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Resolución 122 de 2012 CREG
RESOLUCION 122 DE 2012
(noviembre 2)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 117 de 2011, por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema de transporte de Promigas 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 en desarrollo del Decreto 2253 de 1994, y
CONSIDERANDO QUE:
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 dicha 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.
Promigas S.A. E.S.P. (en adelante Promigas), de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 (en adelante la metodología), mediante comunicación con radicación CREG No. E-2010-009023, formuló una solicitud para la aprobación de los cargos de transporte de los gasoductos de su propiedad.
Mediante la Resolución CREG 117 de 2011 se resolvió dicha solicitud y se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de Promigas, de acuerdo con los criterios previstos en la metodología.
Mediante el correo electrónico recibido en la CREG el 19 de septiembre de 2011 y radicado bajo el número E-2011-008842 de fecha 20 de septiembre de 2011 Promigas presentó un recurso de reposición contra la Resolución CREG 117 de 2011.
En el recurso de reposición contra la Resolución CREG 117 de 2011, Promigas presenta las siguientes peticiones:
“Demanda
Modificar el escenario de demanda establecido por la CREG en lo relacionado con la eliminación del Año 1 que correspondía al año 2011 y tomar como año de inicio del período tarifario el establecido a partir del año 2012 hasta el año 2031.
Plan de Nuevas inversiones (PNI y IFPNI)
Tanto para el período t-1 como t incluir la aprobación de las inversiones de adecuación por tramos y válvulas para el período t, excluidos en la resolución 117 teniendo en cuenta la situación particular de la vida útil real de nuestro sistema.
Igualmente, ajustar los valores a ser reconocidos para las inversiones aprobadas teniendo en cuenta el costo real de cada una de ellas y los presupuestos presentados por Promigas. Lo anterior con el fin de poder remunerar lo ya invertido y poder ejecutar las nuevas inversiones que requiere nuestro sistema.
Adicionalmente, reiteramos nuestra solicitud de incluir las inversiones requeridas en las Estaciones Compresoras y Obras de Protección del Cruce Subfluvial para poder darle confiabilidad e integridad a la operación del sistema tal como lo establece la metodología tarifaria y poder cumplir con las obligaciones establecidas en el RUT.
Inversiones en Ampliación de Capacidad
Siendo conocedores del comportamiento real de nuestro sistema de transporte de gas por más de 30 años en todo lo relacionado con aspectos comerciales, técnicos y operativos reiteramos la solicitud de aprobar todas las inversiones presentadas en la solicitud.
(…)
Costos AOM
Hacer los ajustes solicitados en lo relacionado en el presente recurso de reposición teniendo en cuenta los criterios aplicados por la Comisión en la Resolución 117.
(…)”
En el análisis de las peticiones, realizado en la sección IV de esta Resolución, se transcriben los argumentos presentados por Promigas para fundamentar sus peticiones.
1. Solicitud y decreto de pruebas
En el acápite identificado como “6. Pruebas” en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 117 de 2011, Promigas solicitó el decreto y práctica de las siguientes pruebas:
“6. Pruebas
6.1. Testimoniales.
De acuerdo con lo dispuesto por los artículos 213, s.s. y concordantes del Código de Procedimiento Civil, solicito se decrete el testimonio de las siguientes personas, quienes son mayores de edad y hábiles para declarar, quienes depondrán lo que les conste respecto a los hechos en que se fundamenta el presente recurso de reposición y especialmente para probar los siguientes hechos:
- Los proyectos ejecutados y en operación no reconocidos en la Resolución 117 de 2011.
- Los proyectos ejecutados y en operación reconocidos parcialmente por el regulador realizados en el Periodo tarifario pasado.
- La forma como se realizan los presupuestos de los activos solicitados dentro del Programa de Nuevas Inversiones.
- Las obras e inversiones realizadas al gasoducto a la fecha, motivo de la solicitud tarifaria y la necesidad de ejecutar aquellas que han sido sometidas a consideración de la CREG en el respectivo expediente.
- Las demás que le consten y que tengan relación con la solicitud tarifaria y/o el presente recurso.
Tales personas son las siguientes:
(i) ALEJANDRO VILLALBA Mc CAUSLAND, identificado con CC# 72,154,974 Gerente de Operaciones de PROMIGAS, domiciliado y residente en Barranquilla, quien puede notificarse en la Calle 66 No. 67-123 de Barranquilla, tel: 3713444, para que de cuenta de cuanto le conste, respecto de los proyectos ejecutados e incluidos dentro de la Solicitud Tarifaria, así como de los presupuestos.
(ii) MIGUEL PADILLA, identificado con CC# 8,680,969 Gerente de Ingeniería de PROMIGAS, domiciliado y residente en Barranquilla, quien puede notificarse en la Calle 66 No. 67-123 de Barranquilla, tel: 3713444 para que de cuenta de cuanto le conste, respecto de los proyectos ejecutados e incluidos dentro de la Solicitud Tarifaria, así como de los presupuestos.
(iii) CARLOS MORENO AGUAS, identificado con CC# 92,025,731 Gerente de Mantenimiento, domiciliado y residente en Barranquilla, quien puede notificarse en la Calle 66 No. 67-123 de Barranquilla, tel: 3713444, para que de cuenta de cuanto le conste, respecto de los proyectos ejecutados e incluidos dentro de la Solicitud Tarifaria, así como de los presupuestos.
Para el efecto y dentro se (sic) la oportunidad respectiva, presentaré el cuestionario al que haya lugar.
6.2. Prueba pericial
6.2.1. Peritaje técnico en Evaluación de proyectos
De acuerdo con lo dispuesto por los artículos 233, s.s. y concordantes del Código de Procedimiento Civil, con las modificaciones introducidas por la Ley 794 de 2.003, respetuosamente solicito se designe un perito, persona natural o jurídica, quien deberá contar con experiencia en la Metodología para la Evaluación de Proyectos de Construcción de Infraestructura especialmente en el área de construcción de gasoductos, con el fin de que rinda pericia, conforme con el siguiente cuestionario:
- ¿Cuáles son los criterios utilizados para la construcción de gasoductos propios de las mejores prácticas de la industria?
- ¿Es la topografía un único criterio válido para establecer los costos de un proyecto de construcción de gasoductos?
- ¿Cuáles son los elementos que inciden en la ejecución del proyecto de construcción de gasoductos?
- ¿Cuál es el manejo de la información de referencia que pueda existir de otros proyectos?
En cualquier caso, y dentro del término legal, me reservo el derecho de modificar y complementar las preguntas anteriores.
6.2.2. Dictamen Pericial Técnico de Revisión de Costos
De acuerdo con lo dispuesto por los artículos 233, s.s. y concordantes del Código de Procedimiento Civil, con las modificaciones introducidas por la Ley 794 de 2.003, respetuosamente solicito se designe un perito, persona natural o jurídica, quien deberá contar con experiencia en Construcción de gasoductos y/o oleoductos, de profesión Ingeniero con el fin de que rinda pericia, conforme con el siguiente cuestionario:
- ¿Cuál fue el procedimiento implementado por PROMIGAS, para la Construcción de las inversiones identificadas dentro del periodo tarifario pasado?
- ¿Cuál fue el criterio que utilizó PROMIGAS para escoger los proponentes para la adjudicación de los proyectos?
- ¿Los criterios utilizador (sic) por PROMIGAS buscaron favorecer el precio más bajo?
En cualquier caso, y dentro del término legal, me reservo el derecho de modificar y complementar las preguntas anteriores.
6.2.3. Dictamen Pericial Técnico en estadística y econometría
De acuerdo con lo dispuesto por los artículos 233, s.s. y concordantes del Código de Procedimiento Civil, con las modificaciones introducidas por la Ley 794 de 2.003, respetuosamente solicito se designe un perito, persona natural o jurídica, quien deberá contar con experiencia en estadística y econometría, con el fin de que rinda pericia, conforme con el siguiente cuestionario:
De acuerdo con el texto del anexo 22 del Documento CREG 092 de 2011, y de los argumentos expresados en el recurso de reposición, se pregunta:
¿La muestra tomada por la CREG es representativa?
¿Cómo debería estar compuesta la CREG (sic) para ser representativa?
¿El mecanismo de comparación propuesto por la CREG es confiable?
6.3. Exhibición de documentos
Solicitamos a la CREG, se sirva decretar las siguientes diligencias de Exhibición de documentos, para probar los siguientes hechos:
a. Que los valores incluidos por PROMIGAS dentro de la Solicitud tarifaria, para las inversiones construidas y por construir, se ajustan a un precio de mercado y son eficientes.
b. Que los proyectos de construcción de gasoducto, involucran diferentes aspectos, dentro de estos las limitaciones ambientales, sociales de terreno y demás argumentadas en el presente documento.
De acuerdo con lo anterior, solicito decretar las siguientes diligencias para la exhibición de Documentos:
i. A la sociedad TGI S.A.E.S.P. para que envíe copia de los documentos relacionados con los contratos de construcción de gasoductos de los últimos 5 años.
ii. A la sociedad ECOPETROL para que envíe copia de los documentos relacionados con los contratos de construcción de oleoductos y poliductos de los últimos 5 años.
iii. A la sociedad OCENSA para que envíe copia de los documentos relacionados con los contratos de construcción de oleoductos o poliductos de los últimos 5 años.
6.4. Audiencia para la presentación ante la CREG de los argumentos expuestos en el presente documento.
Respetuosamente solicitamos se conceda una audiencia para explicar cada uno de los argumentos expuestos en el presente documento, en la fecha que el regulador considere pertinente.”
Esta solicitud se resolvió mediante auto proferido por la Dirección Ejecutiva de la CREG el 7 de diciembre de 2011. Dicho auto resolvió lo siguiente:
“PRIMERO: Rechazar las pruebas testimoniales solicitadas por Promigas S.A. E.S.P. en el numeral 6.1. del recurso de reposición interpuesto por la mencionada empresa, contra la Resolución CREG 117 de 2011, por las razones expuestas en la parte motiva.
SEGUNDO: Poner en consideración de la Comisión en pleno el decreto de una prueba pericial para determinar el valor eficiente de las inversiones reportadas por Promigas S.A. E.S.P. en la variable IFPNIt-1, de conformidad con el inciso tercero del literal b) del artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.
TERCERO: Rechazar la solicitud de exhibición de documentos solicitada por Promigas S.A. E.S.P. en el numeral 6.3. del recurso de reposición interpuesto por la mencionada empresa, contra la Resolución CREG 117 de 2011, por las razones expuestas en la parte motiva.
CUARTO: Incorporar al expediente los documentos aportados por Promigas S.A. E.S.P. como anexos en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 117 de 2011, radicado bajo los números E-2011-008838 y E-2011-008842, y tenerlos como prueba.
Asimismo, incorporar al expediente aquéllos documentos que sean allegados por Promigas 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 Promigas, objeto del presente recurso.
QUINTO: Contra lo resuelto en los puntos primero y tercero 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.”
Todas las pruebas decretadas en el auto trascrito fueron practicadas de conformidad con la ley. Los documentos allegados al expediente fueron debidamente analizados y valorados en el trámite previo a la decisión contenida en la presente resolución.
Mediante comunicación radicada en la CREG el día 16 de diciembre de 2011 con el número E-2011-012084, Promigas interpuso recurso de reposición contra el auto proferido por la Dirección Ejecutiva el 7 de diciembre de 2011.
Este recurso será resuelto en la presente Resolución. Su análisis se encuentra en el numeral 2 del presente acápite.
Por otro lado, de conformidad con el artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010, y en concordancia con lo establecido en el artículo segundo del auto trascrito, la Comisión expidió la Resolución CREG 011 de 2012, en la cual se resolvió decretar 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 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.
6. 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 Hopf como perito, quien deberá absolver las cuestiones identificadas con los números 1, 5 y 6 del artículo 1 de la presente resolución.
Desígnese a Frank Gregory Lamberson como perito, quien deberá absolver las cuestiones identificadas con los números 2, 3 y 4 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 deberá 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 1 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 Promigas 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 Promigas 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 dispuesto en el numeral cuarto del artículo 236 del Código de Procedimiento Civil, Promigas solicitó mediante comunicaciones E-2012-001878 y E-2012-002270 del 6 y 16 de marzo, respectivamente, extender la prueba pericial a otros asuntos. Dichas solicitudes fueron negadas mediante las Resoluciones CREG 030 y 037 de 2012 por los motivos que allí se exponen.
Las pruebas decretadas mediante la Resolución CREG 011 de 2012 fueron practicadas de conformidad con la Ley, y sobre las mismas se ejerció el derecho de contradicción. En el numeral 3 de las sección III se expone el desarrollo de las pruebas y los resultados de las mismas.
Adicionalmente, mediante auto proferido por la Dirección Ejecutiva de la CREG el día 8 de junio de 2012, se resolvió:
“PRIMERO: Incorporar al expediente 2010-0081 los informes rendidos por el perito Frank Hopf Jr. en respuesta a la pregunta número 1 establecida en el artículo 1 de la Resolución CREG 036 de 2012.
SEGUNDO: Correr traslado a Promigas S.A. E.S.P. de los informes a los que se refiere el artículo precedente, con el fin de que dicha empresa ejerza su derecho de contradicción, de conformidad con el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil.
TERCERO: Contra el presente auto no procede recurso alguno.”
2. Recurso de reposición interpuesto por Promigas contra el Auto del 7 de diciembre de 2011
2.1. Respecto a la metodología de comparación
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“(…) tal y como se demuestra de manera clara en el recurso presentado por PROMIGAS, la muestra tomada por la CREG dista mucho de los parámetros básicos de la estadística y de la econometría, y en estricto sentido, EL MISMO REGULADOR NO ESTA DANDO CUMPLIMIENTO A LO QUE ANUNCIO QUE IRÍA A HACER, QUE ES COMPARAR LA SOLICITUD CON ACTIVOS COMPARABLES.
(…)
La CREG debería considerar que por lo menos la muestra debería complementarse, al punto que satisfaga los principios básicos de la estadística y la econometría (…)
(…)”
En el recurso que interpuso Promigas contra de la Resolución CREG 117 de 2011 se indicó que la metodología que siguió la CREG para establecer los valores eficientes de las inversiones fue incorrecta. Los análisis de la CREG a este respecto se presentan en el numeral 3 de la sección IV de esta resolución.
2.2. Respecto de las pruebas documentales
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“(…)
Respecto de la solicitud asociada a TGI, la CREG manifestó lo siguiente:
"Al respecto debe indicarse, por un lado, que la eficiencia las inversiones de gasoductos realizadas por TGI S.A. E.S.P. en los últimos cinco años es objeto de revisión y aprobación por parte de la CREG en este momento, con fundamento en la resolución CREG 126 de 2010. En efecto, se informa que mediante la resolución CREG 110 de 2011, "por la cual se establecen los cargos regulados por el sistema de transporte de la Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., TGI S.A. ESP" se decidió una solicitud tarifaria de dicha empresa; contra la misma se interpusieron sendos recursos de reposición y por lo tanto no está en firme.
Así las cosas, la eficiencia de las inversiones realizadas por TGI S.A. E.S.P. en los últimos cinco años es actualmente objeto de discusión ante la CREG, y no pueden servir de prueba para resolver el presente recurso"
De una lectura detallada de la Resolución CREG 126 de 2010, no se desprende que los datos que se involucren dentro del modelo de comparación deban ser el resultado de una resolución firme; la Resolución 126 de 2010 de manera clara señala que la CREG hará uso de la información disponible de costos eficientes de otros activos comparables.
La razón que expone el regulador entonces, para abstenerse de decretar esa prueba, no se ajusta a la misma metodología, pero tampoco a los criterios básicos del derecho probatorio.
(…)
Asimismo, el regulador al comparar el valor de los proyectos construidos por los transportadores en el país, puede sin duda evidenciar de mejor manera el costo real que éstos han tenido, y una evolución de los precios del mercado, que resulta una información mucho más actualizada que cualquiera que se hubiese presentado de 10 años hacia atrás.
En ese mismo sentido, la prueba no solamente es pertinente, conducente y oportuna, sino que además es necesaria para que el regulador realmente pueda aplicar un criterio robusto de comparación (…)
Tampoco se entiende como el regulador pretende, dentro de los cinco días hábiles que concedió para analizar su decisión y presentar un recurso de reposición, que sean los agentes los que presenten información adicional, y niegue este tipo de mecanismos probatorios idóneos para lograr esos mismos objetivos.
(…)
Respecto de la exhibición de documentos a Ecopetrol
Los argumentos que tuvo en cuenta el regulador para efectos de rechazar la prueba solicitada por PROMIGAS, que nuevamente tenía como objetivo ilustrar a la CREG sobre la manera que pudiera tomar una decisión con una mejor percepción de la realidad, se fundamentó básicamente en que el mismo Ecopetrol consideraba que sus costos eran mayores a los del mercado, para lo cual hizo la siguiente cita:
"Vale la pena resaltar que uno de los factores que más influye en los altos costos presentados en la valoración de activos realizada por Ecopetrol S.A:, (SIC) es el costo de su mano de obra calificada y no calificada, ya que por ejemplo mientras para otras industrias diferentes a la del sector de Oil & Gas, un obrero raso se gana como "máximo" el salario mínimo mensual legal vigente, esa misma labor, para un trabajador obrero de cualquier contratista de obra civil de Ecopetrol S.A. es remunerado como mínimo con 1. 45 veces el salario mensual legal vigente".
Respecto de estas cifras y otras similares, la CREG se cita a sí misma, de la siguiente manera:
"(...)
Los costos ocasionados por convenciones colectivas, o aquellos ocasionados por cualquier otra forma de acuerdo laboral particular que incremente costos por encima de los estándares del mercado, se aparta del criterio de eficiencia económica de que trata la ley 142 de 1994 y al cual debe sujetarse la regulación".
Y derivado de las citas anteriores, la CREG concluye lo siguiente:
" De acuerdo con lo anterior, la prueba no resulta pertinente para efectos de introducir nuevos criterios de comparación, y mucho menos para determinar si "los valores incluidos por PROMIGAS dentro de la solicitud tarifaria, para las inversiones construidas y por construir, se ajusta a un precio de mercado y son eficientes"
El regulador no explica por qué considera que no es pertinente, ya que los argumentos expresados en las citas mencionadas por la CREG, demuestran que los costos de Ecopetrol, son parte de la industria de "Oil & Gas" (industria de la cual PROMIGAS forma parte).
Por lo anterior, ¿Significa esto que por demostrar los proyectos de Ecopetrol la realidad de la industria no pueden formar parte de la muestra? ¿En qué parte de la Metodología el regulador tiene la facultad de excluir de la muestra los individuos representativos de la industria? ¿Por qué el regulador acoge para ciertos asuntos la metodología y en otros no?
Contrario a lo que el regulador supone, sin explicar el fundamento, la prueba es pertinente y oportuna, en la medida que en primer lugar busca mejorar la muestra, y en segundo lugar, permite determinar que la distribución de costos (tubería, mano de obra y otros) es distinta en cada proyecto, y que los valores en general son distintos.
(…)
De otra parte, el regulador menciona "....que las tuberías utilizadas para el transporte de combustibles líquidos deben tener un grado superior al de las tuberías utilizadas para el transporte de gas natural, pues se presenta una mayor tensión mínima especificada de fluencia (SMYS), según se define en la norma ASME 6318-7999".
Con respecto a lo anterior tenemos tos (sic) siguientes comentarios;
(…)
No es claro para nosotros el sustento de la CREG para afirmar que los grados de ductos para combustibles líquidos deben ser superiores que los de gas natural, en razón que es discreción del diseñador seleccionar el grado respectivo y que ambos estándares contienen los mismos materiales (por ej. API5L).
(…)
La prueba solicitada es pertinente y conducente, en la medida que como criterio de comparación, y una vez agotados de conformidad con los parámetros que el mismo regulador determinó en la resolución que cita, sería un elemento dentro de otros en la muestra. Esta información sin duda alguna contribuye a generar un parámetro de comparación adicional, que el regulador no puede negarse a considerar.
Los poliductos, así como otros negocios de productos de ductos, como aquel solicitado a OCENSA y a Ecopetrol, comparten características que si bien son obvias, interesa resaltarlas en el presente documento de la siguiente manera:
(…)
La posición de la CREG entonces de negarse a comparar los poliductos y oleoductos, como ELEMENTOS DE COMPARACION, dentro de UNA MUESTRA QUE DEBERÍA TENER POR LO MENOS ENTRE 20 Y 30 INDIVIDUOS INDEPENDIENTES SEGÚN LO INDICAN LAS MEJORES PRACTICAS EN ESTADISTICA, y sin proveer información que permita conseguir y complementar una muestra técnicamente robusta, no tiene justificación.”
Respecto de la solicitud para decretar la exhibición de documentos de TGI S.A. E.S.P. relativos a la construcción de gasoductos en los últimos 5 años, debe reiterarse que en la tarea del regulador de reconocer los valores eficientes de las inversiones realizadas o a realizar por los agentes, es incorrecto tomar como referencia el valor de las inversiones en gasoductos que también están en análisis, o en otras palabras, que hacen parte de otra solicitud tarifaria.
La metodología prevé en forma expresa que la CREG determinará el valor eficiente de las inversiones asociadas a las variables IFPNIt-1, PNIt e IACt a partir de costos eficientes de otros activos comparables. Tratándose de inversiones evaluadas por la CREG, los valores eficientes de las mismas son los determinados en las resoluciones firmes expedidas por esta entidad. Así, no puede aceptarse la lectura equivocada de que la metodología plantea la utilización de valores determinados por la CREG en resoluciones que no están en firme, o mejor en resoluciones que son objeto de reposición.
En efecto, tal como se señaló en el auto del 7 de diciembre de 2011, las inversiones en gasoductos realizadas por la empresa TGI S.A. E.S.P. durante los últimos 5 años están siendo evaluadas por la CREG bajo los mismos parámetros que fundamentaron la Resolución CREG 117 de 2011 recurrida, esto es, según la metodología contenida en la Resolución CREG 126 de 2010. Lo que es más, los argumentos esbozados por TGI S.A. E.S.P. para recurrir la valoración contenida en la Resolución 110 de 2011 son en escencia los mismos con los que Promigas atacó la valoración de sus inversiones que se encuentra en la Resolución CREG 117.
En este contexto, no tiene sentido jurídico alguno el decreto de la exhibición de documentos que solicitó Promigas. Dichos documentos se refieren a inversiones cuya valoración se está revisando por las mismas razones y en las mismas instancias que aquellas de Promigas. No es posible afirmar, entonces, que a la luz de la Resolución CREG 126 de 2010, las mismas son comparables, precisamente porque el valor de los gasoductos de TGI no ha sido aprobado como eficiente, de conformidad con la Ley 142 de 1994. De hacerlo, la CREG estaría dando por sentado que los valores reportados por TGI son aceptables a priori, con lo que estaría incurriendo en una actitud omisiva por no cumplir su función legal, además de violar, entre otros, los principios de eficiencia económica y neutralidad.
Para que una inversión sirva de criterio para comparar otra, su eficiencia debe estar fuera de duda desde el punto de vista regulatorio. De no ser así, el resultado de la comparación estaría potencialmente viciado, toda vez que si se compara una inversión ineficiente con otra que también lo es, la conclusión no podría ser otra que la aprobación de valores ineficientes.
Es por ello que no es posible comparar las inversiones de Promigas con las de TGI pues, desde el punto de vista regulatorio, su eficiencia no ha sido aprobada.
En el numeral 3 de la sección IV de esta resolución, se hace una explicación más amplia acerca de la metodología vigente, cómo se basa en incentivos y la forma en que los valores eficientes de las inversiones se determinan mediante comparaciones. En la muestra de referencia el regulador escogió ductos ejecutados sobre los que la CREG hizo análisis de eficiencia.
Por otro lado, es pertinente resaltar que el propósito central del proceso tarifario no es reconocer los costos “reales” sino eficientes para todas las partes. Así, la Comisión no acepta el argumento de Promigas según el cual si se incluyen “los proyectos construidos por los transportadores en el país, puede sin duda evidenciar de mejor manera el costo real que éstos han tenido” (Subrayas propias).
En los anteriores términos, la prueba solicitada se erige como impertinente e inútil, y se confirmará su rechazo por los motivos expuestos.
Ahora bien, respecto a las aseveraciones de Promigas sobre que los tubos de transporte de líquidos sí son comparables con los de gas natural se tiene que esta Comisión envió oficios al Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC(1) y al Ministerio Minas y Energía(2) para esclarecer cuáles son las normas técnicas que aplican en la construcción de gasoductos, oleoductos y poliductos. Dado que el ICONTEC no respondió de manera comprehensiva, y el Ministerio de Minas y Energía indicó(3) que al respecto no había emitido normativa alguna, no fue posible obtener información oficial precisa.
Por otra parte, en el dictamen pericial emitido por el perito Frank Lamberson como respuesta de la pregunta 2 del artículo 1 de la Resolución CREG 011 de 2012, del que se hará referencia en detalle, se encuentra que si bien los códigos de diseño de los ductos de transporte de líquidos y gas natural están regidos por normas distintas, en el diseño comparten algunos factores:
“El reglamento referente a líquidos peligrosos e instalaciones de gasoductos interestatales se establece y aplica a nivel federal. Para efectos de este informe, la CREG ha solicitado que los datos contenidos en este documento estén de acuerdo con los códigos y reglamentos de los Estados Unidos (EE.UU.) relacionados al diseño de tuberías y su construcción, específicamente ASME B31.4 para los sistemas de tuberías de líquidos y ASME B31.8 para los sistemas de gasoductos. Este informe se basa en las diferencias de costos entre las clasificaciones de localización dentro de un sistema de tuberías ASME B31.8. Muchos de los factores de diseño y los cálculos están interrelacionados entre ASME B31.4 y B31.8.” (Subrayas fuera del texto original)
Expuestos los anteriores elementos se tiene lo siguiente: i) no fue posible establecer de una fuente oficial en Colombia la normativa técnica concreta para el diseño y la construcción de gasoductos, oleoductos y poliductos; y ii) si bien en el dictamen pericial de uno de los peritos se explica que la norma que compete a los ductos que transportan gas natural es diferente a la de los que transportan líquidos, lo cual coincide con el conocimiento que en esa materia tiene la CREG, también en el dictamen se señala que en cuanto al diseño de los tubos se comparten algunos factores en las dos normas.
Así las cosas, en los análisis de los valores eficientes de referencia se decidió tener en cuenta los valores eficientes de inversiones en ductos de transporte de líquidos. Luego de las respectivas revisiones se encontró posible incluir en la muestra los valores de la inversión de los siguientes ductos, cuya eficiencia fue evaluada por la CREG en la Resolución CREG 099 de 2010:
- Propanoducto Galán – Puerto Salgar.
- Propanoducto Puerto Salgar – Mansilla.
- Poliducto Galán – Bucaramanga.
- Poliducto Salgar – Cartago.
- Poliducto Cartago – Yumbo.
Ante la posible pregunta de por qué no se incluyeron otros ductos de transporte de líquidos es preciso indicar que sólo de los indicados la CREG tiene claridad de la forma como se determinaron los valores.
