con las peticiones presentadas por los administrados en agotamiento de la vía gubernativa, y ello es así, porque de la aplicación de la regla de la congruencia, surge como garantía y derecho de los administrados la prohibición de la no 'reformatio in pejus', institución que se encuentra consagrada en el inciso 2º del artículo 31 de la Constitución, por virtud del cual: “El superior no podrá agravar la pena impuesta cuando el condenado sea apelante único”.

Esta Corte ha sostenido que la citada garantía procesal mediante la cual se desarrolla el debido proceso, involucra una limitación al superior jerárquico consistente en la imposibilidad de ejercer libremente sus atribuciones, restringiendo su competencia o poder decisorio a lo planteado por el apelante único.

(…)

Por lo cual, la prohibición de la reformatio in pejus tiene plena aplicabilidad en materias administrativas, tanto en el agotamiento de la vía gubernativa como en el desarrollo del procedimiento ante la jurisdicción de lo contencioso administrativo, circunstancia que se origina en la interpretación armónica y sistemática de los artículos 29 y 31 de la Constitución Política, logrando de esta manera hacer efectivo el derecho al debido proceso y por ende de los demás principios y derechos constitucionales que guardan correspondencia con dicha institución jurídica. De suerte que la congruencia y la prohibición de la no reformatio in pejus, limitan la actuación de la Administración en aras de la transparencia, legalidad y garantía en la actuación administrativa”.

Así mismo, este Alto Tribunal reconoció que su indebida aplicación ocasiona una vía de hecho, ante la violación de un derecho fundamental, la cual es susceptible de protección a través de la acción de tutela, frente a lo cual se ha expuesto:

“El artículo 29 de la Constitución Política consagra el derecho al Debido Proceso, el cual debe ser aplicado a toda clase de actuaciones judiciales y administrativas. Se produce violación al debido proceso cuando el juez o la autoridad administrativa no respetan las formas propias del proceso. Esta violación puede ser ostensible, caso en el cual se trata de una vía de hecho. 'Una vía de hecho se produce cuando el juzgador, en forma arbitraria y con fundamento en su sola voluntad, actúa en franca y absoluta desconexión con la voluntad del ordenamiento jurídico'^[87].

Esta Corporación ha considerado que en el proceso administrativo, la vía de hecho se produce' si la revocatoria directa del acto hace más gravosa o afecta en forma negativa la situación del administrado frente a lo decidido inicialmente por la Administración y que ha dado lugar al recurso^[88]'.

El artículo 31 de la Constitución señala que 'El superior no podrá agravar la pena impuesta cuando el condenado sea apelante único.' En este caso se estaría violando el derecho de la no reforma en perjuicio, también conocida como reformatio in pejus”.

Ahora, de acuerdo con la jurisprudencia se encuentra la obligatoriedad de aplicar el principio de la No reformatio in pejus, es decir la imposibilidad que se tiene al revisar esta decisión al modificarla haciéndola mas gravosa pues se entiende que el recurso siempre se interpone en lo desfavorable al recurrente.

Sin embargo, la misma jurisprudencia constitucional y administrativa en aplicación de los artículos 357 y 386 del Código de Procedimiento Civil, ha reconocido circunstancias excepcionales en las que la autoridad que revisa la decisión adquiere competencia para pronunciarse “sin limitaciones, ya sea porque ambas partes apelaron, o porque la parte que no apeló se adhirió al recurso, o porque la modificación es indispensable para resolver puntos íntimamente relacionados con la materia objeto de apelación o porque en dicho caso es procedente la consulta”^[89].

Tal como se había hecho referencia, dependiendo de la materia que se trate, si bien la jurisprudencia ha reconocido de forma unánime la obligatoriedad en la aplicación de este principio, las Altas Cortes no son uniformes a la hora de establecer la prevalencia de este principio cuando su aplicación puede resultar contradictoria frente a otros principios constitucionales.

En este punto, la Sección Primera del Honorable Consejo de Estado ha considerado que la No reformatio in pejus es un principio que no tiene un carácter absoluto, por lo tanto, cuando su aplicación deriva de la violación en la aplicación de normas de rango constitucional y legal en primer momento o en primera instancia es una situación modificable. Sobre este punto expuso el Honorable Consejo de Estado en su Sección Primera:

“Advierte la Sala que como en el presente caso el demandante es apelante único y la sentencia de primera instancia le fue favorable a sus pretensiones en forma parcial, no sería posible la revocatoria de la misma, sin incurrir en violación al principio de la reformatio in pejus, sin embargo, se revocará con fundamento en lo expuesto en sentencia del 23 de febrero de 2006, en cuanto señaló: 'No obstante lo anterior, en el presente caso no es posible aplicar dicho principio, sin incurrir en violación de las normas legales que prescriben la obligación para el fallador de basar sus providencias en las pruebas legal y oportunamente allegadas al proceso, teniendo en cuenta que el Tribunal está concediendo un derecho con base en un error, que no se acomoda a las pruebas obrantes en el proceso. El error en que incurrió el Tribunal, no puede convertirse en una situación creadora de derechos'^[90].

De la misma forma, cuando se está ante la aplicación de dos principios constitucionales que resultan contradictorios se debe buscar su armonización o de lo contrario establecer su prevalencia estableciendo en palabras del Alto Tribunal “los fundamentos que se encuentran en juego”, a lo que expuso:

“Ahora, en lo que atañe al principio de la reformatio in pejus, la Sala en sentencia de 9 de diciembre de 2004 (Expediente núm. 276, Consejera ponente doctora Olga Inés Navarrete Barrero) consideró, y ahora se reitera, que si bien es cierto que en virtud de dicho principio no es viable hacer más gravosa la situación del apelante único en segunda instancia, también es cierto que este principio no tiene carácter absoluto, y que, por el contrario, en cada caso deben establecerse qué fundamentos se encuentran en juego, si existe alguna manera de armonizarlos y, en caso de que no sea posible, cuál de ellos debe prevalecer. Que en el tipo de casos como el estudiado aparentemente se puede presentar un conflicto entre dos principios constitucionales: el principio de la reformatio in pejus y el principio de la legalidad, debiendo prevalecer este último. Ahora, el hecho de que la decisión sobre el cierre de establecimiento de comercio le corresponda adoptar al Alcalde, ello no significa que en segunda instancia el Consejo de Justicia- a quien le está asignada por ley la atribución de revisar, confirmar o revocar la decisión de aquél- no tenga competencia para disponerlo, cuando, como en este caso, no obstante la violación sobre normas de uso de suelo, dejó de imponerse pues, se repite, de por medio está la salvaguarda del principio de legalidad”^[91].

Ahora, la Sección Tercera del Honorable Consejo de Estado ha sido más estricta en cuanto a la aplicación de este principio y de sus posibles excepciones. En este punto, se ha reconocido la prevalencia de la No reformatio in pejus en algunos casos sobre el interés general cuando se ha expresado lo siguiente:

“El principio – derecho constitucional y fundamental de la no reformatio in pejus no puede ser desconocido ni trasgredido inclusive en aras de la protección del interés general. En efecto, en un Estado Social de Derecho, el individuo es el eje central del poder público, razón por la que las Constituciones Políticas adquieren altísima relevancia en la delimitación y configuración de las garantías mínimas de aquél en aras de protegerlo de actuaciones censurables provenientes de las autoridades públicas, o inclusive de terceros.

Como corolario de lo anterior, en virtud de las limitaciones introducidas por el recurso de apelación –que estuvo orientado a tópicos sobre los cuales el llamado no es el titular del interés individual– y las limitaciones que impone el principio constitucional de la no reformatio in pejus, la Sala confirmará la decisión apelada al margen de que la misma contenga errores significativos en relación con la forma como se estudió la responsabilidad del llamado en garantía y la posibilidad de ejercer la acción de repetición.

Así las cosas, se modificará la sentencia apelada sólo para actualizar a valor presente la condena reconocida en primera instancia. En relación con los demás aspectos contenidos en el fallo impugnado, la Sala en virtud del derecho fundamental de la no reformatio in pejus se limitará a confirmarlos al margen de que no se acompasen con los lineamientos legales que regulan el llamamiento en garantía con fines de repetición”^[92].

Por lo tanto, de acuerdo con esta sección, las únicas excepciones a la aplicación de este principio están dadas por el incumplimiento de los presupuestos para su aplicación cuando hace referencia a lo siguiente:

“No sobra puntualizar que la no reformatio in pejus –al igual que ocurre con la casi totalidad de las garantías y de los derechos que el ordenamiento jurídico consagra y tutela– no tiene alcance absoluto o ilimitado, comoquiera que su aplicación encuentra, al menos, dos importantes restricciones de carácter general, a saber: i).- En primer lugar debe resaltarse que la imposibilidad de reformar el fallo de primer grado en perjuicio o en desmedro del apelante sólo tiene cabida cuando la impugnación respectiva sea formulada por un solo interesado (apelante único), lo cual puede comprender diversas hipótesis fácticas como aquella que corresponde a casos en los cuales, en estricto rigor, se trata de varias apelaciones desde el punto de vista formal, pero interpuestas por personas que aunque diferentes entre sí, en realidad comparten un mismo interés dentro del proceso o integran una misma parte dentro de la litis (demandada o demandante), por lo cual, materialmente, han de tenerse como impugnaciones únicas; ii).- En segundo lugar, ha de comentarse que en aquellos casos relacionados con la apelación de los fallos inhibitorios de primer grado, en los cuales el juez de la segunda instancia encuentre que hay lugar a proferir una decisión de mérito, así deberá hacerlo “… aun cuando fuere desfavorable al apelante” (artículo 357, inciso final, C. de P. C.)”.

Ahora la Honorable Corte Constitucional no ha reconocido el carácter absoluto de este principio y derecho fundamental, sin embargo, lo ha ligado como parte del debido proceso y del derecho de defensa, al considerar que el único recurrente no podría rebatir la decisión en que se agrave su situación, de la misma forma que funciona como un límite a la actuar administrativo y judicial, debido a que en aplicación del principio de congruencia la impugnación sólo lo hace en los aspectos que le resultan perjudiciales, por lo tanto, la situación del recurrente puede mejorarse pero nunca hacerse más gravosa (interés para recurrir).

De acuerdo con esto, el análisis de la jurisprudencia de la Corte^[93] permite establecer que ésta ha justificado la aplicación y prevalencia de este principio en situaciones concretas dentro de las sentencias de tutela, en algunos casos, ponderando este principio con otros principios constitucionales.

Sin embargo, para llegar a esta conclusión, la Corte en primer lugar observa la existencia de los presupuestos de su formación en relación con el grado de apelante único, es decir, que el aspecto haya sido recurrido, pero especialmente que se genere una situación de agravación o desmejora para el recurrente. Luego de esta verificación, si es del caso, entra a realizar un juicio de ponderación frente a otros principios constitucionales, los cuales, en casi la totalidad de casos en que se ha sometido este análisis dentro del trámite de una acción de tutela, se ha limitado a un ejercicio de ponderación entre la No reformatio y pejus y el principio de legalidad en actuaciones penales y administrativo-sancionatorias, especialmente en aquellas actuaciones sujetas a la acción de tutela por fallos de la Honorable corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Penal.

En este punto en particular ha expuesto la Corte:

“….es claro que la defensa del interés público y la preservación del principio de legalidad, no radica en cabeza del condenado ni le corresponde a éste asumir su carga”^[94].

Por lo mismo, en casi todos los casos la ponderación se ha hecho entre la aplicación de la No reformatio in pejus y el principio de legalidad, donde el resultado es la prevalencia del primero en un grado absoluto. Sin embargo, se debe precisar que la Corte no ha realizado esta ponderación cuando frente a la No reformtio in pejus se debe contraponer otro tipo de principios constitucionales asociados al interés general o a los derechos fundamentales de las personas.

De acuerdo con lo expuesto por la jurisprudencia, se procede a realizar un análisis en cuanto a la existencia de los presupuestos para determinar la existencia de la No reformatio in pejus en el caso concreto.

i) La existencia de un apelante único

En primer lugar se habla de que la aplicación de este principio debe tener como presupuesto la existencia de un apelante único; sobre lo que debe entenderse como apelante único, o en este caso único recurrente, ha expuesto la jurisprudencia administrativa:

“…i).- En primer lugar debe resaltarse que la imposibilidad de reformar el fallo de primer grado en perjuicio o en desmedro del apelante sólo tiene cabida cuando la impugnación respectiva sea formulada por un solo interesado (apelante único), lo cual puede comprender diversas hipótesis fácticas como aquella que corresponde a casos en los cuales, en estricto rigor, se trata de varias apelaciones desde el punto de vista formal, pero interpuestas por personas que aunque diferentes entre sí, en realidad comparten un mismo interés dentro del proceso o integran una misma parte dentro de la litis (demandada o demandante), por lo cual materialmente han de tenerse como impugnaciones únicas;”^[95].

Así mismo, en relación con este punto ha expuesto la jurisprudencia constitucional:

“es claro entonces que la calidad de apelante único a que se refiere el art. 31 de la Carta Política de 1991 hace referencia al interés que se tiene para recurrir o a la naturaleza de las pretensiones y no a la cantidad de apelantes, sean ellos los condenados u otros sujetos del proceso. Se mira un único interés del condenado o múltiples intereses no contrapuestos, al mismo,….”^[96]. (Resaltado fuera de texto)

Teniendo en cuenta estas definiciones, se observa que si bien en la presente actuación hay varios recurrentes, formalmente tienen intereses diferenciados, esto es, sus intereses versan sobre objetos diferentes de la actuación. Quienes actúan en calidad de terceros interesados recurren aspectos relacionados con las demandas y el mantenimiento del cargo estampilla, como elemento a través del cual se deba remunerar la actividad de transporte, mientras que TGI, en este punto, recurre la valoración de las inversiones hechas en la Resolución 110 de 2011.

De acuerdo con lo anterior, si bien existen varios recurrentes con intereses diferentes, no se establece la existencia de un interés contrapuesto, por lo que se entiende aplicable este presupuesto de la no reforma en perjuicio en el caso concreto.

ii) Aspectos recurridos que se consideran lesivos para sus intereses

Ahora, el segundo elemento que debe tenerse en cuenta es que la revisión de la decisión sólo se ha de surtir en torno a los aspectos que le hayan sido desfavorables y que el mismo hubiere cuestionado en el recurso por considerarlos perjudiciales para sus derechos o intereses.

En relación con esta afirmación debe tener en cuenta dos consideraciones; la primera de ellas hace referencia a que la decisión debe hacer referencia a aquellos “aspectos desfavorables”^[97], la segunda, que los mismos hayan sido cuestionados. Sin embargo, lo que debe entenderse como un aspecto desfavorable no ha sido definido por parte de la jurisprudencia o por la doctrina.

La jurisprudencia al referirse respecto de lo que debe entenderse como un “aspecto desfavorable” siempre lo ha observado en términos absolutos, es decir, su aplicación ha tenido en cuenta un resultado o valor único como ocurre en el caso de una pena, una sanción, un valor reconocido, lo cual se determina en la parte resolutiva de una decisión. Así mismo, se debe observar, en relación con los “aspectos que hayan sido reconocidos”, que estos hayan sido cuestionados o recurridos por considerarlos lesivos o que lo afectan.

Por lo tanto, en el caso concreto se debe verificar qué debe entenderse como “aspectos desfavorables”, teniendo en cuenta la naturaleza de la presente actuación administrativa.

En relación con lo que se debe entender como “aspecto”, éste se define por la Real Academia de la Lengua como “elemento, faceta o matiz de algo”. Ahora, este elemento o faceta se debe relacionar con aquello que ha sido reconocido en la decisión que se recurre, en este caso, referido a la parte resolutiva de la sentencia o acto administrativo que lo reconoce.

La Resolución CREG 110 de 2011 establece los cargos regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se efectúa a través de los gasoductos del sistema de transporte de la Transportadora de Gas Internacional, TGI, de conformidad con la metodología.

Esta aplicación para la remuneración del servicio de transporte para los gasoductos de la recurrente se basa en un esquema de cargos de paso, determinados como la suma de los cargos individuales de cada tramo de gasoductos principales según el recorrido del flujo físico de gas más el cargo estampilla correspondiente al grupo de gasoductos ramales.

Lo anterior implica el reconocimiento de las variables a que hace referencia el Capítulo II de la metodología, relativas al valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario anterior, IFPNIt-1, así como los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada año del período tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de sus sistema de transporte, IACt; los cuales, para efectos regulatorios, corresponden únicamente a loops y compresores que se construirán en el sistema de transporte existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda.

De acuerdo con esto, teniendo en cuenta que el objeto de la presente actuación administrativa es establecer los cargos regulados para el sistema de transporte de la TGI, se entienden como “aspectos desfavorables” la reducción en la aplicación de los cargos de transporte por tramo, de acuerdo con lo previsto en la parte resolutiva de la Resolución CREG 110 de 2011, conforme a la valoración hecha de las inversiones ejecutadas.

Esto teniendo en cuenta las solicitudes hechas por la recurrente al momento de interponer el recurso las cuales hacen referencia a:

“2. Se reconozcan plenamente los costos de las inversiones en compresoras, loops y variantes”. (Resaltado fuera de texto)

De acuerdo con esto, la recurrente pretende un reconocimiento absoluto de aquellas inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario anterior, así como de aquellas inversiones para el aumento de capacidad, de las cuales hacen parte los loops, las compresoras, y las inversiones en variantes.

Ahora dentro de la práctica de pruebas, la aplicación de los resultados de los dictámenes periciales dentro de la presente actuación, conforme al modelo de valoración de las inversiones al que se ha hecho referencia, lleva a una modificación de estos valores, que sólo se va a ver reflejada al momento de aplicar los cargos.

En la mayoría de casos estas valoraciones han llevado a un aumento de los cargos, debido a que las inversiones de la misma forma han sufrido un incremento. Sin embargo, existen algunos tramos en los cuales se presenta una reducción en los cargos con respecto a los reconocidos en la Resolución CREG 110 de 2011, ya que la valoración de las inversiones en loops es menor a la reconocida en este acto administrativo. La disminución en la valoración de los loops es de USD37.160.806 (cifras a diciembre 31 de 2009) con respecto a lo definido inicialmente en la Resolución CREG 110.

Esta reducción en los cargos, de acuerdo con la discrepancia que en el valor de las inversiones se definió en la Resolución CREG 110 de 2011, se presenta al determinar los costos eficientes de las inversiones a reconocer, conforme a la práctica de pruebas y los resultados obtenidos al establecer los criterios tarifarios y los principios a los que se sujeta legal y constitucionalmente la prestación de los servicios públicos domiciliarios.

Por lo tanto, se establece la existencia de los presupuestos de la no reforma en perjuicio en el presente caso, ya que existe un “aspecto desfavorable” reflejado en la reducción en los cargos para algunos tramos de gasoductos de acuerdo con la valoración de los loops, de la misma forma que este aspecto fue recurrido de acuerdo con los numerales 2 y 3 del recurso, por lo que en principio no sería procedente reducirlos al momento en que se resuelva este recurso.

Lo anterior teniendo en cuenta que es a partir de la práctica de las pruebas dentro del trámite de los recursos de reposición que se incorporaron los criterios adicionales a los previstos en el Capítulo I de la metodología para hacer la valoración; es decir, son elementos y argumentos que se generan con posterioridad a la resolución de las solicitudes tarifarias, los cuales provienen de las pruebas practicadas, de acuerdo con lo previsto en el literal b) del artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010 que hace referencia a lo siguiente:

“b) Para la estimación de la variable el transportador deberá reportar a la CREG los valores eficientes de los activos respectivos y las fechas de entrada en operación de los mismos. La CREG evaluará la eficiencia de los gasoductos teniendo en cuenta su Factor de Utilización y el Factor de Utilización Normativo, cuando aplique.

La CREG determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga.

De conformidad con lo establecido en el artículo 108 de la Ley 142 de 1994, de existir discrepancia sobre la valoración eficiente de las inversiones correspondientes a la variable la Comisión decidirá sobre el decreto y práctica del dictamen pericial que haya solicitado el transportador así como los aspectos sobre los cuales debe pronunciarse el perito, para lo cual se tendrán en cuenta los criterios generales contenidos en esta metodología y los demás que la Comisión estime pertinentes. Lo anterior sin perjuicio de las demás pruebas que la Dirección Ejecutiva de la Comisión decida decretar”.

c. Aplicación del Principio de la No reformatio in pejus en la presente actuación administrativa

i) El reconocimiento de la No reformatio in pejus y la afectación de los principios constitucionales y derechos fundamentales en la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios

De acuerdo con lo expuesto, si bien es procedente la aplicación de la no reforma en perjuicio dentro de la presente actuación, se debe tener en cuenta que como consecuencia del mismo, dentro del ejercicio de la facultad regulatoria con la que cuenta esta Comisión, se estaría reconociendo un valor superior al costo eficiente.

De acuerdo con esto, la aplicación directa de este principio desconocería los criterios en materia tarifaria, en especial el criterio de eficiencia económica, de la misma forma que se afectarían los principios constitucionales y legales en materia de prestación de servicios públicos, así como el principio de igualdad, debido a que la valoración que reciben las inversiones por parte de otros transportadores se sujetarían a un costo eficiente mientras que para el caso de la recurrente no sería así, ya que estaría por encima del modelo de valoración.

El desconocimiento de los criterios tarifarios, en especial el de eficiencia económica, atentaría contra la finalidad constitucionalidad en materia de servicios públicos domiciliarios, debido a que la Honorable Corte Constitucional ha considerado dentro de su jurisprudencia^[98] que estos se caracterizan por tener una connotación eminentemente social, en tanto que pretenden el bienestar y mejoramiento de la calidad de vida de las personas y por ello su prestación debe ser eficiente; donde el Estado mantendrá siempre su regulación, control y vigilancia; por lo que su régimen tarifario consultará, además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos. Por lo tanto, es deber del Estado asegurar su prestación eficiente.

La prestación eficiente se entiende como la garantía que brinda el Estado de asegurar que las empresas que proporcionen el servicio lo hagan de manera eficiente, completa y atendiendo las necesidades básicas de la población. Teniendo en cuenta que la prestación del servicio ha de ser eficiente y que debe respetar los principios de solidaridad y universalidad, las empresas que proporcionan el bien o servicio no pueden trabajar a pérdida, es decir, deben recuperar los costos en que incurran y asegurarse de obtener recursos para poder invertir en el mismo sector con el fin de tener unos mínimos beneficios que se traduzcan en mayor competitividad y mejores beneficios para los usuarios.

Sin embargo, esta prestación eficiente asociada al régimen tarifario, debe atender los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera. Por tanto, deben reflejar los costos y gastos propios de la operación. Es por esto que la tarifa que se paga por la prestación de un servicio público domiciliario está vinculada no sólo con el nivel de consumo del usuario, sino con los costos en que incurre la empresa respectiva para poder brindar el bien o servicio en condiciones de competitividad y está determinada por el beneficio que finalmente recibe el usuario.

Esto está directamente relacionado con la eficiencia económica, de acuerdo con el artículo 87 de la Ley 142 de 1994. Análisis hechos por la Honorable Corte Constitucional han dispuesto que su contenido comprende los siguientes elementos:

“la eficiencia económica consiste en que: (i) las tarifas de los servicios públicos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; (ii) las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados; (iii) los aumentos de productividad esperados se distribuyan entre la empresa y los usuarios tal como ocurriría en un mercado competitivo; (iv) las fórmulas tarifarias no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente; (v) las empresas no se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. La referencia que hace la norma en el sentido de que "[e]n el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste" versa sobre el ámbito de aplicación de los anteriores elementos”. (Resaltado fuera de texto)

De acuerdo con estos elementos la Corte ha considerado que en relación con el principio constitucional de prestación eficiente de los servicios públicos, como aplicación del criterio de eficiencia económica, dentro de las tarifas no se han de trasladar costos a los usuarios por una gestión ineficiente.

Ahora, en cuanto al contenido de este criterio, ligado con el alcance constitucional que éste tiene en materia de servicios públicos, conforme a los elementos que lo componen en virtud de la referencia anterior, la Honorable Corte Constitucional ha precisado lo siguiente:

“4.5.2.2.4. En un mercado competitivo el incremento del precio como resultado de la ineficiencia, conlleva un riesgo, a saber, que el productor pierda participación en el mercado debido a que sus precios serán superiores a los de sus competidores. En este orden de ideas, la disposición según la cual 'las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente' pretende que los usuarios no paguen el costo de las ineficiencias de las empresas, tal como no lo harían en un mercado competitivo.

4.5.2.2.5. Como ya se indicó, las prácticas restrictivas de la competencia son comportamientos por medio de los cuales, quien las realiza, se vale de las ventajas de las que pueda disponer para afectar las condiciones de equilibrio del mercado, lo cual impide que éste asigne de manera eficiente los bienes y servicios que se producen en una economía. La prohibición de que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de tales prácticas, busca proteger dichas condiciones para garantizar la eficiencia del mercado en beneficio de los usuarios.

4.5.2.2.6. En conclusión, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 contiene algunos de los elementos que, de acuerdo con la teoría económica de un mercado competitivo, caracterizan un mercado eficiente y las implicaciones que de éste se derivan. En este orden de ideas, la Corte encuentra que el criterio de eficiencia descrito en la norma en cuestión, desarrolla la prescripción del artículo 365 Superior, según el cual 'es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional'. Si bien el legislador habría podido definir eficiencia en otros términos, se encuentra dentro de su margen de configuración hacerlo siguiendo teorías económicas sobre la eficiencia en un mercado económico competitivo. La Constitución no impone, como ya se anotó, un modelo económico y por lo tanto permite que el legislador tenga en cuenta diferentes teorías sobre qué es la eficiencia y cómo se logra que la autoridad de regulación propenda por ella, siempre que no adopte decisiones manifiestamente irrazonables o contrarias a mandatos o prohibiciones contenidos en la Carta. En cambio, como ya se anotó, habría violado el principio de reserva de ley en la fijación del régimen de la regulación de los servicios públicos domiciliarios el que el legislador hubiera guardado silencio al respecto, delegando implícita y prácticamente en el órgano regulador la definición de este principio de rango constitucional. Además, la definición legislativa está orientada a evitar distorsiones del mercado que lleven a que la libre competencia deje de ser un derecho en beneficio de todos. Por ello, se declarará su exequibilidad”^[99]. (Resaltado fuera de texto)

Ahora, en materia de servicios públicos domiciliarios, la Constitución y la Ley 142 de 1994 han dispuesto de una serie de elementos en relación con el alcance que tiene la función regulatoria, las cuales han sido objeto de interpretación por parte de la jurisprudencia constitucional.

En relación con este punto ha dispuesto la Corte los fines constitucionales que persigue la función regulatoria, en los siguientes términos:

“Por último, la Sala considera necesario reiterar que el régimen tarifario, conforme a lo dispuesto por el artículo 367 de la Carta Política, debe consultar no sólo criterios de costos sino también de solidaridad, y que, según el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de Regulación tienen como finalidad promover la libre competencia y regular los monopolios, en orden a una prestación eficiente de los servicios públicos. En cumplimiento de esos objetivos, tales órganos deben asegurar la calidad de los servicios, evitar conductas arbitrarias de los prestadores del servicio y defender los derechos de los usuarios.

Por otro lado, al contrario de lo expuesto por el demandante, para la Corte es claro que el Congreso sí está facultado por la Constitución (arts. 150 -numeral 3- y 367 C.P.) para fijar el régimen tarifario de los servicios públicos domiciliarios y para determinar las entidades competentes para fijar las tarifas. En materia de servicios públicos domiciliarios fue directamente el Constituyente quien defirió tal competencia en el legislador y en ejercicio de esa facultad puede, como en efecto lo ha hecho, determinar cuáles son los elementos de las fórmulas tarifarias y cuáles los cargos que pueden incluirse. Siempre, teniendo en cuenta, además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos. Precisamente la Ley 142 de 1994 dispone que las comisiones de Regulación son las llamadas a establecer las tarifas, de acuerdo con las previsiones que allí se consagran y respetando los principios que en la materia consagró la Constitución”. (Resaltado fuera de texto)^[100]

Así mismo, dentro de la función regulatoria la Corte Constitucional, así como el Consejo de Estado, ha considerado que la misma se ejerce en cumplimiento de los fines sociales del Estado[^101], la corrección de las imperfecciones del mercado[^102], así como la satisfacción del interés general^[103]. Por lo tanto, ha dispuesto que los servicios públicos domiciliarios tienen una relación inescindible entre su prestación eficiente y la efectividad de los derechos fundamentales de las personas, de lo cual se entiende que su prestación ineficiente puede acarrear en la vulneración de un derecho fundamental, ya que su prestación eficiente asegura condiciones de vida digna de todos los habitantes del territorio nacional. Frente a lo anterior ha expresado la Corte:

“A partir de lo anterior, se ha precisado que la realización de las necesidades de las personas, a través de dichos servicios, debe tener en cuenta la efectividad de los derechos fundamentales de las mismas, de manera que, se produzca un bienestar social con desarrollos vitales más acordes con la dignidad humana, a partir de mejores condiciones de vida, en donde la participación ciudadana para la toma de las respectivas decisiones, en el control político y en la gestión de los servicios públicos, sea permanente y real, correspondiendo al Estado promover esa participación y garantizar prestación de los servicios a través de la correspondiente regulación, control y vigilancia, con sujeción a los principios de descentralización con autonomía de las entidades territoriales.

En este sentido, ha dicho esta Corporación que 'La idea de tales servicios no puede concebirse en otra forma, teniendo en cuenta el inescindible vínculo existente entre la prestación de los mismos y la efectividad de ciertas garantías y derechos constitucionales fundamentales de las personas, que constituyen razón de la existencia de la parte orgánica de la Carta y de la estructura y ejercicio del poder público. Indudablemente, una ineficiente prestación de los servicios públicos puede acarrear perjuicio para derechos de alta significación como la vida, la integridad personal, la salud, etc”.

Finalmente, frente a la función regulatoria, la Corte ha considerado que para la correcta aplicación de los criterios en materia tarifaria, así como su aplicación armónica con los principios constitucionales[^104] y legales^[105] en materia de servicios públicos, debe existir una convergencia entre los intereses colectivos que persigue la prestación de los servicios públicos, como aquellos intereses de las empresas en relación con la competencia, la iniciativa privada y la libertad de empresa, entendidas como la existencia de “relaciones jurídicas de equilibrio entre usuarios y las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios”^[106].

Por lo tanto, esta convergencia a través de los mecanismos regulatorios debe garantizar el equilibrio entre la libertad económica (incentivo económico), la promoción de intereses colectivos concretos y la prestación de servicios públicos, es decir, la regulación ha de propender por hacer compatibles los intereses privados, que actúan como motor de la actividad económica, con la satisfacción de las necesidades colectivas^[107]. Sobre este punto expone la Corte:

“Los órganos de regulación han de ejercer sus competencias con miras a alcanzar los fines que justifican su existencia en un mercado inscrito dentro de un Estado social y democrático de derecho. Estos fines se pueden agrupar en dos clases, a pesar de su variedad y especificidad. La primera clase comprende los fines sociales que el mercado por sí mismo no alcanzará, según las prioridades de orden político definidas por el legislador y de conformidad con el rango temporal que éste se ha trazado para alcanzarlos. La segunda clase abarca los fines económicos atinentes a procurar que el mercado funcione adecuadamente en beneficio de todos, no de quienes dentro de él ocupan una posición especial de poder, en razón a su predominio económico o tecnológico o en razón a su acceso especial al proceso de toma de decisiones públicas tanto en el órgano legislativo como en los órganos administrativos clásicos”.

“La regulación, en tanto que mecanismo de intervención del Estado, busca garantizar la efectividad de los principios sociales y el adecuado funcionamiento del mercado (…)”.^[108]

d. La Aplicación del Test de Razonabilidad y/o Proporcionalidad ante la incompatibilidad de principios y derechos constitucionales fundamentales

De acuerdo con lo expuesto, se observa que dentro de la presente actuación administrativa se está ante dos principios constitucionales aplicables, pero que los mismos resultan incompatibles.

El primero de ellos relativo a la garantía individual y derecho fundamental de la No reformatio in pejus, que en este caso se enfrenta a la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios como garantía para la efectividad de las garantías y derechos constitucionales fundamentales de las usuarios del servicio público domiciliario de gas natural.

Lo anterior teniendo en cuenta lo expuesto por la Corte, en relación con que la prestación de los servicios públicos domiciliarios de forma eficiente constituye razón de la existencia de la parte orgánica de la Carta, ante el inescindible vínculo que existe entre la prestación de los mismos y los derechos fundamentales.

Esta incompatibilidad se genera entonces en la medida en que si se reducen los cargos regulados en algunos tramos de gasoductos, de acuerdo con la forma en que se realiza la valoración de las inversiones en loops, se estaría reformando en prejuicio del recurrente; sin embargo, la imposibilidad de reducirlos aplicando este principio, manteniendo en estos tramos únicamente los incrementos en los valores de las inversiones de IACt y de IFPNIt-1, sin aplicar las reducciones que llevan a la disminución del cargo, manteniendo el valor reconocido inicialmente en la Resolución CREG 110 de 2011, se reconocería un costo ineficiente, que se encuentra por fuera de los criterios y principios tarifarios en materia de servicios públicos. También se violaría el principio de igualdad, debido a que su valoración se encuentra por fuera del modelo aplicable a otras empresas, lo que representa un trato discriminatorio, ya que se da un trato desigual ante iguales.

Ante esta situación, la Honorable Corte Constitucional ha dispuesto^[109] que ante la incompatibilidad de aplicar dos principios constitucionales en un caso concreto, se debe acudir a un test de proporcionalidad o de razonabilidad para definir si la medida que se debe adoptar al afectar un derecho constitucional persigue un fin constitucional más relevante y que las restricciones que se realizan son adecuadas.

En este mismo punto el Honorable Consejo de Estado en su Sección Primera^[110] y para el caso particular de la no reforma en perjuicio ha dispuesto la evaluación en cuanto a la prevalencia de principios constitucionales, debido al conflicto que se puede presentar en cuanto a su aplicación.

Dentro de la aplicación de los test de proporcionalidad o razonabilidad, ya sea acudiendo a las consideraciones hechas por los Tribunales Constitucionales Europeos o Anglosajones, la jurisprudencia constitucional ha dispuesto tres niveles del test de constitucionalidad: leve, intermedio y estricto; donde este último debe ser aplicado cuando: i) ha operado alguna categoría de discriminación del inciso 1 del artículo 13 de la Constitución; o ii) la medida recae sobre personas de debilidad manifiesta, grupos marginados o discriminados, o minorías; o iii) la medida que hace la diferenciación afecta en principio el goce de un derecho fundamental; y iv) se examina una situación que crea un privilegio.

