RESOLUCIÓN 125 DE 2003

(diciembre 18)
Diario Oficial No. 45.454 de 7 de Febrero de 2004

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelven los Recursos de Reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003, mediante la cual se establecen los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de ECOGAS, procedimiento en el cual se hizo parte BP EXPLORATION COMPANY como “tercero interesado”

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

ANTECEDENTES.

Que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que 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 uso, se regirán exclusivamente por esta Ley;

Que el Artículo 73.11 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;

Que según lo dispuesto por el Artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;

Que conforme a lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;

Que mediante Resolución CREG-001 de 2000 se adoptó la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte;

Que mediante Resolución CREG-085 de 2000, se modificaron y aclararon algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000;

Que mediante Resolución CREG-007 de 2001, se modificaron las tasas de Costo de Capital Invertido establecidas en la Resolución CREG-001 de 2000 y se estableció un procedimiento para su determinación;

Que mediante Resolución CREG-008 de 2001, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los criterios para clasificar los gasoductos en Sistema Troncal y Sistema Regional de Transporte;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el No. 1506 de 2000, la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. presentó a la CREG solicitud de Cargos Regulados para su Sistema de Transporte en la cual incluyó los gasoductos de su propiedad que se derivan del gasoducto Ballena – Barrancabermeja de propiedad de ECOGAS;

Que mediante Resolución CREG-014 de 2002 se resolvió la solicitud tarifaria de PROMIGAS S.A. E.S.P.;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el No. 1524 de 2000, la empresa ECOGAS, en desarrollo de la Resolución CREG-001 de 2000, presentó a la CREG solicitud de Cargos Regulados para su Sistema de Transporte de gas natural;

Que mediante comunicaciones con radicaciones CREG 998, 1135, 1209 y 1647 de 2003, la empresa ECOGAS presentó a la CREG información complementaria a su solicitud tarifaria;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los cálculos de los Cargos de transporte que se aprobaron para la empresa ECOGAS, mediante la Resolución CREG-013 de 2003, aplicando la metodología establecida en las Resoluciones CREG-001 de 2000; CREG-085 de 2000; CREG-007 de 2001 y CREG-008 de 2001;

Que estando dentro de los términos legales, las siguientes empresas presentaron recurso de reposición en contra de la Resolución CREG-013 de 2003 con las pretensiones que se resumen en la tabla 1:

GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.

GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P.

GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P.

GAS DEL RISARLADA S.A. E.S.P.

GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P.

GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.

GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.

GAS NATURAL S.A. E.S.P.

PETROTESTING COLOMBIA S.A.

ECOGAS

MERILÉCTRICA E.S.P.

Que mediante comunicación con radicación E-2003-04870 BP EXPLORATION COMPANY (en adelante BP) solicitó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG- se proceda a revocar en forma directa la Resolución CREG-013 de 2003;

Que mediante Resolución CREG-079 de 2003 la Comisión negó la solicitud de revocatoria de la Resolución CREG-013 de 2003 presentada por BP;

Que mediante comunicación radicada internamente bajo el No. E-2003-008938 BP presentó algunas consideraciones con relación a los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 y, como tercero interesado se hizo parte en el procedimiento tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003;

Que los recurrentes solicitaron a la CREG se decreten y practiquen pruebas documentales, testimoniales, peritajes técnicos y declaraciones de parte;

Que con relación a las pruebas solicitadas mediante los Autos de Pruebas No. 1 y No. 2 de junio 17 de 2003 la Dirección Ejecutiva de la Comisión resolvió:

· Negar la petición para solicitar el envío de documentos y recibir los testimonios solicitados por los recurrentes

· Negar la solicitud para decretar pruebas periciales

· Decretar la rendición de una Declaración de Parte del representante legal de ECOGAS

Que los resultados obtenidos a partir de la práctica de una Declaración de Parte del representante legal de ECOGAS reposan en el expediente tarifario;

Que mediante la Circular No. 19 de 2003 la Comisión solicitó, a los productores-comercializadores de gas natural, los análisis de producción, reservas probadas y su incidencia sobre las demandas de gas consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003;

Que en el Auto de Pruebas No. 1 de junio 17 de 2003, la Comisión requirió a los productores-comercializadores de gas para que allegaran la información señalada en la Circular No. 19 de junio 17 de 2003,

Que mediante comunicaciones con radicados E-2003-06945 y E-2003-07113 BP EXPLORATION COMPANY (Colombia) Ltd. y ECOPETROL respectivamente reportaron a la Comisión la información solicitada mediante la Circular No. 19 de 2003;

Que mediante Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003, la Comisión requirió a ECOGAS para que suministrara los escenarios de demanda esperada de volumen y capacidad para cada uno de los tramos de gasoductos establecidos en la Resolución CREG-013 de 2003.