Finalmente, resulta pertinente referirse a la aseveración de Promigas según la cual “[no] se entiende como (sic) el regulador pretende, dentro de los cinco días hábiles que concedió para analizar su decisión y presentar un recurso de reposición, que sean los agentes los que presenten información adicional, y niegue este tipo de mecanismos probatorios idóneos para lograr esos mismos objetivos”. Al respecto se indica que es la misma Ley 142 de 1994 la que en su artículo 113 dispone que “contra las decisiones de (…) las comisiones de regulación que pongan fin a las actuaciones administrativas sólo cabe el recurso de reposición, que podrá interponerse dentro de los cinco días siguientes a la notificación o publicación”. Por lo tanto, mal puede inferirse arbitrariedad alguna por parte de la CREG, como lo hace Promigas, respecto del término otorgado para presentar sus argumentos de hecho y de derecho contra la decisión adoptada. Asimismo, se reitera que la CREG ha actuado con absoluto apego a la ley y, específicamente en materia probatoria, se ha ceñido a los principios establecidos por la Constitución, la ley y la jurisprudencia. En los todos los actos ya mencionados se han explicado en detalle las razones por las que se ha rechazado solicitudes de prueba, así como se ha dejado claro por qué se decretaron otras, de acuerdo con las solicitudes de Promigas. Además, el procedimiento de la CREG en materia de notificaciones y términos para interponer recursos ha sido avalado por el Consejo de Estado en reiteradas ocasiones.
2.3. Respecto de las pruebas periciales
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Si bien no hay un pronunciamiento del regulador respecto de las pruebas periciales solicitadas, se hace una aclaración que resulta pertinente para efectos de que sea considerada por la CREG, al momento de decretarlas.
Las pruebas periciales solicitadas, fueron específicamente diseñadas para rebatir los argumentos de hecho y de carácter técnico utilizados por el regulador, y fundamentalmente para demostrar que la muestra utilizada por el regulador, y la metodología definida en la Resolución 117 de 2011 (no en la metodología tarifaria) es incorrecta, y no responde a ninguno de los principios básicos de la estadística y la econometría.
En la práctica, esto significa que el resultado de la metodología de comparación, arroja resultados incorrectos, que en este caso en particular, perjudican a PROMIGAS, pero que en un contexto general, afectan la señal hacia futuro, y el abastecimiento y confiabilidad del gas natural en el país.
No es posible que la CREG se excuse en que hay elementos que están definidos en la Resolución 126 de 2011, fundamentalmente porque ésta Resolución no contiene una metodología de valoración, sino simplemente unos criterios, los cuales incluso son susceptibles de ser complementados, dentro de ese propósito que la ley y la institucionalidad le exige.
Si el regulador decretara pruebas distintas de las solicitadas, y además, impide el derecho que le asiste a quien las solicita de participar en la elaboración de un cuestionario, estaría violando de manera grave el derecho de defensa, y el único medio que le queda a PROMIGAS para rebatir los argumentos del regulador.
(…)
Nos preguntamos entonces: ¿Cómo más esperaría la CREG que podamos probar que la decisión no es correcta? ¿Cómo piensa la CREG que al no aplicar las pruebas en la forma como se solicitaron, se siga cumpliendo el principio de contradicción?
Por todo lo anterior, insistimos que las preguntas formuladas por Promigas en el recurso de reposición sean debidamente contestadas y argumentadas por el peritaje seleccionado para tal fin”
Señala Promigas que las pruebas periciales “(…) fueron específicamente diseñadas para rebatir los argumentos de hecho y de carácter técnico utilizados por el regulador, y fundamentalmente para demostrar que la muestra utilizada por el regulador, y la metodología definida en la Resolución 117 de 2011 (no en la metodología tarifaria) es incorrecta, y no responde a ninguno de los principios básicos de la estadística y la econometría.”
En primer término, respecto de las estimaciones que realizó la CREG para determinar los valores eficientes de las inversiones de Promigas en la Resolución CREG 117 de 2011, se señala que sus análisis y observaciones están desarrollados en el numeral 3 de la sección IV de esta resolución.
Adicionalmente, vale la pena recalcar que mediante la Resolución CREG 011 de 2012 se decretó una prueba pericial, respondiendo así a la solicitud de Promigas. Lo anterior teniendo en cuenta que, de conformidad con lo señalado en la Resolución CREG 126 de 2010, esta decisión correspondía a la CREG y no a la Dirección Ejecutiva.
La prueba, como allí se dispone, buscó cuantificar criterios para incorporar al análisis comparativo que se desarrolló y así determinar los valores eficientes de las inversiones de Promigas. La prueba, vale decir, se desarrolló con absoluto respeto del derecho al debido proceso, dando oportunidad para que Promigas solicitara ampliaciones de la misma, así como aclaraciones o complementaciones y, en últimas, que ejerciera su derecho de contradicción tal y como lo estipula la Constitución, el Código Contencioso Administrativo, el Código de Procedimiento Civil y la Ley 142 de 1994.
2.4. Respecto a la alegada conducencia y utilidad de las pruebas aportadas por Promigas
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“(…) es de gran relevancia resaltar que las pruebas aquí solicitadas y alegadas tiene un alto grado de conducencia y utilidad para demostrar los hechos alegados por PROMIGAS, mediante recuso de reposición en contra de la Resolución CREG 117 del 2011.
Acorde con lo expresado por el autor Jairo Parra Quijano, en su libro Manual de Derecho Probatorio, la conducencia:
"Es la idoneidad legal que tiene una prueba para demostrar determinado hecho.
Supone que no exista una norma legal que prohíba el empleo del medio para demostrar un hecho determinado. El sistema de la prueba legal, de otra parte, supone que el medio que se emplea, para demostrar el hecho, está consagrado en la ley.
La conducencia es una comparación entre el medio probatorio y la ley, a fin de saber, si el hecho se puede demostrar en el proceso, con el empleo de ese hecho probatorio.”
Con el fin de establecer el valor eficiente de las inversiones realizadas por PROMIGAS, así como aquellas por realizar, ésta solicitó a la CREG, se tuvieran en cuenta pruebas testimoniales, documentales y periciales, las cuales de manera Inequívoca, lograrían demostrar al regulador los valores reales objeto de esta discusión.”
Se reitera que todas las solicitudes que formuló Promigas en materia probatoria fueron evaluadas a la luz de los preceptos legales del caso, ateniéndose la CREG a los principios de utilidad, conducencia, pertinencia, legalidad, contradicción, etc. Los motivos de rechazo o decreto de las pruebas solicitadas por Promigas se encuentran en cada uno de los documentos antes referidos y trascritos: auto del 7 de diciembre de 2011, Resoluciones CREG 011, 030 y 037 de 2012 y en la presente resolución.
3. Desarrollo de la prueba pericial decretada en la Resolución CREG 011 de 2012
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.
De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2012, los peritos designados en el artículo 2, respondieron así las preguntas señaladas en el artículo 1 de la misma resolución:
- El perito Frank Gregory Lamberson las preguntas 2, 3 y 4, y
- El perito Frank Hopf las Preguntas 1, 5 y 6.
A continuación se describe el desarrollo, y se analizan los principales aspectos, de la prueba pericial.
3.1. 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.
De conformidad con el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, mediante la comunicación S-2012-002095 del 23 de mayo de 2012 el Director Ejecutivo de la Comisión dio trasladó a Promigas del dictamen presentado por el perito Lamberson en los que respondió las preguntas 2, 3 y 4.
Mediante la comunicación E-2012-004879 del 30 de mayo de 2012 Promigas solicitó aclaraciones y complementaciones al dictamen del perito Lamberson.
Mediante la comunicación S-2012-002438 del 15 de junio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG solicitó aclaraciones y complementaciones 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 respuesta a las aclaraciones y complementaciones formuladas por Promigas y por la CREG.
Mediante la comunicación S-2012-002828 del 10 de julio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG solicitó aclaraciones adicionales 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-2012-003043 del 26 de julio de 2012, y con el fin de que, si era del caso, Promigas 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 Promigas y de la CREG, presentado por el perito Lamberson.
Mediante la comunicación E-2012-007371 del 2 de agosto de 2012 Promigas objetó parcialmente el dictamen pericial emitido por el perito Frank Gregory Lamberson a la respuesta de la pregunta 2 del artículo 1 de la Resolución CREG 011 de 2012, alegando un error grave, así:
“El Perito cometió un error en la migración de datos, al darle respuesta a las inquietudes de la CREG, arrojando como resultado un indicador de “Total Cost/Dia-in/Meter” erróneo, por estar el denominador equivocado en cada uno de los cálculos para los diferentes diámetros (…)”
En el examen del error que Promigas denominó como “grave”, la CREG advirtió que aparentemente sí 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(4) 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.
En la sección 3.3. se analiza en detalle la objeción presentada por Promigas.
3.2. 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 6.
Mediante la comunicación E-2012-006200 del 5 julio de 2012 el perito Frank Hopf presentó el aparte del dictamen que contiene la respuesta a la pregunta 5.
Mediante las comunicaciones S-2012-002230 del 1 de junio de 2012 y S-2012-002310 del 8 de junio de 2012 el Director Ejecutivo de la Comisión trasladó a Promigas el dictamen presentado por el perito Hopf.
Mediante la comunicación E-2012-005457 del 15 de junio de 2012 Promigas solicitó aclaraciones y complementaciones al dictamen del perito Hopf.
Mediante la comunicación S-2012-002491 del 20 de junio de 2012 el Director Ejecutivo de la CREG hizo lo propio.
Mediante la comunicación E-2012-006199 del 5 de julio de 2012 el perito Hopf presentó las respuestas a las solicitudes de la CREG y de Promigas a la pregunta 1.
Mediante la comunicación E-2012-006200 del 5 de julio de 2012 el perito Hopf presentó las respuestas a las solicitudes de la CREG y de Promigas respecto de la pregunta 5.
Mediante la comunicación E-2012-006201 del 5 de julio de 2012 el perito Hopf presentó las respuestas a las solicitudes de la CREG y de Promigas a la pregunta 6.
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-2012-003191 del 6 de agosto de 2012, S-2012-003406 del 21 de agosto de 2012 y S-2012-003444 del 23 de agosto de 2012, con el fin de que, si era del caso, Promigas objetara el dictamen por error grave, el Director Ejecutivo de la CREG trasladó a la empresa el dictamen, y las respuestas a las solicitudes de Promigas y de la CREG, presentado por el perito Hopf.
Mediante las comunicaciones E-2012-007782 del 15 de agosto de 2012 y E-2012-008303 del 29 de agosto de 2012 Promigas indicó al Director Ejecutivo de la CREG que una vez revisados los informes del perito Frank Hopf no encontraron razones para objetar por error grave el dictamen.
3.3. Objeciones de Promigas a los dictámenes periciales.
Según se indicó en los numerales 3.1 y 3.2 de esta sección, Promigas objetó por error grave uno de los dictámenes periciales.
Así, antes de resolver esta objeción de la recurrente, ante la presunta existencia de un “error grave” en relación con uno de los dictámenes periciales, procede esta Comisión a establecer el alcance del concepto de “error grave” de acuerdo con lo dispuesto 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.”(5)
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).”(6)
En relación con esto y bajo la 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(7) 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.(8) 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 ejúsdem).
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…”(9)
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(10)
, 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, así como los requisitos de validez y eficacia, 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 la Resolución CREG 011 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 estimación de costos asociados, mas no en cuestiones jurídicas.
De la misma forma, se da cumplimiento a los requisitos de validez. En la objeción 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.
En los anteriores términos, dado que el error del perito Lamberson fue simplemente aritmético, no afectó la validez de sus conclusiones. Teniendo en cuenta que Promigas indicó cómo corregir el error y el mismo perito así lo hizo, esta Comisión encuentra razonable los resultados de la prueba pericial.
Por las razones expuestas, no se acogerá la objeción por error grave presentada por Promigas.
IV. ANÁLISIS DE LAS PRETENSIONES DE PROMIGAS.
En los siguientes numerales se analiza cada una de las peticiones que presentó Promigas, transcritas en la sección II. Es pertinente advertir que al desarrollarlas, Promigas lo hizo en varias secciones separadas, las cuales a continuación se analizan en el mismo orden sugerido en el recurso de reposición.
1. Sobre la Demanda Esperada de Capacidad, DEC, y las Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC
Con referencia a las demandas, Promigas presentó en el recurso de reposición las solicitudes señaladas en la sección II. Posteriormente, en comunicación radicada bajo el número E-2012-005021, de fecha 5 de junio de 2012, fueron presentadas otras peticiones, adicionales y diferentes, a las del recurso.
En esta sección se procede, en su orden, a analizar las solicitudes que la empresa presentó en el recurso de reposición, para luego evaluar la solicitud del 5 de junio, antes mencionada.
1.1. Recurso de reposición
Promigas presentó los siguientes argumentos en cuanto a la Demanda Esperada de Capacidad, DEC, y a las Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC, como sustento de su recurso de reposición:
“Tal y como se desprende del expediente tarifario, el regulador, sin considerar la coherencia de la solicitud tarifaria presentada por PROMIGAS, rechaza las inversiones en ampliación de capacidad del sistema, pero acepta la demanda esperada de capacidad con los picos que se presentan en la solicitud tarifaria a partir del año seis y durante el año siete, superando la capacidad máxima del sistema, asunto que resulta imposible desde el punto de vista físico(11)
Así mismo, en razón a la demora en el trámite de la regulación, por fuera de los parámetros establecidos en la ley 142 de 1994, estos sí de obligatorio cumplimiento para el regulador, se presenta un atraso en la entrada en aplicación de la señal regulatoria, que modifica la base sobre la cual debe considerarse la señal tarifaria.
De acuerdo con lo anterior, en lo que tiene que ver con la demanda, las pretensiones del recurso son las siguientes:
i. Se actualice la proyección de DEC, considerando que ésta fue presentada en el 2010, para que el año 1 fuera el 2011, cuando la realidad es que la resolución fue expedida en el año 2011, y el año 1 correspondería al 2012, asumiendo que el regulador resuelve el presente recurso en el año 2011.
Los asuntos anteriores se especifican en las siguientes gráficas:
Sistema Total:
Ballena-La Mami
La Mami-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Jobo
SRT Red de Mamonal
Adicional a lo anterior, en el evento en que no acepten las IAC, se solicita se ajuste los años en los que la DEC supera la CMMP, para suprimir los picos de demanda, ya que de lo contrario, la proyección sería incoherente.
Los asuntos anteriores se especifican en las siguientes gráficas:
Sistema Total:
Ballena-La Mami
La Mami-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Jobo
SRT Red de Mamonal
De acuerdo con lo anterior, únicamente se reponen aquellos aspectos de la Demanda Esperada de Capacidad a los que se hace referencia en este acápite, y los cuales se sustentan de la siguiente manera:
(…) al momento en que PROMIGAS radicó la solicitud tarifaria, asumió que el regulador cumpliría con los plazos establecidos en la ley, de la misma manera como exige el cumplimiento de los plazos que la ley le establece a los agentes, y por tanto, asumiendo que la señal tarifaria no tomaría un plazo superior a seis meses para su implementación (…)
(…) es el regulador, el que al mismo tiempo determina el marco dentro del cual se desarrolla la actividad de generación termoeléctrica, y en ese sentido, en la medida en que este sector termoeléctrico no tenga claras unas señales de suministro de gas natural, no podrá determinar de manera válida y de largo plazo, las señales de transporte que el regulador requiere pero que la demanda no puede asumir dentro del entorno regulatorio actualmente vigente (…)
(…) el regulador debe asumir la responsabilidad de no introducir las señales adecuadas de ampliación dentro de la tarifa, que le permitan al país afrontar adecuadamente un fenómeno del Niño, en el evento en que éste se produzca (…)”
En síntesis, del análisis del texto transcrito observamos tres peticiones de Promigas respecto a las DEC y a las IAC:
i. Anticipar el Horizonte de Proyección de la DEC que presentó Promigas. Esta petición implica que los primero picos que superan la capacidad máxima existente en los tramos Ballena – La Mami y La Mami – Barranquilla lo hagan dentro de los primero cinco (5) años del horizonte. Como argumento la empresa plantea una supuesta demora en la decisión final del regulador.
ii. Aceptar las DEC presentadas como justificación para aprobar las inversiones en aumento de capacidad en los tramos Ballena – La Mami, La Mami – Barranquilla y Cartagena - Sincelejo.
iii. En caso de que la CREG no acepte las inversiones solicitadas para aumentar la capacidad en los tramos Ballena – La Mami y La Mami – Barranquilla la empresa solicita no tener en cuenta los periodos en los cuales la DEC supera la capacidad existente.
En primer término, sobre la supuesta demora en la toma de la decisión que plantea Promigas, es preciso indicar que si bien transcurrieron 302 días calendario (aproximadamente 10 meses) entre la publicación del aviso de prensa con el resumen de la solicitud, fecha de inicio de la actuación, y la Resolución CREG 117 de 2011, como se advierte en la Tabla 1, durante todo ese periodo fue necesario practicar pruebas requeridas para la toma de la decisión, como la solicitud de información a la empresa. Es así que en los considerandos de la resolución recurrida están citadas las principales comunicaciones entre la CREG y Promigas durante todo el proceso.
Tabla 1. Hitos del expediente CREG 081 de 2010
| Fecha | Hito |
| 07-oct-10 | Promigas radicó en la CREG la solicitud tarifaria |
| 27-oct-10 | Promigas remitió el extracto del aviso de prensa que publicó con el resumen de la solicitud que para tales efectos le envió la CREG |
| 08-oct-10 | La CREG le anunció a la empresa que las pruebas de lso numerales segundo y tercero del auto de pruebas del 27 de octubre de 2010 finalizaron. |
| 17-oct-10 | Última comunicación de la CREG solicitando información a Promigas |
| 23-oct-10 | Respuesta de Promigas a la última comunicación de la CREG |
| 25-oct-10 | En la Sesión No. 497 se tomó la decisión. Resolución CREG 117 de 2011 |
Es pertinente señalar que mediante la comunicación S-2011-001049, de fecha 8 de marzo de 2011, se le indicó a Promigas que las pruebas de los numerales segundo y tercero del auto del 27 de octubre de 2010 habían finalizado. No obstante, entre ese momento y la fecha en la que la CREG tomó la decisión contenida en la Resolución CREG 117 de 2011, fue necesario requerir a la empresa información adicional.
En efecto, la última comunicación de la Comisión fue enviada a Promigas el 17 de agosto de 2011, precisamente para que la empresa respondiera unas preguntas sobre las demandas y las inversiones en aumento de capacidad que reportó en su solicitud.
El artículo 108 de la Ley 142 establece que “habiendo oído a los interesados, si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieren conocimientos especializados, la autoridad decretará las pruebas a que haya lugar”. En concordancia, el artículo 111 de la misma Ley prescribe que “la decisión que ponga fin a las actuaciones administrativas deberá tomarse dentro de los cinco meses siguientes al día en el que se haya hecho la primera de las citaciones o publicaciones de que trata el artículo 108 de la presente Ley”.
Por su parte, el Código Contencioso Administrativo dispone en su artículo 34 que “durante la actuación administrativa se podrán pedir y decretar pruebas y allegar informaciones, sin requisitos ni términos especiales, de oficio o a petición del interesado”. En cuanto a la toma de la decisión, establece de manera clara que “habiéndose dado oportunidad a los interesados para expresar sus opiniones, y con base en las pruebas e informes disponibles, se tomará la decisión que será motivada al menos en forma sumaria si afecta a particulares”.
De la misma forma, debe tenerse en cuenta el principio de eficacia administrativa, según el cual, al tenor del artículo 3 del Código Contencioso Administrativo, “los procedimientos deben lograr su finalidad, removiendo de oficio los obstáculos puramente formales y evitando decisiones inhibitorias”. Correlativamente, el principio de eficiencia indica que las autoridades “tendrán el impulso oficioso de los procedimientos, suprimirán los trámites innecesarios, (…) sin que ello revele a las autoridades de la obligación de considerar todos los argumentos y pruebas de los interesados”.
Por lo tanto, mal podría la CREG decidir cualquier solicitud que haga cualquier particular sin practicar las pruebas del caso ni recabar la información pertinente y relevante. Las normas trascritas se complementan de tal forma que los cinco meses que establece el artículo 111 de la Ley 142 de 1994 deben entenderse interrumpidos por el término en el que se practicaron pruebas y se solicitó información. Con otra interpretación se llegaría al absurdo de tener que decidir las solicitudes dentro del término de cinco meses, aun cuando no se tuviera la información necesaria para ello ni los elementos de juicio indispensables para resolver de fondo de manera completa, comprehensiva y acertada.
De esta forma, la actuación de la CREG llevada a cabo con ocasión de la solicitud tarifaria de Promigas acató los principios y normas que rigen la función administrativa y, en esa medida, se rechazan las afirmaciones que implican demoras injustificadas en el procedimiento referido.
Ahora bien, la petición particular de Promigas para anticipar la proyección de demandas, como consecuencia del tiempo que se requirió para analizar la información y tomar la decisión contenida en la Resolución CREG 117 de 2011, busca demostrar que los picos de la Demanda Esperada de Capacidad superarán en el presente periodo tarifario la capacidad existente, produciéndose aparentemente justificación para las inversiones requeridas en los tramos i) Ballena – La Mami; y ii) La Mami – Barranquilla(12)–.
Al respecto se debe señalar, en primer lugar, que no se está frente a una justificación aceptable para modificar las proyecciones de demanda presentadas por Promigas en su solicitud de aprobación de cargos.
Debe tenerse en cuenta que de la metodología se desprende que el transportador asume el riesgo de demanda durante el periodo 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.
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 este sentido, la Comisión ha entendido que las demandas presentadas por Promigas corresponden a sus proyecciones de demanda a partir de la fecha de solicitud de aprobación de cargos, es decir a partir de octubre de 2010, y de ninguna manera a sus proyecciones a partir de la aprobación en firme de los nuevos cargos con base en la metodología. Promigas solicita que “[s]e actualice la proyección de DEC, considerando que ésta fue presentada en el 2010, para que el año 1 fuera el 2011, (…)”, de lo cual se concluye que el entendimiento que Promigas tuvo al momento de presentar su solicitud tarifaria es congruente con el manifestado públicamente por la Comisión.
No es clara, entonces, la argumentación presentada por Promigas como justificación para aceptar la modificación de sus proyecciones de demanda. Tampoco es clara la eventual relación entre las proyecciones de demanda realizadas por Promigas y los tiempos requeridos por el regulador para dar trámite a su solicitud de aprobación de cargos. No obstante lo anterior, si hubiera tal relación, la misma debió ser prevista por Promigas al momento de formular su solicitud de cargos.
Por otra parte, en este punto es pertinente indicar que regulatoriamente los argumentos de la empresa y los análisis que hace el regulador deben situarse en el momento de la toma de la decisión, esto es agosto 25 de 2011. Entre otras razones porque de lo contrario, y siendo coherente con el planteamiento de Promigas, habría que actualizar toda la información soporte de la decisión, incluyendo índices de precios, tasa representativa del mercado, etc.
Lo anterior resultaría a todas luces inconveniente, además de ilegal, en la medida en que se estaría contrariando el principio de neutralidad consagrado en el numeral 87.2 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el cual establece lo siguiente:
“87.2. Por neutralidad se entiende que cada consumidor tendrá el derecho a tener el mismo tratamiento tarifario que cualquier otro si las características de los costos que ocasiona a las empresas de servicios públicos son iguales. El ejercicio de este derecho no debe impedir que las empresas de servicios públicos ofrezcan opciones tarifarias y que el consumidor escoja la que convenga a sus necesidades”. (Subrayas fuera del texto original)
Acceder a la petición de Promigas en el sentido de anticipar las proyecciones de demanda no sólo sería injustificado desde el punto de vista del término de la actuación administrativa, sino violatorio de la Ley 142 de 1994 y del principio de igualdad, como se desprende del principio de neutralidad enunciado.
Conforme a los anteriores análisis no es posible acceder a las pretensiones de Promigas para desplazar la DEC.
También es necesario exponer que ni en el texto del recurso, ni en la comunicación presentada por Promigas en forma extemporánea con número de radicado CREG E-2012-005021, de fecha 5 de junio de 2012, hay argumentos, que prueben que efectivamente las demandas que envió como soporte de las inversiones en aumento de capacidad justifican, para el cálculo tarifario, las respectivas inversiones en los tramos Ballena – La Mami y La Mami – Barranquilla.
En el caso del tramo Cartagena – Sincelejo, como se expone más adelante, en la comunicación extemporánea ya mencionada, Promigas redujo la capacidad máxima de mediano plazo de este tramo a un nivel en el que aparentemente sí hay justificación, para efectos tarifarios, del 'loop' previsto por la para aumentar la capacidad.
En materia de las inversiones en aumento de capacidad ('loops' y compresores), la metodología permite que a las empresas que transportan gas natural se les incluyan dichas inversiones en el cálculo tarifario siempre y cuando las demandas evidencien su necesidad, desde el punto de vista regulatorio(13) De esta forma, los análisis del regulador se concentran en analizar si las expansiones que solicitan las empresas son consecuentes con las demandas que reportan, entre otras razones porque, de no ser así, podría ocurrir que en el cálculo tarifario se incluyan inversiones en expansión que no están orientadas a atender nueva demanda o que paga toda la demanda y que beneficia sólo a una parte de ella, produciéndose un evidente problema de eficiencia en la asignación(14)''.
En este caso, como se resaltó en el Documento CREG-092 de 2011, en el cual se soportó la Resolución CREG 117 de 2011, se observa que el aumento de la demanda obedece a los periodos de mayor demanda en razón al Fenómeno de 'El Niño'. Así lo manifiesta Promigas en su recurso, al decir que “el regulador insiste en no reconocer las necesidades que le asisten al sistema de transporte de PROMIGAS para expandirse, considerando las cercanías del Fenómeno del Niño en el año 2016 y durante el año 2017”.
Pues bien, de conformidad con la regulación vigente en materia de transporte de gas natural y aquella que regula lo atinente al Cargo por Confiabilidad del mercado mayorista de energía eléctrica, es claro que las plantas térmicas que decidan soportar sus obligaciones de energía firme utilizando gas natural como combustible deben respaldarse con contratos firmes de suministro y de transporte de gas. Esto se debería ver reflejado en las demandas esperadas de capacidad de Promigas, pero no se observa con claridad.
Así, frente al argumento temerario según el cual el “regulador debe asumir la responsabilidad de no introducir las señales adecuadas de ampliación dentro de la tarifa que le permitan al país afrontar adecuadamente un fenómeno del Niño, en el evento en que éste se produzca (…)” resulta relevante señalar que la CREG no cuestiona si la empresa requiere o no la ejecución de las inversiones en aumento de capacidad. Se reitera que no se encuentran las razones y la información requerida por la Regulación para soportar la inclusión de las inversiones en aumento de capacidad en los tramos Ballena – La Mami, La Mami – Barranquilla y Cartagena – Sincelejo en los cálculos tarifarios.