En cuanto a la aplicación de este test ha dispuesto la Corte:

“…la Corte manifestó que en el test estricto de razonabilidad, los elementos de análisis de la constitucionalidad son los más exigentes, en la medida en que, en desarrollo del mismo, el fin de la medida debe ser legítimo e importante, pero además imperioso, y el medio escogido debe ser no sólo adecuado y efectivamente conducente, sino, además, necesario, o sea, que no pueda ser remplazado por un medio alternativo menos lesivo. Adicionalmente, dijo la Corte, el test estricto es el único que incluye, como cuarto paso, la aplicación de un juicio de proporcionalidad en sentido estricto, conforme al cual los beneficios de adoptar la medida deben exceder claramente las restricciones impuestas por la medida sobre otros principios y valores constitucionales”^[111]. (Resaltado fuera de texto)

En relación con lo anterior, los pasos de este tipo de examen son: i) el fin de la medida deber ser legítimo, importante e imperiosos; ii) el medio escogido debe ser adecuado, conducente y necesario; iii) la realización de un juicio de proporcionalidad en sentido estricto, lo cual exige que los beneficios derivados de la adopción de la medida sean mayores a las desventajas que operen sobre otros principios y valores constitucionales.

En virtud de la aplicación de este test en el presente caso, se debe verificar por parte de la Comisión que si bien se ha de afectar un derecho o principio fundamental, se ha de precisar cuál decisión persigue un fin constitucional más relevante, si el mismo es conducente y necesario para cumplir este principio constitucional y si la medida genera un beneficio mayor en cuanto al perjuicio que se ocasiona al derecho fundamental afectado.

En primer lugar, si la medida regulatoria a adoptar es dar prevalencia al principio de la no reforma en perjuicio, se establece que el fin constitucional de la medida es no hacer más gravosa la situación del recurrente.

Sin embargo, de acuerdo con el desarrollo de la actuación administrativa, se establece que si bien existe un reconocimiento hecho en la Resolución CREG 110 de 2011 en relación con la valoración de las inversiones del IACt y de IFPNIt-1, esta situación gravosa o desmejora se entiende que opera de manera “formal” y no de forma “sustancial”.

Este reconocimiento inicial determinó un modelo de valoración, el cual, de acuerdo con las actuaciones realizadas en atención al recurso interpuesto por TGI y las pruebas practicadas durante el recurso, llevan a un modelo de valoración que determina un costo eficiente que se acerca en mayor a grado a lo dispuesto por el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, es decir, que las tarifas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo y en este caso a la valores eficiente de las empresas.

Una situación desfavorable en materia de servicios públicos domiciliarios para el presente caso debe predicarse de aquellos valores que estén por debajo de aquellos que han de considerarse eficientes. Igualmente, si no se hubiesen modificado los criterios de valoración, ni se hubiesen practicado las pruebas a las que se han hecho referencia y se llegaran a modificar estos valores, se entendería que estos valores eficientes habrían de mantenerse incólumes y por lo mismo dar prevalencia al principio de la no reforma en perjuicio.

Es por esto que mantener los valores reconocidos inicialmente en la Resolución CREG 110 de 2011 en la aplicación en estos tramos, lleva a un desconocimiento abierto de los criterios de eficiencia, ya que estos costos se estarían trasladando a los usuarios, por fuera de lo dispuesto en la Ley 142 de 1994 y de los artículos 365 a 370 de la Constitución, preservando una situación favorable formal en favor de la empresa, pero la cual carece de sustento, ya que en la realidad no ocurre una desmejora en cuanto a su reconocimiento en términos de eficiencia.

Así mismo, permitir esta remuneración desconocería el criterio de neutralidad del artículo 87.2 de la Ley 142 de 1994, el cual está asociado al principio de igualdad, toda vez que los usuarios de los tramos a los cuales se mantiene este incremento tendrían un tratamiento tarifario diferente al de otros usuarios del mismo sistema de transporte de la recurrente, a pesar de que las características de los costos que ocasiona a las empresas de servicios públicos son iguales.

Ahora, si la medida regulatoria a adoptar es reducir el valor de los cargos aprobados en los tramos mencionados, dando prevalencia al principio de la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios, se establece que el fin constitucional de la medida es garantizar que a través de su prestación se cumplan efectivamente las garantías y derechos constitucionales fundamentales a los que se hayan ligados, así como los fines sociales y de interés público que persiguen la regulación como medida de intervención económica.

Los argumentos que justifican esta medida como legítima, importante e imperiosa están relacionados con lo hasta ahora expuesto, en relación con los fines constitucionales y legales que persiguen la prestación de los servicios públicos, garantizando el equilibrio entre el interés general y la libertad económica (incentivo económico), como lo que denomina la Corte el buen funcionamiento del mercado^[112].

Si bien los fines perseguidos por ambas medidas son legítimos e importantes, la diferencia se encuentra en la imperiosidad, la cual debe entenderse desde sus acepciones como su aplicación ineludible, así como la urgencia que existe de dar cumplimiento al fin constitucional que se pretende buscar. Si bien en algunos casos la Corte ha considerado que el principio de la no reforma en perjuicio tiene un carácter absoluto y la misma no admite excepciones,^[113] este argumento se presenta cuando se está sometiendo al recurrente o apelante a una carga por encima del interés público.

En el presente caso la no reforma en perjuicio es eludible en su aplicación, toda vez que no existe esa carga excesiva, ya que no se estaría reconociendo un costo por debajo de aquel que se ha entendido eficiente para otros casos similares, de la misma forma que no existiría un perjuicio real, ya que el valor reconocido es el eficiente, contrario al caso de los usuarios, los cuales se estarían sometiendo a una carga por encima de los demás usuarios en garantía de un interés particular. Situación diferente ocurriría en el caso de que en el reconocimiento inicial se soportara en el modelo de valoración previo, sin incorporar las variables surgidas a partir de la práctica de pruebas dentro del recurso de reposición interpuesto por TGI.

Por lo tanto, se establece una prevalencia entre el fin constitucional buscado a través de la reducción de los cargos en los tramos mencionados, respecto de mantener estos valores y la imposibilidad de valorar estas inversiones de forma eficiente en aplicación de la No reformatio in pejus.

Ahora, al analizar si el medio escogido es adecuado, conducente y necesario, y por lo tanto que éste no pueda ser remplazado por un medio alternativo menos lesivo, en relación con la reducción de los cargos por la valoración eficiente de la inversión, dentro del análisis se incluyó la posibilidad de acudir a un medio menos lesivo, que en este caso sería dar inicio a una actuación tarifaria de oficio, de acuerdo con lo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, justificada en un mutuo acuerdo, toda vez que no es posible modificarse por parte de la Comisión ya que no se predica la existencia de un grave error de cálculo. El artículo 126 establece lo siguiente:

“Artículo 126. Vigencia de las fórmulas tarifarias. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.

Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas”. (Resaltado fuera de texto)

Si bien a través de esta actuación se puede modificar el valor reconocido por fuera de lo eficiente, en ésta debe mediar el consentimiento de la empresa, ya que la misma no puede ser modificada por la Comisión debido a que no obedece a un grave error de cálculo.

Igualmente se establece que el mismo si bien reduce el grado de lesividad de la no reforma en perjuicio, afecta en mayor forma los intereses de los usuarios, ya que durante el trámite de la actuación la recurrente se encontraría habilitada para realizar un cobro por encima de lo eficiente, sin ningún fundamento constitucional y legal en materia de servicios públicos, justificada en la imposibilidad de agravar o menoscabar su situación reconocida inicialmente.

Se entendería que esta medida puede llevar al mismo propósito a largo plazo, la misma representa un “puente” o un “pass through” en cuanto a la medida a aplicar y el mecanismo utilizado para tal fin. Es decir, el mecanismo del artículo 126 si bien lleva al mismo objetivo a largo plazo, no es un mecanismo idóneo, ya que éste no es menos lesivo en cuanto a la no reforma en perjuicio, ya que permitiría una remuneración fuera del costo eficiente, a pesar de que no existe una situación de desmejora desde el punto de vista de los criterios tarifarios, mientras que por el contrario afecta la limitación de los fines constitucionales en materia de servicios públicos domiciliarios.

Por lo tanto, la reducción de los cargos como afectación de la no reforma en perjuicio resulta indispensable para el logro objetivo constitucional perseguido, en este caso garantizar la prestación eficiente del servicio público, para el cumplimiento efectivamente de las garantías y derechos constitucionales fundamentales a los que están ligados, así como los fines sociales y de interés público que persiguen, lo cual no ocurriría con la aplicación de una actuación administrativa sustentada en el artículo 126.

Finalmente, la Corte exige que para superar el test estricto de igualdad se debe realizar un juicio de proporcionalidad en sentido estricto, lo cual se traduce en un análisis costo beneficio, es decir, que los beneficios derivados de la adopción de la medida o decisión que se tome han de ser mayores a las desventajas que operen sobre otros principios y valores constitucionales. Este análisis costo beneficio se puede extractar de los argumentos expuestos hasta ahora.

En primer lugar, la medida que se adopta genera una afectación de un derecho fundamental en menor medida, ya que la reducción en la valoración en las inversiones no se traduce en una situación de desmejora o agravio para la empresa desde el punto de vista material.

La valoración de las inversiones en gasoductos por comparación de que trata la Resolución CREG 110 de 2011 y el Anexo del Documento CREG 085 de 2011, estableció el valor eficiente de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la metodología, y la mejor información disponible en su momento.

Sin embargo, de acuerdo con la práctica de pruebas en virtud del recurso de reposición interpuesto por la recurrente, se estableció un modelo de valoración que incorpora información, criterios y variables adicionales que permiten determinar este valor de una forma más apropiada, en cumplimiento de los criterios tarifarios y los fines constitucionales en materia de servicios públicos.

Es por esto que la valoración de las inversiones hechas para loops en la presente actuación administrativa, dentro del trámite del recurso de reposición, incorpora un valor eficiente, por lo que mantener el valor reconocido en la Resolución CREG 110 de 2011 es justificar con base en la aplicación de la no reforma en perjuicio un valor que está por encima del valor eficiente, lo cual va en contra de los principios constitucionales en materia de servicios públicos domiciliarios.

Un desmedro o afectación para la empresa, se debe entender como una reducción en la valoración que esté por fuera de aquello que debe considerarse eficiente, ya que la Constitución y la Ley 142 de 1994 han dispuesto que el Estado en materia de servicios públicos debe asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. En materia tarifaria esto se traduce en que la tarea del regulador no es la de reconocer los valores en que realmente incurre la empresa sino los valores eficientes^[114].

De acuerdo con esto, reconocer los valores en que realmente incurrió la empresa por fuera de aquellos que se entienden eficientes es ir contra de las obligaciones que tiene el Estado en materia de servicios públicos. Por lo tanto, no se puede hablar de una afectación o de una desmejora en cuanto a un principio constitucional, cuando esto en la realidad no ocurre, sino sólo se afecta desde el punto de vista formal.

En cuanto al criterio de eficiencia en materia regulatoria y tarifaria, esta Comisión en la Resolución 087 de 2004 precisó la tarea del regulador al reconocer costos y valores eficientes como ocurre en el presente caso, cuando expuso:

“Como primera medida es importante resaltar que la metodología para valorar la inversión que la CREG ha adoptado a través de la Resolución CREG 11 de 2003, no pretende reconocer los costos “reales” que la empresa ha hundido en inversión y lo que aspira en AO&M. Por otro lado, si la intención de la CREG fuese reconocer ese valor no se adelantarían metodologías de valoración de inversión y AO&M sino que simplemente se le solicitaría a la empresa un reporte de este valor para incluirlo de manera pura y simple en la Resolución individual. Sin embargo la ley le ordena a la CREG fijar las tarifas con criterios de eficiencia, pues el propósito de estas Resoluciones, en términos generales, es conjugar los derechos de todos los sectores con interés en los procesos tarifarios, esto es, la empresa y los usuarios. Así las cosas, por un lado se encuentra la aspiración legítima de la empresa para que se le reconozcan sus inversiones y los costos asociados a la misma, y con mayor razón, cuando tales inversiones, según se afirma en los documentos que reposan en el expediente, se realizaron a partir de procesos que buscaban lograr los mejores costos, y por otro lado, se encuentra la posición del usuario que busca que se definan unas tarifas adecuadas. En consecuencia, el objetivo tarifario es lograr que con la eficiencia en la valoración de la inversión y del AO&M se equilibren estas posturas y de esa manera la empresa reciba lo que eficientemente le corresponde por su actividad y el usuario que desee el servicio se vea avocado a sufragarlo.

Nótese como la idea central del proceso tarifario no es reconocer un costo “real” sino uno eficiente para todas las partes. De esta manera, si algunos costos “reales” son calificados como ineficientes no es posible reconocerlos vía tarifas, y en el mismo sentido, la tarifa que resulte debe ser asumida por el usuario aún si la considerada muy alta. Se recuerda que la Ley 142 de 1994, en su Artículo 87.1 en virtud de la eficiencia económica prohíbe trasladar vía tarifa los costos de gestión ineficiente. (…)”. (subrayas y negrillas propias)

Esto concuerda con lo dispuesto por la jurisprudencia constitucional, al momento de interpretar el alcance del principio de eficiencia en materia tarifa, cuando expone:

“la eficiencia económica consiste en que: (i) las tarifas de los servicios públicos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; (ii) las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados; (iii) los aumentos de productividad esperados se distribuyan entre la empresa y los usuarios tal como ocurriría en un mercado competitivo; (iv) las fórmulas tarifarias no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente; (v) las empresas no se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. La referencia que hace la norma en el sentido de que "[e]n el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste" versa sobre el ámbito de aplicación de los anteriores elementos”^[115]. (Resaltado fuera de texto)

De igual forma respecto de los fines constitucionales de la eficiencia en servicios públicos cuando dispone:

“En la Constitución de 1991 los servicios públicos se caracterizan por: (i) tener una connotación eminentemente social, en tanto que pretenden el bienestar y mejoramiento de la calidad de vida de las personas y por ello su prestación debe ser eficiente; (ii) el régimen jurídico al cual estarán sometidos es el que fije la ley; (iii) pueden ser prestados no solamente por el Estado, directa o indirectamente, sino también por comunidades organizadas o por particulares; (iv) el Estado mantendrá siempre su regulación, control y vigilancia; (v) su régimen tarifario consultará, además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos; (vi) deberán ser prestados directamente por los municipios, en tratándose de los servicios públicos domiciliarios, cuando las características técnicas y económicas del servicio y las conveniencias generales lo permitan y aconsejen, y (vii) las entidades territoriales pueden conceder subsidios para las personas de menores ingresos”^[116].

Así mismo, en este análisis costo beneficio o test de proporcionalidad en estricto sentido, las ventajas que se obtienen al adoptar esta medida son mayores que los perjuicios a los que se ha hecho referencia, debido a que ésta da cumplimiento a los fines y garantías constitucionales en materia de servicios públicos, ya que adopta de forma plena los criterios de eficiencia económica, neutralidad, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad, redistribución de ingresos y transparencia a los que hacen referencia el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, garantizando la prestación eficiente del servicio.

De la misma forma, desde el punto de vista constitucional se garantizan los postulados de equilibrio de las relaciones que deben existir entre usuarios y las empresas, las cuales se materializan en la prestación eficiente del servicio, lo que permite la efectividad de los derechos fundamentales y el interés colectivo, el adecuado funcionamiento del mercado, así como la compatibilidad de los intereses económicos de las empresas, a lo que la Honorable Corte Constitucional ha dispuesto:

“…..la Corte se pronunció sobre el alcance y relación de los artículos 333 y 334 de la Constitución, al indicar “que la regulación de la economía es un instrumento del que dispone el Estado para orientar el interés privado –como lo es la realización de una actividad empresarial– al desarrollo de funciones socialmente apreciadas. En efecto, esta Corporación ha subrayado que "la libertad económica permite también canalizar recursos privados, por la vía del incentivo económico, hacia la promoción de concretos intereses colectivos y la prestación de servicios públicos. En esa posibilidad se aprecia una opción, acogida por el constituyente, para hacer compatibles los intereses privados, que actúan como motor de la actividad económica, con la satisfacción de las necesidades colectivas. Por ello, el Constituyente expresamente dispuso la posibilidad de la libre concurrencia en los servicios públicos, los cuales pueden prestarse por el Estado o por los particulares, cada uno en el ámbito que le es propio, el cual, tratándose de estos últimos, no es otro que el de la libertad de empresa y la libre competencia. Sin embargo la Constitución ha previsto, para la preservación de valores superiores, las posibilidad y la necesidad de que el Estado ejerza labores de regulación, vigilancia y control, a través de una serie de instrumentos de intervención con los cuales se controlan y limitan los abusos y deficiencias del mercado. Dicha intervención es mucho más intensa precisamente cuando se abre la posibilidad de que a la prestación de los servicios públicos concurran los particulares”^[117]. (Resaltado fuera de texto)

De acuerdo con lo expuesto, a juicio de la Comisión la medida que se adopta, relativa a la disminución en los cargos en algunos tramos de gasoductos, ocasionada por la reducción en los montos que se deben reconocer por inversión en loops, lo cual ocurre por la aplicación del modelo de valoración en el que se incorporan las nuevas variables, de acuerdo con la práctica de pruebas dentro del trámite del presente recurso, en aplicación de lo dispuesto en la metodología, en especial, lo previsto en literal b) del artículo 5, si bien limita o afecta un derecho fundamental como es el principio de la No reformatio in pejus, ésta supera la aplicación del test estricto de proporcionalidad.

Esto en virtud de lo dispuesto por la jurisprudencia constitucional^[118], toda vez, que la afectación de este derecho tienen un carácter formal, mientras que la medida adoptada persigue fines constitucionales de mayor relevancia, es conducente para alcanzar la finalidad propuesta, es necesaria porque no existen medidas igualmente eficaces para no afectar la prestación eficiente del servicio, así como el interés general de los usuarios y los beneficios obtenidos por la medida son superiores a los costos en relación con el supuesto derecho afectado.

Finalmente, bajo este mismo análisis, la Comisión en las actuaciones administrativas pertenecientes a los expedientes 2010-0081 y 2010-0087, tendientes a los cargos regulados para el sistema de transporte de otras empresas, dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto, realizó una valoración acudiendo a este mismo modelo.

De acuerdo con esto, al darle prevalencia a la aplicación del principio de la no reformatio in pejus, esta Comisión estaría dando un trato diferenciado a estas empresas, ya que la valoración de los loops en estos tramos para el caso de la recurrente se haría de forma diferente que a las demás empresas, y ya que se estaría reconociendo un valor por encima de lo eficiente, es decir se desconocería lo dispuesto en la metodología.

Es por esto que se estaría ante una situación discriminatoria injustificada que atentaría contra el derecho a la igualdad, ya que estas empresas a pesar de estar bajo las mismas condiciones y circunstancias respecto de la valoración de sus inversiones, recibirían un tratamiento diferenciado sin ninguna justificación válida a nivel constitucional. Lo anterior, teniendo en cuenta que la aplicación del principio de igualdad tiene un carácter objetivo que se predica de la identidad de los iguales y de la diferencia entre los desiguales^[119].

Un trato diferenciado justificado en la preservación de la aplicación de la no reformatio in pejus no se podría considerar como razonablemente justificado^[120], ya que además de la afectación de la prestación eficiente del servicio, las demás empresas que se han sujetado a este modelo de valoración, a pesar de estar en las mismas condiciones, recibirían un trato diferenciado.

Por lo tanto, esta medida relativa a la valoración de las inversiones por fuera del modelo eficiente derivado del trámite del recurso de reposición no superaría la aplicación de un test de proporcionalidad, ya que además de dar un tratamiento diferenciado a sujetos que están en las mismas circunstancias, esta decisión no perseguiría un fin constitucionalmente válido o superior; lo que traería como consecuencia sacrificar o afectar el grado de igualdad, sin ninguna justificación objetiva, vulnerando valores constitucionales más relevantes que los resguardados con la medida atacada^[121].

De acuerdo con estas consideraciones y la aplicación del test de proporcionalidad se considera constitucionalmente válida la valoración hecha en el numeral 2.2 de la presente Resolución.

2.3 Variantes

TGI anota:

“Consideraciones iguales a las de la sección anterior ['Loops'] aplican para el caso de las variantes que ha realizado (Checua) o proyecta realizar TGI en su red de gasoductos (Yamunta, Nazareth y Rio Guarinó)”.

Con relación a la variante de Checua la recurrente plantea lo siguiente:

“En el caso de la variante Checua la comparación realizada por la CREG está desconociendo las diferencias que se presentan entre el proceso constructivo de un gasoducto de una longitud considerable y una variante de menor longitud, así como las condiciones especiales que caracterizaron la construcción de esta variante. A continuación se detallan los factores que incidieron en el costo de la variante de Checua.

(…)

Para el caso de la variante Checua y de acuerdo con las obras de geotecnia requeridas para la estabilización del derecho de vía, del contrato de construcción por valor de $5.601.819.702, se ejecutaron obras de geotecnia por valor de $2.316.643.474 equivalentes a un 40.91%, lo cual es un porcentaje bastante elevado si se compara con otra serie de proyectos.

(…)

Adicionalmente, en el reporte de la información sobre la variante Checua incluida en su solicitud tarifaria, TGI cometió un error en el diámetro, el cual es de 22 pulgadas y no 20”.

Las observaciones de TGI al mecanismo de valoración utilizado en la Resolución CREG 110 de 2011 para variantes, así como la corrección del diámetro de la variante Checua, se recogen en los análisis presentados en el Anexo 7 de la presente Resolución.

Del análisis de valoración indicado en el Anexo 7 de la presente Resolución se obtienen las cifras que se muestran en la columna titulada 'Recurso' de la Tabla 14 para variantes. Se observa que en todos los casos el valor obtenido es superior al reconocido en la Resolución CREG 110 de 2011. Así mismo, en dos casos (variante Checua y Río Guarinó) el valor obtenido es inferior al presentado por TGI en su solicitud tarifaria.

Tabla 14. Valoración de variantes

Los análisis del Anexo 7 no recogen el caso de geotecnia planteado por TGI para la variante Checua. En concordancia con lo adoptado en la Resolución CREG 110 de 2011 sobre geotecnia en otros gasoductos, se considera adecuado incluir el valor de COP$2.316.643.474 o USD1.133.260 (cifras a diciembre 31 de 2009) por concepto de geotecnia en la variante Checua. Es decir, este valor se adiciona al obtenido con base en los análisis de valoración del Anexo 7 de tal forma que el valor total para esta variante será de USD6.286.004 (cifras a diciembre 31 de 2009).

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 con el fin de incluir: i) los valores de inversión de variantes según se indica en la columna titulada 'Recurso' de la Tabla 14; y ii) el valor por concepto de geotecnia en la variante Checua.

3. Frente a la petición de que se reconozcan plenamente los costos de las inversiones efectivamente realizadas durante el período tarifario anterior

Se entiende que en esta petición la recurrente se refiere a las inversiones asociadas a las variables de PNIt-1 e IFPNIt-1 reportadas por TGI en su solicitud tarifaria, y que no se incluyeron en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 por falta de soportes que evidenciaran que los respectivos activos están instalados y disponibles para la operación.

En el Anexo 9 de la presente Resolución se muestran las inversiones de PNIt-1 e IFPNIt-1 reportadas por TGI en la solicitud tarifaria, e identificadas como aquellas no incluidas en la Resolución CREG 110 de 2011 por falta de soportes que evidenciaran que los respectivos activos están instalados y disponibles para la operación. El valor total de estas inversiones es de USD34.854.412 (cifras a diciembre 31 de 2009.

TGI plantea lo siguiente:

“La CREG desconoce una serie de soportes que fueron remitidos por TGI dentro de la información enviada a la Comisión. Dichos soportes, si bien no son actas de entrega y recibo final, si demuestran que la empresa realizó gestión para dichas adquisiciones. (Ver Anexo 5).

Cabe destacar que la fuente de la información reportada a la CREG sobre las inversiones correspondientes a PNIt-1 y IFPNIt-1 fue el sistema financiero SAP que tiene la compañía (ordenes de inversión efectivamente pagadas). No sobra recordar que de acuerdo con el régimen legal colombiano, la información consignada en dicho sistema es objeto de auditoria por parte de la Revisoría Fiscal y, en el caso particular de TGI S.A. ESP, también por la Contraloría Distrital de Bogotá. Ambas han emitido dictámenes positivos desde la creación de TGI en 2007”.

Sobre el particular se aclara que la CREG no desconoció soportes remitidos por la empresa en su solicitud tarifaria. La Comisión evaluó la información reportada en su momento por TGI y no encontró evidencia de que el grupo de inversiones señaladas en el Anexo 9 de la presente Resolución se hubiera ejecutado y estuviera disponible para la operación.

Sobre la evaluación de la información de soportes remitida por TGI durante el trámite de la solicitud tarifaria conviene mencionar que:

i) La organización de la información presentada por TGI no fue clara. Esto dificultó la evaluación de dicha información por parte de la Comisión.

ii) TGI manifestó dificultades para recolectar toda la información requerida para soportar la ejecución y operación de inversiones de PNIt-1 e IFPNIt-1^[122].  

Dado lo anterior, y dentro del trámite administrativo tendiente a resolver el recurso de reposición interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 110 de 2011, en el artículo quinto del auto de pruebas del 7 de diciembre de 2011 el Director Ejecutivo de la Comisión dispuso lo siguiente:

“Ordenar a TGI que en un término máximo de diez (10) días hábiles remita a la CREG, en medio magnético, los documentos que demuestren que las inversiones del PNIt-1 y del IFPNIt-1 objeto del recurso efectivamente fueron ejecutadas, esto es, que están instaladas y disponibles para la operación al momento de presentar la solicitud de aprobación de cargos de transporte de gas natural. Para el efecto se admitirán actas de recibo de obra o documentos similares.

Los documentos que aporte TGI para el efecto deberán ser enviados de manera ordenada, relacionándoles de tal forma que se evidencie el objeto de prueba de cada uno de ellos. TGI deberá presentar a la CREG una tabla o cuadro resumen en que indique cada una de las inversiones objeto del recurso y su respectivo soporte, desagregadas por tramo o grupo de gasoductos, y según corresponda a PNIt-1 y del IFPNIt-1. Cada soporte deberá estar debidamente numerado y relacionado con la tabla o cuadro resumen”.

Mediante la comunicación E-2011-012475 TGI reportó información parcial tendiente a demostrar que las inversiones del PNIt-1 y del IFPNIt-1 objeto del recurso efectivamente fueron ejecutadas, esto es, que están instaladas y disponibles para la operación al momento de presentar la solicitud de aprobación de cargos de transporte de gas natural.

Mediante la comunicación S-2012-001861 el Director Ejecutivo de la Comisión solicitó a TGI reportar información completa y ordenada tendiente a demostrar que las inversiones del PNIt-1 y del IFPNIt-1 objeto del recurso efectivamente fueron ejecutadas, esto es, que están instaladas y disponibles para la operación al momento de presentar la solicitud de aprobación de cargos de transporte de gas natural.  

En atención a la anterior comunicación, y mediante la comunicación E-2012-004814, TGI reportó información para demostrar que las inversiones del PNIt-1 y del IFPNIt-1 objeto del recurso efectivamente fueron ejecutadas.

La evaluación de esta información se presenta en el Anexo 10 de la presente Resolución. De esta evaluación se tiene que hay lugar a reconocer USD12.242.256 (cifras a diciembre de 2009). En la Tabla 15 se muestra la asignación de este valor por tramos o grupo de gasoductos.

Como se observa en la Tabla 15 hay USD6.464.227 (cifras a diciembre de 2009) que para efectos regulatorios corresponden a gastos de AOM. Este valor de gastos de AOM, en su equivalente a pesos de diciembre de 2009, se incluye dentro de los gastos históricos a través de la variable AOMg-1 establecida en el numeral 8.1 de la metodología^[123].

Tabla 15. Valores de PNIt-1 e IFPNIt-1 evaluados según soportes presentados por la recurrente

TGI anota que:

“En caso que la Comisión persista en considerar dichas inversiones como parte de los gastos de AOM, respetuosamente solicitamos que en concordancia con la metodología de remuneración éstas sean trasladadas a la variable gastos históricos y se incluyan en el cálculo de los cargos por AOM”.

Este aspecto se incluye en la evaluación realizada en el Anexo 10 de la presente Resolución.

TGI anota:

“La CREG está desconociendo inversiones en informática, sede central y otros argumentando que las mismas corresponden a AOM lo cual es equivocado ya que la norma contable permite activar este tipo de inversiones cuando van a ser utilizadas durante varios años en desarrollo del objeto social de la empresa.

Por otro lado, si bien las inversiones no son específicas a una línea de gasoductos estas son adquiridas para la operación de todo el sistema, por lo cual estas se prorratearon en todas las líneas de gasoductos.

En el Anexo 5 se presenta una relación de los activos excluidos de forma errada por la CREG por este concepto”.

Al respecto se aclara que la consideración de la CREG, en el sentido de incluir como gasto de AOM valores que TGI reportó como inversión, no se basa en aspectos contables. La consideración de la CREG se basa exclusivamente en aspectos regulatorios. En particular, el hecho de que, de acuerdo con la metodología, todo proyecto de inversión debe tener una vida útil regulatoria igual a su vida útil normativa, lo cual no es el caso para los proyectos asociados al valor de USD14.835.443 (cifras a diciembre 31 de 2009).

En el Anexo 10 de la presente Resolución se analiza la información sobre soportes de inversiones en informática, sede central y otros, reportada por TGI dentro de la actuación administrativa tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 110 de 2011.

TGI anota:

“La CREG aduce que no se reconocen las inversiones realizadas en legalización de servidumbres por valor de USD 1.032.444, debido a que estas ya están incluidas en el valor eficiente de la infraestructura reconocida en IEt-1. Lo anterior no es correcto teniendo en cuenta que, como se ha expuesto anteriormente, la valoración de los gasoductos de TGI no estuvo soportada en una evaluación de la eficiencia de las inversiones, sino en el valor registrado en libros por Ecogás (correspondiente al valor en libros de Ecopetrol afectado por el 80%). En el momento de la construcción de los gasoductos por parte de Ecopetrol y su respectivo registro contable estaba pendiente la legalización de buena parte de las servidumbres, por lo que no se puede asegurar que el valor reconocido ya incluye dichas inversiones”.

Sobre el particular se reitera que el valor eficiente reconocido por la CREG incluye, entre otros aspectos, los costos por concepto de servidumbre. En tal sentido, no hay lugar a incluir en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 inversión en servidumbres, tal como se muestra en la evaluación realizada en el Anexo 10 de la presente Resolución.

Del anterior análisis se tiene que hay lugar a ajustar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 con el fin de incluir USD USD12.242.256 (cifras a diciembre de 2009). De este valor USD6.464.227 (cifras a diciembre de 2009) corresponden a gastos de AOM históricos (AOMg-1) y USD5.778.029 (cifras a diciembre de 2009) corresponden a inversión.

4. Frente a la petición de que no se excluyan ni se acoten los proyectos solicitados en el Plan de Nuevas Inversiones, (PNIt)

En la Tabla 1 se indicaron los valores de inversión del rubro PNIt. En la Tabla 16 se muestra el resumen de las cifras por proyecto según la desagregación presentada en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011.

Tabla 16. Proyectos de PNIt evaluados en el documento CREG 085 de 2011

De la Tabla 16 se observa que en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2010 se incluyeron USD 37.783.560 (cifras a diciembre 31 de 2009) correspondientes al rubro de PNIt. Dentro de este valor se destaca la cifra de USD 14.811.860 (cifras a diciembre 31 de 2009) incorporada en el cálculo tarifario como gastos de AOM asociados al PNIt^[124]. El valor solicitado por TGI en su solicitud tarifaria, y no incluido en los cargos regulados de la Resolución CREG 110 de 2011, es de USD 90.024.512 (cifras a diciembre 31 de 2009). Se entiende que la recurrente pretende que se le incluya este valor en los cargos regulados.

A continuación se analiza cada uno de los proyectos indicados en la Tabla 16.

i) Variantes

Se trata de las variantes Nazareth, Yamunta y Río Guarinó ubicadas en los gasoductos Vasconia – La Belleza, El Porvenir – La Belleza y Vasconia – Mariquita respectivamente. En la columna titulada 'Recurso' de la Tabla 14, y a partir del análisis de valoración indicado en el Anexo 7 de la presente Resolución, se mostraron los valores eficientes obtenidos para estas variantes.

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 con el fin de incluir el ajuste en los valores de inversión para las variantes Nazareth, Yamunta y Río Guarinó, según los valores indicados en la Tabla 14.   

La recurrente anota:

“La CREG descuenta en la IEt-1 la inversión correspondiente a los tramos reemplazados por las variantes proyectadas en el PNIt (Yamunta, Nazareth y Río Guarinó). De esta forma se desfasan erradamente en el tiempo la nueva inversión y el descuento asociado, con el consecuente impacto negativo en la remuneración del transportador.

Lo acertado es descontar la inversión reemplazada en el PNIt”.

En el cálculo de los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 se descontó de la inversión existente el valor de los tramos de gasoducto que se remplazan o retiran del servicio como consecuencia de las variantes.

En la página 195 del documento CREG 085 de 2011 se anota lo siguiente:

“…para efectos regulatorios se propone calcular el valor del tramo reemplazado como el producto entre: i) el valor IEt-1 del gasoducto troncal El Porvenir – La Belleza (ver Anexo 15); y ii) el cociente entre la longitud reemplazada (i.e. 2,46 km) y la longitud total del tramo (i.e. 189 km)…”

En los cargos regulados de la Resolución CREG 110 de 2011 se tuvo en cuenta la anterior propuesta presentada a la CREG. De esto se deduce que el criterio adoptado por la CREG para calcular el valor del tramo remplazado por variantes considera dos elementos: i) la inversión existente IEt-1; y ii) el cociente entre la longitud remplazada y la longitud total del tramo donde se construye la variante.

El criterio adoptado por la CREG se basa en los siguientes preceptos de la metodología:

i) De acuerdo con lo establecido en el artículo 15 de la metodología, desde el momento en que queden en firme los cargos el transportador puede empezar a remunerar las inversiones reconocidas en el PNIt, donde se incluye el valor de las variantes Nazareth, Yamunta y Río Guarinó. Es decir, el valor reconocido para las variantes Nazareth, Yamunta y Río Guarinó se empieza a remunerar desde el primer día del período tarifario independientemente del año del período tarifario en el que se ejecuten. Este hecho hace parte del concepto de costo medio de mediano plazo en el que se basa la metodología.

ii) En el literal c del artículo 5 de la metodología se establece que bajo ninguna circunstancia se debe incluir en el monto de las inversiones existentes aquellos activos propios de la operación retirados del servicio. En tal sentido, es necesario retirar de la inversión existente el valor de la parte del gasoducto existente que es remplazado por las variantes. Se debe notar que para efectos tarifarios este valor corresponde a un 'valor presente' pues el mismo es una porción del valor reconocido como inversión existente para el respectivo gasoducto.

Se entiende que TGI propone que al valor de PNIt de la respectiva variante se le descuente el valor calculado con el criterio adoptado por la CREG. Es decir, al valor del PNIt restarle el valor obtenido del producto entre: i) el valor IEt-1 del respectivo tramo; y ii) el cociente entre la longitud remplazada y la longitud total del tramo.

Se debe tener en cuenta que el valor del PNIt es un valor futuro para el año del período tarifario en que el transportador espera ejecutar el proyecto. Para efectos del cálculo tarifario este valor futuro se trae a valor presente y se adiciona al valor de la inversión existente (ver fórmulas de artículo 15 de la metodología).

La propuesta de TGI es inconsistente numéricamente puesto que plantea restar un valor presente (i.e. el valor a descontar por el tramo que sale de servicio) a un valor futuro (i.e. el valor PNIt). Lo acertado es hacer la resta entre valores futuros o entre valores presentes. Es decir, para hacer la resta del PNIt el valor a restar se debe llevar a valor futuro. Esto es equivalente a restarle al valor presente del PNIt, o al valor de la inversión existente, el valor a descontar calculado con el criterio adoptado por la CREG, el cual está en valor presente.

En el cálculo tarifario de los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 se restó de la inversión existente el valor a descontar calculado con el criterio adoptado por la CREG, lo cual es numéricamente consistente y cumple con los criterios establecidos en la metodología.

De lo anterior se concluye que la propuesta de la recurrente, en el sentido de descontar el valor del tramo que sale de servicio del valor del PNIt, es inconsistente numéricamente y por tanto no puede prosperar.

ii) Geotecnia

Sobre este rubro no hay diferencias entre la solicitud tarifaria de TGI y los valores reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 (ver Tabla 16).

iii) Ampliación de estaciones

Como se indica en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011, este proyecto comprende la ampliación de capacidad de diecinueve (19) estaciones de regulación.

De acuerdo con lo establecido en el segundo inciso del artículo 34 de la metodología, las ampliaciones o actualizaciones de estaciones de regulación que a la fecha de entrada en vigencia de la metodología se encuentren incluidas en los cargos de transporte podrán incluirse en la base de activos a reconocer en el tramo o grupo de gasoductos del transportador correspondiente.

En los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 se incluyó el valor de la ampliación de capacidad de dieciocho (18) estaciones de regulación. Estas estaciones corresponden a aquellas que a la fecha de entrada en vigencia de la metodología se encontraban incluidas en los cargos de transporte.

En el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011 se indica que para una de las estaciones reportadas por TGI en su solicitud tarifaria no se encontró evidencia de que hubiese sido incluida en los cargos de transporte vigentes al momento de la entrada en vigencia de la metodología. Por tanto, y en atención a lo establecido en el artículo 34 de la metodología, el valor correspondiente a la ampliación de capacidad de esta estación no se incluyó en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011^[125]. Este valor corresponde a USD156.686 (cifras a diciembre 31 de 2009), como se indica en la Tabla 16.

Del anterior análisis se concluye que no hay lugar a incluir en los cargos regulados el valor de USD156.686 (cifras a diciembre 31 de 2009), como lo pretende la recurrente.

iv) Proyectos considerados de AOM

La recurrente anota:

“La CREG en el documento 085 de 2011, soporte de la resolución CREG 110 de 2011, rechaza las inversiones a realizar dentro del PNI t presentado por TGI, por considerar que estas hacen parte de los gastos de AOM. Dicha apreciación es equivocada ya que la norma contable permite activar este tipo de inversiones cuando van a ser utilizadas durante varios años en desarrollo del objeto social de la empresa. Anexamos la relación de las inversiones para las cuales solicitamos su reconocimiento dentro del PNIt por parte de la CREG (Ver Anexo 7)”.

En el Anexo 7 del recurso de reposición TGI anota:

“A continuación se encuentra una justificación de los proyectos que deben seguir siendo considerados dentro del PNIt de TGI S.A. ESP:

- SCADA

En el periodo 2010 a 2014, se definieron las siguientes inversiones para SCADA y Telecomunicaciones, a ser tenidas en cuenta en la solicitud de aprobación de cargos regulados de transporte presentada por TGI S.A. ESP, para su red de transporte de gas (gasoductos y estaciones compresoras):

- INTEGRACIÓN AL SISTEMA SCADA DE TGI S.A. ESP DE TRANSCOGAS (GASODUCTO DE LA SABANA).

- COMPRA DE EQUIPOS, REPUESTOS Y ACCESORIOS DE CONTROL Y COMUNICACIONES DEL SISTEMA SCADA

(…)

El sistema SCADA y Telecomunicaciones de TGI S.A. ESP comprende un conjunto de elementos, equipos, redes, sistemas y servicios que permiten recopilar, procesar y transmitir las señales de las principales variables de interés operativo en el servicio de transporte de gas natural (presión, flujo, temperatura, cromatografía, estado de válvulas, CO2, etc), para que sean visualizadas en su Centro Principal de Control en tiempo real y a su vez sean interpretadas y analizadas, garantizando que el transporte de gas natural que realice TGI S.A. ESP se realice bajo altos estándares de integridad y seguridad, velando así por el fiel cumplimiento de los programas de transporte diariamente.

El hecho que el Centro Principal de Control de TGI S.A. ESP no cuente con el monitoreo en tiempo real de estaciones como válvulas de línea, City Gates y Centros Operacionales a través del sistema SCADA, dificulta en gran medida la coordinación y operación del transporte de gas natural, toda vez que no se podrían conocer remotamente en tiempo real los estados de las variables de interés operativo. Igualmente, no contar con el monitoreo en línea de ciertos puntos estratégicos de la infraestructura de transporte de gas de TGI S.A. ESP, como válvulas de línea, impediría a la Empresa conocer de manera inmediata la ocurrencia de eventos como fugas o roturas de la tubería, y así tomar oportunamente las acciones correspondientes en pro de la seguridad de las personas, integridad de la infraestructura y cuidado del medio ambiente.

(…)

“Es importante añadir que en el mes de Febrero de 2011, fue transferido a TGI S.A. ESP el gasoducto Ballena - Barrancabermeja con una longitud superior a los 500 km, el cual no posee sistema Scada, por lo anterior, en los proyectos mencionados anteriormente se contemplaron inversiones en equipos que permitirán integrar las válvulas de línea de dicho gasoducto al Sistema Scada de TGI, lo cual redundará en una mayor confiabilidad del sistema de transporte.

- ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA Y REFORMA DEL CPC DE TGI S.A. ESP

Dada la gran extensión de la red de transporte de TGI y el incremento significativo en el número de variables que es necesario monitorear y controlar desde el Centro Principal de Control (CPC) debido a la integración de nuevos gasoductos al sistema Scada de TGI (GBS, Ballena – Barrancabermeja y gasoducto de la Sabana) así como por entrada en operación de los proyectos de ampliación de capacidad de TGI, se hizo necesario implementar el proyecto de actualización tecnológica del CPC que consiste principalmente en el montaje de un sistema de visualización de gran formato (video wall) que permitirá a los operadores del CPC tener un mejor control de las principales variables operativas del sistema de transporte lo cual redundará en una operación más confiable del mismo.

- PROTECCIÓN CATÓDICA

Los sistemas de protección catódica son los responsables del control de la corrosión externa en aceros que se encuentran bajo la superficie del suelo. Los ánodos se diseñan a una vida útil determinada que depende directamente de la tasa de consumo de cada ánodo con respecto a la resistividad del suelo y a la corriente requerida por cada sistema.

Es por esto que los sistemas de protección catódica se diseñan y construyen a vida de uso que oscilan entre 15 a 20 años, tiempo en el cual estos deben ser reemplazados por sistemas completamente nuevos o en algunos casos mediante el cambio únicamente de las camas de ánodos.

Por lo anterior, se debe tener en cuenta que si bien es cierto que los gasoductos son construidos con expectativas de vida útil de más de 30 años, los sistemas de protección catódica se diseñan y construyen con expectativas inferiores a los 20 años.

(…)

- NUEVOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN CATÓDICA

Con este tipo de inversión se protege la tubería contra los efectos de la corrosión manteniendo y garantizando la confiabilidad y continuidad de la prestación del servicio de gas.

Los sistemas de protección catódica se diseñan y se construyen para proteger una longitud determinada de gasoductos enterrados, sin embargo, debido a cambios en los requerimientos de corriente a causa de la resistividad del suelo, estado del revestimiento, estado de los sistemas de protección catódica existentes, entre otros, se deben instalar sistemas de protección catódica nuevos que cubran áreas donde las corrientes de protección no alcanzan a llegar.

(…)

- POSTES DE POTENCIAL

Los postes miden el nivel de potencial de protección catódica y se instalan cada kilómetro, pero en el caso de los gasoductos de Ballena - Barrancabermeja y Boyacá Santander, se instalaron durante la construcción uno cada 5 kilómetros, lo que impide una buena toma de datos.

Este proyecto busca mantener un mayor control y seguimiento de los niveles de protección de la tubería aumentando la confiabilidad y preservando la integridad de la misma.

- POSTES DE CORRIENTE

En la actualidad, no se tienen instalados sistemas que permitan medir la cantidad de corriente que demandan las tuberías enterradas, sin embargo, este dato es de vital importancia para contar un sistema de protección contra la corrosión eficiente y confiable.

Esta inversión se justifica porque se logra una mayor confiabilidad y la continuidad del servicio de transporte evitando fallas por fugas causadas por problemas de corrosión.

(…)

NOTA: Se debe corregir la cifra en Ballena Barranca: está en 48.918 y lo correcto es 4.892

- ÁNODOS DE SACRIFICIO

Con este tipo de inversión se busca darle una mayor confiabilidad y seguridad a los ramales de los sistemas troncales de transporte.

Los ánodos de sacrificio son los responsables del control de la corrosión en la totalidad de los ramales y como su nombre lo indica, estos se sacrifican hasta el consumo total.

Estos sistemas están diseñados para vida de uso muy cortas inferiores a los 15 años, dependiendo de las condiciones del terreno y el estado del recubrimiento, por lo que deben ser cambiados una vez cumplan su ciclo de vida y estén totalmente consumidos.

- CUPONES DE CORROSIÓN

Los cupones y probetas de corrosión son sistemas que permiten medir la velocidad de corrosión causada por los componentes como el CO2 y H2S, presentes en las corrientes gaseosas. Por lo que es importante la instalación de estos sistemas para prevenir y controlar oportunamente la presencia de estos agentes contaminantes que ponen en riesgo la integridad y confiabilidad de los sistemas de transporte.

(…)

- VÁLVULAS DE REGULACIÓN

Se deben considerar ya que son necesarias en aquellos tramos en donde se presenten ampliaciones de capacidad de los sistemas de transporte.

Los siguientes proyectos, clasificados dentro de Sede Central, deben seguir siendo considerados dentro del PNIt de TGI S.A. ESP pues se trata de proyectos nuevos amortizables en el tiempo y necesarios para el desarrollo del objeto social de la empresa.

(…)

En caso que la Comisión persista en considerar las inversiones mencionadas anteriormente como parte de los gastos de AOM, respetuosamente solicitamos que en concordancia con la metodología de remuneración estas sean trasladadas a la variable gastos históricos y se incluyan en el cálculo de los cargos por AOM. De igual forma, solicitamos que se dé el mismo tratamiento a los demás proyectos que la CREG consideró que eran gastos de AO&M para efectos regulatorios y que hacen parte de materiales e insumos necesarios para operación y mantenimiento.

De esta trascripción se tiene que TGI afirma que la CREG “rechaza las inversiones a realizar dentro del PNI t presentado por TGI, por considerar que estas hacen parte de los gastos de AOM”. TGI también indica que “Dicha apreciación es equivocada ya que la norma contable permite activar este tipo de inversiones cuando van a ser utilizadas durante varios años en desarrollo del objeto social de la empresa”. Finalmente TGI indica que “En caso que la Comisión persista en considerar las inversiones mencionadas anteriormente como parte de los gastos de AOM, respetuosamente solicitamos que en concordancia con la metodología de remuneración estas sean trasladadas a la variable gastos históricos y se incluyan en el cálculo de los cargos por AOM”.

De lo anterior se destacan los siguientes tres aspectos para analizar: i) las cifras incluidas en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011; ii) la solicitud de TGI de reconocer como inversión valores considerados como AOM por la CREG; iii) la corrección de las cifras del proyecto “postes de corriente” en el tramo Ballena – Barrancabermeja; y iv) la solicitud subsidiaria de TGI en el sentido de reconocer como AOM histórico los valores que reportó como inversión.

a) Cifras incluidas en los cargos regulados

Como se indicó en la Tabla 16, TGI reportó como inversiones de PNIt un valor de USD14.835.443 (cifras a diciembre 31 de 2009). Para efectos regulatorios la CREG consideró este valor como gastos de AOM, y aprobó el valor de USD14.811.860 (cifras a diciembre 31 de 2009) como parte de los gastos de AOM asociados al PNIt. En el numeral 3.2.2.1 del documento CREG 085 de 2011, y en su anexo 37, se explica el procedimiento utilizado para incluir dicho valor como gasto de AOM asociado al PNIt. En general, el valor se repartió en partes iguales para cada año del período tarifario de cinco (5) años, y para cada año del horizonte de proyección (i.e. veinte años) se adicionó un 4,07% del valor reconocido.

La diferencia entre lo solicitado por TGI y lo aprobado en los cargos regulados, es decir USD23.583 (cifras a diciembre 31 de 2009), no se incluyó en los gastos de AOM por error involuntario. En tal sentido es pertinente incluir este valor (i.e. USD 23.583) en los gastos de AOM asociados al PNIt con base en los mismos criterios utilizados para incluir el valor de USD14.811.860 (cifras a diciembre 31 de 2009).

De lo anterior se concluye que la afirmación de TGI, en el sentido de que la CREG rechazó valores de inversiones por considerar que hacen parte del AOM, es imprecisa. La CREG sí consideró dichos valores como gastos de AOM, pero tales valores, excepto el valor de USD23.583, se incluyeron dentro de los gastos de AOM asociados al PNIt.

b) Solicitud de reconocer valores como inversión

TGI presenta información asociada a los proyectos que hacen parte del valor de USD14.835.443 (cifras a diciembre 31 de 2009) con el fin de justificar que tales valores deben ser considerados como inversión dentro del rubro de PNIt. En este mismo sentido TGI indica que la apreciación de la CREG “es equivocada ya que la norma contable permite activar este tipo de inversiones cuando van a ser utilizadas durante varios años en desarrollo del objeto social de la empresa”.  

Al respecto se aclara que la consideración de la CREG, en el sentido de incluir como gasto de AOM valores que TGI reportó como inversión, no se basa en aspectos contables. La consideración de la CREG se basa exclusivamente en aspectos regulatorios. En particular, el hecho de que, de acuerdo con la metodología, todo proyecto de inversión debe tener una vida útil regulatoria igual a su vida útil normativa, lo cual no es el caso para los proyectos asociados al valor de USD14.835.443 (cifras a diciembre 31 de 2009).

Como se indica en la página 273 del documento CREG 085 de 2011, el anterior valor se distribuyó uniformemente en los cinco (5) años del período tarifario como gasto de AOM. De acuerdo con la metodología el período tarifario se empieza a contar a partir de la entrada en vigencia de dicha metodología. Dado que la metodología entró en vigencia en 2010, y según la Ley ésta se debe revisar cada cinco (5) años y con base en ella aprobar nuevos cargos, es posible que la vigencia de los cargos regulados que se adoptan mediante la presente Resolución sea menor a cinco (5) años.

Se considera pertinente establecer una disposición en la presente Resolución que garantice la inclusión del valor de USD14.835.443 (cifras a diciembre 31 de 2009) en los cargos regulados por el período de cinco años. Es decir, en caso de revisar cargos antes de transcurrir cinco (5) años de su vigencia se deberá incorporar en los nuevos cargos el valor remanente de la cifra en cuestión.   

c) Corrección de las cifras de Ballena – Barrancabermeja

TGI indica que para el proyecto “Postes de Corriente”, en el gasoducto Ballena – Barrancabermeja, se incluyó un valor de USD48.918 y que el valor correcto es USD4.892.

Se aclara que el valor de USD48.918 (cifras a diciembre de 2009) corresponde al valor reportado por TGI en su solicitud tarifaria con radicado E-2010-09151.

Se considera pertinente acoger la corrección presentada por TGI. Es decir, considerar el valor de USD4.862 en lugar de USD48.918.

d) Reconocer valores como AOM histórico  

TGI indica que “En caso que la Comisión persista en considerar las inversiones mencionadas anteriormente como parte de los gastos de AOM, respetuosamente solicitamos que en concordancia con la metodología de remuneración estas sean trasladadas a la variable gastos históricos y se incluyan en el cálculo de los cargos por AOM”.

Se entiende que la solicitud de TGI se refiere a la posibilidad de incluir los valores en cuestión como parte de los gastos de AOM históricos de que trata el numeral 8.1 de la metodología. Este concepto de gastos histórico tiene en cuenta los gastos reconocidos por la CREG para el período tarifario anterior y los gastos reales en los que incurrió el transportador.   

Ya se indicó que las cifras en cuestión, excepto el valor de USD 23.583 (cifras a diciembre 31 de 2009), se incluyeron como parte del AOM asociado al PNIt. La propuesta de considerar estos valores como gasto de AOM histórico no tiene sustento regulatorio dado que para efectos regulatorios estos gastos no se causaron ni se ejecutaron en período tarifario t-1. Por tanto, esta solicitud de la recurrente no puede prosperar.

Con base en el anterior análisis no pueden prosperar las solicitudes de TGI en el sentido de: i) incluir el valor de USD14.835.443 (cifras a diciembre 31 de 2009) como inversión de PNIt; o ii) incluir dicho valor como parte de los gastos de AOM históricos de que trata el numeral 8.1 de la metodología. Así mismo, es pertinente ajustar el valor reconocido como AOM asociado al PNIt en los siguientes aspectos:

i) Incluir el valor de USD 23.583 (cifras a diciembre 31 de 2009) en los tramos de gasoducto donde corresponda, y con base en los mismos criterios utilizados para incluir el valor de USD14.811.860 (cifras a diciembre 31 de 2009) en los gastos de AOM considerados en los cargos regulados aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011.

ii) Ajustar el valor correspondiente al proyecto “Postes de Corriente” en el gasoducto Ballena – Barrancabermeja. Es decir, considerar el valor de USD4.892 en lugar de USD48.918 (cifras a diciembre 31 de 2009).

v) Loops: ampliación capacidad de ramales

Como se indica en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011, y según la información reportada por TGI en su solicitud tarifaria, este proyecto consiste en la construcción de: i) un gasoducto loop de 2 pulgadas de diámetro y 6 km en el gasoducto ramal Chinchiná – Santa Rosa – Dosquebradas; y ii) un gasoducto loop de 8 pulgadas de diámetro y 37 km en el gasoducto ramal a Armenia. El valor solicitado por TGI para estos dos gasoductos loops es como sigue:

Gasoducto	SD (dic. 2009)	USD/m-pulg.
Gasoducto loop ramal Chinchiná –
Santa Rosa –
Dosquebradas:	2.061.665	171,81
Gasoducto loop ramal Armenia:	15.083.095	50,96
Total:	17.144.760

En los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 no se incluyeron los anteriores valores dado que, según lo estipulado en la metodología, los gasoductos loops corresponden a inversiones en aumento de capacidad, IAC, y por tanto deben estar respaldados con aumento en demanda de capacidad y de volumen (Formato 7 del anexo 5 de la Resolución 126 de 2010). En su momento la empresa no reportó demandas asociadas a estos gasoductos loops.

Cabe anotar que los gasoductos ramales a Chinchiná, Santa Rosa, Dosquebradas y Armenia se remuneran a través de los cargos para el grupo de gasoductos denominado 'Estampilla ramales', adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011.   

La recurrente anota:

“Estos loops no se habían presentado como inversiones en aumento de capacidad IACt ya que no incrementan la capacidad de transporte desde ningún punto de entrada al sistema de transporte. Sin embargo, dada la necesidad de los mismos para el correcto cumplimiento de las obligaciones contractuales de TGI y teniendo en cuenta que con su construcción se incrementa la capacidad de los ramales a Dos Quebradas y a Armenia, nos permitimos solicitar a la CREG su inclusión como IACt para lo cual se adjuntan en el Anexo 6, los formatos 4 de IAC y el formato 7 de la Demanda Esperada de Volumen y de Capacidad de la resolución CREG 126 de 2010.

En caso de que la CREG no incluya las inversiones requeridas para la construcción de éstos loops ó las apruebe por un menor valor, TGI no podría atender la demanda de capacidad de los puntos de salida ubicados en dichos ramales, por lo cual se deberá exonerar de responsabilidad a TGI por no construirlos a pesar de encontrarse contratado el incremento de capacidad. Vale la pena resaltar que la construcción de estos loops no genera un incremento de capacidad en el gasoducto troncal por lo que su demanda solo debe ser tenida en cuenta en la demanda de la Estampilla Ramales. Así mismo en ese caso debería excluirse de la red troncal la demanda asociada con estos proyectos”.

La recurrente solicita incluir estos gasoductos loops como inversiones en aumento de capacidad, IAC, y en consecuencia reporta las demandas esperadas de capacidad y de volumen asociadas a dichos gasoductos. Para incluir estos gasoductos en los cargos regulados es necesario evaluar la inversión, los gastos de AOM y las demandas asociadas a los mismos. A continuación se analiza cada variable.   

a) Inversión

La valoración de la inversión, en el marco de la aprobación de los cargos regulados de transporte de gas, incluye todos los costos eficientes en los que incurre el agente para instalar y poner en operación un activo. Para el caso de gasoductos se reconoce un valor global que se expresa en dólares por metro por pulgada de gasoducto instalado (i.e. USD/m-pulg.).

La metodología ordena que “la CREG establecerá el valor eficiente de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga. Estos valores corresponderán a las inversiones en Aumento de Capacidad - IACt”.

Del análisis de valoración indicado en el Anexo 7 de la presente Resolución se obtienen las siguientes cifras:

Gasoducto	USD (dic. 2009)	USD/m-pulg.
Gasoducto loop ramal Chinchiná –
Santa Rosa –
Dosquebradas:	1.212.760	101,1
Gasoducto loop ramal Armenia:	11.043.114	37,3
Total:	12.255.874

Con base en lo anterior en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 se debe incluir el valor de USD12.255.874 (cifras a diciembre 31 de 2009) como inversión en aumento de capacidad, IAC, para los gasoductos loops a Chinchiná y Armenia.

Dado que estos gasoductos loops hacen parte del grupo de gasoductos denominados 'Estampilla ramales', los anteriores valores se deben adicionar al valor reconocido para el grupo de gasoductos 'Estampilla ramales' según lo adoptado en la Resolución CREG 110 de 2011.

De acuerdo con la información reportada por la recurrente, la inversión en estos gasoductos loops se ejecutaría en el segundo año del período tarifario. En tal sentido, para efectos tarifarios se considera que el segundo año del período tarifario corresponde al año de entrada en operación de estos gasoductos.

b) Gastos de AOM

En el numeral 3.2.2.1 del Documento CREG 085 de 2011 se propuso reconocer el 4,07% anual del valor de la inversión, expresado en pesos, como gasto de AOM para aquellos proyectos incluidos en el PNIt. Esta propuesta fue adoptada por la CREG según los cargos aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011.

Dado que los gasoductos loops a Chinchiná y Armenia no se incluyeron como inversión del PNIt, tampoco se reconocieron gastos de AOM por concepto de estos gasoductos.

De otra parte, en el numeral 3.2.2.2 del Documento CREG 085 de 2011 se indica que para evaluar la eficiencia en los gastos de AOM de los gasoductos loops, asociados a las inversiones en aumento de capacidad, IAC, se tomó como referencia el 4,07% anual del valor de la inversión, expresado en pesos. En tal sentido, se considera pertinente reconocer el 4,07% anual del valor de inversión considerado eficiente, expresado en pesos, como se indica en la Tabla 17. Se debe notar que este valor de AOM aparece en el año dos del período tarifario, o año en el que se espera entren en operación los respectivos gasoductos.

Tabla 17. Inversión y gastos de AOM para gasoductos loops a

Chinchiná y Armenia

Con base en lo anterior es pertinente incluir en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011, a partir del segundo año del Horizonte de Proyección, el valor de COP1.019.690.669 (cifras a diciembre 31 de 2009) como gastos de AOM asociados a los gasoductos loops a Chinchiná y Armenia.

c) Demandas

Como se indicó antes, estos gasoductos deben hacer parte del grupo de gasoductos denominados 'Estampilla ramales' de tal forma que su remuneración se hace a través del cargo para el grupo de gasoductos 'Estampilla ramales' adoptado en la Resolución CREG 110 de 2011.

En los anexos 53 y 54 del documento CREG 085 de 2011 se muestran las demandas eficientes para el grupo de gasoductos 'Estampilla ramales', consideradas en los cargos regulados de la Resolución CREG 110 de 2010. Tal como se indica en el numeral 3.3.2 del mismo documento, estas demandas corresponden a aquellas reportadas por TGI en su solicitud tarifaria, y no incluyen la demanda de los gasoductos loops a Chinchiná y Armenia.

Al incluir las inversiones de los gasoductos loops a Chinchiná y Armenia es necesario incorporar las demandas asociadas a los mismos. En el recurso de reposición la recurrente reportó las demandas correspondientes, como se indica en la Tabla 18.

Tabla 18. Demanda de capacidad y volumen para los gasoductos loops a Chinchiná y Armenia

Con base en lo anterior es pertinente incluir en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 las demandas indicadas en Tabla 18, correspondientes a los gasoductos loops a Chinchiná y Armenia.

De otra parte, en el anexo 6 de la metodología se establece que por cada proyecto de IAC se debe calcular la variable delta de cargos (ä). El delta de cargo de un proyecto de IAC corresponde a la diferencia entre: i) el cargo del respectivo tramo o grupo de gasoductos calculado con la inversión, gastos AOM y demanda asociadas al proyecto IAC; y ii) el cargo del respectivo tramo o grupo de gasoductos calculado sin incluir la inversión, gastos AOM y demanda asociada al proyecto IAC.

Por tanto, para calcular el delta de cargos de los loops a Chinchiná y Armenia es necesario determinar el valor de la inversión, la demanda y los gastos de AOM asociados a cada proyecto. En el análisis precedente se identificaron los valores eficientes tanto de inversión como de AOM (Tabla 17) y demandas (Tabla 18) para cada proyecto. Con esta información se debe calcular el delta de cargos para cada uno de los proyectos de gasoducto loop a Chinchiná y gasoducto loop a Armenia, que hacen parte del grupo de gasoductos 'Estampilla ramales' definido en la Resolución CREG 110 de 2011.

vi) Compresión

En su solicitud tarifaria TGI reportó un monto de USD45.369.749 (cifras a diciembre 31 de 2009) por concepto de inversiones para el rubro PNI asociadas a compresión. Como se indica en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011, estas inversiones comprenden dos rubros, a saber:

i) Inversiones finales en las estaciones de compresión de Barrancabermeja, Hatonuevo, La Jagua, Casacará, Curumaní, Norean y San Alberto por valor de USD43.560.265 (cifras a diciembre 31 de 2009).

ii) Inversiones en PC's, vías de acceso, talleres, equipos de seguridad, herramienta especializada y mobiliario, entre otros, para las estaciones del sistema de TGI por valor de USD1.809.484 (cifras a diciembre 31 de 2009).

Con respecto a los anteriores rubros en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011 se indicó que “la inversión en compresión se remunera en el costo eficiente de USD/hp instalado. La inversión en estaciones de compresión se analiza en la IFPNIt-1 o IAC”. Es decir, para efectos regulatorios el monto de USD45.369.749 (cifras a diciembre 31 de 2009) se evaluó dentro del valor eficiente de inversión reconocido para las estaciones de compresión.

La recurrente anota:

“Los proyectos correspondientes a las inversiones en compresión se detallan en el Anexo 7, sin embargo, se aclara que la realización de las mismas es indispensable para la confiabilidad y adecuado suministro del gas natural”.

En el anexo 7 que menciona la recurrente se anota lo siguiente:

“

- OTRAS INVERSIONES EN COMPRESORAS

Compra herramienta menor / renovación: Esta inversión corresponde a las herramientas manuales que deberá adquirir TGI durante el periodo tarifario t para realizar las actividades de mantenimiento preventivo, correctivo en las estaciones de compresión de Jagua del Pilar, Curumaní, San Alberto, Puente Guillermo, Mariquita y Padua. Sin estas herramientas sería imposible realizar las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, hecho que afectaría inmediatamente la disponibilidad y confiabilidad de las estaciones de compresión del sistema de transporte.

Las inversiones en herramienta de renovación, son aquellas destinadas a la renovación de aquellas herramientas manuales que por su manipulación constante (desgaste) es necesario realizar su renovación, inversión que se realiza para todas las estaciones de compresión.

Compra equipos diagnóstico: Inversión realizada en la adquisición de equipos de diagnóstico para realizar actividades de mantenimiento predictivo (termografía, vibraciones, alineación, videoscopía).

Estas herramientas son indispensables para la detección temprana de posibles fallas en los equipos, incluido aquellas que podrían ser catastróficas. Sin estas herramientas tendríamos correctivos de mayores costos y fallas que afectarían la disponibilidad y confiabilidad de las estaciones de compresión. Estos equipos son necesarios para garantizar la integridad de las unidades de compresión.

Compra herramienta especializada (caterpillar, ariel, waukesha): Corresponde a las inversiones en la compra de herramienta especializada para las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo de las unidades de compresión, es decir, para aquellas actividades en las que se intervienen los motores Caterpillar y Waukesha, igualmente los compresores de gas Ariel y Gemini. Estos equipos son necesarios para garantizar la integridad de las unidades de compresión.

Construcción de taller de reparaciones generales de componentes: torno, fresadora, lapeadora, taladro (Localizado en COGB de Barrancabermeja): Inversión que se realiza con el fin de adquirir herramientas y equipos para reparar los componentes menores de los motores y compresores de las unidades de compresión, tales como, motores de arranque, bombas de los equipos, válvulas y cajas packing de los compresores de gas.

Compra equipo auto contenido: Inversión que se realiza con el fin de adquirir equipos que se utilizan para realizar mantenimientos internos a los diferentes tanques de las estaciones sin poner en riesgo la integridad física de las personas. Sin estos equipos sería imposible que las personas ingresaran a estos espacios confinados (cerrados) a realizar mantenimiento.

Compra equipos para calibración: equipos patrones de trabajo y calibración: Inversión en equipos para asegurar las variables operativas del proceso de compresión. Sin estos equipos se tendrían valores de variables operativas NO reales, impactando en la confiablidad del proceso mismo, volviendo muy sensible las condiciones operativas del sistema de transporte.

Compra equipos de trabajo en altura: Escaleras, andamios, equipo: Todo trabajo por encima de 1,5 metros se considera (por norma) trabajos en alturas, adicionalmente, gran cantidad de actividades en las estaciones de compresión superan este límite. Por estas razones se deben realizar inversiones con el fin de adquirir equipos para realizar actividades en alturas, tales como, líneas de vida, harneses, andamios, escaleras, entre otros.

Sin estos equipos sería imposible realizar de manera segura para los trabajadores las diferentes actividades de mantenimiento en las estaciones de compresión, hecho que llevaría a desmejoras en la confiabilidad y disponibilidad de las estaciones.

Vías de acceso a las estaciones (carreteras de las veredas): Las estaciones de compresión quedan alejadas de las vías principales del sistema de vías del País (secundarias y terciarias), por esta razón se requiere realizar inversiones en la recuperación de las vías de acceso (vías veredales) a las estaciones.

Renovación de equipo de cómputo: Inversiones que se realizan en la renovación de equipos de cómputo por obsolescencia de los mismos y de su tecnología informática.

Compra de explosímetros: Inversión que se realiza con el fin de adquirir elementos fundamentales para la aplicación de los sistemas de aislamientos seguros (SAS) durante la realización de los diferentes mantenimientos en las estaciones de compresión, en la verificación de la existencia de atmosferas explosivas. Sin estos elementos no se podría asegurar el equipo para realizar los mantenimientos.

Compra herramienta especializada para manejo de cargas (1 por estación): Inversiones que se realizan con el fin de adquirir equipos para manipular repuestos de gran peso desde las bodegas hasta los equipos y para la manipulación de componentes de los equipos durante la realización de mantenimientos preventivos y correctivos. Sin estos equipos sería imposible la realización de los mantenimientos.

Renovación de mobiliario estaciones: Inversiones que se realizan en la renovación de mobiliario por uso y desgaste de los mismos.

Compra de bombas para trasiego de líquidos: Inversión que se realiza con el fin de adquirir equipos para el trasiego de líquidos (aceite, condensados, refrigerante) durante un mantenimiento del motor ó compresor de las unidades compresoras de las estaciones de compresión, evitando una posible contaminación del mismo durante su manipulación ó una posible contaminación ambiental.

Compra de lava ojos estaciones: Inversión que se realizan con el fin de adquirir elementos fundamentales para la protección visual del trabajador, al dotar a las estaciones de compresión de sistemas de seguridad industrial de fácil y rápido uso en eventualidades relacionados con contaminaciones de los ojos.

Compra de Hidrolavadoras: Inversión realizada para la adquisición de equipos para realizar actividades de mantenimiento preventivo en los coolers (enfriadores) de las unidades de compresión.

Estas herramientas son indispensables para la limpieza de los coolers evitando la perdida de trasferencia de calor durante el proceso de enfriamiento del gas a su paso por el mismo.