En aras de la protección de la demanda, si la empresa prevé la necesidad de ampliar la capacidad de su sistema, las demandas esperadas que reporta así lo deberían reflejar. Es de observar que la metodología asigna a los transportadores el riesgo de demanda, de tal manera que ellos deben acometer las inversiones necesarias para atender los requerimientos de sus usuarios, por supuesto sin incurrir en riesgos que no puedan gestionar.
En este sentido, la metodología brinda señales de expansión de los sistemas de transporte a través de contratos firmes entre los remitentes y el transportador. Por lo tanto, no es acertada la afirmación de Promigas al señalar que no se han introducido señales para la ampliación del sistema de transporte.
Teniendo en cuenta lo anterior, y en relación con la solicitud de Promigas, se tiene que del análisis de las DEC en el horizonte de proyección y de las inversiones en aumento de capacidad se encuentran los mismos resultados que derivaron en la decisión de no incluir en los cálculos tarifarios las inversiones en aumento de capacidad en los tramos Ballena – La Mami, La Mami – Barranquilla y Cartagena – Sincelejo:
i. En el tramo Ballena – La Mami se observa que la demanda esperada de capacidad más la demanda de capacidad asociada a las inversiones en aumento de capacidad no supera la capacidad máxima vigente del tramo, durante lo que previsiblemente sería el período tarifario t:
CMMP, DEC y DEC + DECIAC en el tramo Ballena – La Mami
Ahora bien, aún si resultara procedente la solicitud de Promigas en el sentido de anticipar sus proyecciones de demanda esperada de capacidad, no podría aceptarse, desde un punto de vista regulatorio, la inclusión de las inversiones de aumento de capacidad propuestas por Promigas en el cálculo tarifario. De lo contrario se aceptaría que los usuarios que requieren reservar la capacidad existente de este tramo en forma permanente deberían asumir la carga de pagar una buena porción del valor de una expansión que ellos no están demandando. Al mismo tiempo el regulador aceptaría la tesis de que quienes requieren la expansión sólo deberían pagar su costo cuando estén dispuestos a suscribir contratos temporales para hacer uso de la capacidad adicional.
ii. En el tramo La Mami – Barranquilla, al igual que en el anterior tramo, se observa que la demanda esperada de capacidad más la demanda de capacidad asociada a las inversiones en aumento de capacidad no supera la capacidad máxima vigente del tramo, durante el período tarifario t:
CMMP, DEC y DECIAC en el tramo La Mami – Barranquilla
En este caso también habría lugar a señalar lo planteado en el segundo inciso del numeral anterior.
iii. Para el tramo Cartagena – Sincelejo, Promigas no indicó qué demandas están asociadas a la inversión en aumento de capacidad. Así, la información aportada oportunamente por Promigas revela que la capacidad máxima de mediano plazo del tramo siempre es superior a las demandas esperadas que presentó la empresa. En promedio, durante el horizonte de proyección, la capacidad máxima del tramo supera en 25.000 KPCD las demandas esperadas de capacidad:
CMMP, DEC y DEC + DECIAC en el tramo Cartagena – Sincelejo
Es pertinente señalar que para la CREG es clara la señal regulatoria en cuanto al reconocimiento de inversiones en aumento de capacidad, así como lo debe ser para Promigas. En efecto, como arriba se indicó, la Resolución CREG 126 de 2010 es clara a ese respecto, y el Documento CREG 092 de 2011, en el que se exponen los fundamentos de las decisiones adoptadas mediante la Resolución CREG 117 de 2011, hace referencia a este asunto de manera contundente. Es importante traer algunos de sus apartes (Sección 3.1.3), a manera de reiteración:
“Con respecto a la variable IACt la metodología establece que:
“…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 su sistema de transporte. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a Loops y compresores que se construirán en el Sistema de Transporte Existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda prevista durante el Horizonte de Proyección.” (subrayado fuera del texto original).
De lo anterior se entiende que:
a) La variable IACt corresponde al valor eficiente de los proyectos que un transportador prevé ejecutar con el único propósito de aumentar la capacidad de su sistema de transporte.
b) Para efectos tarifarios, los únicos proyectos que se deben considerar en la determinación de la variable IACt son 'loops' y compresores.
c) Estos proyectos deben estar orientados a atender nueva demanda.
De la metodología y en particular de estos criterios se debe resaltar que:
a) La metodología, basada en una estructura de precios de 'costo medio de mediano plazo', incentiva el desarrollo de la infraestructura de transporte de gas natural, al permitir que el transportador perciba ingresos con anticipación a la puesta en operación de los activos que se compromete a ejecutar.
b) En particular, al incorporar la variable IACt en el cálculo de los cargos regulados aplicables al servicio de transporte pactado en contratos firmes, la metodología ofrece incentivos para ampliar la capacidad del Sistema Nacional de Transporte.
c) Sin embargo, la metodología contempla que la determinación de la variable IACt debe estar sujeta a criterios de eficiencia. Por una parte, prevé que a través de la variable IACt se debe reconocer el valor eficiente de los proyectos de ampliación de capacidad. Por otra parte, señala que los proyectos a evaluar deben estar orientados a atender nueva demanda, sin perjuicio de la aplicación de un factor de ajuste cuando el factor de utilización indique la necesidad de dicho ajuste.
d) Frente a este último criterio de eficiencia, se debe observar que la metodología considera la remuneración de ampliaciones de capacidad en aquellos eventos en que la demanda futura no pueda ser atendida con la capacidad existente. Esto es, la metodología prevé la remuneración de inversiones en 'loops' y compresores cuando la ejecución de este tipo de proyectos se requiere para atender nueva demanda, es decir cuando los incrementos en la demanda observada por los transportadores no puedan ser atendidos con la capacidad existente.
e) Así mismo, se debe observar que la metodología asigna a los transportadores el riesgo de la demanda. De esta manera se busca que los transportadores acometan las inversiones necesarias para atender la demanda, sin incurrir en riesgos que no pueden gestionar.
(…)
De las anteriores observaciones, con la información que aportó la empresa y la CREG verificó, se concluye lo siguiente:
i. Resulta evidente la necesidad de ampliar la capacidad del tramo SRT Mamonal para atender la nueva demanda durante el período tarifario t.
ii. Las demandas reportadas por la empresa llevan a concluir que no es necesario ampliar la capacidad del tramo Cartagena – Sincelejo durante el horizonte de proyección.
iii. Las demandas reportadas por la empresa llevan a concluir que no urge ampliar la capacidad de los tramos Ballena – La Mami y La Mami – Barranquilla durante el período tarifario t.
Es de destacar que mediante las comunicaciones CREG-S-2011-003134 y CREG-S-2011-003680 la Comisión le solicitó a Promigas información sobre las demandas asociadas al tramo Cartagena – Sincelejo. La empresa, al primero de estos oficios respondió con la comunicación CREG-E-2011-006418, la cual no contiene información alguna sobre la materia. Al segundo de los oficios mencionados respondió mediante la comunicación con radicado CREG-E-2011-007999, señalando lo siguiente:
“Tramos Cartagena-Sincelejo y Sincelejo-Jobo
Según lo especificamos en nuestra comunicación 4.0 -075376 de Julio 6 las inversiones asociadas a estos tramos tienen como objetivo ampliar la capacidad de transporte para poder atender los incrementos en la producción de los campos existentes del sur (La Creciente y Arianna) las cuales han sido solicitadas formal y públicamente en diferentes oportunidades.”
A pesar de los argumentos esgrimidos por Promigas en la comunicación con radicado CREG-E-2011-007999, las proyecciones de demanda reportadas por la empresa son inferiores a la capacidad del tramo Cartagena – Sincelejo. Esto es, la Comisión entiende que la información reportada por Promigas indica que la capacidad existente permite cubrir la mencionada necesidad de atender los incrementos en la producción de los campos de La Creciente y Arianna.
De otro lado, en la comunicación con radicado CREG-E-2011-007999, Promigas señala lo siguiente en relación con los tramos Ballena – La Mami y La Mami – Barranquilla:
“Es importante aclarar que a pesar de que solo a partir del año 7 de la proyección de la demanda esperada de capacidad se reflejan los efectos del Fenómeno del Niño, las inversiones anteriormente mencionadas deben estar disponibles desde el año 3, considerando:
- El compromiso contractual con la Refinería de Cartagena, el cual implica disponer de plazos adecuados para desarrollar el proyecto, obtener licencias y permisos requeridos, etc.
- La necesidad de poder atender eventuales anticipaciones del Fenómeno del Niño. Recordemos que en este último evento (2009-2010), el gasoducto estuvo al máximo de su capacidad.
- La realidad de la vigencia de los períodos regulatorios los cuales tienen una duración mayor a los cinco años esperados.
(…)”
“Al respecto, la Comisión entiende que la demanda esperada de capacidad reportada por la empresa no puede ser inferior a los compromisos contractuales adquiridos por la empresa, como se expone en la sección 3.3.2, en la que se amplían estos análisis.
Así mismo, la Comisión entiende que son los remitentes que requieren disponer de la capacidad de transporte durante el Fenómeno de El Niño los que deben adoptar las medidas conducentes a mitigar el riesgo asociado a la aleatoriedad de la ocurrencia de dicho fenómeno. Esta Comisión también entiende que una de las formas de mitigar ese riesgo consiste en celebrar contratos de transporte firme que, por una parte le aseguren al remitente la disponibilidad de la capacidad, y por otra le aseguren al transportador el flujo de ingresos necesario para acometer las inversiones y gastos requeridos. Se debe observar que una práctica diferente podría llevar a que los usuarios permanentes de la infraestructura de transporte asuman los costos de disponer de capacidad ociosa para suplir las necesidades de aquellos que sólo están dispuestos a pactar contratos firmes por cortos períodos de tiempos.
(…)” (Subrayas propias)
Por las razones anteriores, se rechaza la solicitud de Promigas de: i) modificar las proyecciones de demanda esperada de capacidad reportadas por la empresa; y ii) reconocer las inversiones en aumento de capacidad.
Finalmente, frente a la petición de Promigas para que, en caso de que no se acepten las inversiones en aumento de capacidad de los tramos Ballena – La Mami y La Mami – Barranquilla, se supriman los picos de la DEC que superan la capacidad máxima de mediano plazo, se concluye que la petición resulta razonable. Esto es, en el cálculo tarifario se ajustará la DEC de manera que sea igual o menor que la capacidad existente de cada tramo. En el Anexo 4 de esta Resolución se presentan las demandas que se utilizan en el cálculo tarifario.
1.2. Comunicación con radicado E-2012-005021, de fecha 5 de junio de 2012
Por otra parte, como se mencionó al inicio de esta sección, el 5 de junio de 2012 Promigas radicó en la CREG un oficio en el cual aporta información distinta sobre: i) la demanda esperada de capacidad y de volumen en todos los tramos del sistema; y ii) la Capacidad Máxima de Mediano Plazo, CMMP, en el tramo Cartagena – Sincelejo.
Se procede a trascribir los apartes relevantes de la comunicación, para después analizar su procedencia dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por la empresa.
“1. Fundamentos de hecho que justifican la actualización de la DEC presentada al regulador
(…)
1.1. Tiempo transcurrido desde que se presentó el expediente tarifario
Es importante tener en cuenta, que el proceso de definición de tarifa, ha tomado más tiempo que el que originalmente previó el regulador, y sin duda, del que esperaban las partes, asunto que no pretende asignar responsabilidades, sino más bien, proponer soluciones a una realidad evidente (…).
1.2. Realidad actual de la Capacidad Contratada
El regulador depositó en el prestador de servicio la responsabilidad de determinar la DEC, entendiendo por ésta la proyección de la Demanda Máxima de Capacidad, que a su vez representa el volumen máximo de transporte de gas en un día de un año (…).
Promigas, en cumplimiento del mandato regulatorio, envió la información necesaria para la definición de la tarifa, en el mes de octubre de 2010, de acuerdo con los parámetros establecidos por la CREG.
Ahora bien, la CREG, al momento de expedir la Resolución 117 de 2011, que determina la tarifa de Promigas, interpretó la Demanda Esperada de Capacidad, modificando la DEC presentada por Promigas durante los primeros años, igualándola a la Capacidad Contratada.
Pues bien, entre el momento en que la CREG expidió la Resolución 117, y el momento en que se escribe el presente documento, PROMIGAS ha aumentado la Capacidad Contratada del gasoducto, lo cual implica una modificación de la DEC, que debería ser la información que el regulador está llamado a tomar, si se tiene en consideración que el objetivo es que la tarifa que se expida recoja la información “correcta, veraz y oportuna” (…).
Como se observa en la Gráfica 2, desde el año 2012 y hasta el 2016, la serie de contratos actualizada está por encima de la serie presentada en el expediente de 2010. Esta situación se justifica por las renovaciones de los contratos de transporte en el mercado regulado, no regulado y termoeléctrico (…).
Adicionalmente (…), la serie de demanda de contratos actualizada en el año 2012 se construyó tomando para cada año, la capacidad contratada y no el mes más alto de consumo del año, que sirvió de base para la construcción de la pasada serie DEC en el año 2010.
Por su parte, PROMIGAS logra aumentar su capacidad contratada, principalmente, por las siguientes razones:
En primer lugar, la definición regulatoria de transición (2012-2013) (…).
En segundo lugar, en razón a la asignación anual de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), ciertos agentes térmicos tuvieron que prorrogar su capacidad de transporte en firme para respaldar su ENFICC.
1.3. No consideración del swap comercial y creación de un nuevo tramo regulatorio
El tercer hecho, sobre el cual se sustenta la actualización de la DEC, tiene que ver con los cambios involucrados por el regulador, dentro de la expedición de la Resolución 117 de 2011, los cuales o sólo no habían sido anunicados por el regulador, sino que además, eran imposibles de prever (…)
Así, durante el periodo tarifario vigente (2002-2012), el flujo del gas se vio afectado a partir de la entrada de gas del campo de la Creciente, el cual, ingresa en una parte del gasoducto ubicado entre las demandas de Cerro Matoso, y las demandas de Cartagena.
Desde el punto de vista físico, el gas inyectado por la Creciente, en condiciones normales de operación del sistema de transporte, implica que éste sea consumido principalmente por los usuarios ubicados cerca de dicho campo (…). Por consiguiente, y debido al alivio de presiones en estos tramos, la entrada de ese gas, liberaba físicamente capacidad de transporte desde el punto de entrada Guajira.
Desde el punto de vista comercial, la contratación de suministro y de transporte, se hacía principalmente desde los campos de Guajira (…).
La situación anterior, derivó en que la información reportada por Promigas, considerara todos los fenómenos anteriores, es decir, las condiciones de contraflujo comercial que eran posibles en razón a la configuración del gasoducto.
La actualización de la DEC entonces, involucra la modelación del gasoducto, sin considerar esos contraflujos. Es decir, los volúmenes reportados en cada uno de los tramos son los que físicamente se espera transportar (…).
Lo anterior debido a que con la nueva señal dada por la CREG con la creación del tramo La Creciente – Sincelejo, lo más probable es que la demanda sea atendida por los campos más cercanos (…).
1.4. Otras consideraciones: Fenómeno de “El Niño”
Por otra parte, con respecto del Fenómeno Climatológico de El Niño, el cual tiene una alta incidencia en el despacho de los recursos de generación eléctrica en Colombia y que fue considerado dentro de la proyecció de volúmenes presentada por Promigas en su expediente tarifario de 2010, con una primera aparición el año 2016, recientes informes de agencias internacionales que realizan seguimiento del clima (…) sugieren la aparición de condiciones de baja hidrología (cercanas al Niño) en años previos al proyectado por Promigas (…).
Ante el anterior evento, se requeriría contar con una expansión del sistema de transporte para poder atender la demanda termoeléctrica de manera adecuada (…).
2. Fundamentos de derecho que convalidan la actualización de la DEC.
(…)
2.1. La función del regulador
(…)
El regulador, al determinar el precio del servicio de transporte, al igual que lo hacen la determinación de precios en un entorno de libertad de mercado, está introuciendo de manera paralela información tanto al prestador del servicio como al usuario, sobre los cuales toman decisiones; para que estos precios surtan los efectos deseados, deben estar construidos con información veraz cierta y oportuna, como de manera expresa lo establece la ley 142 de 1994.
En sentido contrario, puede afirmarse que una tarifa definida por el regulador, con fundamento en información conscientemente errónea, desactualizada o inoportuna, implica consecuentemente, que su resultado no traerá los comportamientos deseados por el mismo regulador.
Así mismo, una tarifa construida conscientemente con información desactualizada, equivocada o inoportuna, claramente reflejaría un incumplimiento de las funciones de regulación, que afectaría de manera importante al usuario (…).
2.1.1. La necesidad de tener información actualizada
(…)
Ahora bien, en el caso que nos ocupa, a partir de la puesta en consideración de la presente comunicación, el regulador se enfrenta entonces a una información distinta a la que originalente presentó Porigas, actualizada por la fuerza del paso del tiempo (dos años), y de la claridad en algunas señales económicas para ciertos segmentos de demanda, qe afecta de manera importante el cálculo final de la tarifa.
El regulador por ende, debe determinar si esa información es relevante (es decir, si tuiene un efecto dentro de la tarifa), y si ésta debe ser incorporada dentro del cálculo de la misma, fundamentado tanto en la norma trascrita, como en los principios propios de la función administrativa.
2.2. La aplicación de los principios propios de la función administrativa
(…)
2.2.1. Principio de buena fe
La Constitución Política de Colombia en su artículo 83, establece expresamente que las actuaciones de los particulares y de las autoridades públicas deben ceñirse a los postulados de buena fe (…).
Así, entonces, el regulador no solamente debe suponer que las actuaciones de los particulares se hacen de buena fe, sino que además, está obligado a actuar orientado por ese principio, que adicionalmente debe contribuir no solo como criterio de interpretación normativo, sino como instrumento para el cumplimiento de su deber.
(…) este juicio impone al mismo tiempo una carga al funcionario público, de determinar si su actuación, sumada al principio de eficacia, puede ser corregida, cuando quiera que encuentre que ésta no se ajusta a los postulados de la norma (…).
En el caso que nos ocupa, con la información que actualmente reposa dentro del expediente, es claro que esa convicción a la que se alude, no puede existir, fundamentalmente porque la información que consta dentro del expediente está desactualizada, y los efectos que ésta tendría, respecto de los objetivos deseados al momento de definir la tarifa, no se estarían cumpliendo.
2.2.2. Principio de Debido Proceso
Tanto la Constitución Política como el Código Contencioso Administrativo, involucran como un elemento propio de la actuación administrativa, el principio del debido proceso, el cual, como se verá, es mucho más que el cumplimiento de una serie de procedimientos, y se convierte en el instrumento que debe utilizar la administración pública para acertar dentro de su función (…).
La interpretación amplia y moderna que del principio del debido proceso hace el Consejo de Estado, permite afirmar que el procedimiento no es un fin en sí mismo, sino el medio por excelencia que la administración debe utilizar, para cumplir de la mejor manera posible con las responsabilidades asignadas por la norma (…).
En efecto, ante la evidencia de que del DEC que tiene la CREG, esta desactualizada (…), y que ésta, por efecto del paso del tiempo ha sido modificada, y además que es Promigas el que de manera expresa está solicitando su actualización, es deber de la CREG buscar el mecanismo para que esa información sea introducida dentro del expediente, y sea considerada dentro de la tarifa (…).
2.2.3. Principio de Eficacia en la Actuación Administrativa
Otro de los principios orientadores, de particular importancia, es el principio de eficacia administrativa (…).
En virtud del principio de eficacia, como se desprende del texto trascrito, el funcionario tiene la facultad de “remover” los obstáculos meramente formales, siempre y cuando esa “remoción” sea necesaria para poder decidir, de una manera acorde con los lineamientos establecidos como función a la institución particular (…).
2.3. Principio de Transparencia Administrativa
(…)
En ese sentido, el principio de Transparencia Administrativa hace referencia a la obligación de las entidades administrativas de poner a disposición de los administrados, cabales de información y comunicación que permitan que entre éstas y aquellos, haya un flujo de información continua y veraz, para lo cual, es necesario que se admita la incorporación de datos actualizados, que son fundamentales para la adopción de la decisión correspondiente.
3. El riesgo de expedir un acto falsamente motivado
(…) En efecto, consideramos que una decisión de la Comisión de Regulación de Energía y Gas en la cual no exista correspondencia entre los fundamentos de hecho y de derecho y la realidad que sustenta la decisión, enfrentaría a la entidad a una situación de invalidez del acto administrativo por falsa motivación (…).
(…)”
Sea lo primero reiterar que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en todas sus actuaciones, procede conforme a la Constitución, la Ley y los reglamentos. Los principios de la función administrativa consignados en el artículo 209 de la Constitución Política, reflejados en el Código Contencioso Administrativo y desarrollados por la jurisprudencia, son de imperativo cumplimiento y aplicación al interior de la Comisión y en todas sus actuaciones frente a los particulares.
Tal y como se indicó en el análisis del acápite anterior, es necesario reiterar que la CREG ha procedido en estricto cumplimiento de sus deberes, actuando de manera diligente y bajo el principio de eficacia administrativa, indagando con detalle sobre las pretensiones de la recurrente, solicitando información y practicando las pruebas que, según sus solicitudes, se decretaron. Esto ha sido así no sólo en la actuación administrativa inicial que concluyó con la expedición de la Resolución CREG 117 de 2011, sino en el trámite del recurso de reposición interpuesto contra ella.
En efecto, dada la complejidad propia del asunto, esto es, de la valoración de los activos de Promigas que la CREG realizó en cumplimiento de la Resolución CREG 126 de 2010, y en razón a la práctica de pruebas periciales por parte de peritos de amplia experiencia internacional, y la indagación en detalle de la información pertinente para el análisis, el término establecido en la Ley 142 de 1994 fue interrumpido por el tiempo que tomó dicho proceso. En ese sentido, la CREG ha dado cumplimiento a lo estipulado por dicha norma y, en aplicación a lo allí establecido, resolverá el recurso de reposición interpuesto por Promigas con información suficiente y relevante.
Ahora bien, respecto de la solicitud de Promigas contenida en la comunicación del 5 de junio de 2012 es necesario afirmar que es a todas luces extemporánea y que, como se explicará, busca traer una discusión que fue zanjada en la Resolución CREG 117 de 2011, y sobre la cual si bien se interpuso recurso de reposición, el mismo no fue debidamente sustentado, según ya fue discutido en el acápite 1.1. de la sección IV de esta Resolución.
Como se expuso en el acápite mencionado, en el recurso de reposición interpuesto por Promigas se evidencia que las proyecciones de demanda presentadas por la empresa en su solicitud de aprobación de nuevos cargos corresponden a proyecciones a partir de dicha solicitud. Esto es precisamente lo que la empresa debía aportar para efectos del cálculo tarifario, como en efecto se desprende de la metodología y como se observa 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.
De manera consistente, la CREG, al momento de expedir la Resolución 117 de 2011, se aseguró de que las demandas esperadas de capacidad fueran por lo menos iguales a las capacidades contratadas por la empresa para los años 2010 y posteriores. Vale la pena mencionar que esto se desprende de los artículos 2, 9 y 28 de la Resolución CREG 126 de 2010 y de ninguna manera corresponde a una “interpretación” del concepto de demanda esperada de capacidad como lo planeta la recurrente.
El ejercicio de proyección de las demandas, efectuado por Promigas, ha debido reflejar todas las condiciones del mercado a partir de dicha fecha. Esto es importante en la medida en que las demandas tienen un impacto significativo en el cálculo de los cargos regulados y además sirven de base para evaluar la necesidad de las inversiones en aumento de capacidad y para determinar la capacidad máxima de mediano plazo. Sobre esta última variable cabe señalar que la misma fue auditada dentro del trámite de la actuación administrativa, sin que Promigas hubiera presentado objeciones al respecto.
Más aún, el recurso de reposición interpuesto por Promigas contra la Resolución CREG 117 de 2011, en septiembre 19 de dicho año, no se refiere en forma alguna a variaciones en los órdenes de magnitud de las demandas reportadas con anterioridad, ni al cálculo de la capacidad máxima de mediano plazo. En ningún momento se ha discutido, dentro del trámite de aprobación de las tarifas de transporte de gas natural de Promigas, la proyección de las demandas de capacidad y de volumen, aún cuando la CREG indagó por su inconsistencia respecto de las inversiones denominadas inversiones en aumento de capacidad.
Tanto en la solicitud inicial, como en el recurso de reposición, Promigas ha sido reiterativo en el sentido de solicitar en los cálculos tarifarios la inclusión de inversiones en aumento de capacidad sin soporte claro de demanda, con argumentos que no están acordes con la Resolución CREG 126 de 2010 ni la Ley 142, según se ha explicado.
En la comunicación del 5 de junio de 2012 Promigas intenta cambiar su argumento introduciendo nuevas demandas, de forma tal que pueda considerarse la inclusión de inversiones en aumento de capacidad.
No es admisible que se acuda a extensas elucubraciones jurídicas para intentar introducir elementos de juicio que no fueron incluidos en el recurso y, más aún, sobre los cuales la CREG indagó en repetidas ocasiones en la actuación administrativa inicial, sin que existiera una respuesta clara por parte de Promigas.
En efecto, durante la actuación administrativa se tuvieron en cuenta las demandas reportadas por Promigas en su primera solicitud. Como ya se indicó, al observar que las mismas no sustentaban las inversiones en aumento de capacidad en el tramo Sincelejo – Cartagena, se indagó en dos oportunidades sobre su alcance (comunicaciones S-2011-003134 y S-2011-00368), sin que existiera una respuesta satisfactoria por parte de la empresa.
Tal actuación y las razones para no considerar las inversiones en aumento de capacidad quedaron consignadas de manera detallada en el Documento 092 de 2011, soporte de la Resolución CREG 117 de 2011, citado arriba. Aún así, en el recurso interpuesto por Promigas contra la mencionada resolución no se indicaron nuevas demandas que justificaran desde un punto de vista regulatorio la construcción de inversiones en aumento de capacidad. Como ya se indicó en el acápite 1.1. de esta sección, Promigas esgrimió argumentos que no se compadecen con lo estipulado en la metodología.
Tampoco es admisible que los cambios solicitados se fundamenten parcialmente en las decisiones adoptadas por la CREG en la Resolución 117 de 2011. 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 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(15) 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”(16)
Así, la CREG había anticipado el sentido en el que actuaría frente a la estampilla de los gasoductos tipo I. En el caso particular del gasoducto La Creciente – Sincelejo se debe advertir que si bien el mismo no fue catalogado como un gasoducto tipo I en el Anexo 7 de la Resolución CREG 126 de 2010, el mismo cumple las condiciones para ser considerado como tal, según lo previsto en el artículo 21 de dicha resolución, pues se trata de un gasoducto que conecta un punto de producción con el sistema nacional de transporte, precisamente en una ciudad capital de departamento.
Tratándose de una metodología basada en cargos por distancia, hecho conocido por todos los agentes del mercado, la regulación incentiva el consumo de gas desde fuentes de suministro cercanas al lugar de consumo. No se puede aceptar la idea de que este incentivo apareció con las decisiones adoptadas por la CREG en la Resolución 117 de 2011. Mucho menos se puede admitir que ocho meses después de presentado el recurso de reposición la recurrente haya podido proyectar el que sería el comportamiento de la demanda futura.
Se debe recalcar que tampoco se solicitaron pruebas que condujeran a probar una mayor demanda que soportara tales inversiones. La discusión planteada por Promigas en su recurso giró en torno a puntos exclusivamente de derecho, y no sobre hechos que requirieran prueba, como es el posible aumento de la demanda esperada de capacidad y de la demanda esperada de volumen.
La CREG entiende que Promigas hizo un ejercicio juicioso de proyección de las demandas, de conformidad con el artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010, toda vez que las mismas no fueron punto de discusión ni en la actuación administrativa ni en el recurso de reposición interpuesto por Promigas, aún cuando la CREG señaló inconsistencias entre las mencionadas demandas y la variable IAC.
No es admisible, como se pasa a explicar, que Promigas intente cambiar información que no había controvertido durante todo el curso de la actuación de la CREG, ocho meses después de interponer el recurso de reposición.
Valga destacar que las estimaciones de las demandas esperadas de capacidad y de volumen, de conformidad con el artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010, se deben enmarcar dentro del horizonte de proyección, el cual se define como “el período de tiempo con una duración igual a la de la Vida Útil Normativa, utilizado para simular el comportamiento de las variables de demanda (…)”, es decir que las mismas se proyectan para un periodo de veinte (20) años, al tenor de las definiciones contempladas en el artículo 2 de la misma Resolución CREG 126.
En ese sentido mal puede concluirse, como al parecer lo hace Promigas, que cada vez que aparentemente cambien los supuestos sobre los cuales estimó sus demandas para el largo plazo, deba haber un cambio en la estimación de las tarifas que determina la CREG.
A continuación, entonces, se explican: i) las razones por las cuales la comunicación del 5 de junio es extemporánea; y ii) las razones por las cuales, aún si fuera admisible la comunicación, la solicitud debe rechazarse.
i. La comunicación del 5 de junio de 2012 no es admisible
El artículo 52 del Código Contencioso Administrativo estableció los requisitos que deben cumplir los recursos que en vía gubernativa se interpongan contra las decisiones de la administración, así:
“Artículo 52. Requisitos. Los recursos deberán reunir los siguientes requisitos:
1. Interponerse dentro del plazo legal, personalmente y por escrito por el interesado o su representante o apoderado debidamente constituido; y sustentarse con expresión concreta de los motivos de inconformidad, y con indicación del nombre del recurrente.
2. Acreditar el pago o el cumplimiento de lo que el recurrente reconoce deber; y garantizar el cumplimiento de la parte de la decisión que recurre cuando ésta sea exigible conforme a la ley.
3. Relacionar las pruebas que se pretende hacer valer.
4. Indicar el nombre y la dirección del recurrente. (…)” (Subrayas propias)
En efecto, Promigas interpuso el recurso de reposición contra la Resolución CREG 117 de 2011 con observancia de los requisitos estipulados en la norma trascrita y, en esa medida, la CREG procedió a darle trámite y a resolverlo, como se está haciendo.
Vale la pena indicar nuevamente que, en lo que respecta a las demandas consideradas en el cálculo tarifario, el recurso de reposición interpuesto por Promigas se limitó a solicitar la anticipación de las proyecciones hechas por la misma empresa, alegando supuestas demoras en la actuación administrativa. Sin embargo, la recurrente no cuestionó los órdenes de magnitud de dichas proyecciones, es decir con respecto al valor de las demandas esperadas de capacidad y de volumen no existió reparo alguno dentro del recurso y, en tal medida, no se allegó información nueva a ese respecto. Más específicamente, toda vez que no existió recurso frente al valor reportado y aprobado para dichas demandas, no hubo solicitud alguna por parte de Promigas de modificación del Formato 7 del Anexo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010, ni solicitud de pruebas para ese fin. La CREG tampoco decretó pruebas de oficio al respecto por la misma razón: no fue un punto de debate en el recurso de Promigas.
Como corolario de lo anterior, es pertinente recordar las solicitudes respecto de la DEC y de la DEV hechas por Promigas en su recurso de reposición, las cuales ya se analizaron:
“(…) en lo que tiene que ver con la demanda, las pretensiones del recurso son las siguientes:
(…) Se actualice la proyección de DEC, considerando que ésta fue presentada en el 2010, para que el año 1 fuera el 2011, cuando la realidad es que la resolución fue expedida en el año 2011, y el año 1 correspondería al 2012, asumiendo que el regulador resuelve el presente recurso en el año 2011 (…).
Adicional a lo anterior, en el evento en que no acepten las IAC, se solicita se ajuste los años en los que la DEC supera la CMMP, para suprimir los picos de demanda, ya que de lo contrario, la proyección sería incoherente (…).
De acuerdo con lo anterior, únicamente se reponen aquellos aspectos de la Demanda Esperada de Capacidad a los que se hace referencia en este acápite (…)” (Subrayas y negrillas fuera de texto)
Ahora bien, el artículo 56 del mismo Código Contencioso Administrativo estableció la regla general según la cual los recursos en vía gubernativa deben resolverse de plano, y las excepciones, cuales son las de que exista solicitud de pruebas por parte de los interesados, o el decreto de pruebas de oficio. Reza el artículo así:
“Artículo 56. Oportunidad. Los recursos de reposición y de apelación siempre deberán resolverse de plano, a no ser que al interponer este último se haya solicitado la práctica de pruebas, o que el funcionario que ha de decidir el recurso considere necesario decretarlas de oficio.” (Subrayas y negrillas fuera de texto)
Es fácil concluir, entonces, que las normas del Código Contencioso Administrativo buscan que la administración resuelva los recursos de manera expedita, usando como sustento la información recabada y alegada durante la actuación administrativa, aquella allegada con el recurso de reposición y aquella que surja de la práctica de las pruebas solicitadas, decretadas y efectivamente practicadas. Desde esta óptica, no se encuentra oportunidad procesal alguna para que el recurrente allegue información adicional, más aún cuando se trata de alegaciones que no fueron motivo de examen en la actuación administrativa, ni se pusieron de presente en el recurso de reposición.
Se reitera que la solicitud formulada por Promigas en la comunicación del 5 de junio no fue planteada con anterioridad. En tal medida, la CREG considera que es una petición nueva, adicional si se quiere a las planteadas en el recurso de reposición impetrado ocho meses antes, y en un espíritu distinto a aquellas. Se repite, entonces, que tal solicitud no se formuló en la instancia procesal en la que ha debido ser alegada y, por tanto, no puede ser evaluada por la CREG.
Si bien es cierto el principio de eficacia administrativa, alegado por Promigas, obliga a la administración a remover los “obstáculos puramente formales”, también lo es que los particulares están sujetos a las denominadas cargas procesales, en los términos que establece la Ley.
La jurisprudencia respalda tal obligación, estableciendo que los particulares deben cumplir con ciertas cargas procesales para el efectivo ejercicio de sus derechos. La Corte Suprema de Justicia ha definido su alcance y el Consejo de Estado y la Corte Constitucional han acogido tal concepto. Más aún, esta última se ha pronunciado al respecto, afirmando que tales cargas no sólo se encuentran ajustadas a la Constitución, sino que mediante su cumplimiento se lleva al acatamiento de los principios de la función pública que aduce Promigas:
“Sobre el particular con referencia a la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia, esta Corte Constitucional al estudiar la constitucionalidad del artículo 365 del Código de Procedimiento civil, hizo las siguientes consideraciones:
“Dentro de los distintos trámites judiciales, es factible que la ley asigne a las partes, al juez y aún a terceros intervinientes imperativos jurídicos de conducta dentro del proceso, consistentes en deberes, obligaciones y cargas procesales. Sobre el particular la Corte Suprema de Justicia, en una de sus providencias(17)–, señaló lo siguiente:
(...) De los que la doctrina procesal ha dado en denominar imperativos jurídicos, en el desarrollo de la relación jurídico-procesal se distinguen los deberes, las obligaciones y las cargas procesales que imponen tanto al Juez como a las partes y aun a los terceros que eventualmente intervengan, la observancia de ciertas conductas o comportamientos de hondas repercusiones en el proceso. De esos imperativos, los primeros se hallan instituidos por los ordenamientos rituales en interés de la comunidad, las obligaciones en pro del acreedor y las últimas en razón del propio interés.
(…)
Finalmente, las cargas procesales son aquellas situaciones instituidas por la ley que comportan o demandan una conducta de realización facultativa, normalmente establecida en interés del propio sujeto y cuya omisión trae aparejadas para él consecuencias desfavorables, como la preclusión de una oportunidad o un derecho procesal e inclusive hasta la pérdida del derecho sustancial debatido en el proceso.
Como se ve, las cargas procesales se caracterizan porque el sujeto a quien se las impone la ley conserva la facultad de cumplirlas o no, sin que el Juez o persona alguna pueda compelerlo coercitivamente a ello, todo lo contrario de lo que sucede con las obligaciones; de no, tal omisión le puede acarrear consecuencias desfavorables. Así, por ejemplo probar los supuestos de hecho para no recibir una sentencia adversa.”. (Subraya la Sala).”
(…)
También ha señalado que la omisión de la realización de la carga procesal está llamada a traer consecuencias desfavorables para quien debe asumirla, tales como la preclusión de una oportunidad o un derecho procesal e inclusive la pérdida del derecho material, toda vez que la sujeción a las reglas procedimentales, en cuanto formas propias del respectivo juicio, no es meramente optativa para quienes acuden al proceso con el fin de resolver sus conflictos jurídicos, ya que de esa subordinación depende la validez de los actos que de ellas resulten y la efectividad de los derechos sustanciales(18)”(19) (Subrayas propias)
Frente a la realización de los principios de la función pública establecidos en el artículo 209 Constitucional y reflejados en el Código Contencioso Administrativo, mediante las cargas procesales a que se ha hecho referencia, la Corte ha dicho lo siguiente:
“De igual manera, la Corte ha justificado el establecimiento legislativo de términos perentorios que deben observar tanto las partes como el juez en las etapas procesales, como se sostuvo en la Sentencia C-012 de 2002:
“(…)
La consagración de términos perentorios y, en mayor medida, su estricta aplicación por parte del juez …, en nada contradice la Carta Política. Por el contrario, busca hacer efectivos los derechos de acceso a la administración de justicia y el debido proceso, así como los principios de celeridad, eficacia, seguridad jurídica y prevalencia del derecho sustancial sobre las formalidades propias de cada proceso, en la medida en que asegura que éste se adelante sin dilaciones injustificadas, como lo ordena el artículo 29 de la Carta Política, en armonía con el 228 ibídem, que establece que los términos deben ser observados con diligencia, tanto por los funcionarios judiciales como por las partes involucradas. (…)
De igual forma, el cumplimiento de los términos desarrolla el principio de seguridad jurídica que debe gobernar los procesos y actuaciones judiciales pues, si bien todas las personas tienen derecho a acceder a la administración de justicia, ellas están sujetas a una serie de cargas procesales, entre las cuales se resalta la de presentar las demandas y demás actuaciones dentro de la oportunidad legal, es decir, acatando los términos fijados por el legislador. (…)
En síntesis, los términos procesales deben cumplirse diligente y celosamente por parte de quienes acceden a la administración de justicia, así como corresponde a los jueces y los auxiliares de la justicia velar por su cumplimiento, por cuanto es una carga procesal en cabeza de los primeros que busca garantizar la seguridad y certeza jurídicas, el debido proceso, el principio de celeridad y la eficacia del derecho sustantivo. Así mismo, busca hacer efectivo el principio de igualdad procesal...”(20) (Subrayas y negrillas fuera de texto)
De todo lo anterior se concluye, por un lado, que la CREG actúa acatando todos los principios de la función pública establecidos por el artículo 209 de la Constitución Política y por el artículo 3 del Código Contencioso Administrativo. Por otro, que Promigas no cumplió con las cargas procesales en cuanto a los términos para presentar las alegaciones que pretende hacer valer en la comunicación del 5 de junio. Por lo tanto, no hay lugar a acceder a la petición que se estudia.
Ahora bien, es pertinente referirnos a lo establecido en el artículo 59 del mismo Código, que dice lo siguiente:
“Artículo 59. Contenido de la decisión. 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.”
De acuerdo con el escrito presentado el 5 de junio de 2012, la CREG debe admitir la información allí contenida, en aplicación a la norma trascrita. Sin embargo, a juicio de la CREG, la interpretación que hace Promigas es errónea si se tiene en cuenta que la solicitud referida se considera una nueva solicitud, esto es, una que no se había planteado con anterioridad, como se explicó. Para claridad, se considera que lo pretendido con la comunicación del 5 de junio no es una cuestión que “apareció” con motivo del recurso, sino una nueva que busca cambiar los valores reportados como DEC y DEV. En tal sentido, lo allí solicitado no tiene relación con el recurso de reposición y, por lo tanto, no encaja dentro del supuesto de la norma referida.
Dicho artículo 59 ha sido interpretado por el Consejo de Estado y por la Corte Constitucional en el sentido de restringir las cuestiones que deben resolverse a aquellas que se relacionan directamente con la petición inicial que, según se ha explicado, no es el caso que se estudia. Ha establecido el Consejo de Estado lo siguiente:
“La necesidad de que exista identidad de objeto entre lo solicitado en vía administrativa y lo reclamado ante la jurisdicción no impide que en sede judicial se invoquen argumentos nuevos como sustento de las pretensiones incoadas. La identidad reclamada se refiere pues al objeto de la controversia.
La correspondencia de pretensiones es también predicable respecto de lo solicitado en la primera petición y lo reclamado al recurrir en vía gubernativa. Así lo precisa el inciso segundo del artículo 59 del C.C.A.:
“Título II
La Vía Gubernativa
(…)
Capítulo III
Decisiones en la vía gubernativa
“Artículo 59 - Contenido de la Decisión.
…
La decisión resolverá todas las cuestiones que hayan sido planteadas y las que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo haya (sic) sido antes.”.
El análisis de aspectos que aparezcan con motivo del recurso es procedente en la medida en que tengan relación con la reclamación que dio lugar a la decisión frente a la cual el interesado manifiesta su inconformidad.
Si dentro del recurso de reposición y/o apelación se efectúan reclamaciones que no guardan relación de congruencia con lo peticionado en la primera solicitud no es viable sostener que respecto de ellas existe un adecuado agotamiento de la vía gubernativa”(21) (Subrayas y negrillas propias)
Según se ha explicado, la solicitud de Promigas del 5 de junio de 2012 no tiene relación alguna con la solicitud hecha en el recurso. Es una solicitud nueva, distinta, que no había sido formulada ni esbozada en ninguna etapa procesal anterior.
La administración debe dar cabal cumplimiento al principio de congruencia, según el cual ésta debe decidir respecto de las peticiones de los particulares, sin decidir más allá de lo solicitado, a menos que haya relación estrecha con ello, y esté debidamente probado. Es precisamente a eso que se refiere el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo y así lo ha interpretado la Corte Constitucional, en concordancia con la jurisprudencia del Consejo de Estado.
En otras palabras, se predica el principio de congruencia respecto de la primera solicitud y de la vía gubernativa, de manera que en la primera decisión la administración se refiera a todas las cuestiones planteadas de manera expresa por el particular y a aquellas que surjan de su análisis. Asimismo, en la decisión del recurso debe referirse a todas las cuestiones planteadas en el recurso y a todas aquellas que surjan de su análisis.
Ha dicho la Corte Constitucional lo siguiente:
“Así las cosas, el administrado puede, al interponer los recursos administrativos, solicitar la aclaración, modificación o revocatoria de un acto, estando la Administración obligada a dar respuesta en los términos en que el recurrente formula el recurso, sin que le sea posible decidir más allá o por fuera de lo pedido, ya que se estaría actuando en contravía del principio de la congruencia.
El Código Contencioso Administrativo consagró la regla de la congruencia, en los siguientes términos (artículo 59 C.C.A): “...la decisión [que agota la vía gubernativa] resolverá todas las cuestiones que hayan sido planteadas y las que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo hayan sido antes...”.
Aunque en principio parece que la norma permite resolver sobre materias no solicitadas, al disponer que la decisión puede abarcar cuestiones “… que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo hayan sido antes...”, la disposición no tiene dicho alcance, pues se está refiriendo, exclusivamente, a asuntos que si bien no fueron inicialmente pedidos, guardan una relación de conexidad directa con el recurso y por lo tanto, son susceptibles de resolución.
Para la Corte, la congruencia es una regla que condiciona la competencia otorgada a las autoridades públicas, y en este sentido, delimitan el contenido de las decisiones que deben proferir, de tal manera que: a) solamente pueden resolver sobre lo solicitado o, b) en relación directa con aspectos vinculados a lo pedido por los interesados y que se encuentren debidamente probados.
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 (…)”(22) (Subrayas y negrillas fuera de texto)
De esta forma, repetimos que la solicitud hecha por Promigas en la comunicación del 5 de junio de 2012: i) es extemporánea en la medida en que no se formuló dentro del recurso de reposición interpuesto por Promigas; ii) es distinta y no tiene relación alguna con lo solicitado en el recurso de reposición interpuesto en septiembre de 2011 en la medida en que solicita el cambio de los valores reportados para la DEC y DEV, en todo el sistema, es decir para todos los tramos, y para la capacidad máxima del tramo Cartagena – Sincelejo; y iii) la solicitud, entonces, no es objeto de decisión en la medida en que no encaja dentro del supuesto del artículo 59 del Código Contencioso Administrativo.
Ahora bien, si en gracia de discusión se admitiera que existe alguna relación entre lo solicitado y argumentado en el recurso de reposición y la comunicación del 5 de junio, debe indicarse que no es un hecho probado dentro del proceso. En efecto, a causa de la extemporaneidad de la solicitud no se cumplió el procedimiento indicado en el artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010, y el nuevo valor de la capacidad máxima de mediano plazo del tramo Cartagena – Sincelejo difiere del que inicialmente presentó Promigas, y del que auditó la CREG. Si bien es cierto que la metodología radica el riesgo de demanda en cabeza del transportador, también lo es que existe un proceso de validación, si se quiere, de la misma, el cual no se llevó a cabo.
Así, debe tenerse en cuenta que el procedimiento para determinar las demandas esperadas de capacidad y de volumen es claro. El artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010 establece la responsabilidad y el riesgo de demanda en cabeza del transportador. En tal sentido, la CREG se aparta de hacer un análisis detallado de las demandas, y se limita a verificar que las mismas hayan sido proyectadas dentro de los límites de razonabilidad que dispone el artículo, esto es, que las mismas estén “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.”, de acuerdo con la información que tenga disponible. Para ello, somete tales proyecciones al escrutinio de todos los agentes en el mercado, quienes tienen el derecho de refutarlas y solicitar su modificación. En el caso de Promigas, así como en el de todos los demás transportadores, se dio estricto cumplimiento al procedimiento aludido. No así en cuanto a la solicitud del 5 de junio de 2012, toda vez que es extemporánea y salida de toda oportunidad procesal.
Por otra parte, con referencia a las capacidades máximas de mediano plazo, se tiene que para todos los casos solicitados por los transportadores la CREG hizo unas auditorías para verificar que los valores reportados correspondieran con los cálculos que se obtienen de seguir el procedimiento señalado en el Anexo 3 de la Resolución CREG 126 de 2010, el cual contiene la metodología para la estimación de tal capacidad máxima.
En el caso particular del tramo Cartagena – Sincelejo, Promigas presentó un valor que se aprobó sin modificación alguna, previo concepto de una auditoría que no fue cuestionado por la recurrente.
ii. Frente a los fundamentos técnicos de la solicitud
Además de los fundamentos legales presentados en el aparte anterior, existen argumentos de orden técnico para rechazar la solicitud extemporánea presentada por Promigas, como se expone a continuación.
De acuerdo con la nueva información de demanda que Promigas presentó el 5 de junio de 2012 para el tramo Ballena – La Mami, la demanda esperada de capacidad asociada a este tramo superaría la capacidad máxima del mismo entre los años 4 y 6 del horizonte de proyección. En el caso del tramo la Mami – Barranquilla esto sucedería en el año 5 del horizonte de proyección. (ver y).
Gráfica 1.
Gráfica 2.
Ahora bien, del análisis del comportamiento de la nueva demanda se observa que éste es cíclico, tal como Promigas lo planteó en la solicitud inicial. En otras palabras, se entiende que el comportamiento normal de la demanda térmica (i.e. para generación de electricidad) tiene un comportamiento cíclico asociado a la frecuencia e intensidad del fenómeno de 'El Niño'. Esto lleva a la discusión ya presentada en el Documento CREG 092 de 2011, soporte de la Resolución CREG 117 de 2011, y en el acápite 1.1. de la sección IV de esta Resolución.
La información del tramo Cartagena – Sincelejo se ilustra en la Gráfica 3:
Gráfica 3.
En la comunicación del 5 de junio de 2012 Promigas plantea una modificación de la capacidad máxima de mediano plazo del tramo Cartagena – Sincelejo. Además de los elementos jurídicos y regulatorios que impiden esa modificación es necesario señalar que la capacidad solicitada inicialmente fue auditada y el auditor coincidió con los valores que reportó Promigas. En otras palabras, la capacidad máxima de 102.100 Kpcd aprobada en la Resolución CREG 117 de 2011 fue el valor solicitado por la empresa y auditado por la firma Delvasto & Echeverría Asociados.
Los informes del auditor fueron remitidos a Promigas, que en su momento e incluso en el recurso de reposición no manifestó objeción a la auditoría. Por el contrario, en el siguiente aparte del recurso de reposición se ilustra la brecha entre la capacidad máxima y la demanda de capacidad, sin que la recurrente cuestionara esta materia, siendo evidente que en el cálculo tarifario no había espacio a la inversión para aumentar la capacidad:
“(…) Adicional a lo anterior, en el evento en que no acepten las IAC, se solicita se ajuste los años en los que la DEC supera la CMMP, para suprimir los picos de demanda, ya que de lo contrario, la proyección sería incoherente.
Los asuntos anteriores se especifican en las siguientes gráficas:
(…)
Cartagena-Sincelejo
(…)” (Subrayas propias)
Nótese que para la propia recurrente era evidente que durante el horizonte de proyección la demanda esperada de capacidad era inferior a la capacidad máxima sin expansión. Cabe reiterar que ésta fue precisamente la razón por la cual la Comisión no encontró fundamento regulatorio para incorporar en el cálculo tarifario el valor de las inversiones en aumento de capacidad del tramo Cartagena – Sincelejo.
En este punto resulta preciso señalar, una vez más, que la CREG preguntó en dos ocasiones a Promigas, antes de expedir la Resolución CREG 117 de 2011, las razones para incluir en el cálculo tarifario el 'loop” en el tramo Cartagena – Sincelejo. La empresa respondió las dos comunicaciones sin aportar las razones solicitadas.
Ahora Promigas argumenta que las decisiones del regulador, como la creación del nuevo tramo La Creciente – Sincelejo, llevan a una reducción de la capacidad máxima del tramo Cartagena – Sincelejo, con lo que aparentemente se haría necesario el aumento de su capacidad. Sin embargo, ni en el texto del recurso ni en la comunicación extemporánea se encuentra una explicación clara de las razones de orden técnico que conducen al planteamiento hecho por Promigas.
Si bien esta argumentación no es admisible, como ya se expuso al inicio de este acápite, resulta relevante esclarecer cuál es la capacidad máxima de mediano plazo del tramo Cartagena – Sincelejo. Sería indeseable que por la renuencia de la empresa a aportar información clara o por su posible resistencia a hacer evidente su eventual omisión al momento de estimar las proyecciones de demanda, la nueva tarifa no ofrezca los incentivos adecuados para la expansión del sistema de transporte.
En resumen, por la falta de claridad de Promigas, en la Resolución CREG 117 de 2011 no se incluyó el valor eficiente del 'loop' que la empresa solicitó para el tramo Cartagena – Sincelejo. En el recurso no aportó elementos que contrariaran la decisión de la CREG y varios meses después aporta a la Comisión información extemporánea, sin soporte alguno, que principalmente advierten falta de claridad sobre la situación real y efectiva de la capacidad máxima de mediano plazo en el tramo Cartagena – Sincelejo.
Por lo anterior, i) debe ratificarse la decisión tomada en la Resolución CREG 117 de 2011 respecto a no incluir el valor del 'loop' en el tramo Cartagena – Sincelejo; y ii) resulta imperioso iniciar, de oficio, una actuación administrativa para aclarar cuál es efectivamente la capacidad máxima del tramo Cartagena – Sincelejo, a fin de determinar si hay lugar a incorporar en el cálculo tarifario el valor del mencionado 'loop'. Entretanto, con el ánimo de reducir la incertidumbre que en relación con dicho activo pueden tener los potenciales remitentes, esta Comisión le establecerá un valor eficiente que sólo será llevado a la tarifa si la referida actuación administrativa conduce a la conclusión de que efectivamente se requiere.
Con base en lo consignado en el Anexo 6 de esta Resolución, se concluye que el valor eficiente del 'loop' Mamonal – Sincelejo, de 122 km de longitud y 18 pulgadas de diámetro, en el tramo Cartagena – Sincelejo, es de US$ 69.841.584 (dólares de diciembre 31 de 2009), el cual coincide con el que solicitó Promigas.
2. Inversiones por fuera del periodo tarifario t -1 reconocidas de manera parcial
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“A continuación se presenta la tabla donde se identifican las inversiones reconocidas parcialmente, y que son objeto de recurso:
Inversiones reconocidas parcialmente
USD de diciembre de 2009
| Inversión | Valor Solicitado | Valor Aprobado | Diferencia (US$) | % No Aprobado |
| La Creciente | 17.826.678 | 9.833.496 | 7.993.182 | 45% |
| Ballena - El Paájaro | 906.450 | 333.529 | 572.921 | 63% |
| Sahagún - Monteria | 300.215 | 157.874 | 142.341 | 47% |
| Henequén | 583.781 | 282.520 | 301.261 | 52% |
| Variantes Red Momonal - Variente Mamonal - | 394.973 | 121.102 | 273.871 | 69% |
| Jobo | 368.011 | 185.504 | 182.507 | 50% |
| Arroyo Caimán | 201.776 | 89.982 | 111.794 | 55% |
| Termoflores | 259.963 | 122.246 | 137.717 | 53% |
| Extensión Mamonal | 218.491 | 30.729 | 187.762 | 86% |
| TOTAL | 21.060.338 | 11.156.982 | 9.903.356 | 47% |
Como se desprende de la Tabla anterior, el regulador mediante el uso de una metodología incorrecta, prevista en la Resolución 117 de 2011, desconoce cerca del 50% del valor de las inversiones, que ya están ejecutadas y que se encuentran en operación, las cuales fueron necesarias para atender necesidades del servicio inaplazables, y garantizar la continuidad del servicio.