Cambio cámaras de seguridad: Inversión que se realiza con el fin de renovar (adquirir, instalar y poner en funcionamiento las cámaras de seguridad) por obsolescencia de las mismas y de su tecnología, las cuales son parte fundamental de los sistemas de seguridad de las estaciones de compresión.

Cambio de aires acondicionados: Inversión que se realiza con el fin de renovar (adquirir, instalar y poner en funcionamiento) los aires acondicionados por obsolescencia de los mismos, las cuales son parte fundamental de los sistemas de salud ocupacional de las estaciones de compresión.

Compra de kit etiqueta y candado: Inversión que se realiza con el fin de adquirir elementos fundamentales para la aplicación de los sistemas de aislamientos seguros (SAS) durante la realización de los diferentes mantenimientos en las estaciones de compresión. Sin estos elementos no se podría asegurar el equipo e integridad de las personas para realizar los mantenimientos.

Compra kit ambientales: Inversión que se realiza con el fin de adquirir elementos contra derrames de líquidos (aceite, condensados, refrigerante) durante un mantenimiento ó en eventuales derrames por fallas en el trasiego de los mismos en las estaciones de compresión, evitando contaminación ambiental.

Cambio/Compra de extintores: Inversión que se realiza con el fin de adquirir extintores, los cuales son parte fundamental de los sistemas contraincendios de las estaciones de compresión”.

De la anterior trascripción se entiende que la recurrente describe los proyectos asociados al rubro por valor de USD1.809.484 (cifras a diciembre 31 de 2009) indicado anteriormente. De esta descripción también se observa que estos proyectos hacen parte de materiales e insumos necesarios para la operación y mantenimiento, excepto aquel relacionado con vías de acceso.

Las vías de acceso hacen parte del valor de inversión eficiente evaluado en el numeral 2.1.1 de la presente Resolución. De acuerdo con la solicitud tarifaria de TGI, presentada mediante el radicado E-2010-009151, el valor de este rubro asciende a USD68.485 (cifras a diciembre de 2009).

En concordancia con la evaluación realizada en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011, se considera pertinente incluir los anteriores rubros, excepto aquel relacionado con vías de acceso, como gastos AOM de la componente PNIt aplicando el procedimiento indicado en numeral 3.2.2.1 del documento CREG 085 de 2011^[126]. En general, este procedimiento consiste en repartir el valor a reconocer (i.e. USD1.740.999 [1.809.484 menos 68.485], cifras a diciembre 31 de 2009) en partes iguales para cada año del período tarifario de cinco (5) años, y para cada año del horizonte de proyección (i.e. veinte años) adicionar el 4,07% del valor reconocido. Este valor se asigna a cada tramo de gasoducto conservando la distribución reportada por TGI en su solicitud tarifaria. El valor correspondiente a vías de acceso (i.e. USD68.485) se distribuye a prorrata de la longitud de cada tramo de gasoducto para efectos de retirarlo del valor global por tramo presentado por TGI en la solicitud tarifaria.

Con respecto al rubro sobre inversiones finales en las estaciones de compresión de Barrancabermeja, Hatonuevo, La Jagua, Casacará, Curumaní, Norean y San Alberto, por valor de USD43.560.265 (cifras a diciembre 31 de 2009), el cual TGI solicitó incluirlo como parte del PNI, se debe tener en cuenta que para efectos regulatorios la inversión en una estación de compresión no se asigna a distintas variables como IFPNIt-1 y PNIt. El valor eficiente de una estación de compresión se asigna a una única variable (e.g. IEt, o IFPNIt-1 o IAC). Así mismo, el valor eficiente reconocido a través de los cargos regulados que aprueba la CREG incluye todos los costos de inversión para instalar y poner en operación la respectiva estación. En el numeral 2.1 de la presente Resolución se revisa el valor eficiente de las estaciones de compresión de IFPNIt-1 e IAC.  

vii) Remplazo de infraestructura

En la solicitud tarifaria TGI reportó un monto de USD16.059.298 (cifras a diciembre 31 de 2009) por concepto de inversiones para el rubro PNI, que para efectos tarifarios se consideraron remplazo de infraestructura antes de cumplir la vida útil normativa. Estas inversiones no se incluyeron en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 en atención a la siguiente disposición, establecida en el parágrafo 1 del artículo 14 de la metodología: “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”.

De acuerdo con la metodología, la vida útil normativa se define como:

 “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”.

Se debe notar que la anterior definición involucra tanto la fecha de entrada en operación como el período para recuperar la inversión de acuerdo con la regulación. Se entiende que si el activo entró en operación antes del inicio del período para recuperar la inversión, la vida útil normativa se empieza a contabilizar a partir del inicio del período para recuperar la inversión^[127].

Según la evaluación indicada en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011, en la Tabla 19 se muestran los proyectos presentados por TGI para este rubro.

Tabla 19. Proyectos reportados por TGI como PNI y considerados remplazo de infraestructura

De la Tabla 19 se observa que el 88% del valor presentado por TGI en su solicitud tarifaria corresponde a los proyectos de 'cambio de revestimiento en líneas afectadas' y 'remplazo de pequeños tramos de tubería por envejecimiento'. En todo caso, los proyectos indicados en la Tabla 19, excepto el denominado 'Cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia' como se explica más adelante, hacen referencia a cambio o remplazo de infraestructura, lo cual no implica modificación al monto de inversiones existentes pues no hay evidencia de que las mismas hayan cumplido la vida útil normativa de que trata la metodología.

Se aclara que por error involuntario el proyecto 'Cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia' se incluyó en los proyectos que se consideraron como remplazo de infraestructura. Para análisis regulatorios la categorización correcta de este proyecto es en el rubro de 'Otros' indicado en la Tabla 16. Por tanto, este proyecto se analiza en siguiente numeral viii.

La recurrente anota:

“Dentro de los proyectos excluidos se encuentran los 'Sistemas de Filtración y Separación', los cuales se solicita a la CREG su reconocimiento dentro del PNIt, ya que dichos sistemas superan los 20 años en el Centro Operacional de Usme (Ver adjunto el manual de O&M de la Estación de Usme construida en 1990, Pag. 2 antecedentes, Pag. 9 Separador y Pag. 10 filtro). Ver Anexo 8”.

En el anexo 8 que menciona la recurrente se presenta copia de un documento titulado “Manual de Operación y Mantenimiento Estación Receptora de Usme” con fecha mayo de 1994.

En los antecedentes del documento mencionado se indica que “La estación receptora de gas natural de Usme fue construida en 1,990 por Gas Natural S.A., según los diseños contratados por Ecopetrol a la firma C.G.I. de la ciudad de Cali, con la finalidad de adelantar los procesos necesarios para optimizar el servicio de distribución de gas domiciliario en la ciudad de Santafé de Bogotá y a la vez adelantar las tareas de registro y control inherentes al transporte de gas desde Apiay pasando por Villavicencio hasta llegar a Bogotá”. Así mismo, en las páginas 9 y 10 del manual se presenta una descripción de la infraestructura asociada al separador y al filtro instalado en la estación de Usme.

En el anexo 5.1 de la Resolución CREG 125 de 2003 se indica que el gasoducto Apiay – Usme, del cual hace parte la estación de recibo de gas de Usme, entró en operación en 1995. Esta fecha se estableció con base en la información reportada por el transportador en la revisión tarifaria realizada con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000.

De otra parte, mediante la Resolución CREG 017 de 1995, sustituida por la Resolución CREG 057 de 1996, se establecieron cargos regulados que involucraron el nodo de entrada de Apiay y el nodo de salida de Bogotá. Se entiende que estos puntos corresponden al gasoducto Apiay – Usme.

De lo anterior se concluye que si bien el gasoducto Apiay – Usme, y la estación de recibo de Usme, entró en operación en 1.990, la evidencia regulatoria indica que esta infraestructura se empezó a remunerar como activo de transporte de gas a partir de 1995. De acuerdo con la definición de vida útil normativa establecida en la metodología, en este caso la fecha de inicio de remuneración como activo de transporte de gas define el inicio de la vida útil normativa del respectivo activo.

Por lo anterior, para efectos regulatorios la vida útil normativa de 20 años para la estación de Usme se contabiliza a partir de 1995. Así, a la fecha de aprobación de la presente Resolución este activo aún no ha cumplido su vida útil normativa, y por tanto no es procedente contemplar cambios en el valor de inversión reconocido.

Cabe mencionar que en el artículo 14 de la metodología se establece el procedimiento a seguir cuando un activo cumple su vida útil normativa. Este procedimiento contempla una actuación administrativa que en todo caso no es a través de la solicitud tarifaria ni del recurso de reposición.   

Del anterior análisis se concluye que la petición de la recurrente, en el sentido de incluir en los cargos los valores indicados en la Tabla 19, excepto el proyecto denominado 'Cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia', no puede prosperar y por tanto no hay lugar a modificar los cargos regulados de la Resolución CREG 110 de 2010 por este concepto.  

viii) Otros

En la solicitud tarifaria TGI reportó otras inversiones para el rubro de PNI por valor de USD4.897.760 (cifras a diciembre 31 de 2009). Estas inversiones no se incluyeron en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 de acuerdo con la evaluación indicada en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011.

En la Tabla 20 se muestran los proyectos presentados por TGI en su solicitud tarifaria para estas inversiones. De esta tabla se observan tres tipos de proyectos, a saber: i) equipos de medición; ii) mejora del centro operacional; y iii) reforestación.

De acuerdo con lo indicado en el numeral vii anterior, al valor del proyecto denominado 'Cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia' de la Tabla 20 se le debe sumar el valor de USD72.961 (cifras a diciembre 31 de 2009) indicado en la Tabla 19. Es decir, el valor total para el proyecto 'Cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia' es de USD1.035.109 (cifras a diciembre 31 de 2009). A continuación se analizan los proyectos indicados en la Tabla 20.

Tabla 20. Otros proyectos de PNI

a) Equipos de medición

Comprende los siguientes proyectos:

- Cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia

- Compra de nuevos equipos de medición por desarrollo de la red de transporte

- Medidores de ácido sulfhídrico, H2S

Con respecto a los proyectos relacionados con equipos de medición, en la evaluación realizada en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011 se indicó lo siguiente:

“En el numeral 5.3.2 del RUT se establece que la propiedad y responsabilidad de los sistemas de medición es del productor-comercializador en la estación de entrada, del remitente en la estación de salida y del transportador en estaciones de transferencia entre transportadores. Así, estos equipos se remunerarían al transportador si los mismos se instalan en estaciones de transferencia entre transportadores. La empresa no precisa esto último”.

La recurrente anota:

“Los proyectos de 'Actualización tecnológica en sistemas de medición' y la 'Compra de equipos nuevos de medición' se realizarán sobre city gates que se encuentran incluidos en la base de activos de TGI S.A. ESP que se remunera mediante cargos regulados de transporte por haber sido construidos antes de enero del año 2000, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 001 de 2000. La relación de dichos city gates se encuentra en el Anexo 7”.

Se aclara que el proyecto que la recurrente denomina 'actualización tecnológica en sistemas de medición' corresponde al proyecto 'cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia' indicado en la Tabla 20. Se entiende que aquí no hay remplazo de infraestructura.

En el anexo 7 del recurso se anota:

“

- ACTUALIZACIÓN TECNOLÓGICA EN SISTEMAS DE MEDICIÓN

Consiste en el reemplazo de algunos sistemas de medición de propiedad del transportador (compuestos por: medidor, transmisores de presión y temperatura, y el computador de flujo). Las razones por las cuales se propone el reemplazo son diversas, entre las cuales se destacan: Medidores de naturaleza mecánica (diafragmas, rotativos y turbinas) con más de 10 años de uso continuo, cambios en la normativa técnica de medición para transferencia de custodia (AGA 7, AGA 9 – RUT 5.3.1), ajuste de las características del medidor con respecto al consumo real en las estaciones de salida. Con la actualización tecnológica se apunta a una contabilización más exacta y confiable de los volúmenes medidos en estaciones de salida de propiedad de TGI con el fin de poder asegurar el requisito de error máximo permisible de ±1% exigido en el numeral 5.5.1 del RUT.

- COMPRA DE EQUIPOS NUEVOS PARA MEDICIÓN

Originalmente, bajo esta descripción se había incluido la compra de cromatógrafos, calorímetros, un analizador de humedad para la planta deshidratadora de Ballenas y algunos calentadores de gas.

Los cromatógrafos de gas se orientan a la determinación de la composición y propiedades físico-químicas del gas en puntos donde se cuenta con mezcla de gases de provenientes de diferentes fuentes, esta es una exigencia del RUT a los Transportadores (RUT Numeral 5.4.4).

Los calorímetros se orientan a la determinación específica del poder calorífico en estaciones de salida que no disponen de cromatógrafo en línea (RUT Numeral 5.4.5), en esencia se trata de la adquisición de equipos de menor costo respecto a un cromatógrafo, de tal manera que se propenda por una inversión eficiente y se logre un impacto favorable sobre las cuentas de balance y la operación del sistema de transporte.

El reemplazo del analizador de humedad en Ballenas se propuso como mejora operativa dado que el equipo instalado actualmente, cuya tecnología se basa en el uso de una sonda de óxido de aluminio, presenta muchas desventajas y problemas que ponen en riesgo la operación segura y eficiente de la planta deshidratadora, así como el control de la humedad del gas deshidratado en dicha planta propiedad de TGI. La propuesta es reemplazar dicho analizador por uno que use un método de naturaleza óptica que ofrezca un dato más confiable de la humedad del gas y a su vez permita el respectivo control en este punto de entrada que es atípico pues la deshidratación (que debe ser responsabilidad del Productor) la realiza en este caso el Transportador.

La adquisición de calentadores de gas se orienta al cumplimiento del requisito de Temperatura Mínima de Entrega dado en el Numeral 6.3 del RUT, el cual fue modificado en 2007 mediante la Resolución CREG 054 pasando el límite de 40°F a 45°F con lo cual se amplió el nivel de exigencia, de tal manera que en algunas estaciones la capacidad de los calentadores existentes no brinda la potencia suficiente o en otras estaciones que no requerían calentador con respecto al límite de 40°F, ahora si lo requieren considerando el incremento de 5°F decretado por la CREG. Dado que el Productor ahora controla la temperatura de punto de rocío de hidrocarburos a un valor de 45°F, es necesario contar con calentadores para asegurar una temperatura por encima de este valor para que el sistema opere seguro y no comprometa la integridad de las estaciones y de las redes de los remitentes y/o usuarios finales del gas.

Los proyectos antes mencionados corresponden a inversiones que propenden por una operación confiable, segura y eficiente de la red de transporte de TGI. Por tratarse de aspectos asociados a la transferencia de custodia y a la calidad del gas, el cual es un tema sensible a los usuarios de la red y que impacta directamente las cuentas de balance y la seguridad del servicio, se considera que deben ser reconocidas pues se proponen inversiones eficientes que representan beneficios directos para los Clientes (seguridad, medición de volúmenes con mayor exactitud en la transferencia de custodia, determinación más exacta de poderes caloríficos, control de las especificaciones de gas, etc.).

A continuación se relacionan los city gates en donde se realizará la actualización tecnológica a los sistemas de medición ó se instalará un equipo nuevo de medición, los cuales se encuentran incluidos en la base de activos de TGI S.A. ESP por haber sido construidos antes de enero del año 2000, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 001 de 2000:

(…)”.

Lo anotado por la recurrente aclara que los proyectos sobre 'Actualización tecnológica en sistemas de medición' y 'Compra de equipos nuevos de medición' se realizan en estaciones de regulación de puerta de ciudad que están incluidas en los cargos de transporte vigentes.

De acuerdo con lo establecido en el segundo párrafo del artículo 34 de la metodología, las ampliaciones o actualizaciones de estaciones de regulación que a la fecha de entrada en vigencia de la metodología se encuentren incluidas en los cargos de transporte podrán incluirse en la base de activos a reconocer en el tramo o grupo de gasoductos del transportador correspondiente.

Se considera que los proyectos denominados 'Actualización tecnológica en sistemas de medición' y 'Compra de equipos nuevos de medición', excepto el proyecto sobre el remplazo del analizador de humedad en Ballena, hacen parte de las ampliaciones y actualizaciones de que trata el segundo párrafo del artículo 34 de la metodología. En tal sentido, es pertinente incluir en la base de activos los valores correspondientes a estos proyectos.

El proyecto sobre el remplazo del analizador de humedad en Ballena, como lo indica la recurrente, está relacionado con la planta deshidratadora. Como se indica en la página 188 del documento CREG 085 de 2011, la actividad de deshidratación es responsabilidad del productor de gas y por tanto el valor de los activos asociados a la deshidratación no debe incluirse en los cargos de transporte.

De lo anotado por la recurrente se entiende que el valor del remplazo del analizador de humedad en Ballena corresponde al valor del proyecto 'Compra de equipos nuevos para medición' reportado por TGI en su solicitud tarifaria para el tramo Ballena – Barrancabermeja. Este valor es de USD198.119 (cifras a diciembre de 2009).

En el recurso de reposición no se observa referencia alguna, por parte de la recurrente, sobre el proyecto 'Medidores de ácido sulfhídrico, H2S.

Del anterior análisis se tiene que hay lugar a ajustar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 con el fin de incluir los siguientes valores de inversión de PNI:

Proyecto	USD(cifras a dic. 31 de 2009)
- Cambio de equipos de medición que han entrado en obsolescencia	1.035.109
- Compra de nuevos equipos de medición por desarrollo de la red de transporte	953.904
Total	1.989.013

La asignación por tramo de gasoducto se hace de acuerdo con la distribución presentada por TGI en su solicitud tarifaria.

b) Mejora del centro operacional

Con relación al centro operacional en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011 se indicó que TGI no especificó en qué consistían las inversiones de PNIt por USD por USD1.570.907 (cifras a diciembre 31 de 2009) en este proyecto. Así mismo, en la página 214 del documento CREG 085 de 2011 se indica para el proyecto mejoras en el centro operacional de Barrancabermeja, correspondiente a IFPNIt-1, “no se identificó evidencia de que este proyecto, por USD3.233.599 (cifras a dic. de 2009), haya sido ejecutado y los respectivos activos estén disponibles para la operación”. Es decir, el valor total de USD4.804.506 (cifras a diciembre de 2009) reportado por TGI para este proyecto (i.e. IFPNIt-1 + PNIt) no se incluyó en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011.

La recurrente anota:

“La Comisión no reconoció, por falta de soportes, las inversiones realizadas en el centro operacional de Barrancabermeja (COGB) por valor USD 4.804.478.

Cabe destacar que el momento de la solicitud tarifaria este proyecto se encontraba en ejecución, por lo que un saldo importante de su costo fue reportado como PNIt. Una vez que la CREG determina acertadamente que el activo se encuentra en operación (con corte a junio de 2011) se genera para la CREG la necesidad de soporte, sin que se cursara a TGI la solicitud respectiva. (Anexo 5)”.

De acuerdo con los análisis realizados en la presente Resolución frente a la pregunta 3 de la recurrente, la inversión por valor de USD3.233.599 (cifras a diciembre de 2009) se incluye en la variable IFPNIt-1 para el gasoducto Barrancabermeja – Sebastopol.

Para la parte correspondiente al PNI la recurrente afirma que la CREG determinó que el activo se encontraba en operación a junio de 2011. Esta afirmación es equivocada pues fue TGI, mediante la comunicación CREG E-2011-006201 de junio 28 de 2011, quien informó a la CREG qué proyectos de IAC y PNI estaban en operación a junio de 2011. Adicionalmente, según la información reportada en ese momento por TGI se concluyó que todos los proyectos presentados como PNI continuaban en ejecución a junio de 2011. Esto se anota en la página 266 del documento CREG 085 de 2011 en los siguientes términos:   

“Documentos relacionados con proyectos reportados por TG dentro del PNI. De esta documentación se entiende que a la fecha de reporte (i.e. junio de 2011) la ejecución de los respectivos proyectos es parcial. En tal sentido, para efectos tarifarios estos proyectos siguen siendo parte del PNI”.

Por lo anterior la parte de PNI del proyecto 'Mejora del centro operacional' se avaluó como PNI en el anexo 29 del documento CREG 085 de 2011. De acuerdo con la metodología, para esta evaluación no se requerían los soportes exigidos para las inversiones de PNIt-1 e IFPNIt-1.

En el anexo 5 del recurso TGI presenta información detallada sobre este proyecto. Se considera pertinente incluir el valor de USD1.570.907 (cifras a diciembre 31 de 2009) como inversión de PNI del proyecto 'Mejora del centro operacional' para el Año 1 del período tarifario como lo presentó TGI en su solicitud tarifaria. Este valor complementa el valor de IFPNIt-1 reconocido para el mismo proyecto.

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011 con el fin de incluir el valor de USD1.570.907 (cifras a diciembre 31 de 2009) como inversión de PNI del proyecto 'Mejora del centro operacional' para el Año 1 del período tarifario.

c) Reforestación

En el recurso de reposición no se observa referencia alguna, por parte de la recurrente, sobre el proyecto 'Reforestación'.

5. Frente a la petición de que se aclare que la planta de deshidratación no está incluida en la inversión base para el cálculo de los cargos por transporte de TGI y que, consecuentemente, no se descuente monto alguno por este concepto de la inversión existente

TGI anota:

“La inversión correspondiente a la planta de deshidratación de la Guajira hace parte del 30% del acotamiento de la inversión del BOMT Ballena-Barranca que insiste en aplicar la CREG. Por lo tanto, no debe descontarse de la base de activos de TGI, a menos que la CREG aplique las directrices de política a que se ha aludido.

En el Anexo 2 se presenta un concepto de la CREG en el cual se indica que dicha inversión no está incluida en los cargos por transporte de la Resolución 125/03. Dicho concepto es acertado, ya que de lo contrario, los productores que comercializan el gas de la Guajira a precio máximo regulado estarían obteniendo un ingreso por un servicio que no prestan”.

El anexo 2 que menciona la recurrente contiene copia del concepto MMECREG-2603 del 25 de octubre de 2000. Mediante este concepto la CREG respondió inquietudes de un agente con respecto a los costos de deshidratación asociados al gas de los campos de la Guajira. En particular la CREG manifestó lo siguiente:

“Con relación a la inclusión de los costos de deshidratación en el Sistema de Transporte de ECOGAS, desconocemos las razones en las que Usted apoya la afirmación de que dichos costos se encuentran incluidos en los cargos de transporte vigentes para esa empresa”.

Se entiende que con base en el anterior concepto, y bajo el supuesto de que el valor de la planta de deshidratación hace parte “del 30% del acotamiento de la inversión del BOMT Ballena-Barranca”, la recurrente deduce que los costos de deshidratación del gas de la Guajira, en particular los costos de la planta de deshidratación, no están incluidos en la inversión reconocida mediante las resoluciones CREG 013 y 125 de 2003.

Al respecto se debe señalar que la deducción de la recurrente es equivocada. Esta afirmación se soporta en los siguientes puntos:  

i) Como se indicó en el anexo 17 del documento CREG 085 de 2011, y en algunos apartes de la presente Resolución, el valor reconocido por la CREG para el gasoducto Ballena – Barrancabermeja está ajustado a los criterios de eficiencia de que trata la Ley 142 de 1994. En tal sentido es desacertado indicar que regulatoriamente se ha acotado inversión para el gasoducto Ballena – Barrancabermeja.

ii) En el literal A, sub literal c), del numeral 3.1.1.1 del documento CREG 085 de 2011 se indica que los costos de la planta de deshidratación están incluidos en la inversión del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, reconocida en los cargos regulados adoptados mediante las resoluciones CREG 013 y 125 de 2003. Esta afirmación se basa en la aclaración realizada por la CREG mediante el concepto S-2008-002306. También se indica que los costos de la actividad de deshidratación es responsabilidad del productor de gas, y por tanto, para efectos tarifarios, es pertinente excluir del valor de la inversión existente del gasoducto Ballena – Barrancabermeja el valor de la planta de deshidratación.

Adicionalmente, se debe precisar que la petición de la recurrente, en el sentido de no descontar monto alguno por deshidratación de la inversión existente, es contraria a lo presentado en su solicitud tarifaria. De hecho, en la solicitud tarifaria TGI consideró indispensable excluir el valor de la planta de deshidratación de la inversión existente, como se indica a continuación:

“…es del entendimiento de TGI S.A. ESP que el anterior hundimiento de activos incluye aquellos relacionados con actividades diferentes al transporte de gas natural, en este caso equipos de deshidratación (se anexa concepto de la CREG) y de odorización. Por lo tanto, se hace indispensable excluir dichos valores de la cifra a incorporar en la Inversión Existente. El valor de la planta deshidratadora ubicada en Ballena es de USD 3.230.798; y el valor de los odorizadores es de USD 1.843.951; para un descuento total de USD 5.074.749”.

Ahora, si bien el recurrente puede modificar esta petición, en aplicación del principio de congruencia a que hace referencia el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo, el cual se observa en este punto respecto de la concordancia que debe existir entre aquello que se resuelve y los pedimentos hechos por el recurrente^[128], se debe precisar que dado que para efectos regulatorios la actividad de deshidratación no hace parte de la actividad de transporte de gas, y con base en las cifras reportadas por TGI en su solicitud tarifaria, de la inversión existente para el gasoducto Ballena – Barrancabermeja, reconocida mediante las resoluciones CREG 013 y 125 de 2003, se excluyó el valor de USD 3.230.798 (cifras a diciembre de 2009). Es decir, el valor adoptado mediante la Resolución CREG 110 de 2011 no incluye el valor de la planta de deshidratación.

En conclusión se tiene que la petición de la recurrente es contraria a su solicitud tarifaria, y que en todo caso el valor de la planta de deshidratación es necesario retirarlo de la inversión existente pues regulatoriamente la deshidratación es una actividad asociada a la producción. Por tanto, la petición de la recurrente no puede prosperar.

6. Frente a la petición de que se incorporen en los cargos los gastos de operación y mantenimiento de compresión que fueron propuestos por TGI en su solicitud tarifaria

TGI anota:

“Analizados los gastos establecidos por la CREG para el mantenimiento de estaciones compresoras en especial sus mantenimientos mayores, se concluye que su reducción en aproximadamente 12 mil millones de pesos al año afectará significativamente la recuperación de los gastos eficientes en que incurre TGI, con el consecuente detrimento en el nivel de servicio.

En el Anexo 10 se soportan con datos históricos los costos de mantenimiento de las estaciones compresoras de TGI”.

De lo anterior se entiende que TGI alega que no se le reconocieron 12 mil millones de pesos al año por concepto de gastos de mantenimiento de estaciones compresoras, en especial los mantenimientos mayores.

En este punto conviene revisar las diferencias entre los valores por concepto de administración, operación y mantenimiento, AOM, presentados por TGI en la solicitud tarifaria y los reconocidos en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011. En los anexos 8 y 9 del documento CREG 085 de 2011 se muestran las cifras solicitadas por TGI para cada estación de compresión. En el anexo 41 del mismo documento se muestran las cifras reconocidas para cada estación de compresión en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011. En la Tabla 21 de la presente Resolución se muestran las diferencias entre lo solicitado y lo reconocido para los primeros cinco (5) años del horizonte de proyección.

Tabla 21. Valores de AOM para estaciones de compresión

En la sección 3.2.3.1 del documento CREG 085 de 2011 se indica que los gastos de AOM asociados a las estaciones de compresión se analizaron en tres rubros, a saber: i) gastos por concepto de combustible; ii) otros gastos; y iii) gastos por mantenimiento mayor (overhaul). En este mismo documento se explican en detalle las evaluaciones que realizó la CREG para llegar a los valores de AOM por compresión reconocidos mediante la Resolución CREG 110 de 2011.

En su solicitud tarifaria TGI presentó un valor global por cada estación de compresión sin desagregar los rubros señalados antes^[129]. Sin embargo, en su solicitud tarifaria presentó explicaciones de los gastos de compresión. En particular, TGI presentó la explicación de la estimación que realizó para establecer el precio del gas que consumirán las compresoras. Cabe anotar que de acuerdo con los análisis y cifras presentadas en el documento CREG 085 de 2011, el costo del combustible en las estaciones de compresión de TGI representa entre el 70% y el 80% del gasto total de AOM para un año sin gastos por overhaul.

Como se indica en el anexo 56 del documento CREG 085 de 2011, el precio estimado por TGI para el gas que consumirán las estaciones de compresión es superior a un precio histórico de mercado estimado y aprobado por la CREG^[130]. Este hecho explica en gran medida las diferencias entre los valores solicitados por TGI y los aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011, indicados en la Tabla 21.  

Cabe anotar que de acuerdo con los resultados de la comercialización de gas realizada en diciembre de 2011, los cuales son de conocimiento público, TGI adquirió gas para las estaciones de compresión a precios que no superan el valor reconocido por la CREG^[131].

De lo anterior no se observan razones para cambiar el precio histórico de mercado estimado y aprobado por la CREG para valorar el gas de compresión. Para efectos tarifarios este valor de mercado es la mejor aproximación de costos eficientes.

En el anexo 10 del documento del recurso de reposición la recurrente anota lo siguiente con respecto al rubro de otros gastos, reconocidos en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011:

“A continuación realizamos una comparación entre los costos por caballo hora durante los años 2007 a 2010 de las estaciones compresoras de TGI y el publicado en el documento de la CREG que sustenta los cargos regulados de TGI.

1. Teniendo los HP instalados por año, tenemos los siguientes datos reales de nuestra (sic) O&M:

- Tabla de valores HP/Mes (sic) sin gas combustible: 147,77 USD$ (teniendo en cuenta la O&M de Apiay)

2. Los anteriores valores son muy diferentes al valor identificado por la CREG, el cual es de 133 USD$/HP año (0,0152 US/Hp-hr). Las diferencias encontradas alcanzan el valor de 14,77 USD$/HP año–instalado, valor que multiplicado por los 149.239 HP instalados a hoy en las estaciones, nos da una diferencia de USD$ 2.204.127 al año.

3. Si no tenemos en cuenta el año 2007 que es atípico, ya que es el año donde se inició la recopilación fiable de información, el valor USD$ / año sube a 153 USD$/HP año, es decir, promediando los años 2008, 2009 y 2010…

4. La disponibilidad promedio, en el sector se toma mínimo del orden del 95% (ver archivo de BestPracticesMaintenanceBenchmarks, donde recomienda >97%), es decir, la tabla del anexo 39 del Documento CREG-085 de 2011 se debe ajustar en mínimo un 5%, con el fin de hacer comparables dichos costos.

(…)”.

La recurrente se basa en información histórica para establecer el valor unitario promedio de 147,77 USD/HP-año correspondiente a otros gastos en las estaciones de compresión. TGI anota que dicho valor es muy diferente al valor medio de 133 USD/HP-año reconocido en la Resolución CREG 110 de 2011. Cabe anotar que este último valor corresponde al promedio de las medianas actualizadas a dólares de diciembre de 2009 para una muestra de estaciones operadas en Estados Unidos de América (ver anexo 36 del documento CREG 0085 de 2011).  

Al analizar en detalle la información reportada por la recurrente se observa que el valor medio de 133 USD$/HP año, reconocido por la CREG, no es muy distinto a valores reales obtenidos por TGI. De hecho, las cifras reales reportadas por la recurrente para los años 2007 y 2010 son de 131,64 y 130,08 USD/HP-año respectivamente.

Ahora bien, TGI anota que el valor del año 2007 es atípico ya que es el año donde se inició la recopilación fiable de información. Aun así se observa que el valor real de 2010 es menor al valor reconocido por la CREG, y en todo caso sería poco sensato descartar las reducciones en gastos que se pueden presentar por la existencia de economías de escala, pues se pasó de 48.953 HP en 2009 a 148.708 en 2010.

La recurrente también anota que la disponibilidad promedio en el “sector se toma mínimo del orden del 95%”. De esto se entiende que se espera una disponibilidad promedio del 95% para las estaciones de compresión del sistema de TGI. En el anexo 36 del documento CREG 085 de 2011 se consideró una disponibilidad promedio del 90% de acuerdo con lo indicado en la referencia de Oil and Gas Pipeline Fundamentals de 1993^[132]. Se considera que el valor reportado por TGI incorpora los avances tecnológicos, operacionales, y de cualquier otra índole, que han mejorado la disponibilidad de los sistemas de compresión en los últimos años. En tal sentido es pertinente considerar la disponibilidad del 95% y por tanto realizar los ajustes a que haya lugar en el rubro de otros gastos.   

Por lo antier no se observan razones que justifiquen modificar el valor unitario de 133 USD$/HP año, reconocido por la CREG. Así mismo, se considera pertinente ajustar el rubro de otros gastos considerando una disponibilidad de 95% para las estaciones de compresión.

En el anexo 10 del documento del recurso de reposición la recurrente anota lo siguiente con respecto a los valores del rubro mantenimiento mayor (overhaul), reconocido en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011:

“(…)

5. En la mencionada tabla del anexo No. 39 no se tiene incluido la totalidad de los mantenimientos mayores, ya que según los resultados del modelo matemático aplicado, no se podría realizar la mayor parte de los mantenimientos mayores requeridos por las unidades y que son establecidos por recomendación del fabricante de los motores en relación con las horas acumuladas de operación (la cantidad de unidades varía en cada estación, así como también el porcentaje de utilización de cada una de las unidades). Para estos mantenimientos el fabricante establece componentes a intervenir y componentes que requieren cambio por condición, reparación y en algunos casos actualización (Primeras unidades instaladas) dependiendo de las horas acumuladas del motor. Este ítem de los mantenimientos mayores lo consideramos de gran importancia, ya que apunta directamente a la disponibilidad de los equipos y por ende afecta el transporte de gas a través de los gasoductos.

6. Según la tabla Anexo No. 40 Mantenimientos Mayores, se hace una distribución por bloques cada 4 ó 5 a años, pero la realidad es diferente y no se ajusta la cantidad de mantenimientos que se deben realizar por estación, ya que estos dependen de las horas de operación. Por ejemplo para los motores Caterpillar las rutinas de 25.000 horas (Costo de COP$ 1.000 millones), 50.000 horas (Costo de COP$ 1.200 millones) y 100.000 horas (Costo de COP$ 1.600 millones) cada uno tiene un alcance diferente y los costos cambian por cuanto se requiere una mayor cantidad de repuestos, mayor tiempo de ejecución, entre otros. También se dispone de motores Waukesha con diferentes horas para las rutinas de mantenimientos mayores, es decir, los costos de una estación varían según las horas de operación de las unidades y se podría realizar un mantenimiento por año o coincidir varios mantenimientos en un año o no realizarse ninguno, todas estas consideraciones se tuvieron en cuenta en el cálculo detallado realizado por TGI.