Este tipo de señales afecta la confianza de los agentes en la razonabilidad del regulador, mucho más cuando el acotamiento de los valores, corresponde a una metodología que, como se verá, no tiene sustento técnico alguno.
A manera de ejemplo, PROMIGAS realizó las inversiones necesarias que permitieron que el gas del Campo La Creciente pudiera entrar al Sistema Nacional de Transporte y contribuir al abastecimiento de la demanda; sin embargo, el regulador solamente reconoció el 55% del valor en que efectivamente incurrió PROMIGAS, insistimos, como resultado de una metodología de comparación que no tiene ningún sustento de carácter técnico.
En resumen, la evaluación de costos que adelantó la Comisión no se realizó a partir de costos eficientes de otros activos comparables y esta metodología no es aplicable para la evaluación de las variantes Sahagún-Montería, Henequén, Red Mamonal, Mamonal-Jobo y Arroyo Caimán.
La metodología empleada por la Comisión está estructurada para la evaluación de los costos de construcción de gasoductos nuevos, no para la evaluación de construcción de variantes cortas (menor de 1 km) en gasoductos en operación.
Lo anterior se sustenta en los siguientes aspectos:
- El conjunto de gasoductos seleccionados por la Comisión presentan longitudes entre 12 y 190 km y una longitud promedio de 78 km. Mientras que las 5 variantes mencionadas presentan longitudes entre 0.20 y 0.64 km y una longitud promedio de 0.49 km. Por lo tanto, los costos eficientes de construcción de estos activos no son comparables.
- Los empalmes de las variantes se realizaron en caliente, es decir, con el gasoducto en operación. Para garantizar la continuidad del servicio, en este tipo de trabajos se realizan actividades de perforación y obturación sin suspender el flujo. Estos trabajos se realizan con personal y equipos especializados como el Tapping Machine. Además, los accesorios requeridos (stopple fitting, reducing branch fitting, sealing element, T.O.R fitting y L.O.R plug) tienen costos elevados que representan entre el 10% y 30% del valor total del proyecto.
Adicionalmente, este tipo de trabajos con el gasoducto en operación tienen otros sobrecostos como: venteo del gas existente en la línea, abandono y/o retiro de la tubería existente que fue reemplaza con la variante.
En la construcción de un gasoducto nuevo no se incurren en estos costos, por lo tanto, no es comparable con la construcción de una variante con empalmes en caliente.
- Estas variantes son obras especiales para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema de transporte en segmentos donde la integridad de la tubería estaba comprometida por la construcción de obras en el derecho de vía, desestabilización de la tubería por movimientos de tierra y erosión por corrientes de agua, por lo tanto, las obras de construcción presentan condiciones especiales que no son comparables con la construcción de un gasoducto nuevo. Estas obras especiales incrementan los costos unitarios de construcción entre el 30% y 50% del valor total del proyecto y consisten en lo siguiente:
- Variante Sahagún-Montería: se realizaron 2 cruces especiales (canal de aguas) y 2 cruces de vía.
- Variante Henequén: se realizaron movimientos de tierra para instalar la tubería a lo largo del lecho de un arroyo en una longitud aproximada de 200 m y se realizaron excavaciones en roca. Además, se realizó lastrado para la protección de la tubería debido a la presencia de lixiviados en una longitud de 468 m.
- Variante Red Mamonal: la construcción se realizó en la zona industrial de Mamonal con limitaciones de espacio y obstrucción de otras redes existentes.
- Variante Mamonal-Jobo: se realizó el cruce a lecho perdido de la represa del Parque Natural El Caimán.
- Variante Arroyo Caimán: las excavaciones fueron con nivel freático alto.
En la construcción de un gasoducto nuevo se pueden presentar obras especiales como las mencionadas, pero no son representativas en el costo total del activo, pues no representan la condición predominante.
(…)”
Al respecto se debe señalar que, en atención al recurso de reposición interpuesto por Promigas, la CREG realizó análisis complementarios a los que condujeron a la expedición de la Resolución CREG 117 de 2011 y practicó las pruebas periciales que se decretaron en el auto proferido por la Dirección Ejecutiva el 7 de diciembre de 2011 y en la Resolución CREG 011 de 2012. Esto permitió ampliar la muestra de activos comparables utilizados como referencia para la valoración de inversiones e incorporar criterios de evaluación adicionales a los previstos en el Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010, dando así cumplimiento a lo previsto en dicha resolución.
En el Anexo 6 se presentan los detalles de la valoración y en la se muestran los valores eficientes de las inversiones en los gasoductos de Promigas que fueron objeto de recurso.
Tabla 2. Valores de las inversiones de gasoductos y variantes del IFPNIt-1
| Gasoductos analizados | Clasificación IFPNIt-1, PNIt, IACt | Metros | Pulgadas | Valor solicitado | Resolución 117 | Recurso |
| US $ de diciembre 31 de 2009 | ||||||
| La Creciente | IFPNIt-1 | 51.000 | 6 | 16.222.277 | 8.948.482 | 11.976.572 |
| La Creciente (Piñalito - Bremen) | IFPNIt-1 | 4.000 | 8 | 1.604.401 | 885.015 | 1.604.401 |
| Ballena - El Pájaro | IFPNIt-1 | 6.700 | 2 | 906.450 | 335.529 | 717.830 |
| Sahagún - Monteria | IFPNIt-1 | 637 | 10 | 300.215 | 157.874 | 300.215 |
| Henequén | IFPNIt-1 | 600 | 20 | 583.781 | 282.520 | 583.781 |
| Variante Colteminerales | IFPNIt-1 | 200 | 4 | 44.515 | 16.704 | 44.515 |
| Variente refinería Ecopetrol | IFPNIt-1 | 500 | 10 | 350.458 | 104.399 | 350.458 |
| Variante gasoducto Mamonal Jobo | IFPNIt-1 | 600 | 10 | 369.011 | 185.504 | 368.11 |
| Zona Franca la Candelaria 1,4km | IFPNIt-1 | 1.400 | 6 | 488.849 | - | 392.849 |
| Zona Franca la Candelaria 0.329 | IFPNIt-1 | 329 | 3 | 114.880 | - | 88.288 |
| Arroyo Caimán | IFPNIt-1 | 389 | 8 | 201.776 | 89.982 | 201.776 |
| Gasoducto Termoflores | IFPNIt-1 | 270 | 18 | 259.963 | 122.246 | 259.963 |
| Extensión Mamonal | IFPNIt-1 | 250 | 4 | 218.491 | 30.729 | 97.812 |
| 21.664.067 | 11.156.983 | 16.986.471 | ||||
En el numeral 3 de esta sección se analizan las críticas hechas por Promigas a la valoración aprobada en la Resolución CREG 117 de 2011.
3. Frente al criterio de comparación que utilizó la CREG
En esta sección se recogen y analizan las diferentes peticiones de Promigas frente al criterio que la Comisión utilizó para evaluar la eficiencia de las inversiones que presentó la empresa en la solicitud tarifaria.
3.1. Frente a la metodología
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“La metodología tarifaria determina unos criterios de carácter general, que el regulador considera como útiles para determinar la eficiencia del activo, los cuales sin duda alguna no son exclusivos y no pueden ser los únicos a tener en cuenta.
El regulador así mismo, en la Resolución 117 de 2011, involucra criterios adicionales a aquellos incluidos en la metodología tarifaria, los cuales, si bien resultan incorrectos (asunto que desarrollaremos a lo largo del recurso), permiten establecer que existen criterios adicionales a aquéllos específicamente previstos en el Anexo 1 de la Resolución 126 de 2010.
En ese sentido, el objetivo del regulador debe ser el de establecer los costos eficientes de las inversiones realizadas, esto es, los costos mínimos en los que el agente debió incurrir para producir el mismo resultado, asunto que como se verá involucra sin duda alguna, los costos reales en los que incurrió el agente, sino adicionalmente en la implementación real de otros proyectos, los cuales como se verá, consideraron todos los criterios de eficiencia que un agente prudente implementaría.
El regulador textualmente determinó en la Metodología Tarifaria prevista en la Resolución 126 de 2011 lo siguiente:
“Para efectos regulatorios, la CREG determinará los costos eficientes de inversiones a través del mecanismo de comparación, mediante la aplicación de los siguientes criterios, entre otros:” (Subraya fuera de texto)
Así, en primer lugar, el regulador incluyó el criterio de topografía(23) solicitando que el agente le presentara las diferentes inversiones identificando aspectos tales como la cota inicial, la cota final, la altura máxima etc.; de manera textual el Anexo 1 respecto de las obligaciones que debía reportar el transportador, señaló lo siguiente:
“Para estos efectos el transportador deberá reportar a la CREG la longitud del trazado del gasoducto y el perfil del mismo. El perfil contendrá la siguiente información por cada kilómetro efectivamente recorrido en el trazado, expresada en metros sobre el nivel del mar: i) cota inicial; ii) cota final; iii) altura máxima, y iv) altura mínima. Adicionalmente deberá entregar un mapa en el que se ilustre el perfil del gasoducto.”(24)
En segundo lugar, el regulador incluyó el criterio de "indexación" como instrumento para actualizar los costos involucrados dentro de la información reportada, y para efectos de la comparación.
Los criterios antes definidos, no son los únicos que deben ser tenidos para efectos de que el propósito de la metodología cumpla su objetivo; en ese sentido, por ejemplo, el concepto mismo de topografía, va mucho más allá que la simple inclinación del terreno.
Consideramos que los criterios que el regulador determinó en la resolución 126 de 2010, deben ser complementados con aquellos que se utilizan dentro de la ingeniería, las cuales, como se demostrará, sin duda involucran aquellos expresamente incluidos, y otros que permiten establecer el costo real y eficiente de las inversiones realizadas, y aquellas que se solicita incluir.
Por lo tanto, en el presente recurso, como en el trámite del mismo, se proveerá al regulador de la información necesaria y suficiente, que le permita no sólo complementar la metodología con criterios constructivos utilizados en la industria y en la práctica de la ingeniería, sino adicionalmente con la información que le permita realmente comparar los valores incluidos en la solicitud tarifaria, con una muestra verdaderamente representativa.
En ese sentido y considerando los diferentes aspectos que se involucran en el desarrollo de un proyecto, existen otros criterios adicionales a aquellos utilizados por el regulador, que debían ser incluidos dentro de un análisis de comparación.
Sobre este particular, es preciso señalar que los costos relacionados con la instalación de un ducto instalado, esto es, enterrado y en funcionamiento, dependen de varios factores que involucran el riesgo asociado y específico de cada proyecto, generados por el entorno físico en el cual serán desarrollados, y que reflejan las condiciones del entorno socio-económico y normativo del país en el momento en el cual se ejecutan, entre ellos se encuentran la densidad de población, las restricciones ambientales, las características del terreno, la época del año y la disponibilidad de mano de obra, enmarcados en la dimensión tiempo en que será desarrollado el proyecto, sin limitarse, se pueden mencionar los siguientes aspectos:
- Densidad Poblacional: (…)
- Restricciones Ambientales: (…)
- Tipo de Terreno: (…)
- Estación del periodo de construcción: (…)
- Inversión en Tecnología: (…)
- Condiciones de Mercado: (…)
- Zonas Especiales: (…)
- Normas HSE: (…)
Ahora bien, en cuanto al cálculo de las pendientes definidas como uno de los criterios en la Resolución 126 de 2010, no resulta una medida adecuada, fundamentalmente porque el recorrido de 1.000 metros de longitud establecido en la fórmula para calcular la pendiente distorsiona el valor real de las pendientes encontradas en campo, como se puede apreciar en el siguiente gráfico:
Según la metodología utilizada por la CREG en el Anexo 22, la pendiente en el caso del ejemplo se calcula usando la diferencia de altura entre los puntos A y D y dividiendo entre 1000, lo cual, según el entender de la CREG, define el factor de complejidad del tramo.
La metodología propuesta por el regulador, desconoce los diversos cambios que se pueden dar en el trazado, con el consecuente incremento en el grado de dificultad constructiva y por ende en el costo de construcción”.
En primer término, 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 principio de eficiencia hace parte de uno de los criterios tarifarios establecidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.
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 tiene 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(25)
De conformidad con lo anterior le corresponde a la CREG establecer el valor eficiente de las inversiones, para lo cual, de acuerdo con la metodología, se han utilizado 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.
Expuestos los anteriores elementos, la Comisión señala que no acepta la afirmación “(…) el regulador mediante el uso de una metodología incorrecta, prevista en la Resolución 117 de 2011, desconoce cerca del 50% del valor de las inversiones (…)”. En primer término porque fue en la regulación general, contenida en la Resolución CREG 126 de 2010, en donde quedaron establecidos los criterios de remuneración de la actividad de transporte. Así, no resulta correcto afirmar que la metodología la construyó el regulador en la resolución recurrida.
Sobre la afirmación según la cual la aprobación de cargos “no se realizó a partir de costos eficientes de otros activos comparables (…)” para indicar que ciertas particularidades de algunos gasoductos no se capturaron en las referencias de los gasoductos que utilizó la CREG en las comparaciones, la Comisión anota que utilizó la mejor información disponible y que los agentes conocían, en la medida en que están consignadas en resoluciones expedidas por la CREG y mediante las cuales se hicieron valoraciones antes de la Resolución CREG 126 de 2010 de gasoductos que hoy están en operación.
Adicionalmente, es preciso reiterar, tal como se consignó en el Documento 092 de 2011, que la Comisión hizo su mejor esfuerzo por ampliar la muestra de los valores de los gasoductos que utilizó para las comparaciones.
En efecto, la Comisión durante la actuación administrativa que derivó en la Resolución CREG 117 de 2011 acudió a: i) la Comisión Económica para América Latina y el Caribe, CEPAL(26) ii) la Comisión Nacional de España, CNE(27) iii) el Ente Nacional Regulador del Gas en Argentina, ENARGAS(28) iv) la Superintendencia de Electricidad y Combustibles de Chile, SEC(29) v) la Comisión Reguladora de Energía de México, CRE(30) y vi) el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, OSINERGMIN(31) con el ánimo de acceder a información relevante para las comparaciones, pero no fue posible tener acceso a la misma.
Ahora bien, sobre las particularidades como tipo de empalmes, cruces, tipos de suelo, 'class location', técnicas de manejo del nivel freático, restricciones ambientales, estaciones del periodo de construcción, inversiones en tecnología, condiciones del mercado, zonas especiales y normas HSE, es necesario indicar que todas ellas están incluidas en la muestra utilizada para la comparación, por supuesto, de acuerdo con las particularidades propias de cada uno de los gasoductos, o en otras palabras, con diferente significancia. En estos términos, no es preciso afirmar que en la muestra de gasoductos que se tomó como referencia no se consideraron tales variables. Todos esos elementos, con diferente significancia, están presentes en la muestra.
Respecto a la crítica de la forma como se calcularon las pendientes de los gasoductos se debe puntualizar que la metodología busca capturar, de manera general, las dificultades constructivas asociadas a las condiciones promedio del perfil del trazado, mas no las condiciones puntuales de cada fracción del mismo. Además, en la muestra que se tomó como referencia hay diferentes perfiles, los cuales se tuvieron en cuenta en la comparación.
3.2. Frente a la muestra
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Dado que la información de bases de datos de nivel internacional consultadas por la CREG no le permitieron establecer la relación de costos de construcción con el perfil topográfico de los proyectos, ésta desistió del uso de la referida muestra internacional y recurrió a información disponible propia, la cual correspondía a las nuevas inversiones aprobadas por esta entidad en los últimos años. La muestra seleccionada fue la siguiente:
| Gasoducto | Costo Tuberías (USD 2009) 35% | Costo Mano de Obra (USD 2009) 40% | Otros Costos (USD 2009) 25% | Total (USD 2009) 100% |
| Flandes - Girardot - Ricaurte | 489.090 | 481.460 | 198.289 | 1.168.840 |
| Guando - Fusagasuga | 969.166 | 1.377.974 | 671.643 | 3.018.782 |
| Sardinata - Cúcuta | 3.496.751 | 3.526.635 | 1.981.873 | 9.002.259 |
| Cali - Popayán | 6.555.273 | 6.901.174 | 4.027.088 | 17.483.535 |
| Ariari | 1.896.441 | 2.487.540 | 1.143.198 | 5.527.179 |
| Barranca - Payoa | 9.649.092 | 8.415.357 | 3.147.789 | 21.212.238 |
| Gibaltar - Bucaramanga | 63.578.481 | 65.799.704 | 37.731.309 | 167.287.493 |
Calculo CREG
Se observa en esta muestra lo siguiente:
- El tamaño de la muestra no es consecuente con las implicaciones que del análisis de ésta se pueda obtener; en efecto, de una base de datos inicial de 135 empresas (que creemos era la muestra inicial que buscó la CREG), si asumimos un proyecto por empresa estaríamos hablando de 135 proyectos a analizar y en el caso más crítico, si solo se tuviera en cuenta el 50% de las mismas, la población se reduciría a 68 proyectos, lo cual hubiera permitido sin duda tener una base suficiente de análisis.
Sin embargo, seguramente por falta de información, la CREG redujo la muestra a 4 empresas con una población de 7 proyectos, asunto que no convalida el tamaño de la muestra.
Es claro que de la muestra escogida, se puede inferir insuficiencias de datos para el análisis; así por ejemplo, la muestra ignoró los proyectos de poliductos y oleoductos construidos recientemente en el país, cuyas características de construcción y materiales son idénticas a las de gasoductos, en cuanto a línea de conducción se refiere. Así mismo, no se incluyen los últimos datos de proyectos de gas en el país, implementados por los principales transportadores de gas en el País.
- Así mismo, dentro de la muestra, no se incluyeron proyectos de 18”, 20”, 24, y 32”; la inclusión de estos proyectos en la muestra hubiera permitido una mejor comparación de los proyectos sometidos a revisión.
- De los gasoductos que componen la muestra, no se refleja que se tenga información de otras características de los proyectos de la población, tales como requisitos ambientales, tipo de revestimiento, estándares de calidad, sistemas de seguridad, sistemas de comunicaciones, número y tipo de cruces especiales, etc. Lo anterior no permite verificar si los proyectos son comparables en una medida aceptable.
- De manera particular, el gasoducto Flandes-Girardot-Ricaurte corresponde a un sistema de transporte constituido en los primeros 5 kilómetros aproximadamente en tubería de acero y los 7 kilómetros restantes en tubería de Polietileno en diámetros de 4” y 6”(32) http://www.progasur.com.co/especificaciones.php?Id=6
- Por las características mencionadas de este gasoducto, y sumado a una muestra tan pequeña, hace pensar que puede haber algunas otras características de los proyectos tomados como referencia que pueden causar un grado de incertidumbre aún mayor.
- Dado que la comparación busca establecer parámetros de igualdad, el Regulador debió utilizar costos reales de los proyectos ejecutados y no los costos aprobados.
En efecto, es claro que la muestra se incluyen proyectos, que son solicitados por agentes sin experiencia en gasoductos de dimensiones como las que se solicita aprobar, o bajo esquemas propios de contratación pública (La Gobernación del Meta por ejemplo en el caso del proyecto del Ariari), que no es un agente que tenga como objeto la construcción de gasoductos, y cuya solicitud puede estar afectada por los elementos propios de este tipo de contratación.
Sin perjuicio de lo anterior, es claro que la muestra al incluir este tipo de agentes, debe generar análisis adicionales que permitan confirmar la realidad de los proyectos, para que puedan ser considerados como válidas, sobre todo en un criterio de comparación.
- La población no incluye ningún proyecto ubicado en la Costa Caribe y por lo tanto no refleja la realidad del Sistema Nacional de Transporte constituido por infraestructura en la costa Caribe y el interior del País. Aspecto básico en el análisis de comparación de datos estadísticos definido como homogeneidad de la muestra.
En lo que tiene que ver con los ajustes realizados por la CREG para la homogenización de los proyectos, se limitó a una segmentación porcentual de costos de construcción por igual para todos los proyectos; en este sentido no consideró otras actividades sin las cuales no es posible implementar un proyecto, tales como:
- Recopilación y análisis de la información de costos asociados a cada proyecto y contenida por ejemplo en Actas Finales de Pago, contratos suscritos y procesos licitatorios.
- Recopilación y análisis de la información técnica de cada proyecto relacionada con las especificaciones técnicas de los ductos construidos y sus facilidades mecánicas, civiles, sistemas de protección catódica, sistemas de comunicación, automatización, etc.
- Procesamiento y digitación de la información de costos e información técnica de cada proyecto, extraída de los documentos mencionados con el fin de crear series de datos.
- Desagregación y organización de los rubros de costos de cada proyecto por grupos homogéneos de diámetros.
- Diseño de tablas de datos consolidados que contengan la información técnica y de costos de cada uno de los proyectos analizados.
- Determinación de factores que midan el grado de dificultad constructiva de cada proyecto, tomando como base la información técnica extraída de estudios técnicos y de las especificaciones técnicas de cada proyecto.
- Determinación del costo de cada proyecto con un grado de dificultad constructiva base igual a uno, a partir del cual se hace posible comparar cada uno de los datos de los diferentes proyectos evaluados.
- Generación de un modelo matemático y estadístico que mejor se ajusta a los datos encontrados y que permite establecer las tendencias de costos de construcción de los gasoductos en las actividades macros definidas a partir de una dispersión de datos y el respectivo análisis estadístico de los resultados arrojados, con el fin de verificar la confiabilidad y sensibilidad de los modelos matemáticos seleccionados para cada tipología de costos.
- Estructuración de datos con los resultados obtenidos de los pronósticos de costos.”
Como se indicó en la sección anterior, y así está sustentado en el documento soporte CREG 092 de 2011, la Comisión utilizó la mejor información disponible para hacer las comparaciones. En esa tarea se trató, sin éxito, de ampliar la muestra de información confiable de costos de construcción de otros gasoductos en Argentina, Chile, España, Brasil y México.
Sobre la afirmación de Promigas según la cual “(…) Dado que la información de bases de datos de nivel internacional consultadas por la CREG no le permitieron establecer la relación de costos de construcción con el perfil topográfico (…)” la Comisión señala que no tuvo acceso a información de las fuentes consultadas o la que obtuvo no tenía el grado de detalle que se requería para hacer la comparaciones, lo cual impidió aumentar el tamaño de la muestra. No es cierto que la Comisión haya desechado información de las fuentes consultadas porque no pudo establecer la relación de costos de construcción con el perfil topográfico.
Ahora bien, partiendo de que la metodología es de incentivos y las aprobaciones de los valores de las inversiones se hacen a través de comparaciones, desde el punto de vista estadístico habría sido ideal contar con una muestra amplia en donde todos los datos de la población fueran comparables. Sin embargo, como la realidad de la información disponible era diferente, las comparaciones tuvieron que hacerse con los datos que estaban al alcance del regulador, lo cual no puede concluirse como un error.
A manera de ejemplo citamos el caso del gasoducto Gibraltar – Toledo –Bucaramanga: inicialmente el valor eficiente de la inversión se determinó a partir de una muestra de cuatro gasoductos entre Argentina y Chile. Posteriormente, en una revisión tarifaria solicitada por el transportador correspondiente, se encontró que la muestra seleccionada no era confiable, y la Comisión en el esfuerzo por encontrar referencias confiables para hacer la comparación sólo encontró como referente el valor de un gasoducto en Perú.
En otras palabras, la Comisión, ante la crítica del tamaño de la muestra resalta que lo que realmente interesa es contar con una población de datos confiables, comparables y de buena calidad. Por supuesto, los resultados de los análisis deben ser coherentes.
Cuando Promigas afirma que la muestra pudo haber sido de 135 datos, sin indicar cuáles, es preciso precisar que todo el propósito del análisis es establecer los valores eficientes. Consecuentemente, no se pueden incluir referencias de gasoductos que están en análisis o cuyos valores aprobados (i.e. gasoductos de más de 10 años) no son representativos de los costos en los que hoy incurre un transportador. De nuevo, el propósito no es tener la mayor muestra de todas y olvidar la calidad de la información. Como se indicó, incluso con una población de un solo dato resulta posible establecer el valor eficiente de una inversión.
En relación con el alegato de Promigas según el cual algunos de los gasoductos tienen atributos diferentes a los que en promedio están en la muestra (e.g. diámetros superiores a 18”, número de cruces, distancias inferiores a 1.000 metros, etc.), reiteramos que en el momento del análisis no se contaba con mejor información disponible. Sin embargo, como se expone más adelante, resultado de la información que aportaron los peritos y de nuevas referencias de gasoductos, la población de la muestra es más significativa para capturar las principales particularidades de los gasoductos en análisis.
Por otro lado, si bien es cierto que el gasoducto Flandes – Giradot – Ricaurte fue construido en buena parte en polietileno, es pertinente indicar que en su valoración no se tuvo en cuenta esa característica y por eso se incluyó dentro de la población de referencia para el análisis. No obstante, después de los respectivos análisis, la Comisión coincide en que dado que ese gasoducto fue construido en un material distinto al de toda la población no resulta apropiado tenerlo en cuenta y por esta razón dicho gasoducto se excluyó de la muestra en la nueva evaluación que se hizo.
Con referencia a la discusión que plantea Promigas según la cual la Comisión ha debido tomar datos reales de inversión y no los aprobados, se debe recordar que la metodología prevé en forma expresa que la CREG determinará el valor eficiente de las inversiones asociadas a las variables IFPNIt-1, PNIt e IACt a partir de costos eficientes de otros activos comparables. Tratándose de inversiones evaluadas por la CREG, los valores eficientes de las mismas son los determinados en las resoluciones firmes expedidas por esta entidad.
También se debe resaltar que los gasoductos considerados en la muestra fueron construidos y hoy están en operación. Esto es, los valores aprobados fueron eficientes y suficientes para que las empresas ejecutaran las inversiones correspondientes.
Posiblemente, si la metodología tarifaria y los mecanismos de vigilancia fueran otros, por ejemplo los correspondientes a una metodología de tasa de retorno, sería posible acudir a la información de los costos y gastos en los que incurrieron las empresas. Esa no es la realidad ni el espíritu de la Resolución CREG 126 de 2010. Así, la metodología no contempla la posibilidad de capturar detalles de costos como los que aparecen en las actas finales de pago, los contratos suscritos y los procesos licitatorios.
Con respecto a que en la población debería haber referencias de valores de gasoductos en la Costa Caribe, la Comisión señala que después de una revisión detallada encontró posible incluir cinco valores de inversión de gasoductos en esa zona del país.
3.3. Frente a la aplicación del criterio de indexación
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Como resulta de la lectura del numeral b) del numeral 2 del Anexo 1 de la resolución CREG 126 del 2010, el regulador utilizó como base única de comparación el Salario Mínimo Legal Vigente (SMLV) para la actualización de los costos de mano de obra; sin embargo, esta metodología no considera ni el grado de especialización que tiene la industria, ni la disponibilidad de mano de obra, asunto que puede ser fácilmente verificado por empresas especializadas en este tipo de estudios de mercado laboral.