Por otra parte, en el anexo mencionado los costos asociados a mantenimientos mayores es bajo y en algunas estaciones está muy por debajo de su costo real ver caso de Hatonuevo, Casacará, Curumaní, San Alberto y Padua.

7. En el archivo Análisis de datos CREG se puede apreciar:

- Una vez sumado los valores de AOM, mantenimientos mayores de las tablas de los Anexo 39; Otros gastos en estaciones de compresión y Anexo 40. Mantenimiento mayor en estaciones de compresión para el periodo de 20 años; existe un menor valor reconocido por la CREG de COP$ 245.780 millones, con respecto a los valores proyectados por TGI a 20 años, esta reducción como lo mencionamos antes afecta de manera muy significativa y directa el transporte de gas por los diferentes gasoductos, ya que apunta directamente sobre la confiabilidad y disponibilidad de las unidades de compresión instaladas en las estaciones.

- Es importante conocer en el documento qué ítems son clasificados como otros gastos a fin de no caer en imprecisiones en las comparaciones.

Finalmente existieron consideraciones por parte de la CREG que son aplicadas en los Estados Unidos y que seguramente no son aplicables a nuestra infraestructura. Y como se menciona en el documento, los principales obstáculos para la utilización de estos modelos radican en el número limitado de empresas de transporte y en la asimetría de información entre el regulador y las empresas”.

Sobre el mantenimiento mayor u overhaul en estaciones de compresión cabe indicar que en la solicitud tarifaria TGI no presentó de manera desagregada el valor correspondiente a mantenimientos mayores. Sin embargo, la empresa aclaró que dentro del valor total de AOM para estaciones de compresión se incluía lo correspondiente al mantenimiento mayor. En tal sentido la CREG hizo una aproximación para desagregar dicho valor como se explica en el numeral 3.2.3.1 del documento CREG 085 de 2011.

En general, la aproximación realizada por la CREG para establecer el valor eficiente del overhaul consistió en:

i) determinar un valor de referencia para cada año del horizonte de proyección (i.e. 20 años) y para cada estación de compresión. Este valor de referencia incluye los gastos por combustible y otros gastos. Es decir, este valor de referencia no incluye gastos por overhaul.

ii) Al valor total reportado por TGI, el cual incluye gastos por combustible, otros gastos y gastos por overhaul, se le restó el valor de referencia estimado por la CREG.   

iii) En cada período tarifario se tomó como gastos eficientes por concepto de overhaul el mayor valor positivo de la anterior diferencia

El valor reconocido por mantenimientos mayores se indica en el anexo 40 del documento CREG 085 de 2011. Para efectos regulatorios no se pretende que a través del concepto de overhaul cada año se reconozca un valor de acuerdo con las necesidades anuales de la respectiva estación de compresión. Por este concepto se reconoce un valor para cada período tarifario, y tal valor corresponde al valor medio de lo que puede considerarse mantenimiento mayor en la estación de compresión durante cada período tarifario.

Adicionalmente la recurrente indica que para el período de 20 años, u horizonte de proyección de gastos de AOM, la CREG no reconoció Col. $ 245.780 millones del total de los valores de AOM para compresión proyectados por TGI para el mismo período. Ya se indicó que el gasto en combustible explica del 70% al 80% de los gastos totales de AOM. También se mostró que no hay razones para ajustar el valor reconocido por gastos en combustible. Tampoco se observan razones para modificar el valor reconocido en otros gastos y gastos por overhaul.  

Finalmente, la recurrente anota que la CREG hizo consideraciones que son aplicadas en los Estados Unidos y que no son aplicables a la infraestructura de TGI. La recurrente no indica por qué los gastos de las estaciones de TGI no son comparables con los de las estaciones consideradas en la muestra para evaluar el valor eficiente en otros gastos.

Por lo anterior no se observan razones que justifiquen modificar los valores reconocidos por la CREG por concepto de mantenimiento mayor u overhaul.

De otra parte, mediante la comunicación E-2012-002484 TGI aclaró que la capacidad instalada en la estación de compresión de Barrancabermeja es de 10.560 HP y no de 12.240 HP como se consideró en los análisis tarifarios descritos en el documento CREG 085 de 2011. TGI indica que en la solicitud tarifaria reportó, de manera errónea, la capacidad de ocho unidades de compresión por 12.240 HP cuando en realidad son siete unidades que totalizan 10.560 HP. A continuación se analizan las implicaciones que este cambio en la capacidad instalada puede tener en los gastos de AOM reconocidos.

Como se indicó anteriormente, en el documento CREG 085 de 2011 se analizaron separadamente los gastos por concepto de combustible, otros gastos y gastos por mantenimiento mayor (overhaul).

i) Gastos de combustible: el valor reconocido en cada estación se obtuvo como el producto entre el precio del combustible (dato confidencial) y la cantidad de combustible prevista para cada estación. La cantidad de combustible en cada estación fue debidamente auditada de acuerdo con la prueba establecida mediante auto del 27 de octubre de 2010^[133]. Para el caso de la estación de Barrancabermeja el auditor auditó el consumo de combustible previsto para las siete unidades que totalizan 10.560 HP, que corresponde a la capacidad que TGI precisa en la comunicación E-2012-002484. Por tanto, la precisión que hace TGI sobre la capacidad de la estación de Barrancabermeja no genera ajuste en los gastos por concepto de combustible.

ii) Otros gastos: el valor reconocido en la estación de Barrancabermeja por este concepto corresponde al producto entre un valor estándar, expresado en USD/HP-año, y la capacidad instalada afectada por un factor de disponibilidad (ver anexo 39 del documento CREG 085 de 2011). La capacidad de la estación de Barrancabermeja utilizada para este cálculo fue de 12.240 HP. Por tanto, es necesario ajustar estos gastos con base en la precisión que hace TGI sobre la capacidad instalada en dicha estación. Es decir, se debe recalcular el valor con base en la capacidad instalada de 10.560 HP.

iii) Gastos por mantenimiento mayor (overhaul): como se explica en el documento CREG 085 de 2011, el valor reconocido por concepto de overhaul es la mayor diferencia positiva en el primer período tarifario entre lo solicitado por TGI y un valor de referencia estimado por la CREG que depende de la capacidad total instalada en cada estación. Por tanto, es necesario ajustar estos gastos con base en la precisión que hace TGI sobre la capacidad instalada en dicha estación. Es decir, se debe recalcular el valor con base en la capacidad instalada de 10.560 HP.

Con base en lo analizado anteriormente se tiene que: i) no hay lugar a aceptar la petición de la recurrente en el sentido de reconocer todos los gastos de AOM para compresión presentados en la solicitud tarifaria; ii) es necesario ajustar los gastos de AOM en los rubros de otros gastos y gastos por mantenimiento mayor considerando una disponibilidad del 95% en las estaciones de compresión; y iii) es necesario ajustar los gastos de AOM en la estación de Barrancabermeja, en los rubros de otros gastos y gastos por mantenimiento mayor, con base en la precisión que hace TGI sobre la capacidad instalada en dicha estación (i.e. 10.560 HP).

7. Frente a la petición de que se descuente de la demanda lo correspondiente a los proyectos que se van a adelantar de acuerdo con lo establecido en el Artículo 25, parágrafo 2, de la Resolución CREG 126 de 2010

La recurrente anota lo siguiente:

“...es necesario tener en cuenta que se debe descontar de la demanda, lo correspondiente a los proyectos que se van a adelantar de acuerdo con lo establecido en el Artículo 25, parágrafo 2, de la Resolución CREG 126 de 2010. En este momento TGI está iniciando un proyecto de este tipo en el Gasoducto de la Sabana, cuya viabilidad requiere del descuento de la demanda del Gasoducto de La Sabana, en cada año del horizonte de proyección, de una demanda de capacidad de 3.800 kpcd y una demanda de volumen de 1.333.000 kpc. De no darse esta reducción en las demandas de capacidad y volumen no será posible acometer el proyecto en mención limitando la oferta de gas natural, sin mayores tarifas, a un importante segmento industrial aledaño a Bogotá”.

De acuerdo con lo manifestado por la recurrente se entiende que en la solicitud tarifaria TGI incluyó demandas previstas para proyectos de red tipo II de transporte que se derivan del gasoducto de La Sabana, los cuales prevé ejecutar bajo la figura establecida en el parágrafo 2 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010. Cabe anotar que en su solicitud tarifaria TGI no manifestó que en la demanda del gasoducto de La Sabana había incluido demanda asociada a proyectos de red tipo II de transporte previstos para ejecutarlos con base en lo establecido en el parágrafo 2 del artículo 25 de la metodología.

Lo manifestado por la recurrente se considera una aclaración sobre la información que reportó en su solicitud tarifaria. Esta aclaración se relaciona con aspectos metodológicos establecidos en el parágrafo 2 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010. Así mismo, la aclaración de información afecta la demanda que se evaluó para adoptar los cargos regulados establecidos en la Resolución CREG 110 de 2011 para el gasoducto de La Sabana.

Para analizar la petición de TGI conviene indicar que en el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010 se establecen los procedimientos a seguir para realizar extensiones de redes tipo II de transporte. En particular, en el parágrafo 2 de este artículo se establece:

“Parágrafo 2. Los transportadores y los distribuidores de gas natural podrán ejecutar extensiones de la red tipo II de transporte sin seguir los procedimientos establecidos en el presente artículo, si aplican, durante el Período Tarifario t y los siguientes durante la Vida Útil Normativa, los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos de la red tipo I o tipo II de transporte del cual se deriva la nueva inversión”.

Esta disposición establece, entre otros aspectos, que los transportadores podrán ejecutar extensiones de la red tipo II, si aplican, durante el período tarifario t y los siguientes durante la vida útil normativa, los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos de la red tipo I o tipo II del cual se derive la nueva inversión.

Lo anterior quiere decir que si el agente elige la opción establecida en el parágrafo 2 del artículo 25 deberá aplicar los cargos regulados del tramo o grupo de gasoductos del cual se derive la extensión de red tipo II de transporte. Es decir, los cargos para esa extensión de la red tipo II de transporte serán los vigentes para el tramo o grupo de gasoductos del cual se derive sin considerar la inversión, los gastos y la demanda asociada a dicha extensión de tipo II.

Cuando el transportador, o un distribuidor, elige la opción establecida en el parágrafo 2 del artículo 25 de la metodología se entiende que, en términos técnicos, el costo marginal de esa inversión en red tipo II es menor o igual al costo medio del tramo o grupo de gasoductos del cual se deriva. Es decir, para efectos de evaluar la viabilidad del proyecto el agente realiza los cálculos tarifarios para el grupo de gasoductos del cual se desprende la nueva extensión, incluyendo la inversión, los gastos y la demanda de la extensión en red tipo II. El proyecto sería viable, desde el punto de vista económico, si de este cálculo se obtienen cargos con valores menores o iguales a los cargos vigentes aprobados por la CREG para el gasoducto o grupo de gasoductos del cual se derive la extensión en red tipo II^[134]. Si el nuevo cargo es mayor al vigente se entiende que el agente no tendría incentivo para ejecutar el proyecto con el cargo vigente, en cuyo caso podría acudir a la figura prevista en el parágrafo 4 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Mediante la comunicación S-2010-003760 del 9 de septiembre de 2010 la Comisión conceptuó lo siguiente con relación a lo establecido en el parágrafo 2 del artículo 25 de la metodología:

“Las extensiones de la red tipo II que se desarrollen en el marco de lo dispuesto en el parágrafo citado no se someten al procedimiento de aprobación de cargos.

En este sentido, para la definición de los cargos regulados de transporte no se deben considerar las inversiones, los gastos de AOM ni las demandas asociadas a las extensiones de la red tipo II de transporte que se desarrollen de conformidad con lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010”.

En conclusión, la inversión, los gastos y la demanda asociada a los proyectos de redes de tipo II de transporte, que se ejecuten bajo la figura prevista en el parágrafo 2 del artículo 25 de la metodología, no se incluyen en los cargos regulados del tramo o grupo de gasoductos del cual se deriven. En tal sentido, la petición de TGI es acertada en el sentido de que es necesario excluir de la demanda del gasoducto de La Sabana aquella demanda asociada a gasoductos previstos para ejecutar bajo la figura establecida en el parágrafo 2 del artículo 25 de la metodología.

Mediante la comunicación E-2012-003319 TGI precisó que este proyecto de red tipo II de transporte se denomina “Proyecto Calle 80”. También precisó los siguientes aspectos sobre este proyecto:

i) Mercado a atender: zona industrial del occidente de Bogotá D.C., en el municipio de Cota.

ii) Fecha prevista para la entrada en operación del proyecto: finales de 2013.

iii) Gasoducto del cual se deriva la red tipo II: Gasoducto de La Sabana.

iv) Demanda de capacidad y volumen: como se indica en la Tabla 22.

Tabla 22. Demanda de capacidad y volumen para el Proyecto Calle 80

Con base en lo anterior se acepta la petición de TGI y por tanto hay lugar a ajustar la demanda del gasoducto de La Sabana considerada en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011. El ajuste consiste en sustraer las demandas indicadas en la Tabla 22 de aquellas consideradas en los cargos de la Resolución CREG 110 de 2011.

TGI anota que:

“La proyección de demanda de capacidad presentada por TGI corresponde a una proyección anual que tiene como fecha de inicio la solicitud de aprobación de cargos, esto en concordancia con el concepto emitido por la CREG el día 15 de septiembre de 2010 a la Empresa de Energía de Bogotá. Por lo anterior, el cálculo de la proyección de capacidad se establece a través de una combinación lineal, que en el caso del año 1 corresponde a tres meses del promedio de capacidad contratada en el año 2010 y nueve meses del promedio de capacidad contratada en el año 2011, para los demás años se procedió de igual manera.

TGI reportó adicionalmente la capacidad contratada en firme (teniendo en cuenta la capacidad contratada en contraflujo) a junio de 2011 para el periodo 2011 a 2030. Dicha información se reportó promediando cada año desde enero hasta diciembre, según lo solicitado por la CREG.

La CREG considera que la demanda esperada de capacidad debe ser por lo menos igual a la capacidad contratada en firme y por lo tanto, realizó la revisión con la información que TGI suministró, sin tener en cuenta que la demanda esperada de capacidad de cada año era una combinación lineal que corresponde a tres meses del promedio de capacidad contratada en un año X y nueve meses del promedio de capacidad contratada en el año siguiente, mientras que la capacidad contratada en firme estaba reportada por año completo (de enero a diciembre).

Sobre el particular se anota que dentro del recurso de reposición presentado por TGI no se encuentra petición alguna relacionada con las anteriores afirmaciones. Es decir, en las diez (10) peticiones presentadas por la recurrente no se identifica alguna que se relacione con las anteriores afirmaciones. Ante el desconocimiento de cuál es la petición o el juicio de reproche por parte de la recurrente la administración no se puede pronunciar en concreto.

TGI anota que:

“… en el reporte de capacidad contratada en firme a junio de 2011 para el periodo 2011 a 2030, en el tramo Sebastopol – Vasconia por error de TGI para el año 2018, se incluyó la capacidad en contraflujo igual a la capacidad en el sentido del flujo físico, lo que ocasionó un dato errado de 219,353 kpcd, siendo el valor real de 142,582 kpcd. Por lo tanto se solicita corregir dicha información según lo indicado en el Anexo 11”.

En el anexo 11 del recurso se presentan las siguientes cifras:

Las anteriores cifras coinciden con las consideras en la Resolución CREG 110 de 2011, excepto el dato para 2018. Según lo reportado por TGI en la solicitud tarifaria, en la Resolución CREG 110 de 2011 se consideró una capacidad contratada total de 219.353 kpcd para 2018. Según la información reportada por TGI en el recurso este dato debe ser 149.508 kpcd.

De lo anterior se tiene que el dato considerado en la Resolución CREG 110 de 2011 es atípico, lo que en efecto TGI justifica como “un dato errado”. En tal sentido se considera adecuado realizar el ajuste solicitado por TGI.

En este mismo sentido hay lugar a ajustar la demanda esperada de capacidad del gasoducto de Sebastopol – Vasconia considerada en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011. El ajuste consiste en considerar una capacidad contratada de 149.508 kpcd para 2018 en el tramo Sebastopol – Vasconia^[135].

8. Frente a la petición de que se acepten las correcciones a los errores de suministro de información por parte de TGI en el proceso de solicitud tarifaria

Se entiende que esta petición se refiere a: i) la corrección de información sobre los perfiles topográficos de los loops Samacá – Santa Sofía y Vasconia – El Camilo; ii) corrección del diámetro de la variante Checua; y iii) la corrección de la capacidad contratada del gasoducto Sebastopol – Vasconia para 2018. Sobre el particular se indica que la información debidamente corregida, para el caso de los gasoductos, se incluyó en los análisis de valoración indicados en el Anexo 7 de la presente Resolución. Para el caso de la capacidad contratada del gasoducto Sebastopol – Vasconia se indicó que hay lugar a realizar el respectivo ajuste.

9. Frente a la petición de que se corrijan las diferencias en los cargos presentadas en el Anexo 12

La recurrente anota:

“Al reproducir el cálculo de los cargos, según la información consignada en la Resolución CREG 110/11 se encuentran las diferencias que se presentan en el Anexo 12”.

En el anexo 12 del recurso TGI presenta las siguientes cifras:

“

”.

Con las anteriores cifras la recurrente indica que hay diferencias entre los cargos aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011 y los cargos reproducidos por TGI (i.e. 'Modelo TGI S.A. E.S.P.'), para los siguientes tramos o grupos de gasoductos: i) Cusiana – Apiay; ii) ramales Boyacá – Santander; iii) cargos estampilla ramales; y iv) Apiay – Villavicencio – Ocoa. A continuación se analiza cada caso.

i) Cusiana – Apiay

Las cifras que muestra la recurrente indican que los cargos variables aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011, para el gasoducto Cusiana – Apiay, son menores a los cargos reproducidos por TGI con base en el 'Modelo TGI S.A. E.S.P'.

Las parejas de cargos aprobados por la CREG se encuentran en la tabla del artículo 9 de la Resolución CRG 110 de 2011. Al observar los valores de las parejas de cargos aprobados para el tramo Cusiana – Apiay se encuentra que éstos son iguales a los valores reproducidos por TGI según el 'Modelo TGI S.A. E.S.P'. Esto quiere decir que el valor mostrado por la recurrente como aprobado mediante la Resolución CREG 110 de 2011 es equivocado.

Con base en lo anterior la pretensión de la recurrente, en el sentido de corregir las diferencias en los cargos presentados en el anexo 12 del recurso para el tramo de gasoducto Cusiana – Apiay, no puede prosperar.

ii) Ramales Boyacá – Santander

Las cifras que muestra la recurrente indican que los cargos variables aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011, para el grupo de gasoductos Ramales Boyacá – Santander, son menores a los cargos reproducidos por TGI con base en el 'Modelo TGI S.A. E.S.P'.

Se entiende que los cargos reproducidos por TGI consideran las demandas de volumen presentadas en el anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 de 2011.  

Sobre el particular se aclara que las demandas esperadas de volumen para el grupo de gasoductos Ramales Boyacá – Santander, indicadas en el anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 de 2011, no se utilizaron en el cálculo tarifario. En el cálculo tarifario se utilizaron las demandas esperadas de volumen indicadas en el anexo 54 del documento CREG 085 de 2011, las cuales incluyen el ajuste por factor de utilización indicado en la página 289 del mismo documento. Las demandas que se muestran en el anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 de 2011 no incluyen el ajuste por factor de utilización, excepto para el primer año del horizonte de proyección.

De acuerdo con la metodología las demandas eficientes que se utilizan en el cálculo tarifario deben incluir el ajuste por factor de utilización, si es del caso. Como se indicó antes, y a pesar de que por error involuntario en el anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 de 2011 se indican las demandas sin corrección por factor de utilización, en el cálculo tarifario se utilizaron las demandas corregidas por factor de utilización. Por tanto, los cargos regulados adoptados para el grupo de gasoductos Ramales Boyacá – Santander están ajustados a la metodología.

De acuerdo con lo anterior el cálculo realizado por TGI para el grupo de gasoductos Ramales Boyacá – Santander es impreciso, y en consecuencia no hay lugar a aceptar la pretensión de la recurrente en el sentido de corregir las diferencias en los cargos presentados en el anexo 12 del recurso para el grupo de gasoductos Ramales Boyacá – Santander. No obstante, es pertinente corregir las demandas de volumen indicadas en el anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 para el grupo de gasoductos Ramales Boyacá – Santander. Las demandas a incluir en este anexo son las indicadas en el anexo 54 del documento CREG 085 de 2011, y esta corrección no genera modificación en los cargos aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011.     

iii) Cargos Estampilla Ramales  

Las cifras que muestra la recurrente indican que los cargos fijos aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011, para el grupo de gasoductos Estampilla Ramales, son menores a los cargos reproducidos por TGI con base en el 'Modelo TGI S.A. E.S.P'. Como se explica a continuación, la demanda que utilizó TGI es ligeramente inferior a la demanda utilizada en los cargos aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011, de tal forma que tanto los cargos fijos como los cargos variables calculados por TGI deben ser ligeramente superiores a los de la Resolución CREG 110^[136].

Se entiende que los cargos reproducidos por TGI consideran las demandas presentadas en los anexos 8.1 y 8.2 de la Resolución CREG 110 de 2011.

Se aclara que parte de los gasoductos considerados en el grupo Estampilla Ramales corresponde a los llamados gasoductos BOMT^[137]. En concordancia con lo establecido en el artículo 2 de la metodología, en el documento CREG 085 de 2011 se anota lo siguiente sobre los gasoductos BOMT:

“Se debe notar que el cargo asociado a los tramos de gasoductos construidos bajo la figura de BOMT tiene dos componentes: i) la primera es un cargo calculado con las variables del gasoducto BOMT, lo cual incluye una vida útil normativa de 30 años; y ii) la segunda es un cargo asociado al valor de las inversiones, y sus respectivos gastos de AOM eficientes, que no han sido construidas bajo la figura de BOMT tales como estaciones de compresión. El cargo total de cada tramo es la suma de estas dos componentes”.

De acuerdo con lo anterior los cargos para el grupo de gasoductos Estampilla Ramales tienen dos componentes, a saber: i) cargos asociados a la parte de BOMT, lo cual considera una vida útil normativa de 30 años; y ii) cargos asociados a la parte que no tiene BOMT, lo cual considera una vida útil normativa de 20 años. Así, la parte de BOMT considera proyecciones de demanda a 30 años, y la parte que no tiene BOMT considera proyecciones a 20 años.   

Las demandas indicadas en el anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 de 2011, y en los anexos 53 y 54 del documento CREG 085 de 2011, muestran las proyecciones de demanda hasta el año 20 del horizonte de proyección. Sin embargo, en el cálculo tarifario para la parte de BOMT se consideró la proyección de demanda de capacidad y volumen para todo el horizonte de proyección de 30 años^[138].

Consecuentemente, la inversión de la parte BOMT se consideró separada de la parte que no tiene BOMT. Esta separación no está explícita en la Resolución CREG 110. Para mayor claridad en la Tabla 23 se muestran los valores de inversión utilizadas en el cálculo de los cargos Estampilla Ramales.  

Tabla 23. Valores de inversión para Estampilla Ramales, incluidos en la Resolución CREG 110 de 2011

Al tener en cuenta que TGI consideró las demandas del anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 de 2011, se concluye que los cargos que reprodujo la recurrente son mayores a los aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011, pero no se ajustan a la metodología. Así, la pretensión de la recurrente, en el sentido de corregir las diferencias en los cargos presentados en el anexo 12 del recurso para el grupo de gasoductos Estampilla Ramales, no puede prosperar.

Se considera pertinente corregir las demandas indicadas en el anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 para el grupo de gasoductos Estampilla Ramales, de tal forma que se indiquen de manera separada las demandas asociadas a BOMT y las no asociadas a BOMT. Esta corrección no genera modificación en los cargos aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011 para el grupo de gasoductos Estampilla Ramales.

iv) Apiay – Villavicencio – Ocoa  

Las cifras que muestra la recurrente indican que el cargo fijo que remunera los gastos de AOM aprobados en la Resolución CREG 110 de 2011, para el gasoducto Apiay – Villavicencio – Ocoa, es menor al cargo reproducido por TGI con base en el 'Modelo TGI S.A. E.S.P'.

Al revisar el cálculo del cargo de AOM adoptado en la Resolución CREG 110 de 2011 para el gasoducto Apiay – Villavicencio – Ocoa se encuentra que por error involuntario en el cálculo del cargo que remunera AOM se consideró la demanda esperada de volumen en lugar de la demanda esperada de capacidad.

Con base en lo anterior hay lugar a aceptar la pretensión de la recurrente en el sentido de corregir el cargo de AOM para el gasoducto Apiay – Villavicencio – Ocoa.

10. Frente a la petición de que se acepten las anteriores peticiones así como las que no hayan sido incluidas en el presente escrito pero que reposan en el expediente respectivo

De la anterior petición se entiende que la recurrente pretende que la CREG revise puntos de la solicitud tarifaria que ya fueron evaluados, de cuya evaluación se adoptó la Resolución CREG 110 de 2011, y sobre los cuales la recurrente no manifestó inconformidad alguna en el recurso de reposición.  

Sobre el particular se aclara que el recurso de reposición es el mecanismo establecido legalmente para que, dentro de los términos fijados por la ley, los administrados presenten a la administración sus peticiones de modificación o aclaración debidamente soportadas, de puntos específicos de un acto administrativo. En tan sentido, no compete a la administración revisar puntos de la solicitud tarifaria que ya fueron evaluados y sobre los cuales el administrado no manifestó inconformidad alguna en el respectivo recurso de reposición.

Esto en aplicación del principio de congruencia como limitante para proferir una decisión en la cual se han de revisar únicamente aquellos aspectos cuestionados dentro del recurso, en la medida en que como lo sostiene la jurisprudencia“las pretensiones del recurrente y su voluntad de interponer el recurso, condicionan la competencia del juez que conoce del mismo. Lo que el procesado estime lesivo de sus derechos, constituye el ámbito exclusivo sobre el cual debe resolver el ad quem: 'tantum devolutum quantum appellatum”^[139]. En relación con estas consideraciones el Honorable Consejo de Estado ha dispuesto lo siguiente:  

“De conformidad con el principio de congruencia, al superior, cuando resuelve el recurso de apelación, sólo le es permitido emitir un pronunciamiento en relación con los aspectos recurridos de la providencia del inferior, razón por la cual la potestad del juez en este caso se encuentra limitada a confrontar lo decidido con lo impugnado en el respectivo recurso y en el evento en que exceda las facultades que posee en virtud del mismo, se configurará la causal de nulidad prevista en el numeral 2 del artículo 140 del Código de Procedimiento Civil, relativa a la falta de competencia funcional”^[140].

Finalmente, la recurrente plantea lo siguiente con respecto al cálculo del delta de cargos de que trata el anexo 6 de la metodología:

“En el cálculo de los delta cargos de los tramos Cusiana - El Porvenir, El Porvenir - La Belleza, La Belleza - Vasconia, Mariquita - Gualanday, la CREG no utilizó la información de demanda declarada por TGI. Tal como TGI le declaró a la CREG en el marco de la Solicitud Tarifaria la demanda asociada al proyecto de Expansión desde Cusiana (Loop Cusiana - El Porvenir, loops Santa Sofia – Puente Guillermo, Miraflores – Samaca, El Porvenir – Miraflores, loop La Belleza – El Camilo y la estación de Compresión Mariquita) está condicionada integralmente a la entrada en operación del proyecto completo, por lo que no son factibles desde el punto de vista contractual, incrementos parciales de demanda asociados a la entrada en operación de elementos específicos del proyecto (Loops y/o compresoras).

Al desconocer la información reportada por TGI sobre demanda para los proyectos de IACt la CREG está calculando unos Delta Cargos que no corresponden con la realidad contractual de TGI resultando en un deterioro de la correcta remuneración de los activos asociados a este proyecto de expansión.

Por lo tanto, solicitamos que la CREG establezca los Delta Cargos de acuerdo con la información de demanda reportada por TGI, es decir, que para fijar el Delta Cargo asociado al retraso de un loop en particular, se debe disminuir la demanda de los demás tramos asociados al proyecto”.

En el documento CREG 085 de 2011 se indicó que “En algunos casos no se observó proporcionalidad entre la demanda asociada al proyecto de IAC y el aumento en capacidad en el respectivo tramo. Así, al realizar los cálculos de los 'deltas' con la información aportada por TGI se obtuvo un valor negativo”. Dada esta situación se realizaron ajustes a las demandas para calculara los deltas de cargo como se explica en el documento CREG 085 de 2011.

La recurrente reitera que “no son factibles desde el punto de vista contractual, incrementos parciales de demanda asociados a la entrada en operación de elementos específicos del proyecto (Loops y/o compresoras)”. Se entiende que por esta razón las demandas reportadas por TGI para el cálculo del delta cargo no presentaban proporcionalidad frente al aumento de capacidad en el respectivo tramo.

Se aclara que para efectos tarifarios se requiere asignar una demanda por proyecto (loop o estación de compresión), lo cual no necesariamente debe coincidir con la situación contractual (capacidad contratada) del respectivo tramo o proyecto.

Por lo anterior esta petición de la recurrente no puede prosperar y en consecuencia no hay lugar a modificar las demandas consideradas en la Resolución CREG 110 de 2001 para el cálculo del delta cargo de proyectos de IACt.

Los ajustes al valor de inversiones, demandas y gastos de AOM originados en los anteriores análisis, dan lugar a ajustar los delta cargos adoptados mediante la Resolución CREG 110 de 2011.

De acuerdo con los análisis precedentes, en la sesión No. 539 del día 2 de noviembre de 2012, la Comisión aprobó modificar los cargos regulados pare el sistema de transporte de TGI, aprobados mediante la Resolución CREG 110 de 2011.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Confirmar el auto proferido el 7 de diciembre de 2011 de acuerdo con las consideraciones expuestas en la parte motiva de la presente resolución.

ARTÍCULO 2. Declarar infundada la objeción parcial por error grave alegada por TGI, así como las objeciones parciales, en contra del dictamen del perito Calvin Peter Oleksuk que contiene las respuestas a la pregunta 5 del artículo 1 de la Resolución CREG 010 de 2012 y a la pregunta 2 del artículo 1 de la Resolución CREG 036 de 2012, de acuerdo con las consideraciones expuestas en la parte motiva de la presente Resolución.

ARTÍCULO 3. Declarar infundada la objeción parcial por error grave alegada por TGI en contra del dictamen que contiene las respuestas dadas por el perito Frank Lamberson a las preguntas 2, 3 y 4 del artículo 1 de la Resolución CREG 010 de 2012, de acuerdo con las consideraciones expuestas en la parte motiva de la presente Resolución.

ARTÍCULO 4. Declarar infundada la objeción por error grave alegada por TGI en contra del dictamen que contiene la respuesta dada por el perito Frank Hopf a la pregunta 1 del artículo 1 de la Resolución CREG 010 de 2012, de acuerdo con las consideraciones expuestas en la parte motiva de la presente Resolución.

ARTÍCULO 5. <Ver modificaciones a estos artículos directamente en la Resolución 110 de 2011> Modificar los artículos 3, 4, 5, 7, 9, 10, 11 y 12 de la Resolución CREG 110 de 2011, los cuales quedarán así:

“Artículo 3. Inversión Existente. Como inversión existente, IE_t, se reconocen US$ 1.279.092.875 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos principales y US$ 81.546.574 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 4 de esta Resolución.

Artículo 4. Programa de Nuevas Inversiones. Para el programa de nuevas inversiones, PNI_t, se reconocen los siguientes valores, con la desagregación presentada en el Anexo 5 de esta Resolución.

Año 1		Año 2	Año 3	Año 4	Año 5
Sistema Principal	12.949.510	6.250.126	1.979.063	2.258.874	2.349.863

Nota: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009.

Artículo 5. Inversiones en Aumento de Capacidad. Como inversiones en aumento de capacidad, IAC_t, se reconocen los siguientes valores, con la desagregación presentada en el Anexo 6 de esta Resolución.

Año 1		Año 2	Año 3	Año 4	Año 5
Sistema Principal	163.832.572	62.995.991	11.142.937	0	0

Nota: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009.

Parágrafo. Si en la estación de Chía el transportador instala unidades de tecnología centrífuga, para el siguiente período tarifario, t+1, la Comisión ajustará el respectivo valor eficiente de inversión correspondiente a tecnología centrífuga, y por consiguiente los respectivos cargos regulados.

Artículo 7. Demandas Esperadas de Volumen y Capacidad. La demanda esperada de volumen, DEV_t, y la demanda esperada de capacidad, DEC_t, que sirvieron de base para el cálculo de los cargos que aquí se aprueban, de conformidad con los criterios generales establecidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, son las presentadas en los Anexos 8.1 y 8.2 de esta Resolución.

Artículo 9. Cargos Regulados de Referencia para la Remuneración de los Costos de Inversión. Para remunerar los costos de inversión para el sistema de transporte definido en el artículo 1 de esta Resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban las siguientes parejas de cargos regulados:

Parágrafo. Para establecer los cargos fijos y variables aplicables en un punto determinado, se suman los cargos fijos y variables por distancia de cada tramo con los cargos fijos y variables por estampilla establecidos para el grupo de gasoductos ramales. Para el gasoducto Morichal – Yopal no se suman los cargos fijos y variables por estampilla.

Artículo 10. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM. Por concepto de gastos de AOM para el sistema de transporte de TGI se reconocen los gastos presentados en el Anexo 9 de esta Resolución.

Parágrafo. Si la Comisión adopta nuevos cargos regulados para el sistema de transporte de TGI antes de que los cargos que se adoptan en esta Resolución hayan cumplido cinco (5) años de vigencia, los valores incluidos en la presente Resolución como gastos de AOM para remunerar en cinco (5) años, y que TGI reportó como parte del programa de nuevas inversiones, se incluirán en los nuevos cargos de tal forma que se complete su remuneración en los cinco (5) años previstos en la presente Resolución.   

Artículo 11. Cargos Regulados para Remunerar los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM. Para remunerar los gastos de AOM del sistema de transporte definido en el artículo 1 de esta Resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban los siguientes cargos regulados:

Artículo 12. Delta de Cargos. Para dar aplicación a lo establecido en el parágrafo 3 del artículo 15 de la Resolución CREG 126 de 2010, y de conformidad con las disposiciones del anexo 6 de la misma Resolución, se aprueban los siguientes delta de cargos:

”

”

ARTÍCULO 6. Para establecer el valor eficiente de la estación de Chía en tecnología centrífuga, en caso de requerirse, se utilizarán las cifras de referencia indicadas en la Tabla 45 del Anexo 8 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 7. Modificar los anexos 4, 5, 6, 8.1, 8.2 y 9 de la Resolución CREG 110 de 2011, los cuales quedarán como se establece en los anexos 1 al 6 de la presente Resolución, respectivamente.