Tal y como se dijo con anterioridad, la industria de los hidrocarburos en que ha sido objeto de fuertes inversiones por parte de los diferentes agentes que han llegado al país, tanto la mano de obra como la disposición de equipos especializados, ha tenido un incremento muy superior al parámetro del Salario Mínimo Legal Vigente utilizado por el regulador, lo que sin duda alguna afecta el resultado final.
En la tabla resumen de la indexación de los proyectos se puede observar que los porcentajes de tubería, mano de obra y otros, varían con los estándares establecidos por la CREG. Lo cual demuestra que estos porcentajes no son fijos y pueden variar según las características del proyecto.
| Gasoducto | Costo Tuberia (USD 2009) | % | Costo Mano de Obra (USD 2009) | % | Costo Otros (USD 2009) | % | Total (USD 2009) |
| Flandes - Girardot - Ricaurte | $ 489.090 | 42% | $ 481.460 | 41% | $ 198.289 | 17% | $ 1.168.840 |
| Guando - Fusagasuga | $ 969.166 | 32% | $ 1.377.974 | 46% | $ 671.643 | 22% | $ 3.018.782 |
| Sardinata - Cúcuta | $ 3.496.751 | 39% | $ 3.526.635 | 39% | $ 1.981.873 | 22% | $ 9.002.259 |
| Cali - Popayán | $ 6.555.273 | 37% | $ 6.901.174 | 39% | $ 4.027.088 | 23% | $ 17.483.535 |
| Ariari | $ 1.896.441 | 34% | $ 2.487.540 | 45% | $ 1.143.198 | 21% | $ 5.527.179 |
| Barranca - Payoa | $ 9.649.092 | 45% | $ 8.415.357 | 40% | $ 3.147.789 | 15% | $ 21.212.238 |
| Gibaltar - Bucaramanga | $ 63.578.481 | 38% | $ 65.799.704 | 39% | $ 37.731.309 | 23% | $ 167.287.493 |
La tabla anterior, que como se advierte toma los mismos datos utilizados por el regulador, revela una dispersión muy importante que hace que las conclusiones deban ser evaluadas, o la muestra deba ser complementada de manera que se tenga certeza respecto de las conclusiones que ésta se desprenden.
Ahora bien, si se quisiera utilizar el dato anterior para determinar un valor, este resulta útil solamente como información de referencia, pero no para determinar el valor de un proyecto.
(…)”
Al respecto la CREG aclara que como en la población de referencia se consideraron inversiones en gasoductos construidos en diferentes años y como todos los análisis debían hacerse en una fecha base (de otra manera las observaciones no serían comparables) fue necesario diferenciar del 100% del costo de las inversiones qué parte corresponde a mano de obra, qué porción a materiales y qué parte a otros costos. Este es precisamente uno de los criterios establecidos en el Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010.
Promigas señala que la forma de indexar el porcentaje de mano de obra no refleja verdaderamente su comportamiento porque los costos en este sector se mueven al ritmo del dinamismo de la industria de hidrocarburos. Sin embargo, la metodología es clara en cómo se debe indexar esta variable. En efecto, el literal b del numeral 2 del Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010 es absolutamente claro al respecto, cuando establece lo siguiente:
“b) Los costos asociados a mano de obra se actualizarán así:
i) Los costos asociados a mano de obra de los activos usados como referencia se expresarán en pesos, utilizando la TRM promedio del último mes del año al cual se refirieron las cifras de la valoración de dicho proyecto.
ii) Este valor se convertirá a unidades de salario mínimo, utilizando el valor del salario mínimo mensual legal vigente del año en que se valoró dicho proyecto.
iii) El número obtenido se multiplicará por el valor del salario mínimo mensual legal vigente del año de la Fecha Base del proyecto que se está valorando.
iv) El anterior valor se convertirá a dólares con la TRM promedio del mes de la Fecha Base.
En caso de no disponer de información sobre los costos asociados a mano de obra de los activos usados como referencia, la CREG asumirá que dichos costos corresponden al 40% del valor de tales activos. Cuando se utilicen como referencia activos de otros países, no se utilizará el procedimiento descrito”.
Por tanto, la CREG procedió a aplicar las reglas fijadas con anterioridad, antes trascritas. De la misma forma debe actuar con ocasión del recurso, aplicando estrictamente lo que dice la Resolución CREG 126 de 2010.
3.4. Frente a las economías de escala a partir del diámetro de la tubería y del derecho de vía
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Para efectos de determinar las economías de escala de diámetro, el regulador de manera inapropiada, utilizó como única fuente de información un libro denominado “Pipeline Rules of thumb, A manual of quick, accurate solutions to every day pipeline engineering problems”, que como su nombre lo indica, involucra soluciones aproximadas y generales, que no pueden ser utilizadas en su calidad de tal, como instrumentos para determinar los costos eficientes de un gasoducto.
En este sentido, quisiéramos resaltar la importancia de la función que el regulador cumple dentro de la economía, ya que los pronunciamientos generales y particulares que este realice, se desprenden comportamientos por parte de los agentes; si la señal del regulador es incorrecta, o está fundamentada de manera ligera, pone en riesgo la prestación del servicio, y la confianza que los agentes tienen en la seriedad de las instituciones.
En efecto, una vez pudimos ubicar la edición de 1998 del libro en mención, y la comparamos con la información utilizada por el regulador, encontramos no solamente que el parámetro de comparación es equivocado, que la interpretación del criterio de ingeniería involucrado en la herramienta es completamente ajeno a la práctica de la industria, si no que adicionalmente el regulador modificó la fuente primaria, sin la necesaria advertencia al lector.
En efecto, respecto de la tabla utilizada por la CREG, encontramos lo siguiente:
- Utilizar una tabla provista en la literatura disponible en el año 1998, claramente no refleja la realidad económica actual y mucho menos en el contexto local (Colombia).
- La tabla utilizada está diseñada para cálculos aproximados de ingeniería de evaluación preliminar, mas no para estimaciones de ingeniería básica ni mucho menos detallada, fase en la que se tienen costos con una incertidumbre aceptable, que son las prácticas de ingeniería y costeo de proyectos utilizadas en todo el mundo.
- La tabla fuente tiene un uso diferente al de calcular costos de construcción de gasoductos. Su fin es calcular los incrementos de capacidad y los costos por dichos incrementos siempre que se mantengan unas condiciones dadas P(in), P(out) y L. Debe suponerse que el entorno del proyecto es el mismo.
- La tabla no tiene en cuenta, o por lo menos no lo define, el Class Location por donde discurre la tubería y el grado del acero de la misma que tienen una ponderación importante en la valoración del proyecto
- La tabla supone una Presión constante de trabajo de 1000 Psi lo que incide negativamente en la valoración de nuestros proyectos donde la Presión de Trabajo es de 1200 Psi, que además es la presión establecida por la CREG para calcular la capacidad de los gasoductos de transporte. Veamos el siguiente cálculo:
- Tubería de 20” de diámetro, Class Location 3, Grado X- 65
- Presión de trabajo de 1000 Psi (Limitada por la tabla)
- Espesor de la tubería: 0.312” (seleccionado de acuerdo al cálculo)
La misma tubería en la misma clase de localidad pero trabajando a 1200 Psi, deberá tener un espesor de =0.375”
El incremento de 200 Psi genera un incremento de 0.063” lo cual equivale a un incremento del 20.2 % en el espesor que al final es el incremento en costo que debe asumirse en el valor final del proyecto. Para la misma variación de presión y las mismas condiciones dadas en el cálculo anterior para una tubería de 24” el porcentaje de incremento sería del 25% en el costo de la tubería.
- La tabla utilizada por el regulador, permite la estimación del costo de un proyecto en un diámetro nominal específico a partir de valores (reales y confiables) de proyectos comparables pero en diámetros diferentes.
Por ejemplo, pasar de 14” DN a 16”, 18” o 20”, o de 14” a 12”, 10” u 8”, pero no de 14” a 32”, ni de 14” a 4”. Estas extrapolaciones están limitadas, a ±3 diámetros nominales de diferencia. En ese sentido, es claro que el cuadro está mal utilizado, en la medida que el regulador infiere del mismo comparaciones imposibles de realizar; es decir, no solamente la fuente resulta inapropiada, sino que el uso de la información que está haciendo el regulador resulta anti técnica.
En efecto, la información en la tabla no permite (ni está diseñada) para extrapolar más allá de ±3 DN. La razón de esto es que cada nivel de extrapolación tiene una incertidumbre o grado de certeza (válido para presupuestos gruesos no compromisorios) y que a niveles superiores a ±3 DN no resulta ser un criterio aceptable.
En ese sentido, la metodología de “saltar” desde 4” de manera escalonada hasta 30” aplicando los factores de la tabla, simplemente no es posible, porque en la tabla no existen factores para extrapolar más allá de 3 DN aumentando o disminuyendo.
Adicionalmente, los niveles de incertidumbre en cada escalón son acumulados, obedeciendo la regla de la multiplicación de probabilidades; es decir, si la información presentada en la tabla tuviese un nivel de certidumbre del 80%, cada escalón tiene una probabilidad de certeza del 0.8 (probabilidad de falla del 20%), esto es aceptable a nivel de ingeniería conceptual, pero al extrapolar, desde 4” hasta 30”, se recorren 13 escalones de la tabla de factores, con una probabilidad de certeza de:
(0.8)13 es decir, 0.055, o 5.5% de certeza, equivalente a 94.5% probabilidad de error.
Dicho de otra manera, la herramienta propuesta por el libro da un estimado de costos, sin embargo, esto es una referencia con amplio rango de incertidumbres y limitaciones en su aplicabilidad, que sin duda alguna no es una fuente aceptable para una institución con funciones de regulación de tarifas.
Cabe resaltar que en el mismo manual, en su séptima edición señala en el capítulo 20, artículo “How to estimate construction costs”, página 639, que los costos varían de acuerdo con las distancias de fabricantes, terreno, ubicación, costos de mano de obra, época del año y otras variables; de aquí que se hace vital, para los intereses de las firmas constructoras, mantener los registros históricos de costos actualizados permanentemente. Indica además, que un modelo bien desarrollado puede ser usado como una herramienta de la gerencia durante la construcción para identificar diferencias entre el modelo y la realidad y motivar a los gerentes de proyectos a evitar sobrecostos y bajos rendimientos. De acuerdo con lo anterior, cabe preguntarse:
¿Por qué la CREG utiliza una sola fuente como criterio, modificando la información del mismo, pero además, ignorando otros elementos que la misma fuente le provee?
Por otro lado, la CREG, en relación a las tuberías paralelas, tomando como referencia el gasoducto Gibraltar-Bucaramanga, indica:
“En los análisis que hizo la CREG se estimó: i) que en el caso más extremo las mejoras o los ahorros que se logran durante la construcción de dos tubos paralelos afectan el 25% del costo total de la inversión, y ii) que un factor de 1.5 sobre el porcentaje indicado recoge suficientemente los posibles ahorros que se hayan podido generar”.
Lo anterior se resume en que los costos de construcción de tuberías paralelas deben ser inferiores a los de construcción de una sola tubería, afirmación esta que resulta incorrecta, si se toman las mejores prácticas de ingeniería.
En efecto, esta apreciación tiene los siguientes problemas:
- No se conocen construcciones en el Sistema Nacional de Transporte que hayan sido instaladas tuberías paralelas de manera simultánea, como para precisar que esto traería ahorros del orden del 25%.
- Adicionalmente, la probabilidad que dos tuberías se instalen simultáneamente para cumplir el objetivo de loop es remota, y no sería una inversión eficiente porque se pudiera diseñar con un diámetro equivalente.
- En el caso de construir una nueva línea en el derecho de vía constituido de otro ducto, como es el caso del gasoducto Gibraltar-Bucaramanga, el único costo que podría presentar ahorros para el proyecto, son los costos relacionados con servidumbres legalmente registradas previamente; esto a su vez depende del valor de las servidumbres, que obviamente está asociado a diferentes aspectos, tales como el uso de la tierra, la vocación del predio, etc.
- Promigas no ha solicitado proyectos de construcción de tuberías paralelas y simultáneas, y en ese sentido, no es clara la posición del regulador; los trazados de los “loops” presentados en el expediente tarifario no tienen el mismo trazado que las tuberías actuales.
- Sin perjuicio de lo anterior, si se fueran a comparar gasoductos paralelos, construidos en fechas diferentes, esto no representa economías y por el contrario, estas implican mayores dificultades constructivas y menores rendimientos, debido a las restricciones de seguridad relacionadas con el ducto existente y se incrementan los costos asociados a protección catódica, cruces especiales, entre otros.
- Los derechos de vía de tuberías existentes ya cuentan con obras protección geotécnica que se hace necesario intervenir, lo que representa una inversión en la reconstrucción de las existentes, adicional a las obras geotécnicas del proyecto. Lo anterior representa un sobrecosto y en ningún momento un ahorro para el proyecto.
- Los costos ambientales o eventuales rescates arqueológicos se mantienen, luego no representa economía al proyecto.”
En síntesis, Promigas indica que la forma como la CREG involucró en el análisis las economías de escala por diámetro es incorrecta. Afirma que de manera “inapropiada” la CREG utilizó una fuente de referencia desactualizada, de 1998, la cual no refleja la realidad económica actual. Argumenta también, entre otros aspectos, que la tabla que se utilizó está diseñada para cálculos aproximados de ingeniería y no contiene diferenciación de costos por 'Class Location'.
Sobre la crítica particular a la forma como se involucraron las economías de escala la Comisión señala que utilizó la mejor información disponible. Se consultaron diferentes referencias bibliográficas y se decidió utilizar la que mejor se ajustaba a las necesidades del análisis.
No obstante lo anterior, en el artículo 1 de la Resolución CREG 011 de 2012, la Comisión decretó una prueba pericial en donde, entre otros aspectos están las economías de escala por diámetro y por longitud, y las diferencias de costos por 'class location'.
Finalmente, frente a los planteamientos sobre el derecho de vía por parte de Promigas, se tiene que las razones que justificaron tener en cuenta los ahorros que se generan en la construcción de un tubo cuando su trazado resulta paralelo de otro son de orden lógico en la construcción de redes paralelas de cualquier tipo (e.g. carreteras, redes de transmisión de energía eléctrica, tuberías de acueducto, etc.). Ahora bien, como en la Resolución CREG 036 de 2012 se decretó una prueba pericial sobre esta materia, mediante auto del 8 de junio se corrió traslado a Promigas de los respectivos informes. En el Anexo 6 se muestran los análisis.
3.5. Frente a la solicitud de aceptar la información disponible de los procesos licitatorios
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente
“De la experiencia propia y residente del regulador, y de la realidad de la industria, es posible afirmar que no existe un gasoducto típico (Kennedy, 1993, pág. 19)(33) y en ese sentido, un modelo de comparación debe ser evaluado con sumo cuidado para evitar que los resultados no cumplan con los objetivos planteados.
En ese sentido, el regulador debió recurrir no solamente a la información que tenía disponible, que sin duda alguna es muy superior a aquella que incluyó en la evaluación regulatoria, sino adicionalmente a aquella que podía acceder, la cual sin duda alguna le hubiera permitido mejorar sustancialmente el análisis y la metodología.
En ese sentido, y respecto de las inversiones realizadas y no reconocidas del periodo tarifario pasado IFPNI t-1, proveeremos el sustento de los costos en que efectivamente incurrió PROMIGAS, y que se incluyeron en la solicitud tarifaria para la implementación de estas inversiones, para lo cual recurrió a procesos de escogencia abiertas de contratistas, en las cuales se podrá evidenciar que existieron varios proponentes, y que los contratos fueron adjudicados de acuerdo con el criterio de menor precio y de mejor calidad.
El criterio propuesto debería ser válido para el regulador, por las siguientes razones:
De la lectura de la Resolución 126 de 2010, es claro que el regulador toma dos criterios distintos para la evaluación de la eficiencia de las inversiones realizadas, para agentes transportadores y productores, criterios los cuales tienen el mismo propósito de determinar el costo eficiente de la construcción e implementación de los diferentes proyectos.
En razón a que la metodología de comparación le resulta difícil al regulador, por lo menos aplicarla de una manera rigurosa, de acuerdo con las mejores prácticas de la estadística y de la ingeniería, consideramos que en la información que se presentaría, asociada a los procesos de licitación abiertos por PROMIGAS para la implementación de los proyectos realizados durante el periodo tarifario pasado, no solamente le proveerá de una información mucho más detallada de los mismos, sino que adicionalmente le permitirá aplicar un criterio que el mismo regulador a ser tal como válido dentro de la metodología.
En efecto, el artículo 23.1 de la resolución 126 de 2010, precisamente ratifica que un productor, que tenga un gasoducto de conexión, y que requiera establecer el costo eficiente de la inversión para garantizar el acceso a un tercero interesado en el mismo, puede realizar un proceso de convocatoria para la construcción del mismo, el cual resulta para el regulador como un criterio válido de la eficiencia de la inversión, siempre y cuando estos procesos hayan sido reportados a la Comisión y se evidencien que los mismos fueron hechos con criterios de transparencia y eficiencia económica
(…)
De acuerdo con lo anterior, y considerando que el regulador abiertamente manifiesta que no puede acceder a información mejor que aquella que se suministra, solicitamos se considere los procesos licitatorios, las evaluaciones y los contratos, que fundamentan las inversiones realizadas durante el periodo tarifario pasado.
(…)”
Respecto de la afirmación: “(…) la metodología de comparación le resulta difícil al regulador, por lo menos aplicarla de una manera rigurosa (…)” se observa que el hecho de que los resultados no sean los que la empresa quiere no es argumento válido para descalificar la metodología ni su aplicación.
Tampoco, como se indicó antes, es argumento válido señalar que como la muestra no contiene un gran número de observaciones, los resultados no puedan ser confiables. Una población de una sola observación puede ser suficiente para hacer una comparación adecuada. Todo depende de la confiabilidad, calidad y pertinencia de la observación.
Afirma Promigas que “(…) el regulador debió recurrir no solamente a la información que tenía disponible, que sin duda alguna es muy superior a aquella que incluyó en la evaluación regulatoria, sino adicionalmente a aquella que podía acceder (…)” para solicitar a la CREG que en lugar de las comparaciones incluya la información de los procesos abiertos y licitatorios que siguió Promigas.
Al respecto la Comisión reitera que la metodología vigente es de incentivos y los valores eficientes de las inversiones se determinan mediante comparaciones. Promigas, al solicitar que se le tengan en cuenta los resultados de sus licitaciones, propone una metodología diferente que no resulta aceptable a la luz de lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010.
En estos términos, lo que en la metodología está dispuesto como mecanismo para definir los valores eficientes es la comparación con otros gasoductos similares, lo cual fue, precisamente, lo que se hizo la Comisión al utilizar como parámetro de comparación los gasoductos indicados en el Documento CREG 092 de 2011.
Es que la función del regulador, conforme a lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, no es la de reconocer los valores en que realmente incurre la empresa sino los valores eficientes, pues la Ley 142 de 1994 fijó como criterios tarifarios imperativos, entre otros, los siguientes: procurar que las tarifas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo (artículo 87, numeral 87.1), no trasladar a los usuarios costos de gestiones ineficientes (artículo 87, numeral 87.1), utilizar, no solo la información propia de la empresa, sino la de otras empresas que operen en condiciones similares (artículo 92), no permitir alzas destinadas a recuperar pérdidas patrimoniales (artículo 94) y no permitir a las empresas extraer beneficios de posiciones dominantes o de monopolio (artículos 87, numeral 87.1, y 90).
Precisamente, la búsqueda de los valores eficientes tiene el objetivo de proteger al usuario frente a la eventualidad de que los precios reales en que incurre la empresa no respondan a una gestión eficiente. En estos términos, reconocer los valores en que realmente incurrió la empresa sería la negación misma de la regulación.
La CREG ya se ha se pronunciado en el pasado en este sentido en situaciones análogas a la que ahora reclama Promigas. En la Resolución CREG 132 de 1998, mediante la cual se resolvió un recurso de reposición interpuesto por Codensa S.A E.S.P., mediante el cual se pretendía la actualización del costo anual de los activos de conexión al STN y el costo anual por el uso de los activos del nivel de tensión 4 por la entrada en operación de la subestación Bacatá y los activos asociados con los costos reales incurridos por la empresa producto de una convocatoria pública internacional, la CREG expuso, entre otros, el siguiente argumento para negar la pretensión:
“Es claro entonces que la aplicación de los costos de reposición a nuevo establecidos en el Anexo 3 de la Resolución CREG – 082 de 2002, no está sometida a la discrecional elección del OR. No podría ser de otra forma, porque la metodología tarifaria contenida en esta resolución consulta los criterios tarifarios imperativos establecidos por la Leyes 142 y 143 de 1994, que pugnan con la aspiración del agente de que se le reconozcan los costos reales en que incurrió y no los costos eficientes determinados por el regulador.”
“Debe recordarse en este sentido que la función del regulador no se restringe a sumar los costos de una empresa para proceder a reconocérselos, como pretende el impugnante. Por el contrario, las leyes 142 y 143 de 1994, fijaron, entre otros criterios de obligatorio cumplimiento, los siguientes: Se debe procurar que las tarifas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo (L.142 Art. 87.1 y 143 Art. 44); que a los usuarios no se le trasladen costos de gestiones ineficientes (L.142 Arts. 87.1 y 90 y 143 Art. 39); que al definir los costos y gastos típicos de operación 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 (L.142 Art. 92); que dado el deber legal de lograr un adecuado equilibrio entre los principios de eficiencia y suficiencia financiera, no se permitirán alzas destinadas a recuperar pérdidas patrimoniales (L.142 Art. 92); y que las empresas no pueden extraer beneficios de posiciones dominantes o de monopolio (L.142 Art. 87.1 y 90).”
“De acuerdo con estas normas, se concluye que la ley no permite remunerar a los distribuidores cualquier costo que pretendan cobrar por su servicio, sino que debe tratarse de costos regidos, entre otros, por los principios legales de eficiencia económica y suficiencia financiera como son los previstos en el Anexo 3 de la Resolución CREG – 082 de 2002 y aplicados en la resolución recurrida.” (Subrayas y negrillas propias)
En igual sentido se pronunció la Comisión en la Resolución CREG 087 de 2004, mediante la cual se resolvió un recurso de reposición interpuesto por Empresas Públicas de Medellín E.S.P. contra la Resolución CREG 022 de 2004, específicamente contra sus artículos 5 y 6, en los cuales se señaló el cargo promedio de distribución de gas combustible por red aplicable al mercado relevante atendido por Empresas Públicas de Medellín E.S.P. En aquella oportunidad esa empresa solicitaba modificar la valoración de los activos inherentes a la operación, considerando para ellos los precios reales en que incurrió surgidos de los procesos licitatorios contractuales abiertos a nivel nacional para la construcción de la red, por ser estos procesos, según la recurrente, garantía para obtener mejores precios:
“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)
Visto lo anterior, es claro que no es de recibo afirmar que una empresa está en una situación de eficiencia únicamente porque los valores en que incurrió para construir su infraestructura proceden de mecanismos abiertos de contratación, pues la eficiencia se predica respecto a los valores y metodologías que la CREG adoptó para calificar la eficiencia en la inversión.
Por las razones precedentes la CREG no encuentra procedente aceptar la solicitud de Promigas para tomar como valores eficientes los que resultan de los procesos licitatorios.
Por otra parte, señala Promigas en su argumentación la posibilidad de utilizar una disposición de la Resolución CREG 126 de 2012, concretamente el artículo 23.1, mediante la cual la metodología indica que para los gasoductos de conexión es posible que la CREG tenga en cuenta los procesos se selección o convocatorias que realicen los agentes. Al respecto la Comisión señala que por las razones expuestas no es posible extrapolar la disposición citada por Promigas en la determinación de los valores eficientes de las inversiones sobre las que presentó recurso. A esto se refirió la Comisión en la sección 3.2.5. del Documento CREG 100 de 2010 (páginas 99 y 100), en el que se soporta la Resolución CREG 126 de 2010.
4. Análisis del recurso sobre las adecuaciones en gasoductos con una vida útil operativa de entre 31 y 41 años
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Como es del conocimiento del regulador, una parte importante de los activos que opera, corresponde a activos que entraron realmente en operación entre los años 1970 y 1980, esto es, que a la fecha tienen una vida útil real entre los 31 y los 41 años de uso. La identificación de los activos, con los respectivos años de entrada en operación, se identifican en la siguiente Tabla.
AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN DE GASODUCTOS
| Nombre del tramo | Año de construcción | Diámetro | Longitud |
| Ballena - Palomino | 1976-1977 | 20 | 119,7 |
| Palomino - Sofrisa | 1976-1977 | 20 | 72,3 |
| Sofrisa - Pumarejo | 1976-1977 | 20 | 87,1 |
| Arenosa - Heroica | 1982 | 20 | 112,8 |
| Ballena - Dibulla | 1985 | 20 | 93,7 |
| Dibulla - Palomino | 1998 | 24 | 26,1 |
| La Mami - Bureche | 1995 | 24 | 56,2 |
| Bureche - Pumarejo | 1998 | 24 | 82 |
Cuando el regulador expidió la metodología contenida en la Resolución 126 de 2010, PROMIGAS, buscando una solución al asunto específico, le manifestó al regulador por escrito la existencia de tales activos, y los problemas que se derivarían si esta realidad no era de alguna manera reconocida por el regulador.
Frente a las inquietudes planteadas por PROMIGAS y otras empresas, que compartían la misma situación, el regulador se pronunció de la siguiente manera:
“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 estas empresas. Se considera que la atención de estos casos particulares no debe ser el objeto de la metodología general que es la que está 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”(34)
En consideración al pronunciamiento del regulador, PROMIGAS dentro de su solicitud tarifaria, incluyó una serie de inversiones asociadas a la adecuación de estos gasoductos que ya ejecutó y que se encuentran en operación, las cuales permiten que los activos sobre los que se realizan continúen operativos, hasta que estos sean definitivamente objeto de reposición, según lo aconsejen las condiciones de carácter técnico y por supuesto dentro del marco regulatorio establecido por la CREG.
En ese sentido, el estudio particular que debe hacer el regulador, en atención a los comentarios antes mencionados, debe estar técnicamente sustentado, considerando en primer lugar el año de entrada en operación real del gasoducto, y la necesidad de realizar tales adecuaciones, en consideración a los parámetros estrictamente técnicos a los que haya lugar.
De acuerdo con lo anterior, y para efectos de clarificar la posición de PROMIGAS, es claro que no se discutirán los valores que el regulador incluyó dentro de la inversión existente, siempre y cuando reconozca las inversiones que PROMIGAS debe realizar, para mantener la operatividad del gasoducto.”