ARTÍCULO 8. La presente Resolución deberá notificarse a las empresas Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P., Ecopetrol S.A., Alcanos de Colombia S.A. E.S.P, Gases de Occidente S.A. E.S.P., Efigas S.A. E.S.P., a la ciudadana Claudia Marcela López Tenorio, y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución no procede recurso alguno por la vía gubernativa.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., a los

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

ANEXO 1.

INVERSIÓN EXISTENTE.

El Anexo 4 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:

“Anexo 4

Inversión existente

Anexo 4

Inversión Existente (cont.)

”

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

ANEXO 2.

PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES.

El Anexo 5 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:

“Anexo 5

Programa de Nuevas Inversiones

”

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

ANEXO 3.

INVERSIONES EN AUMENTO DE CAPACIDAD.

El Anexo 6 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:

“Anexo 6

Inversiones en Aumento de Capacidad

”

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

ANEXO 4.

DEMANDA ESPERADA DE VOLUMEN.

El Anexo 8.1 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:

“Anexo 8.1

Demanda Esperada de Volumen (kpc-año)

Anexo 8.1

Demanda Esperada de Volumen (kpc-año) [cont.]

Anexo 8.1

Demanda Esperada de Volumen (kpc-año) [cont.]

Anexo 8.1

Demanda Esperada de Volumen (kpc-año) [cont.]

”

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

ANEXO 5.

DEMANDA ESPERADA DE CAPACIDAD.

El Anexo 8.2 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:

“Anexo 8.2

Demanda Esperada de Capacidad (kpcd)

Anexo 8.2

Demanda Esperada de Capacidad (kpcd) [cont.]

Anexo 8.2

Demanda Esperada de Capacidad (kpcd) [cont.]

Anexo 8.2

Demanda Esperada de Capacidad (kpcd) [cont.]

”

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

ANEXO 6.

GASTOS DE AOM.

El Anexo 9 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:

“Anexo 9

Gastos de AOM (Col. $ de diciembre 31 de 2009)

Anexo 9

Gastos de AOM (Col. $ de diciembre 31 de 2009) [cont.]

Anexo 9

Gastos de AOM (Col. $ de diciembre 31 de 2009) [cont.]

Anexo 9

Gastos de AOM (Col. $ de diciembre 31 de 2009) [cont.]

”

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

ANEXO 7.

VALORACIÓN DE INVERSIONES EN GASODUCTOS POR COMPARACIÓN.

En este anexo se presentan los análisis realizados por la Comisión para valorar inversiones en gasoductos por comparación, con fundamento en lo establecido en el Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. El resultado de estos análisis es un modelo de valoración que recoge las principales variables que determinan el costo de un gasoducto.

Aunque estos análisis, y el modelo de valoración resultante, surgieron por la necesidad de profundizar el mecanismo de valoración de gasoductos utilizado en los cargos adoptados mediante las resoluciones CREG 110, 115 y 117 de 2011, su aplicación es de carácter general para la valoración de gasoductos. Es decir, este modelo de valoración se puede aplicar a cualquier gasoducto para el que se conozcan los valores de las variables requeridas por el modelo.

A continuación se explican los detalles del análisis y el modelo resultante.

a. Selección de la muestra

Entre los criterios considerados para seleccionar el conjunto de ductos que serán utilizados para determinar la eficiencia de la inversión, a través de la comparación con otros ductos, se plantearon los siguientes:

i) Incluir ductos que hayan sido valorados bajo una metodología de remuneración en que se empleen criterios de eficiencia. En el futuro también se podrían incluir ductos valorados a través de los procesos de competencia a que hace referencia la Resolución CREG 126 de 2010.

ii) Incluir ductos construidos y en operación, cuya valoración se realizó durante el periodo tarifario regulado por la Resolución CREG 001 de 2000, o una fecha posterior. De esta manera se minimiza la posibilidad de incluir gasoductos construidos bajo tecnologías en desuso, que no sean comparables con las técnicas y costos recientes de construcción de gasoductos.

iii) Incluir ductos construidos en acero.

iv) Incluir ductos construidos con diámetros iguales o superiores a 3 pulgadas.

Para aplicar los anteriores criterios se identificaron los ductos valorados por la Comisión durante el periodo tarifario t-1. Al aplicar los anteriores criterios se seleccionaron los siguientes ductos:

Tabla 24. Muestra de ductos para valoración de inversiones por comparación

Tipo de ducto	Ducto	Resolución de Cargos	Valor aprobado (USD) [C]
Gasoducto	Chía – Cota	043 de 2002	$ 3.397.682
Gasoducto	Cota – Calle 80	043 de 2002	$ 3.931.136
Gasoducto	Calle 80 – La Ramada	043 de 2002	$ 3.634.901
Gasoducto	La Ramada – Funza – Mosquera	043 de 2002	$ 2.260.731
Gasoducto	Briceño – Ceramita – Sopó	043 de 2002	$ 1.140.601
Gasoducto	La Ramada – Río Bogotá	043 de 2002	$ 440.561
Gasoducto	Cota – Suba	043 de 2002	$ 443.705
Gasoducto	Mosquera – Madrid	043 de 2002	$ 1.473.286
Gasoducto	Madrid – Facatativá	043 de 2002	$ 3.408.051
Gasoducto	Mosquera – Soacha	043 de 2002	$ 4.895.127
Gasoducto	Leona – Tocancipá	043 de 2002	$ 357.396
Gasoducto	Tocancipá – Gachancipá	043 de 2002	$ 690.575
Gasoducto	Chía – Tabio	043 de 2002	$ 2.055.957
Gasoducto	Tabio – Tenjo	043 de 2002	$ 990.796
Gasoducto	Talanquera – Bojacá	043 de 2002	$ 668.787
Gasoducto	Bojacá – Zipacón	043 de 2002	$ 1.015.566
Gasoducto	Briceño - Leona	043 de 2002	$ 957.259
Gasoducto	Juan de Acosta - Santa Verónica [A]	070 de 2003	$ 2.046.248
Gasoducto	Bayunca - Pontezuela [B]	070 de 2003	$ 1.215.158
Gasoducto	San Pablo	070 de 2003	$ 822.433
Gasoducto	Ayapel	070 de 2003	$ 2.598.261
Gasoducto	Caucasia	070 de 2003	$ 2.132.014
Gasoducto	Variante Buenos Aires - Ibagué	113 de 2011	$ 50.978
Gasoducto	Coinogas	053 de 2006	$ 2.749.638
Propanoducto	Galán – Puerto Salgar	099 de 2010	$ 74.882.023
Propanoducto	Puerto Salgar – Mansilla	099 de 2010	$ 37.273.315
Poliducto	Galán – Bucaramanga	099 de 2010	$ 30.409.417
Poliducto	Salgar – Cartago	099 de 2010	$ 63.532.326
Poliducto	Cartago – Yumbo	099 de 2010	$ 46.107.313
Gasoducto	Guando – Fusagasugá	041 de 2006	$ 2.505.184
Gasoducto	Sardinata – Cúcuta	135 de 2009	$ 7.902.244
Gasoducto	Cali – Popayán	139 de 2008	$ 15.291.330
Gasoducto	Ariari	021 de 2006	$ 4.269.881
Gasoducto	Barrancabermeja – Payoa	016 de 2001	$ 11.171.644
Gasoducto	Gibraltar – Bucaramanga	142 de 2010	$ 151.405.890

[A] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Baranoa – Juan de Acosta

[B] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Bayunca.

[C] Dólares de la fecha base de la respectiva resolución.

Cabe anotar que dentro de los gasoductos identificados hay dos gasoductos que tienen un diámetro inferior a 3 pulgadas, y uno para el cual una porción está construida en polietileno. Según los criterios definidos estos gasoductos no se incluyen en la Tabla 24.

b. Criterios de comparación

A partir de lo establecido en el Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010, de análisis realizados en la valoración de los cargos adoptados mediante las resoluciones CREG 110, 115 y 117 de 2011, y de los dictámenes a cargo de los peritos Frank Gregory Lamberson y Frank Hopf, se definieron los siguientes criterios para incorporarlos dentro del método de comparación de los ductos seleccionados en la muestra.

1) Tipo de conexión

2) Clase de localidad

3) Cruces subfluviales

4) Cruces sísmicos

5) Terreno cultivado

6) Terreno extremo

7) Topografía

8) Tipo de suelo

9) Tipo de Vegetación

10) Técnicas de manejo del nivel freático

11) Uniones dobles

12) Economías de escala por diámetro

13) Economías de escala por longitud

Mediante las comunicaciones que se presentan en la Tabla 25 la Comisión solicitó información sobre los criterios de comparación, para cada uno de los gasoductos que conforman la muestra.

Tabla 25. Solicitudes de información de los criterios de comparación para los ductos de la muestra

Empresa	Radicado CREG solicitud información	Fecha solicitud
TGI S.A. E.S.P.	S-2011-005299 S-2011-005395 S-2011-005878 S-2012-000244 S-2012-000719 S-2012-002319 S-2012-002352 S-2012-002957 S-2012-002984 S-2012-003140	24/nov/2011 12/dic/2011 22/dic/2011 27/ene/2012 28/feb/2012 05/jun/2012 06/jun/2012 16/jul/2012 16/jul/2012 30/jul/2012
Promigas S.A. E.S.P.	S-2011-005298 S-2011-005396 S-2012-000149 S-2012-000667 S-2012-001209 S-2012-002331 S-2012-002989 S-2012-003193	24/nov/2011 20/dic/2011 20/ene/2012 27/feb/2012 14/mar/2012 07/jun/2012 16/jul/2012 02/ago/2012
Coinogas S.A. E.S.P.	S-2011-005289 S-2011-005394 S-2012-000150 S-2012-002354 S-2012-002985 S-2012-003139	25/nov/2011 13/dic/2011 20/ene/2012 06/jun/2012 16/jul/2012 30/jul/2012
Progasur S.A. E.S.P	S-2011-005830 S-2012-000239 S-2012-001162 S-2012-002332 S-2012-002988 S-2012-003194	22/dic/2011 30/ene/2012 09/mar/2012 07/jun/2012 16/jun/2012 02/ago/2012
Transoriente S.A. E.S.P.	S-2011-005877 S-2012-000238 S-2012-001157 S-2012-002320 S-2012-002956	22/dic/2011 30/ene/2012 13/mar/2012 05/jun/2012 16/jul/2012
Ecopetrol	S-2012-000260 S-2012-000651 S-2012-002355 S-2012-003973	30/ene/2012 27/feb/2012 06/jun/2012 04/sep/2012
Transgastol S.A. E.S.P	S-2012-000245 S-2012-002353 S-2012-002987	27/ene/2012 06/jun/2012 16/jul/2012

A continuación se explica en qué consiste cada uno de los criterios mencionados, los resultados de los dictámenes periciales en relación con los mismos y la forma en que deben aplicarse los resultados para cuantificar la diferencia en costos de construcción entre gasoductos con distintas características.

Tipo de conexión

Este criterio considera que existen diferentes tipos de conexión para los ductos, que se pueden diferenciar en costos de acuerdo con las características y componentes de la conexión. De acuerdo con el dictamen pericial realizado por Frank Hopf para identificar los factores que diferencian los distintos empalmes de infraestructura de transporte, y teniendo en cuenta los factores para cuantificar las diferencias en costos para cada tipo de empalme, cualquier conexión se puede dar como resultado de los siguientes elementos:

a) Corte en frío (cold cut)

b) Corte con tapping machine (hot tap)

c) Uso de tapón doble (double stopple)

d) Uso de tapón doble y by pass (double stopple and by pass)

Mediante el radicado CREG E-2012-007508 del día 8 de agosto de 2012 el perito Frank Hopf presentó los costos en dólares de diciembre de 2009 para cada uno de los elementos que constituyen la conexión de un ducto con diámetros entre 4,5 y 42 pulgadas.

Una vez se conoció el número de conexiones y los elementos que las constituían se procedió a valorarlas de acuerdo con las cifras aportadas en el dictamen pericial realizado por Frank Hopf. De esto se obtuvo por cada ducto un valor en dólares correspondiente al costo asociado a las conexiones.

Clase de localidad

A mayor densidad poblacional del área atravesada por un ducto se requieren mayores especificaciones técnicas en el diseño y construcción en pro de contar con mayor seguridad tanto en el suministro como para el entorno del derecho de vía del gasoducto. De acuerdo con el primer informe entregado por el perito Frank Gregory Lamberson en relación con este tema (Radicado CREG E-2012-003791 del día 3 de mayo de 2012), los futuros cambios de localidad por incremento de la densidad poblacional deben ser considerados en el diseño y los requerimientos de prueba de los ductos.

Este criterio se clasifica en cuatro tipos de localidad, así:

a) El área conocida como clase de localidad 1 corresponde al caso base, un área costa afuera, o cualquier área que tiene 10 o menos edificios destinados a ocupación humana, en un área terrestre conocida como Unidad de Clasificación de Localización, UCL, que corresponde a una extensión de área de 200 metros a cada lado de la línea central de cualquier longitud continua de 1,6 km de tubería.

b) Una clase de localidad tipo 2 corresponde a cualquier UCL que tiene más de 10 pero menos de 46 edificios destinados a ocupación humana.

c) La clase de localidad 3 corresponde a: i) cualquier UCL que tiene más de 46 edificios destinados a ocupación humana; o ii) un área donde la tubería se encuentre a 90 metros de cualquier edificio o zona exterior bien definida (tal como un parque infantil, área de recreación, teatro exterior o cualquier otro lugar de reunión pública) que esté ocupado por 20 o más personas por lo menos 5 días a la semana durante 10 semanas en cualquier período de 12 meses de duración (los días y semanas no han de ser necesariamente consecutivos).

d) La clase de localidad 4 corresponde a cualquier UCL en donde prevalecen los edificios con cuatro o más pisos sobre el suelo. Adicionalmente, el perito Frank Gregory Lamberson identificó, como parte del dictamen pericial en el que indica cuáles son las variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad (class location) que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte, que existen áreas congestionadas de ciudad, que requiere de un equipo independiente para realizar el trabajo.

El trabajo de las áreas congestionadas presenta consideraciones de seguridad que son mucho mas exigentes desde el punto de vista de los peatones y el tráfico, por lo tanto normalmente las excavaciones abiertas se cierran al final de cada día o son aseguradas con barricadas. Las instalaciones subterráneas se encuentran frecuentemente con tiempos lentos de instalación.

Mediante la comunicación E-2012-006598, el perito Lamberson aclaró que el multiplicador proporcionado para cuantificar las diferencias en costos de construcción en áreas congestionadas incluye los impactos de la clase de localidad 4. En otras palabras que los multiplicadores del área congestionada y de la clase de localidad 4 no deberían sumarse.

En los radicados CREG E-2012-003791 del día 3 de mayo de 2012, E-2012-006598 del día 16 de julio de 2012, y E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en relación con las diferencias en costos entre las distintas clases de localidad (class location) según las definiciones establecidas en normas técnicas aceptadas internacionalmente.

Las diferencias en costo respecto al caso base, que corresponde a la clase de localidad 1, se pueden expresar como un multiplicador mayor a 1 que se aumenta a medida que se incrementa la clase de localidad, lo que lleva a que refleje los mayores costos de construcción de un gasoducto. Estas diferencias en costo entre las distintas clases de localidad fueron presentadas para gasoductos con diámetros entre 4 y 36 pulgadas.

Una vez se conoció el número de kilómetros por clase de localidad para cada ducto de la muestra se procedió a normalizar^[141] el valor aprobado en dólares para cada uno de acuerdo con la proporción de los tipos de localidad 2, 3 y 4, las áreas congestionadas y los multiplicadores que reflejan la diferencia en costos entre diferentes tipos de localidad, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido 100% en un área con localidad tipo 1.

En la Tabla 26 se presentan los multiplicadores para los costos de construcción de las distintas clases de localidad, resultantes del dictamen pericial realizado por Frank Gregory Lamberson.

Tabla 26. Multiplicadores por clase de localidad

Diámetro	I	II	III	IV	Congestionada
4	1	1,027	1,027	1,627	2,75
6	1	1,022	1,200	1,231	2,75
8	1	1,035	1,190	1,221	2,75
10	1	1,026	1,193	1,255	2,75
12	1	1,061	1,186	1,335	2,75
16	1	1,086	1,287	1,396	2,75
18	1	1,094	1,294	1,414	2,75
20	1	1,099	1,338	1,496	2,75
24	1	1,097	1,377	1,598	2,75
30	1	1,140	1,386	1,647	2,75
36	1	1,214	1,532	1,792	2,75

Cruces subfluviales

En ocasiones, en el trazado de un ducto es necesario atravesar diversas fuentes de agua como ríos y quebradas, o tierras pantanosas, que implican la utilización de técnicas de construcción especiales para realizar cruces subfluviales, los cuales abarcan cruces húmedos con zanjas, perforaciones horizontales dirigidas y cruces aéreos.

Mediante los radicados CREG E-2012-003859 y E-2012-004032 del 4 y 9 de mayo de 2012, respectivamente, E-2012-006009 del 27 de junio de 2012, E–2012–006179, E-2012-006192 y E-2012-006598 del 4 y 16 de julio de 2012, y E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que se indica que los cruces subfluviales hacen parte de las variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte.

Las diferencias en los costos por la utilización de las mencionadas técnicas de construcción para realizar cruces subfluviales se pueden expresar como un multiplicador mayor a 1, dependiendo de la técnica utilizada, lo que lleva a que refleje los mayores costos de construcción de un gasoducto con estas características.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos en cada tipo de cruce subfluvial para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos con las técnicas de cruce subfluvial y los multiplicadores que reflejan los mayores costos de construcción de un gasoducto bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido sin utilizar técnicas de cruce subfluvial.

En la Tabla 27 se presentan los multiplicadores para las distintas técnicas de cruce subfluvial resultantes del dictamen pericial realizado por Frank Gregory Lamberson.

Tabla 27. Multiplicadores para cruces subfluviales

Húmedos con zanjas	Perforaciones horizontales dirigidas	Cruces aéreos
1,722	2,486	1,282

Cruces sísmicos

Algunos gasoductos cruzan zonas con fallas geológicas que requieren condiciones especiales de construcción, esto es mayores especificaciones que incrementan el costo de construcción de un gasoducto. Estas especificaciones se conocen como configuración de zanja trapezoidal y en soldadura para “X-70 pipe x.500" pipe”.

Mediante los radicados CREG E-2012-003859 y E-2012-004032 del 4 y 9 de mayo de 2012, E-2012-006009 del 27 de junio de 2012, E–2012–006179, E-2012-006192 y E-2012-006598 del 4 y 16 de julio de 2012, y E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que se indica que los cruces sísmicos hacen parte de las variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte.

Las diferencias en costos por la construcción de cruces sísmicos se pueden expresar, de acuerdo con el perito, como un multiplicador igual a 1,44 que significa que un gasoducto construido con estas especificaciones es 44% más costoso que uno construido sin cumplir con tales especificaciones.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos con especificaciones de cruce sísmico para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos con especificaciones de cruce sísmico y el multiplicador que refleja los mayores costos de construcción de un gasoducto bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido sin utilizar técnicas de cruce sísmico.

Terreno cultivado

Algunos gasoductos cruzan terrenos cultivados que impactan la construcción de tuberías ya que se requiere la utilización de equipos y técnicas especiales para el manejo del riego, por ejemplo la utilización de baldosas de drenaje.

Mediante los radicados CREG E–2012–006179 y E-2012-006598 de los días 4 y 16 de julio de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que indica que la construcción en terreno cultivado hace parte de las variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte.

Las diferencias en costos por la utilización de técnicas de construcción en terrenos cultivados se pueden expresar, de acuerdo con el perito, como un multiplicador igual a 1,1342 que significa que un gasoducto construido en terreno cultivado es 13,42% más costoso.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos en terreno cultivado para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos en terreno cultivado y el multiplicador que refleja los mayores costos de construcción de un gasoducto bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido sin utilizar técnicas para terreno cultivado.

Terreno extremo

Se refiere a un terreno con pendientes iguales o superiores a 30%, y donde el equipo tradicionalmente utilizado en la construcción no puede funcionar normalmente. Esto a menudo requiere el uso de técnicas de tuberías y equipos especiales; la utilización de cables/tornos de anclado; el uso de helicópteros para la entrega del personal, material y a menudo de equipo.

Mediante los radicados CREG E–2012–006179 y E-2012-006598 del 4 y 16 de julio de 2012 el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que indica que el terreno extremo hace parte de las variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte.

Las diferencias en costos por la utilización de técnicas de construcción en terreno extremo se pueden expresar, de acuerdo con el perito, como un multiplicador igual a 3,043 que significa que un gasoducto construido en terreno extremo es 204,3% más costoso.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos en terreno extremo para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos en terreno extremo y el multiplicador que refleja los mayores costos de construcción de un gasoducto bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido sin utilizar técnicas para terreno extremo.

Topografía

En el modelo utilizado para valorar gasoductos incluidos en las resoluciones CREG 110, 115 y 117 de 2011 se adoptó un ajuste lineal para representar la relación entre la inclinación promedio del trazado de un gasoducto y el costo indexado y expresado en dólares/m-pulgada.

Lo anterior llevó a dar gran representatividad a la inclinación como variable explicativa de los costos de construcción de un gasoducto. En contraste, la Comisión encontró los documentos relacionados en la Tabla 5, que corresponden a artículos de investigación o documentos de otras comisiones de regulación, en los cuales se establece el costo de construcción de gasoductos a partir de dos variables principales, a saber, el diámetro y la longitud del ducto:

Tabla 28. Modelos de estimación de costos de construcción de gasoductos

Titulo	Autor – Año	Modelos costos de construcción gasoductos
Using natural gas transmission pipeline costs to estimate hydrogen pipeline costs	Nathan Parker (2004)
Eficiencia económica para el servicio de transporte gas natural. Documento de consulta DC/01/DGT/2012 [A]	Comisión Reguladora de Energía (CRE). México. (2012)
Eficiencia económica para el servicio de transporte gas natural. Documento de consulta DC/01/DGT/2012 [B]	Comisión Reguladora de Energía (CRE). México. (2012)
Historical pipeline construction cost analysis.	Zhenhua Rui; Paul A. Metz; Doug B. Reynolds; Gang Chen; Xiyu Zhou. (2011)
A cost function for the natural gas transmission industry	Yepez (2003)

[A] Modelo construido con información de gasoductos mexicanos

[B] Modelo construido con información de Oil&Gas Journal para el periodo 1980-2006

La razón para que los anteriores modelos no incorporen la pendiente como una variable explicativa del costo puede estar dada por la falta de información sobre el perfil de los gasoductos y la pendiente por cada kilometro. Los documentos indicados no precisan este aspecto.

Si bien como resultado del dictamen pericial realizado por Frank Gregory Lamberson para indicar qué variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vía y clase de localidad (class location) son las que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte, no se mencionó la inclinación del terreno, es conveniente incorporar la topografía dentro del análisis dado que: i) los transportadores de gas natural han mencionado en diferentes escenarios que la pendiente incrementa los costos de construcción de un gasoducto solamente cuando ésta tiene una inclinación que supera a la de terrenos tipo A de acuerdo a la metodología; y ii) en el criterio de Terreno Extremo ya se está incorporando el efecto de la inclinación del terreno para pendientes superiores al 30%.

Por lo anterior se adoptó un multiplicador adicional al terreno extremo asociado a la topografía del trazado del gasoducto. Este multiplicador es una función lineal entre 1 y 3,043, para pendientes entre 5% y 30%. Para valores superiores a 30% se mantiene en 3,043, y para pendientes inferiores a 5% se mantiene en 1, de acuerdo con la siguiente expresión:

Ecuación 1

Se consideran únicamente perfiles con pendientes superiores al 5% en atención a lo establecido en el anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Este anexo establece que el terreno tipo A corresponde a aquel con pendientes inferiores al 5%. El hecho de que en este tipo de terreno se consideren las menores pendientes permite que pueda definirse como el tipo de terreno base en la construcción de ductos.

Una vez se estimó la pendiente kilómetro a kilómetro para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos en terreno con pendiente mayor al 5% y el multiplicador que refleja los mayores costos de construcción de un ducto bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido en un terreno tipo A.

Es conveniente indicar en relación con este criterio que los terrenos con inclinaciones mayores al 30% se consideraron cuando la proporción de los mismos era mayor a la reportada para el criterio de Terreno Extremo, tomando como proporción definitiva la diferencia entre las dos proporciones reportadas.

Tipo de suelo

De acuerdo con el informe del perito Frank Gregory Lamberson en el que cuantifica la incidencia promedio en el costo total de un ducto en función de cambios en el tipo de suelo, la construcción depende de las condiciones del terreno sobre el cual se va a construir. En este sentido es diferente construir un gasoducto en suelo arcilloso (caso base) que construirlo en suelo arenoso o rocoso. Estos últimos implican la utilización de técnicas especializadas de construcción que incrementa el costo de construcción del ducto.

Mediante los radicados CREG E–2012–004064 del 10 de mayo de 2012, E–2012-006009 del 27 de junio de 2012, E–2012–006179, E-2012-006192 y E-2012-006598 del 4 y 16 de julio de 2012, y E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que cuantificó la incidencia promedio en el costo total de un ducto en función de cambios en el tipo de suelo.

Las diferencias en costos por la construcción en suelos arenosos o rocosos se pueden expresar, de acuerdo con el perito Lamberson, como multiplicadores iguales a 1,3 y 1,71 respectivamente, que reflejan que construir ductos sobre estos tipos de suelos es 30% y 71% más costoso que si se realizara sobre suelo arcilloso.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos en cada tipo de suelo para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos en suelos arenoso y rocoso, y el multiplicador que refleja los mayores costos de construcción bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido en suelo arcilloso.

Tipo de vegetación

De manera similar al tipo de suelo, el tipo de vegetación afecta la construcción de ductos, dado que para ciertos ambientes se pueden requerir técnicas de preparación del terreno que requieren mayor trabajo. Por ejemplo, construir en selva subtropical puede implicar la remoción de árboles y maleza que no se requeriría en un desierto. Como esta situación hay otras tantas que diferencian la construcción en un tipo de vegetación frente a la construcción en otro, de ahí que se encuentren multiplicadores que van desde 0,99 hasta 2,18, es decir un 1% más económico hasta 118% más costoso.

Mediante los radicados CREG E–2012–004064 del 10 de mayo de 2012, E–2012-006009 del 27 de junio de 2012E–2012–006179, E-2012-006192 y E-2012-006598 del 4 y 16 de julio de 2012, y E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que cuantificó la incidencia promedio en el costo total de un gasoducto en función de cambios en el tipo de vegetación.

En la comunicación con radicado CREG E-2012-006598 del 16 de julio de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson aclaró que la variable 7 del dictamen pericial en el que indica otras variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte, es la misma variable denominada 2b en el dictamen pericial en el que cuantificó la incidencia promedio en el costo total en función de cambios en el tipo de vegetación.

De acuerdo con lo anterior la variable 7, denominada remoción de árboles y maleza pesados, se utiliza exclusivamente en el tipo de vegetación bosque templado latifoliado, que requiere la remoción y eliminación de maleza, madera y raíces de árboles. Por esta razón sólo se solicitó información sobre el tipo de vegetación de los trazados de los ductos.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos en cada tipo de vegetación para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos en un tipo de vegetación diferente al desierto árido y a la estepa seca, y el multiplicador que refleja los mayores costos de construcción en otro tipo de vegetación.

En la Tabla 29 se presentan los multiplicadores para los distintos tipos de vegetación resultantes del dictamen pericial realizado por Frank Gregory Lamberson, y los indicadores normalizado, bajo el supuesto de que el más bajo es la norma, es decir es igual a 1.

Tabla 29. Multiplicadores para tipos de vegetación

Indicador	Tundra	Bosque Templado	Selva Subtropical	Desierto Árido	Estepa Seca	Sabana	Selva Tropical	Tundra Alpina
Lamberson	2,092	1,258	1,719	0,991	0,991	1,053	2,18	1,424
Normalizado	2,111	1,269	1,735	1,000	1,000	1,063	2,200	1,437

Técnicas de manejo del nivel freático

Otro aspecto que argumentan los transportadores impacta directamente en la construcción de gasoductos es el manejo del nivel freático^[142]. En el caso de niveles freáticos altos el agua subterránea está cerca a la superficie y hay que aplicar técnicas especiales para garantizar la integridad del ducto. El perito Frank Gregory Lamberson identificó tres tipos de técnicas conocidas como i) sumideros y zanjas; ii) sistema de aspiración; y iii) ataguías. Los multiplicadores de cada una de estas técnicas es mayor que uno dado que implican un mayor costo respecto de aquellos gasoductos que no requieren ninguna técnica de manejo del nivel freático en su construcción.

Mediante los radicados CREG E–2012–004064 del 10 de mayo de 2012, E–2012-006009 del 27 de junio de 2012 E–2012–006179, E-2012-006192 y E-2012-006598 del 4 y 16 de julio de 2012, y E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que cuantificó la incidencia promedio en el costo total de un gasoducto en función de cambios en las técnicas de manejo del nivel freático.

Las diferencias en costos por la utilización de técnicas de manejo del nivel freático se pueden expresar como un multiplicador mayor a 1, dependiendo de la técnica utilizada, lo que lleva a que refleje los mayores costos de construcción de un gasoducto con la utilización de estas técnicas.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos bajo técnicas de manejo del nivel freático para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a normalizar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos con las técnicas de manejo del nivel freático y los multiplicadores que reflejan los mayores costos de construcción de un gasoducto bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido sin utilizar técnicas de manejo del nivel freático.

En la Tabla 30 se presentan los multiplicadores para las distintas técnicas de manejo del nivel freático resultantes del dictamen pericial realizado por Frank Gregory Lamberson.

Tabla 30. Multiplicadores para técnicas de manejo del nivel freático

Sumideros y zanjas	Sistema de aspiración	Ataguías
1,649	2,005	1,649

Uniones dobles

La construcción de gasoductos implica que se transporten segmentos de tubo y se vayan soldando a medida que se avanza en el trazado del ducto. En ocasiones se llevan segmentos dobles para minimizar el número de uniones en campo. Esto de acuerdo con el perito genera ahorros del 5,18% aproximadamente en el costo total de construcción, de ahí que el multiplicador sea de 0,948.

Mediante los radicados CREG E-2012-003859 y E-2012-004032 del 4 y 9 de mayo de 2012, E-2012-006009 del 27 de junio de 2012, E–2012–006179, E-2012-006192 y E-2012-006598 del 4 y 16 de julio de 2012, y E-2012-008819 del 14 de septiembre de 2012, el perito Frank Gregory Lamberson presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que se indica que las uniones doble hacen parte de las variables diferentes del precio del acero, costo de mano de obra, longitud, diámetro, topografía, derechos de vías y clase de localidad que más inciden en el costo total de construcción de un gasoducto de transporte.

Una vez se conoció el número de kilómetros construidos bajo la técnica de uniones dobles para cada uno de los ductos de la muestra se procedió a modificar el valor aprobado en dólares de acuerdo con la proporción, respecto de la longitud total del ducto, de los kilómetros construidos con especificaciones de uniones dobles y el multiplicador que refleja los diferentes costos de construcción bajo estas características, de tal manera que el ducto fuera equivalente a uno construido sin utilizar la técnica de uniones doble.

Economías de escala por diámetro

Este criterio considera que hay diferencias en los costos de construcción de gasoductos relacionadas con el diámetro del ducto que se está construyendo. Es decir, si se mantienen todos los parámetros constantes en la construcción de un ducto, con excepción del diámetro, los costos medios decrecen en la medida que el diámetro seleccionado para construirlo aumenta.

Mediante los radicados CREG E-2012-004140 del 11 de mayo de 2012, E–2012-004493, E–2012-004494 y E-2012-004495 del 22 de mayo de 2012 y E-2012-006201 del 5 de julio de 2012, el perito Frank Hopf presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que se cuantifican las economías de escala por diámetro que se pueden presentar en la construcción de gasoductos. De esta manera se determinan las diferencias porcentuales en costos unitarios para gasoductos de diferentes diámetros.

En la Tabla 31 se presentan los multiplicadores que permiten hacer equivalentes los costos de construcción de ductos que difieren en el diámetro, según el dictamen pericial realizado por Frank Hopf. También se presentan los indicadores normalizados, bajo el supuesto de que el diámetro de 4 pulgadas es igual a 1.

Tabla 31. Multiplicadores para equivalencia en costos por diámetro

Diámetro	Factor de costo relativo a un diámetro de 16"	Factor normalizado relativo a un diámetro de 4"
2”	15,3%	0,614
3"	20,0%	0,803
3,5”	23,5%	0,944
4"	24,90%	1
4,5”	27,9%	1,120
6"	35,30%	1,418
6,625”	38,5%	1,546
8"	46,50%	1,867
8,75”	49,7%	1,996
10"	58,5%	2,349
10,75”	62,3%	2,502
12"	71,3%	2,863
12,75”	75,6%	3,036
14”	85,1%	3,418
16”	100,0%	4,016
18”	115,1%	4,622
20”	130,9%	5,257
22”	147,3%	5,916
24”	162,4%	6,522
26”	184,3%	7,402
28”	184,3%	7,402
30”	223,2%	8,964
32”	244,5%	9,819
34”	264,8%	10,635
36”	287,7%	11,554

Es importante mencionar que de acuerdo con el perito los multiplicadores para hacer el costo equivalente al de un ducto con un diámetro de 16 pulgadas obedecen a la siguiente expresión:

Ecuación 2.

Con el objeto de hacer comparables los ductos de la muestra se utilizaron los multiplicadores presentados por el perito para normalizar el costo total de construcción, según corresponda, expresando todos los ductos en un diámetro equivalente de 4 pulgadas.

Economías de escala por longitud

Este criterio considera que hay costos unitarios decrecientes en la construcción de ductos, relacionadas con la longitud del ducto que se está construyendo. Es decir, si se mantienen todos los parámetros constantes en la construcción de un ducto, con excepción de la longitud, los costos unitarios expresados en dólares/m-pulgada disminuyen en la medida que aumenta la longitud del ducto a construir.

En el dictamen pericial realizado por Frank Hopf se señala que los costos de gasoductos con longitudes menores a 21 kilómetros deben ser ajustados para hacerlos comparables con los de aquellos gasoductos con longitudes superiores a 21 kilómetros. Lo anterior porque para ductos cortos los costos fijos de construcción ocasionan que el valor en costos unitarios (dólares/m-pulgada) sea considerablemente mayor que en ductos largos.

Mediante los radicados CREG E-2012-004141 y E–2012-004492 del 11 y 22 de mayo de 2012, y E-2012-006200 del 5 de julio de 2012, el perito Frank Hopf presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que se cuantifican las economías de escala por longitud que se pueden presentar en la construcción de ductos. De esta manera se determinan las diferencias porcentuales en costos unitarios para ductos de diferentes longitudes.

De acuerdo con lo anterior se encuentran multiplicadores mayores a 1 para ductos menores a 21 kilómetros e iguales a 1 para ductos mayores o iguales a 21 kilómetros, de acuerdo con la siguiente expresión:

Ecuación 3.

Donde L es igual a la longitud total del ducto en kilómetros.

Derecho de vía

Este criterio evalúa si hay o no diferencias en el costo total de construcción de un gasoducto cuando éste comparte derecho de vía con otro gasoducto y/u otra(s) línea(s) de transporte de hidrocarburos, respecto a un gasoducto que no comparte derecho de vía.

Mediante los radicados CREG E–2012-004847 del 30 de mayo de 2012, y E-2012-006672 y E-2012-006693 del 17 de julio de 2012, el perito Frank Hopf presentó los resultados y las aclaraciones correspondientes a su dictamen pericial en el que se cuantifican las diferencias en el costo total de construcción de un gasoducto cuando éste comparte derecho de vía con otro gasoducto y/u otra(s) línea(s) de transporte de hidrocarburos, respecto a un gasoducto que no comparte derecho de vía.

En el dictamen pericial Frank Hopf señala que la metodología de la CREG no requiere compensar por ventajas o desventajas por la instalación de líneas en corredores existentes porque el uso de estos corredores no ha sido obligatorio y no han sido desarrollados en Colombia al punto que estén disponibles significativas ventajas en los costos de construcción de gasoductos. En este sentido no se incorporan multiplicadores asociados al derecho de vía dentro de los criterios de comparación para la valoración de gasoductos.

c. Aplicación de los criterios de comparación

Antes de aplicar los criterios de comparación se utilizaron dos procedimientos para: i) equiparar los diámetros de algunos ductos de la muestra a diámetros para los cuales se cuenta con información de multiplicadores de clase de localidad; y ii) homogeneizar los diámetros de algunos ductos que presentaban diferentes diámetros en su recorrido.

i) Equiparación de diámetros

Los diámetros para los que no se tenían los multiplicadores por tipo de localidad son 3, 14 y 22 pulgadas. Esto implica que el valor aprobado en dólares de los ductos de la Tabla 32 se ajusta de acuerdo con el multiplicador que permite hacerlo equivalente al siguiente diámetro superior para el que se conocen los multiplicadores de clase de localidad.

Tabla 32. Valores modificados por diámetro para la comparación

Ducto	Diámetro inicial	Multiplicador	Valor inicial (USD)	Diámetro final	Valor final (USD)
La Ramada – Río Bogotá	14”	1,175	440.561	16”	517.698
Cota – Suba	14”	1,175	443.705	16”	521.392
Mosquera – Soacha	14”	1,175	4.895.127	16”	5.752.206
San Pablo	3”	1,245	822.433	4”	1.023.929
Ayapel	3”	1,245	2.598.261	4”	3.234.835
Guando - Fusagasuga	3”	1,245	2.505.184	4”	3.118.954
Ariari	3”	1,245	4.269.881	4”	5.316.002

ii) Homogeneización de diámetros

De los ductos de la muestra, la Tabla 33 presenta aquellos que se encontraron con diferentes diámetros a lo largo de su trazado, para los cuales con el fin de aplicar los criterios de comparación fue necesario aplicar un método para homogeneizar el diámetro del ducto.

Tabla 33. Ductos de la muestra con más de un diámetro

Ducto	Valor aprobado USD	Longitud (metros)	Diámetros en el ducto
Briceño – Ceramita – Sopó	1.140.601	3.759	4"-6"-8"
Madrid – Facatativá	3.408.051	12.468	4"-8"-10"
Leona – Tocancipá	357.396	4.391	3"-4"
Puerto Salgar – Mansilla	37.273.315	139.700	6"-8"
Galán – Bucaramanga	30.409.417	95.500	6"-12"
Salgar – Cartago	63.532.326	211.700	6"-8"
Cartago – Yumbo	46.107.313	159.800	6"-8"-10"

Para hacer equivalentes los valores aprobados para estos ductos con diferente diámetro a un valor correspondiente a un solo diámetro se debe seleccionar el diámetro al que deben ser referidos los valores. Para esto se toma en consideración lo establecido por Frank Hopf en el dictamen pericial en el que se cuantifican las economías de escala por diámetro donde se establece como ducto base el correspondiente a 16 pulgadas.

De acuerdo con lo anterior los valores aprobados se van a expresar en valores de un gasoducto de 16 pulgadas.

En principio el valor aprobado se puede expresar en función del valor aprobado en dólares para cada porción de diámetro del ducto, de la siguiente manera:

Ecuación 4

Donde:

n: Es el número de diámetros del ducto

m: Es el número de metros con el diámetro i

: Es el valor aprobado en dólares/metro para el diámetro i.

La anterior expresión es equivalente a tomar el valor  para el diámetro de 16 pulgadas y multiplicarlo por el respectivo factor de ajuste de la Tabla 31 para expresarlo en el diámetro i, de la siguiente manera:

Ecuación 5

De la anterior expresión se puede encontrar el valor  (dólares/metro) equivalente para el diámetro de 16 pulgadas como se muestra a continuación:

Ecuación 6

Finalmente, las cifras en dólares equivalentes a un ducto de 16 pulgadas será el resultado de multiplicar el valor  (dólares/metro) equivalente para el diámetro de 16 pulgadas por la longitud total del ducto.

Ecuación 7

Tabla 34. Valores finales de los ductos convertidos a 16 pulgadas

Ducto	Valor aprobado (USD)	Diámetro final	Valor final (USD)
Briceño – Ceramita – Sopó	1.140.601	16”	2.984.426
Madrid – Facatativá	3.408.051	16”	7.036.887
Leona – Tocancipá	357.396	16”	1.520.986
Puerto Salgar – Mansilla	37.273.315	16”	83.205.745
Galán – Bucaramanga	30.409.417	16”	60.227.658
Salgar – Cartago	63.532.326	16”	151.216.845
Cartago – Yumbo	46.107.313	16”	96.643.672

Aplicación criterios

Una vez se tienen todos los valores aprobados relacionados con diámetros para los cuales se tienen multiplicadores, y en valores equivalentes a un mismo diámetro por ducto, se procede a aplicar cada uno de los criterios de comparación con el objetivo de encontrar el valor base de cada ducto, que corresponde a un valor en dólares equivalente para un ducto con las siguientes características:

- No tiene conexiones.

- No presenta cruces subfluviales.

- No fue construido con especificaciones de cruce sísmico.

- Fue construido sin utilizar la técnica de uniones doble.

- Fue construido en un terreno que no presenta características de cultivado o extremo.

- El trazado del ducto tiene una pendiente menor a 5%.

- Fue construido en un suelo arcilloso.

- La vegetación del trazado corresponde a desierto árido o estepa seca.

- No se utilizaron técnicas de manejo del nivel freático en la construcción.

- Fue construido con especificaciones de clase de localidad 1

- Corresponde a un ducto con un diámetro de 4 pulgadas.

- La longitud del ducto es superior a 21 kilómetros.

Para descontar el valor en dólares de diciembre de 2009 asociado a la(s) conexión(es), obtenido del dictamen pericial realizado por Frank Hopf, se indexan los valores aprobados para cada ducto a dólares de diciembre de 2009 de acuerdo con lo establecido en el literal d de este Anexo.

Para aplicar aquellos criterios que tienen subcategorías, o diferentes técnicas de manejo, se estimó la proporción de los kilómetros en los que se presenta cada técnica afectándolas por el respectivo multiplicador, obteniendo de esta manera un multiplicador único para el criterio.

Para ilustrar lo anterior considérese que se desea obtener el multiplicador único para el criterio de técnicas de manejo del nivel freático, y se tiene un gasoducto para el cual en el 20% de la longitud se utilizó la técnica de sumideros y zanjas, en el 10% se utilizó la técnica de sistema de aspiración, y en un 25% se utilizó la técnica de ataguías, el multiplicador único aplicando los valores de la Tabla 30 corresponde a:

Ecuación 8

Con los multiplicadores únicos por criterio, se afectan los valores aprobados en dólares de 2009 de los ductos para que queden en valores base de la siguiente manera:

Ecuación 9

Donde:

:	Valor base para el ducto.
:	Multiplicador que incrementa el valor base de acuerdo con el efecto del criterio i.
:	Número de criterios únicos a considerar para comparar el ducto.

La anterior ecuación se puede expresar de la siguiente manera para encontrar el valor base de un ducto a partir del valor aprobado y de los multiplicadores únicos por criterio.

Ecuación 10

Donde:

:	Valor base para el ducto.
:	Multiplicador que incrementa el valor base de acuerdo con el efecto del criterio i.
:	Número de criterios únicos a considerar para comparar el ducto.

Cuando se han calculado los valores base para todos los ductos de la muestra, expresados en dólares de diciembre de 2009, se procede a calcular el costo unitario de cada ducto (dólares/m-pulgada) dividiendo el valor base sobre 4 pulgadas, que es el diámetro base, y sobre la longitud real del ducto. En este punto son comparables todos los ductos de la muestra, debido a que se han homogeneizado las principales variables que inciden en el costo de construcción de un ducto.

d. Indexación

Desde el punto de vista regulatorio, la valoración de nuevas inversiones en gasoductos se realiza con la mejor información disponible de mercado al momento de la toma de la decisión. Es decir, para la muestra seleccionada presentada en la Tabla 24 se cuenta con valores actualizados a precios de mercado en fechas que van desde febrero de 2001 y hasta junio de 2011.

La clasificación dada en el anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010 a los costos de los gasoductos consiste en: i) 35% de la inversión total corresponde al costo del acero; ii) 40% corresponde a costos de mano de obra; y iii) 25% corresponde a otros costos. Si bien la metodología establece claramente los porcentajes de asignación de costos de inversión en tuberías con relación al acero, la mano de obra y otros costos, la Comisión solicitó a las siguientes empresas información sobre dichos porcentajes de asignación.

Empresa	Radicado CREG solicitud información	Fecha Solicitud	Radicado CREG envío de información	Fecha Respuesta
TGI S.A. E.S.P.	S-2011-005395; S-2012-000244	12/dic/2011; 30/ene/2012	E-2012-000211; E-2012-000464 E-2012-001409	16/ene/2012 23/ene/2012 21/feb/2012
Promigas S.A. E.S.P.	S-2011-005396	13/dic/2011	E-2012-001060	10/feb/2012
Coinogas S.A. E.S.P.	S-2011-005394	13/dic/2011	E-2012-000187	13/ene/2012
Progasur S.A. E.S.P	S-2012-000239	30/ene/2012	E-2012-001407	21/feb/2012
Transoriente S.A. E.S.P.	S-2012-000238	30/ene/2012	E-2012-001417	21/feb/2012
Ecopetrol	S-2012-000651	27/feb/2012	E-2012-002481	26/mar/2012

De los análisis de la información reportada por las empresas se encontró que la distribución de costos entre material, mano de obra y otros costos varía de acuerdo con el criterio de la empresa que realiza la asignación, criterio que en ocasiones puede ser subjetivo y así puede no corresponde a características reales de construcción de gasoductos, como por ejemplo el hecho de no asignar valores a otros costos, porque los mismos se incluyen dentro del rubro de materiales o de mano de obra. En este sentido se toma la asignación propuesta en el Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010, ya que de esta manera se maneja un único criterio que reduce la subjetividad en la asignación, y proporciona datos más consistentes con las prácticas internacionales en la construcción de gasoductos^[143].

Teniendo en cuenta lo anterior, la actualización de los costos de los ductos a precios de diciembre de 2009 se realizó de acuerdo con el siguiente procedimiento:

1) Segmentación de los costos de construcción de los gasoductos en costos de tuberías, costos de mano de obra y otros costos.

2) Actualización a dólares de 2009. Considerando que las variaciones en cada componente están dadas por diferentes subyacentes, la aplicación del anterior criterio se realizó de manera independiente para cada costo, de la siguiente manera:

- Actualización de los costos de tuberías: Se tomó el valor de este componente para cada gasoducto en dólares de la fecha de aprobación de cada Resolución particular y se actualizó con base en las variaciones en el precio del acero, de acuerdo con la siguiente expresión:

Ecuación 11

Se debe observar que al momento de la aprobación de cargos de transporte se consideraron, al igual que en esta solicitud tarifaria, los últimos precios del acero conocidos. De acuerdo con lo establecido en el anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010, para la actualización se utilizaron los precios del acero publicados por www.crugroup.com, presentados a continuación:

Tabla 35. Precios del acero utilizados para la indexación de los costos de las tuberías

2001		2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011
Ene	77,56	67,68	103	115	178,82	129,99	147,23	171,15	141,77	152,94	184,95
Feb	75,41	68,15	104,83	122,77	170,38	131,76	152,11	183,3	139,34	155,33	213,41
Mar	77,84	73,96	104,57	141,27	169,12	138,32	156,4	207,61	128,42	169,25	217,13
Abr	77,45	79,32	100,38	140,23	162,2	150,24	160,77	221,16	119,35	188,54	213,83
May	76,62	90,6	95,87	144,8	156,06	159,69	163,49	250,59	117,85	199,31	202,9
Jun	76,95	95,12	93,65	146,35	142,9	169,5	162,07	266,17	121,86	187,22	197,09
Jul	74,74	94,85	95,01	157,66	126,98	170,23	159,12	274,5	139,03	174	190,04
Ago	73,19	94,27	95,46	163,32	126,62	166,02	157,53	263,55	150,45	170,04	186,25
Sep	71,63	97,56	96,87	170,48	135,83	159,01	157,77	249,83	151,19	173,37	189,8
Oct	69,47	98,34	97,68	169,32	137,26	157,2	159,65	222,14	147,06	168,72	183,6
Nov	67,39	98,71	98,7	168,87	134,64	155,75	159,96	166,14	140,91	162,24	170,21
Dic	65,62	99,62	104,17	172,17	132	149,87	162,41	145,56	141,35	168,51	173,38

Fuente: Tomado de www.crugroup.com

El valor resultante de aplicar la anterior ecuación está dado en dólares de 2011. Considerando que las cifras deberían expresarse en dólares de diciembre de 2009, se aplica el PPI de la serie WPSSOP3200, resultando en los siguientes valores.

Tabla 36. Costo indexado correspondiente a las tuberías

Ducto	Costo tuberías (USD diciembre 2009)
Chía – Cota	$ 2.295.580
Cota – Calle 80	$ 2.560.117
Calle 80 – La Ramada	$ 2.367.197
La Ramada – Funza – Mosquera	$ 912.440
Briceño – Ceramita – Sopó	$ 1.943.581
La Ramada – Río Bogotá	$ 286.911
Cota – Suba	$ 288.959
Mosquera – Madrid	$ 959.464
Madrid – Facatativá	$ 2.840.116
Mosquera – Soacha	$ 2.348.860
Leona – Tocancipá	$ 810.188
Tocancipá – Gachancipá	$ 367.851
Chía – Tabio	$ 829.792
Tabio – Tenjo	$ 527.770
Talanquera – Bojacá	$ 269.925
Bojacá – Zipacón	$ 409.886
Briceño – Leona	$ 623.406
Juan de Acosta - Santa Verónica [A]	$ 1.382.509
Bayunca - Pontezuela [B]	$ 791.361
San Pablo	$ 535.602
Ayapel	$ 1.048.669
Caucasia	$ 1.388.455
Variante Buenos Aires - Ibagué	$ 17.842
Coinogas	$ 1.269.331
Galán – Puerto Salgar	$ 30.485.196
Puerto Salgar – Mansilla	$ 33.873.864
Galán – Bucaramanga	$ 24.519.262
Salgar Cartago	$ 61.561.840
Cartago – Yumbo	$ 39.344.574
Guando - Fusagasugá	$ 1.005.119
Sardinata - Cúcuta	$ 3.623.360
Cali – Popayán	$ 6.474.256
Ariari	$ 1.966.794
Barrancabermeja – Payoa	$ 10.007.049
Gibraltar – Bucaramanga	$ 65.937.080

[A] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Baranoa – Juan de Acosta

[B] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Bayunca.

- Actualización de los costos de mano de obra: Para esto se realizó el procedimiento definido en el literal b) del numeral 2 del anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Con fundamento en lo anterior se obtuvieron los siguientes valores.

Tabla 37. Costo indexado correspondiente a la mano de obra

Ducto	Costo mano de obra (USD diciembre 2009)
Chía – Cota	$ 2.368.895
Cota – Calle 80	$ 2.550.947
Calle 80 – La Ramada	$ 2.358.718
La Ramada – Funza – Mosquera	$ 1.360.465
Briceño – Ceramita – Sopó	$ 1.936.619
La Ramada – Río Bogotá	$ 285.884
Cota – Suba	$ 287.924
Mosquera – Madrid	$ 956.028
Madrid – Facatativá	$ 4.234.665
Mosquera – Soacha	$ 2.584.790
Leona – Tocancipá	$ 858.919
Tocancipá – Gachancipá	$ 389.976
Chía – Tabio	$ 1.237.236
Tabio – Tenjo	$ 559.514
Talanquera – Bojacá	$ 402.463
Bojacá – Zipacón	$ 611.148
Briceño – Leona	$ 621.173
Juan de Acosta – Santa Verónica [A]	$ 1.426.663
Bayunca – Pontezuela [B]	$ 788.526
San Pablo	$ 533.684
Ayapel	$ 1.563.584
Caucasia	$ 1.383.482
Variante Buenos Aires – Ibagué	$ 18.918
Coinogas	$ 1.512.436
Galán – Puerto Salgar	$ 28.840.264
Puerto Salgar – Mansilla	$ 32.046.085
Galán – Bucaramanga	$ 23.196.243
Salgar – Cartago	$ 58.240.063
Cartago – Yumbo	$ 37.221.604
Guando – Fusagasugá	$ 1.377.974
Sardinata – Cúcuta	$ 3.526.635
Cali – Popayán	$ 6.572.074
Ariari	$ 2.487.540
Barrancabermeja – Payoa	$ 8.415.357
Gibraltar – Bucaramanga	$ 65.977.704

[A] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Baranoa – Juan de Acosta

[B] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Bayunca.

- Actualización de otros costos: Para actualizar estos costos se utilizó el PPI de la serie WPSSOP3200, según lo señalado en el anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Como resultado se obtuvieron los siguientes valores.

Tabla 38. Costo indexado correspondiente a otros costos

Ducto	Otros costos (USD diciembre 2009)
Chía – Cota	$ 960.800
Cota – Calle 80	$ 1.102.910
Calle 80 – La Ramada	$ 1.019.799
La Ramada – Funza – Mosquera	$ 619.216
Briceño – Ceramita – Sopó	$ 837.303
La Ramada – Río Bogotá	$ 123.603
Cota – Suba	$ 124.485
Mosquera – Madrid	$ 413.341
Madrid – Facatativá	$ 1.927.410
Mosquera – Soacha	$ 1.295.575
Leona – Tocancipá	$ 411.715
Tocancipá – Gachancipá	$ 186.932
Chía – Tabio	$ 563.128
Tabio – Tenjo	$ 268.198
Talanquera – Bojacá	$ 183.181
Bojacá – Zipacón	$ 278.164
Briceño – Leona	$ 268.566
Juan de Acosta – Santa Verónica [A]	$ 578.640
Bayunca – Pontezuela [B]	$ 340.922
San Pablo	$ 230.740
Ayapel	$ 711.666
Caucasia	$ 598.153
Variante Buenos Aires – Ibagué	$ 12.498
Coinogas	$ 727.736
Galán – Puerto Salgar	$ 18.649.235
Puerto Salgar – Mansilla	$ 20.722.243
Galán – Bucaramanga	$ 14.999.591
Salgar – Cartago	$ 37.660.286
Cartago – Yumbo	$ 24.068.935
Guando – Fusagasugá	$ 671.643
Sardinata – Cúcuta	$ 1.981.873
Cali – Popayán	$ 3.835.046
Ariari	$ 1.143.198
Barrancabermeja – Payoa	$ 3.147.789
Gibraltar – Bucaramanga	$ 37.731.309

[A] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Baranoa – Juan de Acosta

[B] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Bayunca.

De esta manera los costos totales expresados en dólares de diciembre de 2009, para la muestra seleccionada por la CREG, corresponden a:

Tabla 39. Costo indexado a Junio de 2011 expresado en USD de diciembre de 2009

Ducto	Costos tuberías	Costo mano de obra	Otros costos	Total
35%		40%	25%	100%
Chía – Cota	2.295.580	2.368.895	960.800	5.625.274
Cota – Calle 80	2.560.117	2.550.947	1.102.910	6.213.974
Calle 80 – La Ramada	2.367.197	2.358.718	1.019.799	5.745.714
La Ramada – Funza – Mosquera	912.440	1.360.465	619.216	2.892.121
Briceño – Ceramita – Sopó	1.943.581	1.936.619	837.303	4.717.503
La Ramada – Río Bogotá	286.911	285.884	123.603	818.329
Cota – Suba	288.959	287.924	124.485	824.169
Mosquera – Madrid	959.464	956.028	413.341	2.328.834
Madrid – Facatativá	2.840.116	4.234.665	1.927.410	9.002.190
Mosquera – Soacha	2.348.860	2.584.790	1.295.575	7.319.888
Leona – Tocancipá	810.188	858.919	411.715	2.080.822
Tocancipá – Gachancipá	367.851	389.976	186.932	944.758
Chía – Tabio	829.792	1.237.236	563.128	2.630.157
Tabio – Tenjo	527.770	559.514	268.198	1.355.483
Talanquera – Bojacá	269.925	402.463	183.181	855.570
Bojacá – Zipacón	409.886	611.148	278.164	1.299.199
Briceño – Leona	623.406	621.173	268.566	1.513.146
Juan de Acosta – Santa Verónica [A]	1.382.509	1.426.663	578.640	3.387.812
Bayunca – Pontezuela [B]	791.361	788.526	340.922	1.920.809
San Pablo	535.602	533.684	230.740	1.618.532
Ayapel	1.048.669	1.563.584	711.666	4.138.279
Caucasia	1.388.455	1.383.482	598.153	3.370.090
Variante Buenos Aires – Ibagué	17.842	18.918	12.498	49.258
Coinogas	1.269.331	1.512.436	727.736	3.509.503
Galán – Puerto Salgar	30.485.196	28.840.264	18.649.235	77.974.695
Puerto Salgar – Mansilla	33.873.864	32.046.085	20.722.243	86.642.192
Galán – Bucaramanga	24.519.262	23.196.243	14.999.591	62.715.096
Salgar – Cartago	61.561.840	58.240.063	37.660.286	157.462.190
Cartago – Yumbo	39.344.574	37.221.604	24.068.935	100.635.113
Guando – Fusagasugá	1.005.119	1.377.974	671.643	3.803.146
Sardinata – Cúcuta	3.623.360	3.526.635	1.981.873	9.131.868
Cali – Popayán	6.474.256	6.572.074	3.835.046	16.881.376
Ariari	1.966.794	2.487.540	1.143.198	6.968.928
Barrancabermeja – Payoa	10.007.049	8.415.357	3.147.789	21.570.195
Gibraltar – Bucaramanga	65.937.080	65.977.704	37.731.309	169.646.093

[A] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Baranoa – Juan de Acosta

[B] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Bayunca.

Estos valores se utilizan para aplicar los criterios de comparación de acuerdo con lo establecido en el literal c de este anexo para valorar las Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC_t, y el Programa de Nuevas Inversiones, PNI_t, correspondientes a gasoductos.

Para aquellos gasoductos que hacen parte de las inversiones realizadas por fuera del programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, IFPNI_t-1, se aplica el mismo procedimiento descrito en este literal, pero actualizando la información hasta el año de entrada en operación y no hasta junio de 2011.

e. Valores homogeneizados e indexados

Como parte del procedimiento de valoración aplicable a cualquier gasoducto, se debe realizar: i) la indexación descrita en el literal anterior; y ii) aplicar los criterios de comparación de acuerdo con lo establecido en el literal c. A continuación se observan las cifras en costos unitarios (dólares/m-pulgada) resultantes de la aplicación de los mencionados procedimientos para las Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC_t, y el Programa de Nuevas Inversiones, PNI_t.

Tabla 40. Costos unitarios homogeneizados e indexados a junio de 2011, expresados en dólares de diciembre de 2009, para los ductos de la muestra seleccionada por la CREG para la comparación

Tipo de ducto	Ducto	Valor aprobado (dólares/m-pulgada)
Gasoducto	Chía – Cota	$ 24,57
Gasoducto	Cota – Calle 80	$ 20,95
Gasoducto	Calle 80 – La Ramada	$ 33,27
Gasoducto	La Ramada – Funza – Mosquera	$ 10,01
Gasoducto	Briceño – Ceramita – Sopó	$ 44,73
Gasoducto	La Ramada – Río Bogotá	$ 29,49
Gasoducto	Cota – Suba	$ 20,83
Gasoducto	Mosquera – Madrid	$ 22,21
Gasoducto	Madrid – Facatativá	$ 34,53
Gasoducto	Mosquera – Soacha	$ 23,06
Gasoducto	Leona – Tocancipá	$ 17,17
Gasoducto	Tocancipá – Gachancipá	$ 20,12
Gasoducto	Chía – Tabio	$ 25,61
Gasoducto	Tabio – Tenjo	$ 11,61
Gasoducto	Talanquera – Bojacá	$ 20,79
Gasoducto	Bojacá – Zipacón	$ 16,98
Gasoducto	Briceño – Leona	$ 29,98
Gasoducto	Juan de Acosta – Santa Verónica [A]	$ 20,38
Gasoducto	Bayunca – Pontezuela [B]	$ 23,39
Gasoducto	San Pablo	$ 22,42
Gasoducto	Ayapel	$ 20,83
Gasoducto	Caucasia	$ 27,01
Gasoducto	Variante Buenos Aires – Ibagué	$ 0,93
Gasoducto	Coinogas	$ 16,49
Propanoducto	Galán – Puerto Salgar	$ 29,06
Propanoducto	Puerto Salgar – Mansilla	$ 31,70
Poliducto	Galán – Bucaramanga	$ 36,35
Poliducto	Salgar – Cartago	$ 33,82
Poliducto	Cartago – Yumbo	$ 32,79
Gasoducto	Guando – Fusagasugá	$ 11,50
Gasoducto	Sardinata – Cúcuta	$ 15,45
Gasoducto	Cali – Popayán	$ 19,53
Gasoducto	Ariari	$ 25,86
Gasoducto	Barrancabermeja – Payoa	$ 29,12
Gasoducto	Gibraltar – Bucaramanga	$ 53,34

[A] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Baranoa – Juan de Acosta

[B] Incluye el gasoducto conocido en la Resolución CREG 070 de 2003 como Bayunca.

f. Determinación de costos eficientes

Antes de determinar los costos eficientes para las inversiones en gasoductos a partir de los costos unitarios presentados en la Tabla 40, se aplicaron pruebas estadísticas con el objetivo de detectar si existen observaciones que influencien indebidamente la estimación de i) el costo unitario medio en dólares/metro-pulgada; y ii) la varianza de los datos.

Inicialmente, para detectar si existen observaciones atípicas se emplean los diagnósticos propuestos por Besley, Kuh y Welch (1980)^[144] sobre el modelo lineal con  parámetro, que se representa mediante la expresión:

Ecuación 12

Donde:

:  Es el costo en dólares por metro por pulgada para el gasoducto

:    Es el costo medio en dólares por metro por pulgada.

: Es una variable aleatoria de media cero y varianza constante , e indica la desviación del costo del gasoducto  respecto del costo medio .

Los diagnósticos de Besley, Kuh y Welch (1980) permiten detectar qué tan influyente es una observación sobre varios aspectos de la estimación, cuando dicha observación es eliminada (single row diagnostics). Los aspectos considerados son:

- El cambio en la estimación de la media: mide la sensibilidad del estimador cuando se elimina una observación y se denota por Dfbetas.

Criterio de decisión: si la magnitud de Dfbetas excede .

- El cambio en la estimación de la varianza del estimador: mide la sensibilidad de la varianza del estimador cuando se elimina una observación y se denota por covRatio.

- El cambio en los valores predichos por el modelo, denotado por Dffits. En este caso coincide Dfbetas, puesto que todos los valores predichos son iguales a .

- El cambio sobre los residuales 'estudentizados', denotado por Rstudent.

Criterio de decisión: si la magnitud de Rstudent excede a 2.

Una vez se realiza el análisis de observaciones atípicas se puede establecer que las observaciones 5, 23 y 35, correspondiente a los gasoductos Briceño – Ceramita - Sopó, la variante Buenos Aires – Ibagué y Gibraltar – Bucaramanga, parecen ser observaciones atípicas. En la Tabla 41 se presentan resaltadas y subrayadas estas observaciones, según los criterios antes determinados.

Tabla 41. Análisis de observaciones influénciales y/o atípicas

Observación	Dfbetas	Dffits	CovRatio
1	0,002	0,002	1,061
2	-0,0605	-0,0605	1,057
3	0,154	0,154	1,035
4	-0,2575	-0,2575	0,993
5	0,3742	0,3742	0,927
6	0,0873	0,0873	1,052
7	-0,0627	-0,0627	1,056
8	-0,0387	-0,0387	1,059
9	0,1766	0,1766	1,028
10	-0,024	-0,024	1,06
11	-0,1267	-0,1267	1,043
12	-0,0751	-0,0751	1,054
13	0,02	0,02	1,06
14	-0,2275	-0,2275	1,007
15	-0,0633	-0,0633	1,056
16	-0,1301	-0,1301	1,042
17	0,0959	0,0959	1,051
18	-0,0704	-0,0704	1,055
19	-0,0184	-0,0184	1,06
20	-0,0351	-0,0351	1,059
21	-0,0626	-0,0626	1,056
22	0,0441	0,0441	1,058
23	-0,4453	-0,4453	0,881
24	-0,1387	-0,1387	1,04
25	0,0797	0,0797	1,054
26	0,126	0,126	1,044
27	0,2098	0,2098	1,015
28	0,1638	0,1638	1,032
29	0,1454	0,1454	1,038
30	-0,2296	-0,2296	1,006
31	-0,1573	-0,1573	1,034
32	-0,0853	-0,0853	1,053
33	0,0244	0,0244	1,06
34	0,0808	0,0808	1,054
35	0,5777	0,5777	0,789

En la Gráfica 1, Gráfica 2 y Gráfica 3 se pueden visualizar los resultados anteriores y el cambio sobre los residuales 'estudentizados'. Todos los análisis muestran las mismas observaciones como atípicas.

Gráfica 1. Sensibilidad de la media cuando se elimina la observación, Dfbetas

Gráfica 2. Sensibilidad de la varianza cuando se elimina la observación, CovRatio

Gráfica 3. Cambio sobre los residuales 'estudentizados'

Adicional a las medidas anteriores, se obtiene el gráfico cuantil-cuantil de las observaciones bajo el supuesto de normalidad. Dicho gráfico señalará si existen observaciones que puedan causar no normalidad.

Gráfica 4. Cuantil teórico distribución normal vs Cuantil real muestra

Los resultados muestran que hay tres observaciones que pueden estar afectando la normalidad en la distribución. De nuevo las observaciones 5, 23 y 35.

Al aplicar otras pruebas de normalidad como i) Shapiro-Wilk; ii) Jarque-Bera; y iii) Kolmogorov-Smirnov; se concluye que no se puede rechazar que los datos fueron extraídos de una población normal usando un nivel de significancia de 0,05. En la Tabla 42 se resumen los resultados de las pruebas mencionadas.

Tabla 42. Pruebas de normalidad realizadas a la muestra seleccionada

Prueba	Estadístico de prueba	Valor p / Estadístico Teórico
Shapiro-Wilk	W = 0,9686	0,4055
Jarque-Bera	X-squared = 3,2605	0,1959
Kolmogorov-Smirnov	K-S = 7,79%	23%

Debido a la presencia de datos atípicos en la muestra, para la estimación de los costos eficientes se realiza una estimación robusta para los parámetros de la media y la varianza. De esta manera se adopta un procedimiento conservador, que haga uso de toda la información disponible para que tanto la estimación del costo unitario medio como de la desviación del costo no estén influenciadas por datos atípicos.

No es conveniente utilizar procedimientos basados en la eliminación de los datos atípicos porque pueden estar afectados por una posible subestimación de la varianza del estimador del costo medio, afectando la amplitud del intervalo en el que se encuentran los costos eficientes.

El máximo valor a reconocer para el costo eficiente unitario, para las inversiones en gasoductos, calculado a partir de los costos unitarios presentados en la Tabla 40, se puede representar mediante la siguiente expresión:

Ecuación 13

Ecuación 14

Ecuación 15

Ecuación 16

Donde:

:  Estimación robusta de la media.

  Estimación robusta de la desviación estándar.

:   Constante de corrección igual a 1,4826.

:  Estimador de la desviación estándar de una distribución normal.

Inicialmente bajo este método robusto el valor a reconocer para las inversiones en gasoductos será el mínimo valor entre el costo unitario solicitado por el transportador (después de aplicar los criterios de que trata el literal b de este anexo de la forma establecida en el literal c de este anexo) y el máximo valor para el costo eficiente unitario a reconocer de acuerdo con la Ecuación 13, que corresponde a 32,04 dólares de 2009/m-pulgada para el caso de las IAC y las inversiones en gasoductos del PNI.

De esta manera si se considera que los costos unitarios eficientes siguen una distribución normal con media  y desviación estándar , se reconoce como costo eficiente unitario un rango que representa el 84,13% del área bajo la curva de distribución de los costos eficientes reconocidos, como se observa en la Figura 1.