Para el análisis de lo anterior es necesario recordar lo que el Documento CREG 092 de 2010, soporte de la metodología, señala en general en referencia al tratamiento de las inversiones:
“(…) la CREG reconoce un valor eficiente de inversiones durante la vida útil normativa de un activo, siempre y cuando esté instalado y disponible para la operación. Conforme la metodología, una vez termina la vida útil normativa del activo, la empresa tiene la opción de reponerlo o continuar operándolo. En otras palabras, la metodología no contempla el reconocimiento de inversiones complementarias sobre los valores de las inversiones que se han reconocido o inversiones redundantes (o en 'stand by') por confiabilidad. Los valores reconocidos por la regulación deben ser suficientes para que el inversionista realice las adecuaciones que se requieren en los gasoductos para que los mismos operen durante la vida útil normativa.” (Subrayas propias)
Regulatoriamente la vida útil normativa está definida como un periodo de 20 años, contado a partir de la fecha de entrada en operación del activo. Sin embargo, como se indica en el artículo 13 de la Resolución CREG 126 de 2010, en el caso de los gasoductos cuya tarifa vigente al momento de adoptar la Resolución CREG 001 de 2000 había sido calculada con base en el artículo 56 del Código de Petróleos, se toma como año de entrada en operación el correspondiente a la última revisión tarifaria bajo dicho Código:
“Artículo 13. Determinación de la Vida Útil Normativa de un activo. Para los activos asociados a la la Vida Útil Normativa se contará a partir de su fecha de entrada en operación. Para los activos asociados al o a las la Vida Útil Normativa se contará a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos calculados con la presente metodología y que remuneren tales activos.
Para aquellos gasoductos cuya tarifa vigente al momento de adoptar la Resolución CREG 001 de 2000 había sido calculada con base en el artículo 56 del Código de Petróleos, se tomará como año de entrada en operación del activo, el año correspondiente a la última revisión tarifaria bajo dicho Código. La enajenación de un activo no afectará la forma como se determina su Vida Útil Normativa.” (Subrayas propias)
La determinación contenida en el segundo inciso citado no tuvo origen en la Resolución CREG 126 de 2010, sino que por el contrario se trata de una norma que ha tenido vida en la regulación de tiempo atrás. Esto es, se trata de un asunto conocido por los agentes del mercado desde antes de la expedición de la metodología(35).
Ahora, el procedimiento de la metodología al cual se refiere la Comisión está en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010.
“Artículo 14. Inversión a reconocer en activos que hayan cumplido la Vida Útil Normativa. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, cuya Vida Útil Normativa se cumpla en el presente período tarifario, se aplicará el siguiente procedimiento:
a) Un año antes del cumplimiento de la Vida Útil Normativa del activo, el transportador, mediante comunicación escrita, deberá solicitar a la CREG el inicio de una actuación administrativa en los términos definidos en el presente artículo.
(…).” (Subrayas propias)
Como Promigas no está invocando el mecanismo previsto en la metodología para remunerar los activos que cumplan su vida útil normativa, entendemos que se trata de una petición que está por fuera de la metodología prevista en la Resolución CREG 126 de 2010. En consecuencia no puede accederse a ella.
Frente al texto de la CREG que cita Promigas, en el que se manifestó “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 estas empresas. Se considera que la atención de estos casos particulares no debe ser el objeto de la metodología general (…)”, la Comisión confirma que en la metodología general no se trataron particularidades como las inversiones en adecuaciones, lo cual de ninguna manera constituía o constituye una señal para crear una excepción a los criterios de remuneración de los activos de transporte.
Como antecedente es preciso indicar que en la Resolución CREG 120 de 2005, por la cual se resolvió el recurso de reposición interpuesto por Promigas contra la Resolución CREG 089 de 2004, esta Comisión no accedió a la remuneración de las adecuaciones en los gasoductos cuya vida útil normativa no había terminando. El argumento de fondo fue el mismo: con la metodología vigente, en ese momento la Resolución CREG 001 de 2000, no era posible incluir ese tipo de inversiones antes de que finalizara la vida útil normativa del activo.
La metodología es clara en que la CREG, en los cálculos tarifarios, sólo puede llevar a las tarifas los costos eficientes asociados a la construcción de los activos de transporte, así como los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento de los sistemas de transporte. Los demás costos o gastos en que incurran los transportadores, como inversiones complementarias en su infraestructura, costos o gastos ineficientes, o inversiones en aumento de capacidad sin los debidos soportes, no pueden ser llevados a la tarifa, ya que corresponden a asuntos propios de los riesgos del negocio de transporte, los cuales deben ser gestionados por los transportadores, como se desprende de la metodología.
Por lo anterior, no se accederá a esta petición de la recurrente.
5. Análisis del recurso sobre la inversión “Zona Franca la Candelaria”
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Tal y como se desprende de la certificación enviada por Surtigas, el activo no se encontraba remunerado dentro de la base tarifaria de esa empresa, y fue adquirido por PROMIGAS, en consideración a las limitaciones establecidas en el marco regulatorio vigente.
En efecto, el activo fue construido por Surtigas, como un activo de conexión, y en ese sentido, como un gasoducto dedicado para el uso específico de un usuario no regulado.
Dadas las condiciones de suministro de esa zona franca, otros usuarios solicitaron el acceso del gasoducto, lo cual, según la resolución vigente, implica que se convirtiera en un activo de transporte.
(…)”
En la solicitud tarifaria con número de radicado E-2010-009023, Promigas reportó dentro de las inversiones por fuera del periodo tarifario anterior, una denominada “Zona Franca la Candelaria”, correspondiente a un activo que compró a la empresa Surtigas S.A. E.S.P.
En la Resolución CREG 117 de 2011 se negó la solicitud porque Promigas no aclaró si el activo hacía parte de la base tarifaria de la empresa Surtigas.
Durante la actuación administrativa, Surtigas, en respuesta a la comunicación S-2012-000682, mediante la comunicación E-2012-002704 de fecha 2 de abril de 2012, declaró a esta Comisión:
“i) Los Activos denominados Zona Franca La Candelaria fueron vendidos a Promigas mediante oferta mercantil No P5018 de mayo de 2009
ii) Confirmamos que los activos vendidos nunca hicieron parte de la base tarifaria de Surtigas
(…)”
De acuerdo con lo anterior resulta claro para la Comisión que la inversión en cuestión no hacía parte de la base tarifaria de Surtigas y se accederá a la petición de Promigas, reconociendo su valor eficiente dentro del cálculo tarifario.
6. Análisis del recurso sobre la inversión “Seguridad Perimetral”
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“(…) fueron inversiones que PROMIGAS debió hacer para proteger el gasoducto de acceso de terceros, buscando evitar una interrupción del servicio por actos mal intencionados, situación ésta que se derivó de las evaluaciones en seguridad de esa zona en particular.
De manera tal que, son activos complementarios que el transportador, por una necesidad, contribuyen a mantener la continuidad en la prestación del servicio, que adicionalmente resultan excepcionales.
Los activos incluidos dentro del concepto de Seguridad Perimetral tienen un valor de USD$ 475.273:
- No fueron remunerados previamente
- Son necesarios para garantizar la continuidad en la prestación del servicio.
- Se realizan de manera excepcional y cuando las condiciones así lo ameritan”
El análisis que hizo la CREG sobre la inversión “seguridad perimetral” y que aparece consignado en el Anexo 23 del Documento CREG 092 de 2011 es el siguiente:
“La metodología no contempla el reconocimiento de inversiones complementarias sobre los valores de las inversiones que se han reconocido (…)”
En los argumentos que se presentaron en el recurso no se advierten elementos nuevos que conduzcan a la CREG al cambio o modificación de su decisión.
La CREG no duda de que las inversiones en “seguridad perimetral” fueron necesarias y efectivamente se ejecutaron. No obstante, la metodología no permite incluirlas dentro de la base tarifaria.
Debe tenerse en cuenta que de acuerdo con la metodología, se debe reconocer el valor eficiente de la inversión en activos de transporte, de tal manera que se remunere por un periodo de veinte años (vida útil normativa) contados a partir de la entrada en operación de los mismo, así como los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento (AOM), lo que supone la obligación del transportador de mantener en funcionamiento el gasoducto construido. Por lo tanto, no es posible reconocer el valor solicitado por Promigas, en la medida en que se trata de inversiones complementarias a las reconocidas para el activo.
De acuerdo con lo anterior se confirmará la decisión de la Resolución CREG 117 de 2011 y no se accederá a la pretensión de Promigas.
7. Análisis del recurso sobre las inversiones del programa de nuevas inversiones
7.1. Sobre las inversiones reconocidas por un valor parcial al solicitado por Promigas
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“(…) el regulador afecta los valores solicitados para las variantes por la metodología de eficiencia comparativa utilizada en la Resolución 117 de 2011 (…)”
Como ya se mencionó, en atención al recurso de reposición interpuesto por Promigas, la CREG realizó análisis complementarios a los que condujeron a la expedición de la Resolución CREG 117 de 2011 y practicó las pruebas periciales que se decretaron en el auto proferido por la Dirección Ejecutiva el 7 de diciembre de 2011 y en la Resolución CREG 011 de 2012. Esto permitió ampliar la muestra de activos comparables utilizados como referencia para la valoración de inversiones e incorporar criterios de evaluación adicionales a los previstos en el Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010, dando así cumplimiento a lo previsto en dicha resolución.
En el Anexo 6 se presentan los detalles de la valoración y en la se muestran los valores eficientes de las inversiones en los gasoductos de Promigas que fueron objeto de recurso.
Tabla 3. Valores de las inversiones de variantes del PNIt
| Gasoductos analizados | Clasificación IFPNIt-1, PNIt, IACt | Metros | Pulgadas | Valor solicitado | Resolución 117 | Recurso |
| US $ de diciembre 31 de 2009 | ||||||
| Variante 20" Urbana Buritaca | PNIt-1 | 3.588 | 20 | 5.607.095 | 2.059.965 | 4.606.338 |
| Variante 20" QDA. Valencia | PNIt-1 | 136 | 20 | 204.688 | 75.199 | 204.688 |
| Variante 24" Z Urbana Buritica | PNIt-1 | 3.229 | 24 | 6.691.636 | 2.458.410 | 5.122.207 |
| Variante 24" QDA Valencia | PNIt-1 | 156 | 24 | 312.411 | 114.775 | 312.411 |
| Variante 24" Rio Mendihuaca | PNIt-1 | 212 | 24 | 459.727 | 168.897 | 459.727 |
| Variante Cartagena | PNIt-1 | 9.000 | 20 | 8.973.780 | 5.274.416 | 7.897.108 |
| Variante tramo Atunes Corelca | PNIt-1 | 1.200 | 10 | 1.329.481 | 299.630 | 928.068 |
| Variante Sincelejo | PNIt-1 | 7.250 | 10 | 4.196.809 | 4.196.809 | 3.159.978 |
| Variante Gasoducto Jobo El Llano | PNIt-1 | 1.350 | 6 | 1.277.431 | 225.540 | 632.094 |
| Total | PNIt-1 | 29.053.057 | 14.873.643 | 23.322.619 | ||
7.2. Sobre las inversiones en confiabilidad
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Decreto 2100 de 2011 indica expresamente en el artículo 18 que los agentes operacionales podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio de gas natural (…)”.
“De acuerdo con lo anterior, el regulador involucró dentro del programa de nuevas inversiones el concepto de confiabilidad, el cual no se había mencionado en la resolución 001 de 2000 y lo definió como aquellas requeridas para mantener la “integridad” y “seguridad” de la infraestructura existente.
Dado que el regulador no definió los conceptos de integridad y seguridad, es preciso encontrar su alcance y contenido, de acuerdo con el significado natural y obvio de las palabras, de la forma como lo establecen los principios de interpretación normativa, y luego evaluar si el criterio puro de 'Stand by' cabe efectivamente dentro de esa definición.
La palabra integridad, en su sentido natural y obvio, significa “cualidad de íntegro”; en su sentido técnico, la integridad está claramente definida en los códigos ASME B31.8S y 49 CFR Part 192, DOT, con los cuales se sustenta plenamente el plan de integridad, y que involucra el plan de adecuaciones, según se mencionó con anterioridad.
(…)”
Al respecto resulta oportuno reiterar los argumentos que la Comisión expuso en la sección 3.1. del Documento CREG 092 de 2011:
“Respecto del análisis de las inversiones conviene advertir que la valoración de las mismas, 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. Así, 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.), y para el caso de las estaciones de compresión se reconoce un valor global que se expresa en dólares por unidad de potencia instalada (i.e. USD/HP).
De acuerdo con lo anterior, la CREG reconoce un valor eficiente de inversiones durante la vida útil normativa de un activo, siempre y cuando esté instalado y disponible para la operación. Conforme la metodología, una vez termina la vida útil normativa del activo, la empresa tiene la opción de reponerlo o continuar operándolo. En otras palabras, la metodología no contempla el reconocimiento de inversiones complementarias sobre los valores de las inversiones que se han reconocido o inversiones redundantes (o en 'stand by') por confiabilidad. Los valores reconocidos por la regulación deben ser suficientes para que el inversionista realice las adecuaciones que se requieren en los gasoductos para que los mismos operen durante la vida útil normativa.”
Con respecto a la variable PNIt la metodología establece que:
“Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada Año del Período Tarifario y que estén asociados al concepto de confiabilidad en 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 del concepto de confiabilidad en transporte. El Programa de Nuevas Inversiones no incluirá las Inversiones en Aumento de Capacidad. Para la aplicación de la metodología contenida en la presente Resolución, se entenderá por Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario lo dispuesto en la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado”.
Además, mediante el concepto S-2010-003758, de fecha 9 de septiembre de 2010, esto es una fecha anterior a la presentación de la solicitud tarifaria, la Comisión le aclaró lo siguiente a Promigas en atención a la pregunta “Por qué en el formato anexo no hay una fila para gastos de compresión. Se solicita incluir esa información y remitir nuevamente el formato a los agentes.”:
“En el formato 6, Gastos de AOM para el Horizonte de Proyección, que hace parte del Anexo 5, se encuentra una fila destinada para reportar los gastos en compresión asociados a la Inversión Existente, y una más para reportar los gastos en compresión asociados a Inversiones en Aumento de Capacidad.
Estas filas están acompañadas con las notas [1] y [6], en las que se explica que dichos gastos corresponden a gastos en compresión de acuerdo con lo establecido en el literal a) del numeral 8.5.1 de la Resolución CREG 126 de 2010.
Por otro lado, según la Resolución CREG 126 de 2010, el Programa de Nuevas Inversiones corresponde a:
“(…) los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada Año del Período Tarifario y que estén asociados al concepto de confiabilidad en 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 del concepto de confiabilidad en transporte. El Programa de Nuevas Inversiones no incluirá las Inversiones en Aumento de Capacidad (…)”
Según la definición de Inversiones en Aumento de Capacidad, establecida en la misma Resolución:
“Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a Loops y compresores que se construirán en el Sistema de Transporte Existente,… (Destacamos).
En conclusión, las inversiones en Loops y compresores no hacen parte del Programa de Nuevas Inversiones.
Según las anteriores normas, los gastos de compresión no están asociados al Programa de Nuevas Inversiones sino a las Inversiones Existentes o a las Inversiones en Aumento de Capacidad.”
De acuerdo con lo anterior, para efectos tarifarios se deben considerar aquellas inversiones que se requieran durante el nuevo período tarifario para mantener la seguridad e integridad del sistema existente, según se ha definido en la regulación. La integridad y seguridad a la que se refiere la Resolución CREG 126 de 2010 es, en efecto, aquella que se predica sobre los activos construidos o por construirse y que tiene como efecto la prestación continua del servicio. Sin embargo, ello no implica redundancia alguna, ni el reconocimiento de costos considerados ineficientes.
El artículo 18 del Decreto 2100 de 2011 es, contrario a lo que argumenta Promigas, prueba de que la definición adoptada en la Resolución CREG 126 de 2010 es restrictiva, como ya se explicó. De no ser así, no tendría sentido alguno que el mismo Decreto, por un lado, hubiera fijado un término para que la misma CREG estableciera los “criterios de confiabilidad” y, por otro, que en el mismo término, a todas luces posterior a la expedición de la Resolución CREG 126 de 2010, fije las “reglas para la evaluación y remuneración de los proyectos de inversión que para el efecto presenten los Agentes Operacionales”.
Como es de conocimiento de los agentes, la CREG viene adelantando comprehensivos estudios sobre el tema, en cumplimiento de la Ley 142 de 1994, y en atención a lo establecido en el artículo 18 del Decreto 2100 de 2011. Resultado de ello es la Resolución CREG 054 de 2012, en la que se define de forma clara qué debe entenderse por confiabilidad, a la luz del Decreto 2100 en comento. La Resolución CREG 054 de 2012 mencionada se encuentra aún en consulta y, por lo tanto, no ha adquirido firmeza otra definición distinta a la contenida en la Resolución CREG 126 de 2011.
En ese sentido, se reitera que la definición establecida en esta última Resolución se encuentra plenamente vigente, sin modificación alguna por parte del Decreto 2100 de 2011, ni de ninguna otra norma posterior. Dicha definición se refiere a las inversiones que se requieran para asegurar la integridad y la seguridad del sistema que se encuentra en operación, y no a inversiones en activos redundantes.
No es esta la oportunidad para reconocer costos asociados a activos que correspondan a definiciones de confiabilidad distintas a la establecida en la Resolución CREG 126 de 2010.
7.3. Sobre el cruce subfluvial
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“Debido a la temporada de lluvias más intensa de la historia de Colombia, ocurrida en el segundo semestre de 2010 y el primer semestre de 2011, se produjo un aumento inusitado en el caudal del Río Magdalena, hasta niveles de 15.500 m3/s, muy por encima de los máximos históricos, que se situaban en el orden de los 8.500 m3/s, es decir, un 82% por encima de la media histórica de niveles máximos, de acuerdo con las mediciones y los cálculos realizados por la Universidad del Norte.
Lo anterior ha repercutido en que el brazo izquierdo del Río Magdalena a la altura de la Isla Cabica ha incrementado los niveles de caudal y por ende las velocidades, generando esto una fuerte y acelerada erosión sobre la margen izquierda, que ha puesto en alto riesgo la tubería de 32 pulgadas de diámetro del Gasoducto Troncal de Promigas.
Actualmente la erosión avanza a un promedio de 3 m por día y la ribera del Río se encuentra en los sitios más críticos a una distancia de 224 m (distancia medida el 12 de septiembre de 2011), según el seguimiento batimétrico semanal que realiza Promigas. A las actuales tasas de erosión del Río, los análisis de proyecciones indican que la tubería estaría siendo afectada en el mes de diciembre. Dado lo anterior, debido a que el gasoducto troncal está expuesto a un nivel de riesgo alto e intolerable, se deben tomar acciones inmediatas.
Es importante resaltar que actualmente el 89% del volumen del gas transportado por Promigas fluye a través de esta tubería. Es decir, la totalidad del gas que consumen los diferentes sectores de la industria, generación térmica y residencial en la ciudad de Barranquilla y sus alrededores es transportado a través de ésta. De igual manera, cerca de un 84% del gas que se consume en la ciudad de Cartagena y sus alrededores es gas procedente de la Guajira y por lo tanto se transporta a través de esta tubería.
Por las razones antes expuestas y con el fin de evitar un inminente colapso del sistema de transporte de la Costa Atlántica, Promigas ha iniciado la ejecución de los trabajos que consisten en realizar los diseños y construcción de las obras hidráulicas de estabilización necesarias para controlar la erosión a lo largo de 2,5 kilómetros de la margen izquierda del brazo izquierdo del Río Magdalena en el sector de la Isla Cabica (departamento del Atlántico) entre las abscisas 6+300 y 8+800. Ver planos de seguimiento batimétrico.
Las obras hidráulicas de estabilización consisten en la construcción de 600 m de espolones aproximadamente, sobre la margen mencionada, construidos con pilotes de concreto pretensado y núcleo relleno en bolsacretos, con lo que se espera lograr la estabilización de esta zona. El costo estimado del proyecto es de US$12.680.000.
De acuerdo con lo anterior, ésta inversión remplaza a la solicitud inicial de construir un segundo Cruce Subfluvial.” (Subrayas propias)
En la solicitud tarifaria de Promigas, con número de radicado E-2010-009023 y fecha 7 de octubre de 2010, la empresa realizó la siguiente solicitud dentro de la variable PNI:
“Construcción de un cruce subfluvial del Río Magdalena que actuaría como un By-pass del cruce actual en una eventualidad de falla del mismo. La longitud total de este cruce es de 5.5 Km y es en diámetro de 24.
Es importante resaltar que actualmente el 89% del volumen del gas transportado por Promigas fluye a través del cruce subfluvial de la línea de 32" Palermo -Caracolí, en su paso por el rio Magdalena. (…)”
La resume las inversiones que Promigas solicitó reconocer:
Tabla 4.
Perfil de inversiones planteado para el cruce subfluvial Río Magdalena
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | Total | |
| Cruce subflivial Rio Magdalena | 1.453.904 | 3.987.732 | 10.205.070 | - | - | 15.646.707 |
Es de anotar que en la solicitud de Promigas, de acuerdo con las proyecciones de ejecución de las inversiones, la empresa previó que la inversión en el cruce subfluvial terminaría en el tercer año del periodo tarifario t.
En los análisis que hizo la CREG y que quedaron reflejados en el Documento CREG 092 de 2011 y en la Resolución CREG 117 de 2011 no se encontraron razones metodológicas para acceder a inversiones redundantes, como también se señaló en el numeral 7.2 de la sección IV de esta Resolución. Como la inversión del cruce subfluvial en cuestión se planteó como una redundancia, la CREG no accedió a esa petición.
En el recurso Promigas cambió su solicitud de inversión redundante:
“De acuerdo con lo anterior, ésta inversión remplaza a la solicitud inicial de construir un segundo Cruce Subfluvial.” (Subrayas propias)
Y en cambio explicó que debido a la temporada de lluvias en el 2010 se produjo un “inusitado” aumento del Río Magdalena que obligó a la empresa a la ejecución de unas obras hidráulicas de estabilización necesarias para controlar la erosión a lo largo de 2.5 kilómetros de la margen izquierda del brazo izquierdo del Río Magdalena en el sector de la Isla Cabica. El costo del proyecto, según Promigas, es de USD 12.680.000. Se entiende que esta cifra está expresada en dólares de diciembre de 2009, como el resto de la solicitud.
De los análisis del nuevo argumento de Promigas se entiende que en la medida en que la inversión era prioritaria para atender un riesgo de geotecnia hubo un error en la solicitud original: la empresa planteó la obra como un cruce redundante cuando en realidad lo que requería el sistema eran unas obras para enfrentar el aumento del caudal del río.
A partir del anterior entendimiento la CREG analizó los argumentos de la empresa y encontró que por ser una obra necesaria para enfrentar un riesgo de geotecnia y mantener así la integridad del gasoducto debe aceptarse su inclusión como una inversión del PNIt.
8. Análisis del recurso sobre gastos AOM
8.1. Sobre los AOM del raspador inteligente
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“(…)
En el Anexo 44 del Documento CREG 092 de 2011, se presentan los valores unitarios en USD por kilómetro que calculó la Comisión a partir de los gastos reportados por Promigas. Al revisar esta tabla se observa que las longitudes empleadas en cada tramo para el cálculo de estos indicadores están erradas como se presenta a continuación:
Tabla 1. Longitud real de las tuberías que conforman los tramos.
| TRAMO | DIAMETRO | LONGITUD REAL (KM) | LONGITUD EN EL ANEXO 44(KM) |
| BALLENA - LA MAMI | 288.2 | ||
| EXISTENTE | 20 | 238.9 | 143 |
| 24 | 25.3 | ||
| IAC - LOOP PALOMINO - LA MAMI | 24 | 24 | Las inversiones IAC no las reconocieron |
| LA MAMI - BARRANQUILLA | 308.3 | ||
| 20 | 136.3 | ||
| EXISTENTE | 24 | 138 | |
| 32 | 28.5 | 142 | |
| PNI - LOOP CRUCE SUBFLUVIAL RIO MAGDALENA | 24 | 5.5 | |
| BARRANQUILLA - CARTAGENA | 107.9 | ||
| EXISTENTE | 20 | 100.6 | 113 |
| PNI - HEROICA - MAMONAL | 20 | 7.3 | |
| CARTAGENA - SINCELEJO | |||
| EXISTENTE | 10 | 122 | 123 |
| SINCELEJO - JOBO (EXISTENTE) | 10 | 69.9 | 70 |
| REGIONALES (EXISTENTE) | 8 | 45 | 205 |
En la Tabla 17 del Documento Creg 092 de 2011, se presenta el cálculo del valor promedio USD/km teniendo en cuenta los cargos globales aprobados a 5 empresas en periodos anteriores. Técnicamente no es correcto emplear este indicador para evaluar los costos de corridas con raspador inteligente de un gasoducto o tramo en particular, dado que los costos varían significativamente según el diámetro y longitud de las líneas a inspeccionar, así como del tipo de tecnología de inspección, de la siguiente manera:
- Incidencia del diámetro: las herramientas de inspección según el diámetro son diferentes y por ende su valor también lo es. Teniendo en cuenta los valores que Promigas ha pagado a proveedores de este servicio y que fueron producto de procesos licitatorios, encontramos que los costos pueden variar según del diámetro desde USD1730/km1 para tuberías de 10” hasta USD9340/km1 para tuberías de 32” (Ver aclaración en la Nota 1(36) dado que estos valores sólo corresponden a los costos pagados al proveedor del servicio, no representan el valor total, pues hay que sumarle el costo de otros servicios locales).
- Incidencia de la longitud: Incidencia de la longitud de las líneas a inspeccionar: el mayor costo de las corridas con raspador inteligente está representando en la disponibilidad de las herramientas de inspección, por ende, los costos del proveedor de este servicio serán mayores en la medida que la longitud de las líneas a inspeccionar con una herramienta sean menores. Para ilustrar lo anterior, a manera de ejemplo a continuación presentamos los valores que Promigas pagó al proveedor de inspección en el año 2007 para 2 líneas del mismo diámetro, pero con longitudes muy diferentes:
- Línea 24A Dibulla – Palomino de 24” y 25.9 km = USD5720/km1
- Línea 24C Bureche – Palermo de 24” y 81.7 km = USD2500/km1
- Tipo de tecnología de inspección: en el mercado hay diferentes tipos de tecnología de inspección que ofrecen diferente resolución y capacidad de detección de defectos. Dadas estas diferencias el costo de estas tecnologías no es comparable. En el caso de Promigas las inspecciones se han realizado con herramientas de alta resolución con un umbral de detección de corrosión del 10% del espesor de la pared, precisión en la longitud y ancho de ± 10 mm y una precisión del sistema inercial de 1:2000.
La metodología propuesta en el numeral 3.2.3.2 de la Resolución CREG-092 no está acorde con la realidad de estos servicios, según lo expuesto en el numeral anterior, y resulta lesiva para los intereses del transportador y por ende de la seguridad de la infraestructura; de acuerdo con lo siguiente:
- Se compara el indicador global promedio calculado por la Comisión (que no es válido según los tipos de tecnología e incidencias del diámetro y longitud de los sistemas de tuberías) con los valores particulares de cada tramo, y se reconoce el menor valor que resulte de esta comparación.