Figura 1. Distribución robusta de costos unitarios reconocidos históricamente por la CREG

Dentro del 15,87% del área bajo la curva no reconocida se encuentran dos de los tres ductos que de acuerdo con los análisis resultan ser datos atípicos, y otros ductos caracterizados principalmente con un perfil que presenta grandes pendientes. En este sentido, con el fin de incorporar dentro de la valoración la mayor incertidumbre que se desprende de ductos construidos en terrenos con altas pendientes, y en línea con lo establecido en el anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010, se reconoce una mayor amplitud en el rango con el que se define el máximo valor para el costo eficiente unitario a reconocer para las inversiones en gasoductos, de la siguiente manera:

Tabla 43. Máximo Costo eficiente unitario a reconocer por tipo de terreno

Tipo de terreno Res. CREG 126 de 2010	Máximo valor del costo unitario por tipo de terreno
A
B
C
D	Max(X)

Donde X corresponde a los costos unitarios homogeneizados e indexados de la muestra seleccionada por la CREG.

El tipo de terreno A, que corresponde a pendientes inferiores al 5%, se considera como el terreno base, que no debe tener mayores costos por concepto de topografía. Para el tipo de terreno B, que corresponde a pendientes iguales o superiores a 5% e inferiores a 12%, los mayores costos asociados a la topografía se incorporan en el multiplicador adicional al terreno extremo que se explicó en el literal b de este anexo.

En el caso de los tipos de terrenos C y D, que corresponden a pendientes i) superiores a 12% e inferiores a 25%, e ii) iguales y superiores a 25%, respectivamente, si bien los mayores costos fueron considerados en el multiplicador adicional al terreno extremo, se evidencia una mayor incertidumbre asociada a esta clase de topografía que hace conveniente permitir mayores rangos al momento de definir el costo eficiente unitario a reconocer por la inversión en un gasoducto.

Es de resaltar que al contrastar los valores aquí mencionados con los costos normalizados que en el pasado se han reconocido a los transportadores que recurrieron las resoluciones CREG 110, 115 y 117 de 2011, se observa que los primeros son iguales o superiores a los segundos.

Finalmente, para la valoración de inversiones en gasoductos se sigue este procedimiento:

1. Se estiman los máximos costos eficientes unitarios a reconocer para los diferentes tipos de terreno de acuerdo con lo establecido en la Tabla 43.

Estos costos eficientes unitarios corresponden al valor a reconocer para un ducto base de 4 pulgadas que no presenta características de construcción que impliquen mayores costos de acuerdo con los criterios definidos en el literal b de este anexo.

2. Los máximos costos unitarios eficientes a reconocer para los diferentes tipos de terreno se multiplican por 4 pulgadas (diámetro para el que se estimó el costo eficiente unitario base) y por la longitud del ducto correspondiente a la inversión. De esta manera se obtiene un valor base en dólares para un ducto estándar.

3. Los valores base obtenidos en el numeral anterior, para cada tipo de terreno, se multiplican por los mayores costos de construcción que implican las diferentes características del ducto asociado a la inversión en valoración, lo anterior de acuerdo con los criterios definidos en el literal b de este anexo.

Ecuación 17

Donde:

: Máximo valor a reconocer en el tipo de terreno .

:   Valor base para el ducto.

: Multiplicador que incrementa el valor base de acuerdo con el efecto del criterio i.

: Número de criterios únicos a considerar para comparar el ducto.

4. El máximo valor a reconocer para cada tipo de terreno se multiplica por la proporción del ducto, asociado a la inversión que se esta valorando, que presenta ese tipo de terreno. Luego se suma el valor en dólares de la(s) conexión(es) que presenta el ducto, de acuerdo con los valores obtenidos del dictamen pericial realizado por Frank Hopf.

Ecuación 18

Donde:

:	Máximo valor a reconocer en el tipo de terreno .
:	Proporción del gasoducto que presenta tipo de terreno j
:	Valor en dólares asociado a la(s) conexión(es) que se incluyen en el ducto asociado a la inversión que se esta valorando. Este valor se obtiene a partir del dictamen pericial realizado por Frank Hopf para este tema.

Considerando el método robusto y los diferentes tipos de terreno de que trata la Resolución CREG 126 de 2010, el valor a reconocer para las inversiones en gasoductos será el mínimo valor entre lo solicitado por el transportador y el máximo valor a reconocer por la inversión, de acuerdo con la expresión del numeral anterior.

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo

ANEXO 8.

VALORES DE REFERENCIA PARA VALORAR ESTACIONES DE COMPRESIÓN.

En la Tabla 44 se muestran las cifras desagregadas para las principales variables que inciden en el costo de inversión en estaciones de compresión reciprocantes, y para distintos niveles de potencia instalada. Estos valores corresponden a los propuestos por el perito Calvin Peter Oleksuk, e incluyen el valor eficiente de elementos adicionales considerados necesarios para estaciones de compresión en Colombia. Las cifras correspondientes a estaciones centrífugas se muestran en la Tabla 45.  

Tabla 44. Desagregación de variables que inciden en el costo de inversión de estaciones de compresión reciprocantes, incluyendo elementos adicionales considerados eficientes

Sobre estas cifras se debe tener en cuenta lo siguiente:

i) Los costos de inversión corresponden a estaciones de compresión valoradas a mayo de 2012. Es decir, corresponde al valor de instalar la respectiva estación es esta fecha.

Lo anterior implica que al utilizar estos valores de referencia para evaluar estaciones de compresión construidas en otras fechas (i.e. distinta a mayo de 2012) es necesario indexarlos. De acuerdo con la metodología para indexar los valores de referencia se deben aplicar los criterios establecidos en el numeral 2 del anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010 que incorpora el comportamiento de los precios del acero, de la mano de obra y otros. Las proporciones de acero, mano de obra y otros se obtienen de la desagregación de variables realizada por el perito Oleksuk, indicadas en la Tabla 44 y en la Tabla 45, así:

- Equipos: Corresponde a Compressor, cooling, pumps, vessels, PKG units, pipe.

- Mano de obra: Corresponde a Labor to install, install´n, subcontracts, field/staff labor, camp/EQ/contract, engineering 10%.

- Otros: Corresponde a Foundations, steel/ BLDGS, EL/INST, other direct, contingency.

ii) Los costos de inversión no incluyen impuestos (e.g. IVA y arancel) ni costos de transporte marítimo o terrestre de los equipos importados. Estos equipos importados corresponden principalmente a los equipos de compresión propiamente dichos y a los enfriadores. Por lo tanto, para una estación de compresión instalada en Colombia se deben adicionar estos conceptos según corresponda.  

Tabla 45. Desagregación de variables que inciden en el costo de inversión de estaciones de compresión centrífugas, incluyendo elementos adicionales considerados eficientes

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ
Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo

ANEXO 9.

INVERSIONES DE PNIT-1 EIFPNIT-1 NO INCLUIDAS EN RES. 110 DE 2010 POR FALTA DE SOPORTE.

<Ver modificaciones a estos artículos directamente en la Resolución 110 de 2011>

Anexo 9. Inversiones de PNIt-1 eIFPNIt-1 no incluidas en Res. 110 de 2010 por falta de soporte (cont.)

 

Anexo 9. Inversiones de PNIt-1 eIFPNIt-1 no incluidas en Res. 110 de 2010 por falta de soporte (cont.)

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo

ANEXO 10.

EVALUACIÓN DE INVERSIONES PNIT-1 E IFPNIT-1 SEGÚN SOPORTES REPORTADOS POR TGI.

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

Anexo 10. Evaluación de inversiones PNIt-1 e IFPNIt-1 según soportes reportados por TGI (cont.)

FEDERICO RENGIFO VÉLEZ

Ministro de Minas y Energía
Presidente

GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Vale la pena citar el artículo 109 de la Ley 142 de 1994, en cuanto establece que “Al practicar pruebas, las funciones que corresponderían al juez en un proceso civil las cumplirá la autoridad (…)”

2. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Primera. C.P. Martha Sofía Sanz Tobón. Rad: 25000-23-24-000-2003-90943-01. Providencia del 26 de abril de 2007.

3. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera. C.P. María Elena Giraldo Gómez. Rad. 52001-23-31-000-2002-00057-02(AP). Sentencia del 26 de enero de 2006.

4. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Segunda. C.P. Gustavo Eduardo Gómez Aranguren. Rad. 25000-23-25-000-2007-01109-02(1732-10). Sentencia del 17 de enero de 2011.

5. Corte Constitucional. Sentencia T-452 de 1998. M.P. Hernando Herrera Vergara.

6. Entre otras la Ley 57 de 1985

7. Comunicaciones CREG S-2010-005005, S-2011-000320, S-2011-000789, S-2011-001448, S-2011-001717.

8. Consejo de Estado, Sala de lo contencioso administrativo, Sección Primera, Consejero ponente: RAFAEL E. OSTAU DE LAFONT PIANETA, Bogotá D.C., cinco (5) de agosto de dos mil diez (2010) Radicación núm.: 11001 0324 000 2000 06252 01

9. Cfr. Sentencia C-807 de 2002.

10. Corte Constitucional, Sentencia T-796/06 (M.P. Clara Inés Vargas Hernández).

11. Corte Constitucional, Sentencia C-124 de 2011.

12. Corte Constitucional, Sentencia C-124 de 2011.

13. Corte Constitucional, Sentencia T-417 de 2008.

14. DEVIS ECHANDÍA, Hernando, Compendio de Derecho Procesal, Tomo II, Pruebas Judiciales, Editorial ABC, 1984, págs. 339 y ss.

15. DEVIS ECHANDÍA, Hernando, Ob. Cit. Págs. 346 a 350 y ss.

16. PARRA QUIJANO, Jairo, Manual de Derecho Probatorio, Librería Ediciones del Profesional Ltda., 2004, Pág. 649.

17. Sobre este punto en sentencia de 15 de abril de 2010, la Sección Tercera del Honorable Consejo de Estado, al realizar el análisis de lo que debe entenderse como error grave, trae a colación las siguientes definiciones hechas por la doctrina, las cuales citamos a continuación:

“[E]l Dr. Antonio Rocha, sobre el particular señala:

“¿Qué se entiende por error grave de un dictamen pericial? La noción del error, así sea grave o intrascendente ante su verificación en la realidad, nos lleva automáticamente a la noción de verdad. Y la verdad, según la concepción común, es el acuerdo del pensamiento con la realidad. En lo que consiste ese acuerdo del pensamiento con la realidad. En lo que consista ese acuerdo discrepan las escuelas filosóficas; para los relativistas, por ejemplo, que hacen de la verdad el acuerdo del juicio con las impresiones subjetivas, es verdad que el tablero es negro cuando tengo la sensación de un tablero negro, en tanto que para la filosofía clásica (realismo crítico) no se trata de una correspondencia entre el juicio y las cosas, pues tanto la verdad como el error están en el juicio y no habría error en representarnos un tablero negro sino que este realmente lo sea, como no habría error en representarnos mentalmente un túnel bajo Bogotá sino en afirmar que el túnel existe. Similares consideraciones sobre la verdad y el error pueden hacerse respecto de la concepción modernos de los pragmatistas y de los sociólogos. Para aquellos es verdad lo que ha sido verificado, lo que resiste el control de la experiencia, de donde deducen que la verdad no es conocida sino por la verificación ya experimental, ya racional, mediante el juicio analítico, pero que la verdad no se confunde con la verificación, porque las cosas ya eran verdad antes de verificarlas, como el Salto de Tequendama, que existe aunque no haya ojos que lo vean (véase "Precis de Philosophie", por Paul Foulqui‚, profesor de la Escuela de Caousou, Toulouse, Tomo II, lógica, Moral, Metafísica, edición de 1936, editor, de quien hemos hecho esta síntesis).....pero precisamente esa verificación de los peritos es la que se tacha de error, y de error grave, con lo cual vuelve a quedar sin solución el interrogante. En efecto, ¿Cuál sería ese error, en qué consiste, cómo se comprueba?.....Grave es lo que pesa, grande, de mucha entidad o importancia; y grave es en procedimiento judicial lo que afecta seriamente el interés legítimo de las partes en la demostración de un hecho. La noción, es sin embargo, un poco relativa y estar, en últimas sujeta su apreciación a la prudencia del juez, como lo está la misma valoración del dictamen pericial...... Error grave es no verificar con diligencia la calidad o aptitud de un terrero para la agricultura, o para la ganadería, o para la irrigación, o para soportar el peso de un edificio; error grave es no verificar la resistencia de materiales por parte del arquitecto; o la herida que pudo ser mortal, o la incapacidad resultante; y lo será también equivocarse no tan solo sobre la materia de que está hecha una cosa (antigua noción de sustancia para determinar el error que invalida las obligaciones) sino sobre las propiedades cuyo conjunto determina su naturaleza específica y las distingue, o sobre calidades adjetivas, pero que determinan el consentimiento; no es lo mismo el original que la copia de un cuadro de Goya, o de Borrero.

“Desde luego, el error debe demostrarse y la calidad de grave apreciarse. (U. Nacional de Colombia 3a. Edición 1951, pags. 230 y ss).” (Citado por: Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección tercera, Sentencia de mayo 30 de 1991, Radicado 3577, C. P. Julio Cesar Uribe Acosta) - (negrillas por fuera del original)

El tratadista Jaime Azula Camacho al conceptuar que respecto del error grave de una experticia sostuvo que “el hecho de tomar como objeto de observación estudio una cosa fundamentalmente distinta de la que es materia del dictamen, pues apreciando equivocadamente el objeto, necesariamente serán erróneos los conceptos que se den o falsas las conclusiones que de ellos se deriven” (AZULA CAMACHO, Jaime. Manual de Derecho Procesal. Tomo VI „Pruebas Judiciales". Segunda edición. Editorial Temis. Bogotá, 2003. Pág. 286).

Gustavo Humberto Rodríguez afirmó que “El error grave no es la documentación deficiente, sino que resulta de conceptos objetivamente equivocados, en forma grave. Debe tratarse de errores de hecho, no de derecho. La jurisprudencia ha dicho que el error de hecho consiste en creer probado un hecho no demostrado, o al contrario; y que lo que lo hace grave es ir contra la naturaleza de las cosas o la esencia de sus atribuciones” (RODRIGUEZ, Gustavo Humberto. Derecho probatorio colombiano. Compendio. Bogotá: Ediciones Librería del Profesional. 1983).

Para Rosember Emilio Rivadeneira: “El dictamen será objetado por error grave cuando la equivocación en la que haya incurrido el perito sea de tal magnitud que contraríe la objetividad de los hechos o la naturaleza de las cosas, de manera tal que si en él no se hubiere incurrido otro fuera el sentido de las conclusiones.” (RIVADENEIRA BERMÚDEZ, Rosember Emilio. Manual de derecho probatorio administrativo. Medellín: Librería Jurídica Sánchez. 2008).

18. Consejo de Estado, Sala de lo contencioso administrativo, Sección Tercera, Consejero ponente: MAURICIO FAJARDO GOMEZ Bogotá D.C., quince (15) de abril de dos mil diez (2010), RADICACIÓN: 19001-2331-000-1996-08007, EXPEDIENTE: 18014

19. Corte Suprema de Justicia. Sala de Casación Civil. Sentencia del 29 de abril de 2005. M.P. Carlos Ignacio Jaramillo.

20. Corte Constitucional, Sentencia T-274 de 2012.

21. Corte Constitucional, Sentencia C-089 de 2011, Magistrado Luis Ernesto Vargas Silva.

22. Ibídem

23. En este punto ha expuesto la jurisprudencia del Honorable Consejo de Estado, Sección Tercera, en sentencia de mayo de 2007, dentro de la Acción Popular 25000-23-26-000-2003-01042-01, con ponencia de la Dra. Ruth Stella Correa:

“Cabe precisar que el perito no puede suplir al juez de instancia en su función de administrar justicia, es decir, no puede en su experticio pronunciarse respecto del fondo del asunto puesto que el objeto de la prueba es verificar algunos hechos que interesan al proceso y no establecer si las pretensiones solicitadas en la demanda deben prosperar o no, habida consideración al hecho de que no puede conceptuar si una situación presenta los requisitos legales productores de un determinado efecto jurídico, dado que su función se circunscribe a la determinación de elementos de hecho correspondiéndole la valoración jurídica al juez.”

24. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Primera. C.P. Martha Sofía Sanz Tobón. Rad: 25000-23-24-000-2003-90943-01. Providencia del 26 de abril de 2007.

25. Constitución Política Artículos 365 a 370, Ley 142 de 1994 y Resolución CREG 126 de 2010,

26. Corte Constitucional, Sentencia C-124 de 2011

27. Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Primera. Exp. No. 250002324000 1998 0419 01 (6380). Sentencia del 1 de junio de 2001. Consejero ponente: Gabriel Eduardo Mendoza Martelo.

28. Consejo de Estado, Sección Tercera, sentencia del 1° de abril de 2009, Exp. 32.800, M.P. Ruth Stella Correa Palacio.

29. Corte Constitucional, Sentencia C-124 de 2011.

30. Ibídem cita 23, Pág. 32.

31. “ARTÍCULO 238. CONTRADICCION DEL DICTAMEN. <Artículo modificado por el artículo 1, numeral 110 del Decreto 2282 de 1989. El nuevo texto es el siguiente:> Para la contradicción de la pericia se procederá así

(…)

7. Las partes podrán asesorarse de expertos, cuyos informes serán tenidos en cuenta por el juez, como alegaciones de ellas.” (Resaltado fuera de texto)

32. “ARTICULO 10. SOLICITUD, APORTACION Y PRACTICA DE PRUEBAS. Para la solicitud, aportación y práctica de pruebas, además de las disposiciones generales contenidas en el Código de Procedimiento Civil y demás disposiciones se dará aplicación a las siguientes reglas:

1. Cualquiera de las partes, en las oportunidades procesales para solicitar pruebas, podrá presentar experticios emitidos por instituciones o profesionales especializados. De existir contradicción entre varios de ellos, el juez procederá a decretar el peritazgo correspondiente. “

33. “ARTÍCULO 18. El artículo 183 del Código de Procedimiento Civil, quedará así:

ARTÍCULO 183. OPORTUNIDADES PROBATORIAS. Para que sean apreciadas por el juez las pruebas deberán solicitarse, practicarse e incorporarse al proceso dentro de tos <sic> términos y oportunidades señalados para ello en este código.

Cualquiera de las partes, en las oportunidades procesales para solicitar pruebas, podrá presentar experticios emitidos por instituciones o profesionales especializados. De existir contradicción entre varios de ellos, el juez procederá a decretar el peritazgo correspondiente

(…)”

34. ARTÍCULO 2 La ley posterior prevalece sobre la ley anterior. En caso de que una ley posterior sea contraria á otra anterior, y ambas preexistentes al hecho que se juzga, se aplicará la ley posterior.

35. Corte Constitucional, Sentencia C-630 de 2011.

36. PARRA QUIJANO JAIRO, Instituciones de Derecho Procesal Civil, página 242 y 243, Dupré Editores, Bogotá, 2011.

37. Corte Constitucional, Sentencia T-417 de 2008.

38. DEVIS ECHANDÍA, Hernando, Compendio de Derecho Procesal, Tomo II, Pruebas Judiciales, Editorial Temis, 2002, págs. 137 y ss.

39. Documento Objeción Grave, Radicado CREG E-2012-007386.

40. Citado en la sentencia del Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Consejero ponente: Mauricio Fajardo Gómez, Bogotá D.C., quince (15) de abril de dos mil diez (2010), Radicación: 19001-2331-000-1996-08007, Expediente: 18014

41. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Consejero ponente: Mauricio Ruth Stella Correa Palacio, Bogotá D.C., tres (3) de marzo de dos mil diez (2010), Radicación: 47001-23-31-000-1997-05195-02(37269)

42. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Consejero ponente: Mauricio Ruth Stella Correa Palacio, Bogotá D.C., tres (3) de marzo de dos mil diez (2010), Radicación: 47001-23-31-000-1997-05195-02(37269)

43. Respuesta comunicación CREG 2012-BUC-006926 recibida el 30 de julio/012. Dictámenes periciales rendidos por Calvin Peter Oleksuk y Frank Gregory Lamberson– Objeción parcial por error grave.

44. Documento CREG 100 de 2010, numeral 3.2.7, página 110.

45. Documento CONPES 2571 de 1991.

46. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003.

47. Para mayor detalle ver documento CREG 085 de 2011, página 289.

48. El cálculo del factor de utilización involucra, entre otros aspectos, la demanda esperada de capacidad y la capacidad máxima del gasoducto.

49. El cálculo del factor de utilización involucra, entre otros aspectos, la demanda esperada de capacidad y la capacidad máxima del gasoducto.

50. Documento CREG 100 de 2010, numeral 3.2.7, página 110.

51. Ver parágrafo 4 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010. En la Resolución CREG 041 de 2011 se establecen los criterios para incluir extensiones de redes tipo II de transporte en un sistema existente.

52. Documento CREG 100 de 2010, numeral 3.2.7, página 110.

53. En la Tabla 62 del documento CREG 085 de 2011 se indica que la solicitud de TGI fue por USD 2.082.502.340 (cifras a diciembre de 2009). Esta cifra es ligeramente mayor a aquella indicada en la (i.e. USD 2.081 millones) debido a: i) diferencias entre el PPI que utilizó TGI y el utilizado por la CREG para actualizar las cifras (ver sección 3.1.1.1 del documento CREG 085 de 2011); y ii) la cifra del documento CREG 085 de 2011 (i.e. USD 2.082 millones) incluye el valor de activos de odorización que TGI solicitó retirar de la base de activos (ver literal d del numeral 3.1.1.1 del documento CREG 085 de 2011).  

54. Mediante esta figura de BOMT (Build, Operate, Maintain and Transfer) el contratista se obliga a construir, operar y mantener el activo durante un período establecido y al final del período transfiere el activo a su contratante por un valor determinado. Por su parte el contratante se obliga a realizar pagos periódicos durante el período establecido.

55. Nótese que la Transportadora de Gas del Interior S.A. ESP se transformó en la Transportadora de Gas Internacional S.A E.S.P.

56. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003.

57. Documento CREG 014 de marzo 4 de 2003.

58. Artículo 74. Funciones especiales de las comisiones de regulación. (…) 74.1. De la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible.

a) Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

59. Corte Constitucional, Sentencia SU-360 de 1999, reiterada la Sentencia T-021 de 2008.

60. Corte Constitucional, Sentencia T-308 de 2011, citando la Sentencia C-478 de 1998.

61. Corte Constitucional, Sentencia T-642 de 2004, citando la Sentencia T-295 de 1999.

62. Este valor no incluye USD4,8 millones que se dejaron de reconocer correspondientes a la construcción en 2006 de la estación Miraflores.

63. 'Natural Gas Compressor Stations on the Interstate Pipeline Network:Developments since 1996'. Energy Information Administration, Office of Oil and Gas, November 2007.

64. 'Natural Gas Compressor Stations on the Interstate Pipeline Network:Developments since 1996'. Energy Information Administration, Office of Oil and Gas, November 2007.

65. En el artículo 10 de la Resolución CREG 126 de 2010 se establece una tasa de 15,02%, real antes de impuestos, para el cargo fijo y 17,70%, real antes de impuestos, para el cargo variable. En metodologías de ingreso regulado, como la aplicable en la actividad de transmisión de energía eléctrica en Colombia, la tasa es de 11,5% real antes de impuestos.

66. El perito Oleksuk presentó las cifras en dólares americanos de mayo de 2012. Para expresar las cifras en precios constantes de diciembre de 2009, que es la fecha base de las cifras de la Resolución CREG 110 de 2011, se utilizó el índice PPI definido en el artículo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010.

67. Consejo de Estado, Sección Tercera, sentencia del 1° de abril de 2009, Exp. 32.800, M.P. Ruth Stella Correa Palacio.

68. Consejo de Estado, Sección Tercera, sentencia del 1° de abril de 2009, Exp. 32.800, M.P. Ruth Stella Correa Palacio.

69. Consejo de Estado, Sección Tercera, sentencia del 1° de abril de 2009, Exp. 32.800, M.P. Ruth Stella Correa Palacio.

70. Consejo de Estado, Sección Tercera, sentencia del 1° de abril de 2009, Exp. 32.800, M.P. Ruth Stella Correa Palacio.

71. Para indexar a la fecha de construcción de las estaciones en evaluación se parte de las cifras a mayo de 2012 y se llevan a cifras de la fecha de construcción de cada estación, y luego se actualiza con el PPI a cifras de diciembre de 2009.

72. Se entiende que antes de la importación ya se han adelantado actividades que implican mano de obra y otros.

73. Se excluye la estación Vasconia de 3.550 HP pues el valor reconocido es igual al valor solicitado.

74. Para indexar a la fecha de construcción de las estaciones en evaluación se parte de las cifras a mayo de 2012 y se llevan a cifras de la fecha de construcción de cada estación, y luego se actualiza con el PPI a cifras de diciembre de 2009.

75. Se entiende que las cifras están expresada en la fecha base (i.e. diciembre 31 de 2009).

76. Se entiende que las cifras están expresada en la fecha base (i.e. diciembre 31 de 2009).

77. Ver página 6 del documento con radicado E-2012-006016 del 27 de junio de 2012.

78. La estación Puente Guillermo es de 16.590 HP.

79. Ver página 6 del documento con radicado E-2012-006016 del 27 de junio de 2012.

80. La estación Puente Guillermo es de 16.590 HP.

81. Ver página 6 del documento con radicado E-2012-006016 del 27 de junio de 2012.

82. La estación Puente Guillermo es de 16.590 HP.

83. En el artículo 10 de la Resolución CREG 126 de 2010 se establece una tasa de 15,02%, real antes de impuestos, para el cargo fijo y 17,70%, real antes de impuestos, para el cargo variable. En metodologías de ingreso regulado, como la aplicable en la actividad de transmisión de energía eléctrica en Colombia, la tasa es de 11,5% real antes de impuestos.

84. Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo., sentencia de 6 de julio de 2001 (Expediente núm. 1999-0324-01(6570), Consejera ponente doctora María Inés Navarrete Barrero.

85. Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera. Sentencia fechada en julio 18 de 2002. Radicación número: 85001-23-31-000-2000-0266-01(19700) y sentencia fechada en agosto 10 de 2000, radicación No. 12648. M. P. Dra. María Elena Giraldo Gómez, entre otras.

86. Sobre este punto expuso el H. Consejo de Estado, en sentencia de febrero del mismo año:

“No es válidamente posible que, con su decisión, el juez de la segunda instancia agrave, empeore o desmejore la situación que en relación con el litigio correspondiente le hubiere sido definida al apelante único mediante la sentencia de primera instancia. Dicha garantía, que le imposibilita al juez de la segunda instancia agravar la situación del apelante o resolverle en su perjuicio y que se circunscribe a los eventos en los cuales el cuestionamiento del fallo proviene de quien ha de aparecer como apelante único, encuentra expresa consagración constitucional en el artículo 31 de la Carta Política”

87. Corte Constitucional, T-56 de 1998. M.P. Eduardo Cifuentes Muñoz

88. Corte Constitucional, T-033 de 2002 M.P. Rodrigo Escobar Gil

89. Corte Constitucional, Sentencia T-1089 de 2004, Consejo De Estado Sala De Lo Contencioso Administrativo Sección Tercera – Subsección A Consejero Ponente: Mauricio Fajardo Gómez Bogotá, D.C., febrero nueve (09) de dos mil once (2011). Radicación: 410012331000199508424 – 01 (19.352)

90. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección segunda - subsección "A”, Consejero ponente: Alberto Arango Mantilla, Bogotá, D.C., primero (1º) de febrero de dos mil siete (2007). Radicación número: 05001-23-31-000-2003-00107-01(8963-05)

91. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección Primera Consejero ponente: MARCO ANTONIO VELILLA MORENO Bogotá, D.C., veintiséis (26) de agosto de dos mil diez (2010) Radicación número: 25000-23-24-000-2000-00327-02

92. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, SUBSECCIÓN C Consejero ponente: Enrique Gil Botero Bogotá D.C., veintiséis (26) de julio de dos mil once (2011). Expediente: 05001232500019950247 01 Radicación interna número: 20.281

93. Corte Constitucional, Sentencias T-057 de 2004, T-741 de 2000, SU-1722 de 2000, T-033 de 2002, T-082 de 20002, T-587 A de 2003, T-1089 de 2004, T-291 de 2006, C-591 de 2005.

94. Corte Constitucional, Sentencia T-082 de 2002.

95. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Subsección A Consejero ponente: HERNAN ANDRADE RINCON Bogotá, D.C., diez (10) de febrero de dos mil once (2011) Radicación número: 63001-23-31-000-1997-04685-01(16306)

96. Corte Constitucional, Sentencias T-503 de 2003 y T-291-06.

97. Consejo De Estado Sala De Lo Contencioso Administrativo Sección Tercera – Subsección A Consejero Ponente: Mauricio Fajardo Gómez Bogotá, D.C., febrero nueve (09) de dos mil once (2011). Radicación: 410012331000199508424 – 01 (19.352)

98. Corte Constitucional, Sentencia C-041 de 2003.

99. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003

100. Corte Constitucional, Sentencia C-041 de 2003

101. Corte Constitucional, Sentencia C-075 de 2006.

102. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003, C-1120-05 Consejo de Estado, Sala de lo contencioso administrativo, Sección primera, Consejero ponente: doctor: Rafael E. Ostau de Lafont Pianeta, Bogotá, D.C., treinta (30) de abril de dos mil nueve (2009), Núm. Rad.: 11001 032400020040012301

103. Corte Constitucional, Sentencia SU-2010 <sic, es 1010> de 2008.

104. Artículos 365 a 370

105. Ley 142 de 1994, Arts. 1 a 12.

106. Corte Constitucional, Sentencia C- 075 de 2006

107. Corte Constitucional, Sentencia C-353 de 2006

108. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003.

109. Corte Constitucional, Sentencias C-093 de 2001, C-608 de 2010.

110. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección segunda - subsección "A”, Consejero ponente: Alberto Arango Mantilla, Bogotá, D.C., primero (1º) de febrero de dos mil siete (2007). Radicación número: 05001-23-31-000-2003-00107-01(8963-05)

111. Corte Constitucional, Sentencia C-354 de 2009.

112. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003.

113. Corte Constitucional, Sentencia T-082 de 2002.

114. Constitución Política artículos 365 a 370, Ley 142 de 1994, artículos 74. 1, 74.2 y 87. 1

115. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003.

116. Corte Constitucional, Sentencia C-041 de 2003.

117. Corte Constitucional, Sentencia C-353 de 2006 y C-150 de 2003.

118. Corte Constitucional, Sentencias C-065 de 2005, C -991 de 2004, C-145 de 2009.

119. Corte Constitucional. Sentencia C-221 de 1992. M.P Alejandro Martínez Caballero.

120. Corte Constitucional de Colombia. Sentencia C-070 de 2004. MP: Clara Inés Vargas.

121. Corte Constitucional de Colombia. Sentencia C-228 de 2011 y T-301 de 2004.

122. Ver comunicaciones E-2010-010945, E-2010-011034, E-2011-00711, E-2011-002373, E-2011-00363 y E-2011-004207.

123. Para la conversión a pesos se utiliza la TRM de diciembre 31 de 2009.

124. En el anexo 37 del documento CREG 085 de 2011 se desagregan los valores reconocidos como gasto de AOM por tramo de gasoducto.

125. Se trata de la estación Papeles del Cauca.

126. Los proyectos que involucran materiales e insumos necesarios para la operación y mantenimiento se reconocieron como gastos de AOM en la Resolución CREG 110 de 2011.

127. Esta situación se puede presentar si el activo entra en operación antes de entrar en vigencia los cargos regulados aprobados por la CREG por primera vez para el respectivo activo.

128. Consejo De Estado, Sala De Lo Contencioso Administrativo, Sección Segunda, Subsección “B”, Consejero ponente: Jesús María Lemos Bustamante, Bogotá D.C, veintitrés (23) de agosto de dos mil siete (2007). Radicación número: 19001-23-31-000-2001-00255-01(1977-05

129. La metodología no exige que el transportador desagregue los costos de compresión por rubros o conceptos. En el documento CREG 085 de 2011 se consideraron estos rubros para efectos de análisis.

130. El anexo 56 del documento CREG 085 de 2011 es confidencial según solicitud de TGI.

131. A la fecha (abril de 2011) esta información está publicada en la página www.congas-siga.co

132. Kennedy, John L. (1993), Oil and Gas Pipeline Fundamentals, 2nd ed., PennWell Books, Tulsa, Oklahoma.

133. Ver informe de auditor con radicado CREG E-2011-004882.

134. En términos más técnicos esto significa estampillar la red tipo II en el gasoducto o grupo de gasoductos del cual se deriva.

135. Para efectos tarifarios el 2018 corresponde al año 8 indicado en el anexo 8.2 de la Resolución CREG 110 de 2011.

136. Se entiende que en el cálculo de TGI hubo cambios en la tercera o cuarta cifra decimal de los cargos variables. En el anexo 12 del recurso TGI muestra hasta la segunda cifra decimal, lo cual explicaría por qué no se visualizan cambios en los cargos variables que presenta TGI.

137. Se trata de los gasoductos ramales construidos bajo la figura de BOMT ('Build, Operate, Maintenance and Transfer) y que se desprenden de los gasoductos principales Ballena – Barrancabermeja y Mariquita – Cali.

138. Para el cálculo se consideró que la demanda asociada a la parte de BOMT es igual a la parte que no tiene BOMT hasta el año 20. Del año 20 al 30 se asumió una demanda plana igual a la del año 20.

139. Al respecto, ver por ejemplo, sentencia de la Corte Constitucional C-583 de 1997.

140. Consejo de Estado, Sección Tercera, sentencia del 1° de abril de 2009, exp. 32.800, M.P. Ruth Stella Correa Palacio.

141. Debe entenderse como tipificar, esto es ajustar a un tipo o norma, según la Real Academia Española.

142. Por nivel freático se entiende la distancia a la cual se encuentra agua subterránea.

143. En la página 48 del documento Natural Gas Pipeline and Storage Infrastructure Projections Through 2030, publicado el 20 de octubre del año 2009 por The Interstate Natural Gas Association of America (INGAA) Foundation, Inc. Se observa que para los años 2000 al 2008, los costos asociados a materiales correspondieron aproximadamente al 30%, los asociados a mano de obra representan casi el 38%, mientras que los otros costos incluidos los asociados al derecho de vía en promedio representan el 33%. Estos valores son coherentes con los considerados por la Comisión para la indexación y demuestran que debe existir una desagregación de los denominados otros costos.

144. Besley, Kuh y Welsch (1980) Regression Diagnostics, John Wiley & Sons: New York.