Es decir, que además de establecer un indicador promedio general, que no tiene en cuenta la realidad de las empresas, indiscriminadamente este indicador se usa como tope para no reconocer los valores de aquellos tramos que por razones de diámetro y longitud de las tuberías cuesten más que otros.
A pesar de que Promigas no está de acuerdo con esta metodología, según lo expuesto en este documento, con el objeto de demostrar que la forma en que se usa el indicador de costo unitario promedio es totalmente lesivo para el transportador, se han realizado los cálculos según la metodología propuesta por la Comisión para la infraestructura existente de Promigas, con los siguientes resultados:
- Tramo Ballena – La Mami. De acuerdo con la Tabla 2 el costo unitario promedio de este tramo es USD3034/km. Como este valor es inferior al indicador usado como referencia por la Comisión de USD4268/km. Para este tramo, según la metodología de la Resolución CREG-092, se reconocería un valor unitario de USD3034/km.
- Tramo La Mami – Barranquilla. De acuerdo con la Tabla 2 el costo unitario promedio de este tramo es USD5045/km. Como este valor es mayor al indicador usado como referencia por la Comisión de USD4268/km. Para este tramo, según la metodología de la Resolución CREG-092, se reconocería un valor unitario de USD4268/km.
- Tramo Barranquilla – Cartagena. De acuerdo con la Tabla 2 el costo unitario promedio de este tramo es USD2770/km. Como este valor es inferior al indicador usado como referencia por la Comisión de USD4268/km. Para este tramo, según la metodología de la Resolución CREG-092, se reconocería un valor unitario de USD2770/km.
- Tramo Cartagena – Sincelejo, Sincelejo – Jobo y Regionales. De acuerdo con la Tabla 2 el costo unitario promedio de este tramo es USD4073/km. Como este valor es inferior al indicador usado como referencia por la Comisión de USD4268/km. Para este tramo, según la metodología de la Resolución CREG-092, se reconocería un valor unitario de USD4073/km.
De esta forma, en la cual se comparan los costos unitarios promedio por tramo con el valor promedio de referencia de la Comisión, para el tramo La Mami – Barranquilla el transportador asumiría una pérdida.
No obstante, si se compara el costo unitario promedio de toda la infraestructura existente de Promigas (USD3950/km) con el valor promedio de referencia de la Comisión (USD4268/km), de acuerdo con la metodología se reconocería al transportador el total del valor solicitado.
(…)”
En los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 117 de 2011 se incluyó el valor de USD 4.268 por kilómetro (cifras de diciembre de 2009) por concepto de corridas con raspador inteligente. Esta cifra corresponde al valor promedio reconocido por la CREG para corridas con raspador inteligente en aprobaciones tarifarias anteriores.
Los valores presentados por Promigas para los tramos Ballena – La Mami y La Mami – Barranquilla se acotaron con ese valor en algunos años del horizonte de proyección. No obstante, Promigas señala que el acotamiento hecho por el regulador tiene los siguientes problemas:
i) Se basó en un promedio que no refleja las particularidades de los tramos de Promigas.
ii) El cálculo del valor promedio en USD/kilómetro hecho por la CREG no consideró la longitud efectiva de cada tramo.
iii) El diámetro, la longitud y el tipo de tecnología incide en los costos del raspador, elemento que no es capturado en el modelo de la CREG.
De lo anterior se advierte que en los argumentos de la recurrente se señalan elementos que efectivamente no se capturan en el valor de referencia que la Comisión tomó como eficiente en la Resolución CREG 117 de 2011. Así, dado que la CREG no dispone de información adicional y más completa para establecer de manera más precisa los valores eficientes para este concepto se considera adecuado incorporar los valores solicitados por Promigas. En el Anexo 5 se presentan los gastos de AOM que resultan de aceptar la petición de la empresa.
8.2. Sobre el combustible de los compresores y los mantenimientos mayores
Al respecto, Promigas manifiesta lo siguiente:
“(…) En atención a que la Comisión ajustó los escenarios de inversión en aumento de capacidad, se hace necesario que se recalculen los gastos en combustible y los costos de mantenimiento mayores de los equipos que conforman las estaciones compresoras para el horizonte, en el evento que la CREG mantenga la decisión de no aprobar las IAC incluidas en la solicitud tarifaria.
(…)
Como lo señala el documento CREG-092, los gastos de compresión del numeral 3.2.3.1 presentados en la solicitud tarifaria, no consideran mantenimientos mayores debido a que estos costos se presentaron dentro del plan de nuevas inversiones para el periodo tarifario.
En su actuación, la Comisión traslada estas partidas hacia los costos de AOM de compresión según el anexo 42. Teniendo en cuenta lo anterior y basados en el efecto de la mayor utilización de las estaciones, originado por los ajustes de la Comisión a los escenarios de inversión en aumento de capacidad, es decir, la no aprobación de gasoductos “Loops” e inversiones en compresores, se hace necesario incluir los mantenimientos mayores que requieren las estaciones compresoras para el horizonte de proyección de 20 años bajo el nuevo perfil de utilización de los equipos.
Las frecuencias con que se realizan los mantenimientos mayores de las estaciones compresoras dependen de las horas de utilización de los equipos de compresión y se encuentran definidas por los fabricantes, ver anexo Solar Turbines. En la siguiente tabla se pueden observar los diferentes mantenimientos mayores y sus respectivas frecuencias.
(…)” (Subrayas propias)
Como se resalta en el texto con subrayas, la petición de Promigas respecto a reconocer mayores gastos de AOM en las estaciones de compresión por aumento en: i) la frecuencia de mantenimientos mayores; y ii) mayor utilización de combustible; indican que si la Comisión no reconoce en el cálculo tarifario las inversiones en aumento de capacidad que se negaron en la Resolución CREG 117 de 2011 se hace necesario entonces incrementar el uso de la estaciones de compresión y en consecuencia los gastos de AOM.
Al respecto esta Comisión señala lo siguiente: del análisis de las peticiones sobre las inversiones en aumento de capacidad en los tramos Ballena – La Mami, La Mami – Barranquilla y Cartagena – Sincelejo se concluyó que es necesario confirmar la decisión tomada en la Resolución CREG 117 de 2011 sobre esas inversiones.
Ahora bien, del examen del argumento de Promigas se tiene que los gastos de AOM por uso de combustible y mantenimientos mayores que la empresa solicitó y se le aprobaron en la Resolución CREG 117 de 2011 reflejan la realidad operativa que la empresa proyectó y solicitó a la Comisión. Así, se entiende que son los propios transportadores quienes conocen las particularidades operativas de sus sistemas y la operación es un riesgo que es de la gestión propia de las empresas..
En estos términos, sobre los gastos de AOM asociados a los gastos de combustible y mantenimientos mayores en las estaciones de compresión, se tiene que el regulador parte del hecho de que los transportadores debieron incorporar los gastos eficientes que corresponden con la gestión de esos activos derivado de la realidad operacional de los tubos.
La evaluación de la petición entonces se ubica en el análisis de las demandas que superan la capacidad máxima de los tramos y en el análisis sobre si tarifariamente resulta correcto que toda la demanda asuma los costos de los incrementos de demanda que ocurren durante el fenómeno de 'El Niño'.
En el numeral 1 de la esta sección IV se expusieron las razones que indican que tarifariamente no se encuentra justificación para incluir las inversiones en aumento de capacidad en la tarifa de tres tramos. Así, tampoco se descubre el espacio para incluir unos mayores gastos de AOM por la decisión de no reconocer las inversiones en cuestión. En otras palabras, el problema de la eficiencia de asignación expuesto se desconocería.
En los anteriores términos se confirmará la decisión de la Resolución CREG 117 de 2011 y no se accederá a las pretensiones de Promigas.
V. ERROR ARITMÉTICO EN LA RESOLUCIÓN CREG 117 DE 2011.
La CREG anota que en la Resolución CREG 117 de 2011 se cometió el siguiente error aritmético.
Para el tramo La Creciente – Sincelejo, en el cálculo de los cargos que remuneran la inversión, se incurrió en un error de digitación que afecta el cálculo de la tarifa de ese tramo.
En concreto, tal como consta en el archivo de Excel que está en el expediente 081 de 2010, con el número de radicado interno I-2011-003140, el error de digitación consistió en que la inversión reconocida para el tramo La Creciente – Sincelejo se dividió por la demanda del tramo Sincelejo – Jobo, produciéndose un error aritmético en los cargos respectivos. Concretamente, del archivo mencionado, en la hoja 'cargos', nótese que para el cálculo de los cargos en los tramos Sincelejo – Jobo y la Creciente- Sincelejo, por error en la digitación, se tomaron en cuenta las mismas demandas en ambos tramos. En la ilustración que a continuación se expone se hace evidente el error:
El mencionado error en el cálculo de los cargos del tramo La Creciente – Sincelejo llevó a que se determinaran unos cargos superiores a los apropiados, como se indica en la siguiente tabla:
Cargos en el tramo La Creciente - Sincelejo (Artículo 9 Resolución CREG 117)
| %[1] | - | 20 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 |
| CF | - | 16.656 | 33.312 | 41.639 | 49.967 | 58.295 | 66.623 |
| CV | 0.283 | 0.226 | 0.170 | 0.141 | 0.113 | 0.085 | 0.057 |
| %[1] | 85 | 90 | 92 | 94 | 96 | 98 | 100 |
| CF | 70.787 | 74.957 | 76.617 | 78.282 | 79.948 | 81.613 | 83.279 |
| CV | 0.042 | 0.028 | 0.023 | 0.017 | 0.011 | 0.006 | - |
Cargos en el tramo La Creciente - Sincelejo corrigiendo el error aritmético
| %[1] | - | 20 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 |
| CF | - | 7.198 | 14.395 | 17.994 | 21.593 | 25.192 | 28.791 |
| CV | 0.113 | 0.091 | 0.068 | 0.057 | 0.045 | 0.034 | 0.023 |
| %[1] | 85 | 90 | 92 | 94 | 96 | 98 | 100 |
| CF | 30.590 | 32.390 | 33.109 | 33.829 | 34.549 | 35.269 | 35.989 |
| CV | 0.017 | 0.011 | 0.009 | 0.007 | 0.005 | 0.002 | - |
C.F.= Cargo fijo expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año
C.V.= Cargo variable expresado en US $ de diciembre 31 de 2000 por kpc
[1] Porcentaje de la inversión remunerada con cargo fijo
NOTA: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto
Es importante indicar que, tal y como se colige de lo expuesto, enmendar el error aritmético referido no incide en manera alguna en la argumentación que soportó la Resolución CREG 117 de 2011, ni la que soporta la presente. Mal podría la Comisión proceder en forma contraria, a la luz de lo decantado por la jurisprudencia. En efecto, la Corte Constitucional ha establecido el alcance del error aritmético en las actuaciones administrativas, y ha delimitado la competencia de la administración al enmendarlos:
“El error aritmético se refiere a aquellas equivocaciones derivadas de una operación matemática que no altere los fundamentos ni las pruebas que sirvieron de base para adoptar la decisión. De suerte que se limita su desarrollo o práctica a las modificaciones que no impliquen un cambio jurídico sustancial en la decisión adoptada, teniendo entonces dicha figura un uso restrictivo y limitado. Bajo esta consideración, el error aritmético no puede ser utilizado como herramienta jurídica válida para alterar el sentido y alcance de los actos administrativos, mediante una nueva evaluación probatoria, la aplicación de nuevos fundamentos jurídicos, o la inobservancia de los que sirvieron de sustento a la decisión. Incluso, en el caso de presentarse duda sobre la naturaleza jurídica del error, es decir, si este es o no aritmético, es deber de la Administración proceder en el sentido más garantista para el administrado, de tal manera que no se afecte la posición obtenida por éste legítimamente. Esta interpretación está acorde con los principios de imparcialidad y favorabilidad que gobierna el ejercicio de la función administrativa. La Administración, so pretexto de revocar parcialmente un acto administrativo por error aritmético, no puede abrogarse competencia para revisar el acto administrativo en todo su contexto, pues, como se ha venido señalando, tal actitud le impide al respectivo titular del derecho subjetivo establecido en el acto, ejercitar la defensa de su situación jurídica y controvertir la nueva decisión adoptada por la Administración”(37). (Negrillas y subrayas propias)
Así las cosas, la CREG da estricto cumplimiento a la referida interpretación. Se reitera que el error descrito no incide en los alegatos de fondo de la recurrente, ni en la argumentación esbozada por la CREG, ni en el decreto, práctica o valoración de las pruebas.
Por otra parte, también es importante referirse a la imposibilidad de considerar que un derecho ha sido reconocido cuando éste deriva de un error. Es claro que todo derecho debe provenir de una fuente legítima, ya sea la Constitución, la Ley o un acto de la administración. No es posible, entonces, considerar al error como fuente legítima de derechos. Así lo ha establecido el Consejo de Estado en sentencia del 1º de febrero de 2007, en la que dijo:
“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.” Sentencia del 23 de febrero de 2006. Expediente. 1816-2005. M.P. Dr. Alejandro Ordóñez Maldonado”(38).
De esta forma, se procederá a corregir el error aritmético de la Resolución CREG 117 de 2011, según se explicó.
Finalmente, se debe tener en cuenta que 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 117 de 2011.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 539 del 02 de noviembre de 2012, aprobó resolver el recurso interpuesto por Promigas S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 117 de 2011.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. Confirmar el auto proferido por el Director Ejecutivo de la CREG 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 por error grave alegada por Promigas S.A. E.S.P. en contra del dictamen pericial emitido por el perito Frank Gregory Lamberson como respuesta a la pregunta 2 del artículo 1 de la Resolución CREG 011 de 2012, de acuerdo con las consideraciones expuestas en la parte motiva de la presente Resolución.
ARTÍCULO 3. Iniciar, de oficio, una actuación administrativa para revisar la situación real de la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, del tramo Cartagena – Sincelejo, así como las demandas de capacidad y de volumen asociadas a este tramo, según lo señalado en la parte motiva de esta Resolución y de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010.
ARTÍCULO 4. Modificar los artículos 3, 4, 5, 9, 11 y 12 de la Resolución CREG 117 de 2011, así:
“Artículo 3. Inversión Existente. Como inversión existente, IEt, se reconocen US$ 367.745.288 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos principales y US$ 58.699.030 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 1 de esta Resolución.”
“Artículo 4. Programa de Nuevas Inversiones. Para el programa de nuevas inversiones, PNIt, se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 2 de esta Resolución.
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | |
| Total Sistema de Promigas | 12.186.655 | 15.580.218 | 16.284.996 | 220.132 | 171.214 |
NOTA: Cifras en US $ de diciembre de 2009
”
“Artículo 5. Inversiones en Aumento de Capacidad. Como inversiones en aumento de capacidad, IACt, se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 3 de esta Resolución.
| Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | |
| Total SRT Mamonal | 983.255 | 714.852 | 1.292.754 | - | - |
NOTA: Cifras en US $ de diciembre de 2009
”
“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:
C.F.= Cargo fijo expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año
C.V.= Cargo variable expresado en US $ de diciembre 31 de 2000 por kpc
[1] Porcentaje de la inversión remunerada con cargo fijo
NOTA: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto
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 la pareja de cargos fijos y variables por estampilla establecidos para el grupo de gasoductos ramales.”
“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 aprueba el siguiente cargo regulado:
| Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-2009/kpcd-año) | |
| Ballena - La Mami | 51.596 |
| La Mami - Barranquilla | 50.953 |
| Barranquilla - Cartagena | 78.943 |
| Cartagena - Sincelejo | 40.613 |
| Sincelejo - Jobo | 165.747 |
| La Creciente - Sincelejo | 27.799 |
| Gasoductos Regionales | 16.684 |
| SRT Mamoral | 8.826 |
NOTA: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras se separan con punto.
”
“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 deltas de cargos:
Delta cargos proyecto "loop" en el tramo SRT Mamonal
| %[1] | - | 20 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 |
| CF | - | 0,580 | 1,159 | 1.449 | 1,739 | 2,029 | 2,319 |
| CV | 0,010 | 0,008 | 0,006 | 0,005 | 0,004 | 0,003 | 0,002 |
| %[1] | 85 | 90 | 92 | 94 | 96 | 98 | 100 |
| CF | 2,464 | 2,609 | 2,667 | 2,725 | 2,782 | 2,840 | 2,898 |
| CV | 0,001 | 0,001 | 0,001 | 0,001 | 0,000 | 0,000 | - |
C.F.= Cargo fijo expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año
C.V.= Cargo variable expresado en US $ de diciembre 31 de 2000 por kpc
[1] Porcentaje de la inversión remunerada con cargo fijo
NOTA: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto
”
ARTÍCULO 5. Remplazar el anexo 1 de la Resolución CREG 117 de 2011 por el anexo 1 de la presente Resolución.
ARTÍCULO 6. Remplazar el anexo 2 de la Resolución CREG 117 de 2011 por el anexo 2 de la presente Resolución.
ARTÍCULO 7. Remplazar el anexo 3 de la Resolución CREG 117 de 2011 por el anexo 3 de la presente Resolución.
ARTÍCULO 8. Remplazar el anexo 5 de la Resolución CREG 117 de 2011 por el anexo 4 de la presente Resolución.
ARTÍCULO 9. Remplazar el anexo 6 de la Resolución CREG 117 de 2011 por el anexo 5 de la presente Resolución.
ARTÍCULO 10. Notificar personalmente al representante legal de Promigas S.A. E.S.P. el contenido de esta Resolución, y hacerle saber que contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno por la vía gubernativa. Publíquese en el Diario Oficial.
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,
Dada en Bogotá, a los
FEDERICO RENGIFO VÉLEZ
Ministro de Minas y Energía
Presidente
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo
El Anexo 1 de la Resolución CREG 117 de 2011 quedará así:
“Anexo 1
Inversión existente
Fuente: Resolución CREG 070 de 2003 y cálculos CREG
Anexo 1 (Continuación)
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG
Anexo 1 (Continuación)
Anexo 1 (Continuación)
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG
Anexo 1 (Continuación)
[1] Incluye ramales a Puerto Giraldo, Bohorquez, campo de la Cruz y Suan
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG
Anexo 1 (Continuación)
[1] Incluye ramales a Puerto Giraldo, Bohorquez, campo de la Cruz y Suan
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG
FEDERICO RENGIFO VÉLEZ
Ministro de Minas y Energía
Presidente
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo
El Anexo 2 de la Resolución CREG 117 de 2011 quedará así:
“Anexo 2
Programa de nuevas inversiones
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG:
"
FEDERICO RENGIFO VÉLEZ
Ministro de Minas y Energía
Presidente
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo
El Anexo 3 de la Resolución CREG 117 de 2011 quedará así:
“Anexo 3
Inversiones en aumento de capacidad
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG:
"
FEDERICO RENGIFO VÉLEZ
Ministro de Minas y Energía
Presidente
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo
El Anexo 5 de la Resolución CREG 117 de 2011 quedará así:
“Anexo 5
Demandas esperadas para el sistema de transporte de Promigas
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG:
Anexo 5 (continuación)
Demandas esperadas para el sistema de transporte de Promigas
Fuente: Solicitud tarifaria y cálculos CREG:
FEDERICO RENGIFO VÉLEZ
Ministro de Minas y Energía
Presidente
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo
El Anexo 6 de la Resolución CREG 117 de 2011 quedará así:
“Anexo 6
Gastos de AOM para el sistema de transporte de Promigas
FEDERICO RENGIFO VÉLEZ
Ministro de Minas y Energía
Presidente
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Director Ejecutivo
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 5. 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.
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 la Comisión solicitó información sobre los criterios de comparación, para cada uno de los gasoductos que conforman la muestra.
Tabla 6. 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/20111 2/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(39) 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 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 7. 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 se presentan los multiplicadores para las distintas técnicas de cruce subfluvial resultantes del dictamen pericial realizado por Frank Gregory Lamberson.
Tabla 8. 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 9. 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 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 10. 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(40) 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 se presentan los multiplicadores para las distintas técnicas de manejo del nivel freático resultantes del dictamen pericial realizado por Frank Gregory Lamberson.
Tabla 11. 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 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 12. 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 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 13. 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 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 14. 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 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 15. 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 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 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 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 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(41)
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 16. 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 16. 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 18. 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 19. 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 20. 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 de este anexo para valorar las Inversiones en Aumento de Capacidad, IACt, y el Programa de Nuevas Inversiones, PNIt, 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, IFPNIt-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. 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, IACt, y el Programa de Nuevas Inversiones, PNIt.
Tabla 21. 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, 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)(42) 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.
Criterio de decisión: si covRatio < 1 - 3 = 0.9189 o covRatio > 1 + 3 = 1.0811.
- 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 se presentan resaltadas y subrayadas estas observaciones, según los criterios antes determinados.
Tabla 22. 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, y se pueden visualizar los resultados anteriores y el cambio sobre los residuales 'estudentizados'. Todos los análisis muestran las mismas observaciones como atípicas.
En la, y se pueden visualizar los resultados anteriores y el cambio sobre los residuales 'estudentizados'. Todos los análisis muestran las mismas observaciones como atípicas.
Gráfica 4. Sensibilidad de la media cuando se elimina la observación, Dfbetas
Gráfica 5. Sensibilidad de la varianza cuando se elimina la observación, CovRatio
Gráfica 6. 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 7. 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 se resumen los resultados de las pruebas mencionadas.
Tabla 23. 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, 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 de este anexo de la forma establecida en el literal de este anexo) y el máximo valor para el costo eficiente unitario a reconocer de acuerdo con la, 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. 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 24. 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 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. 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 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 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. |
5. 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
NOTAS AL FINAL:
1. Radicados S-2012-000215, de fecha 26 de enero de 2012, y S-2012-001281, de fecha 22 de marzo de 2012.
2. Radicados S-2012-000214, de fecha 26 de enero de 2012, S-2012-001282, de fecha 23 de marzo de 2012, y S-2012-001540, de fecha 17 de abril de 2012, S-2012-004301, de fecha de fecha 27 de septiembre de 2012.
3. Radicado E-2012-009699, de fecha 10 de octubre de 2012.
4. Esta comunicación se allegó al expediente CREG 081 2010.
5. Corte Constitucional, Sentencia C-124 de 2011.
6. Corte Constitucional, Sentencia T-417 de 2008.
7. DEVIS ECHANDÍA, Hernando, Compendio de Derecho Procesal, Tomo II, Pruebas Judiciales, Editorial ABC, 1984, págs. 339 y ss.
8. DEVIS ECHANDÍA, Hernando, Ob. Cit. Págs. 346 a 350 y ss.
9. PARRA QUIJANO, Jairo, Manual de Derecho Probatorio, Librería Ediciones del Profesional Ltda., 2004, Pág. 649.
10. Sobre este punto en sentencia de 15 de abro de 2010, la Sección Tercera del H. 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).
11. En este sentido, si la curva de la DEC efectivamente se produjera, el gasoducto no tendría capacidad para atenderla.
12. La situación en el tramo Cartagena – Sincelejo es diferente. En ningún momento la Demanda Esperada de Capacidad en el Horizonte de Proyección supera la capacidad existente.
13. La metodología establece que “las inversiones en aumento de capacidad 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 su sistema de transporte. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a Loops y compresores que se construirán en el Sistema de Transporte Existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda prevista durante el Horizonte de Proyección.” (Subrayado fuera del texto original).
14. En la literatura académica este problema se conoce como 'the free rider problem'.
15. Documento CREG 100 de 2010, numeral 3.2.7, página 110.
16. Documento CONPES 2571 de 1991.
17. Sala de Casación Civil, M.P. Dr. Horacio Montoya Gil, auto del 17 de septiembre de 1985, que resolvió una reposición, Gaceta Judicial TOMO CLXXX – No. 2419, Bogotá, Colombia, Año de 1985, pág. 427.
18. Ver entre otras la Sentencia C-874/03 M.P. Marco Gerardo Monroy Cabra.
19. Corte Constitucional. Sentencia C-275 de 2006. M.P. Álvaro Tafur Galvis.
20. Corte Constitucional. Sentencia C-012 de 2002. M.P. Jaime Araujo Rentería.
21. Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Segunda. Radicación 52001-23-31-000-2001-01650-01(5816-05). Sentencia del 25 de septiembre de 2008. C.P. Jesús María Lemos Bustamante.
22. Corte Constitucional. Sentencia T-033 de 2002. M.P. Rodrigo Escobar Gil.
23. En ese sentido, como se verá, el concepto de Topografía va más allá de la forma como el regulador la utilizó en el Documento CREG 092 de 2011.
24. Anexo I. Resolución 126 de 2010.
25. 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.
26. Remitida mediante la comunicación S-2011-001632 de fecha 11 de abril de 2011.
27. Remitida mediante la comunicación S-2011-001629 de fecha 11 de abril de 2011. La CNE remitió a la CREG una información con la comunicación E-2011-003762 de fecha 14 de abril de 2011, la cual se evaluó pero no se incorporó dentro de los análisis por no ser pertinente.
28. Remitida mediante la comunicación S-2011-001630 de fecha 11 de abril de 2011.
29. Remitida mediante la comunicación S-2011-001631 de fecha 11 de abril de 2011.
30. Remitida mediante la comunicación S-2011-001649 de fecha 11 de abril de 2011.
31. Remitida mediante la comunicación S-2011-001648 de fecha 12 de abril de 2011.
32. Fuente: http://www.progasur.com.co/especificaciones.php?Id=6 Visitado el 16 de Septiembre.
33. “There is no typical pipeline as far as cost is concerned. Construction cost is depend on geographical area, size of pipeline, location on or offshore, number and size pump stations and related facilities, and general economic conditions” John L. Kennedy. ”Oil and gas pipeline fundamentals”.
34. Documento CREG D 100 de 2010. Remuneración del servicio de Transporte de Gas Natural y Definición de Criterios para la Expansión de Redes.
35. Resolución CREG 001 de 2000 “Por la cual se establecen 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”. Artículo 3, numeral 3.2.1., literal f).
36. Nota 1: Se aclara que estos valores sólo incluyen las actividades exclusivas del proveedor de la herramienta, tales como: calibración de la tubería, inspección MFL axial de alta resolución, mapeo inercial y análisis de daño mecánico y de esfuerzos. Estos valores no incluyen otras actividades como: limpieza de la tubería, adecuación de trampas, georreferenciación de marcadores, logística de las inspecciones, eliminación de obstrucciones en la línea, entre otras adecuaciones en el gasoducto para realizar las corridas.
37. Corte Constitucional. Sentencia T-033 de 2002. M.P. Rodrigo Escobar Gil.
38. Consejo de Estado. Sección Segunda. Rad. 05001-23-31-000-2003-00107-01(8963-05). C.P. Alberto Arango Mantilla.
39. Debe entenderse como tipificar, esto es ajustar a un tipo o norma, según la Real Academia Española.
40. Por nivel freático se entiende la distancia a la cual se encuentra agua subterránea.
41. 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.
42. Besley, Kuh y Welsch (1980) Regression Diagnostics, John Wiley & Sons: New York.