Que mediante comunicación con radicado E-2003-10698 ECOGAS reportó a la Comisión la información solicitada mediante el Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003;

Que mediante comunicaciones con radicados E-2003-006742, E-2003-006776, E-2003-006796 las empresas MERILÉCTRICA E.S.P., GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P. y GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. respectivamente, interpusieron recursos de reposición contra el Auto de Pruebas No. 1 de junio 17 de 2003;

Que dichos recursos fueron resueltos mediante Auto de fecha 1 de diciembre de 2003;

Que mediante comunicación con radicado E-2003-009430 la empresa GAS NATURAL S.A. E.S.P. presentó consideraciones relacionadas con el trámite tarifario que siguió la CREG para resolver los recursos de reposición incoados frente a la Resolución CREG 13 de 2003.

ANÁLISIS DE LAS SOLICITUDES DE LAS EMPRESAS

A continuación se hace referencia a los argumentos relevantes que fundamentan las pretensiones de los recurrentes. Lo anterior no implica que no se hayan considerado la totalidad de los argumentos presentados oportunamente por los recurrentes. Teniendo en cuenta que en algunos casos las pretensiones y línea de argumentación son comunes para varios recurrentes, el análisis se presenta para dos grupos de recurrentes: i) recurrentes que presentan una línea de argumentación y pretensiones comunes y; ii) grupo de recurrentes con argumentos y pretensiones particulares a cada uno. Los fundamentos y argumentos de los recurrentes se transcriben en cursiva.

2.1 Grupo No. 1

Corresponde a los recurrentes que presentan una línea de argumentación y pretensiones comunes. Dichos recurrentes comprenden: GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P., GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P., GAS DEL RISARLADA S.A. E.S.P., GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P.

Los Fundamentos y argumentos de la Comisión se presentan en el mismo orden en que están planteados los argumentos de los recurrentes: i) consideraciones históricas del sistema de transporte de ECOGAS; ii) argumentos legales y regulatorios de los recurrentes en contra del fundamento de la Resolución CREG-013 de 2003; iii) pretensiones y; iv) pruebas.

Fundamentos y argumentos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas

i. Historia y orígenes del sistema de transporte de ECOGAS

Los recurrentes hacen una breve exposición sobre la creación de ECOGAS para indicar que: “el regulador debe tener en consideración que las decisiones de construcción de los diferentes gasoductos de ECOGAS, no fueron el resultado de evaluación de proyectos juiciosa, sino más bien, una decisión de Estado para tomar provecho de los recursos naturales de los que gozaba y aún goza el país”.

Sobre el particular se debe tener en cuenta que en todas sus decisiones la Comisión se debe sujetar a los lineamientos establecidos en la Ley 142 de 1994. En concordancia con lo anterior, la CREG aprobó, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y otras que la han modificado y aclarado, la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. En la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y aclarado, se estipula, entre otros, la información que debe tener en cuenta el regulador para efectos de aprobar las tarifas de transporte. Dentro de dicha información no se estipula que la CREG tenga en cuenta las evaluaciones de conveniencia y demás consideraciones que pudo haber realizado el Transportador, u otro Agente, para la construcción de gasoductos de un sistema de transporte. Adicionalmente, en la Ley 142 de 1994, y consiguientemente en la metodología tarifaria aprobada por la CREG, no se hace diferenciación entre un Agente público y uno privado al momento de aplicar los criterios tarifarios.

Las variables de demanda, inversión y gastos de AOM, entre otras, consideradas por la CREG para el cálculo tarifario corresponden al reporte que realiza cada Agente según lo estipulado en el Artículo 3 de la Resolución CREG-001 y Artículo 9 de la Resolución CREG-085 de 2000. Así mismo, en la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y aclarado, se estipulan los criterios regulatorios de eficiencia aplicables a la información reportada por cada Agente en el proceso de cálculo tarifario.

En su exposición los recurrentes anotan que “la Comisión de Regulación de Energía y Gas, bajo los mismos parámetros de carácter legal actualmente vigentes, fijó y definió una tarifa de transporte que de manera deliberada no contemplaba toda la inversión realizada, y sin duda alguna, resultaba conservadora en términos de demanda, acercándose más a una metodología de Net Back que favorecía la penetración del hidrocarburo en el centro, sur y occidente del país”.

La anterior afirmación de los recurrentes es imprecisa y no sustentada. Como se indicó en el punto anterior, en todas sus decisiones la Comisión debe sujetarse a los lineamientos de Ley, los cuales se desarrollan en metodologías de carácter general, impersonal y abstracto. Así mismo, la Ley no le permite a la Comisión adoptar metodologías o criterios diferentes según se trate de un agente público o uno privado. Para el caso de ECOGAS, mediante la Resolución CREG-057 de 1996 la Comisión aprobó, entre otros aspectos, los cargos regulados aplicables al sistema de transporte que actualmente opera ECOGAS. En el numeral 60.3.2 de dicha Resolución se especifica la metodología utilizada para estimar los costos de inversión considerados en los cargos aprobados. Según se estipula en el numeral 60.3.2 de la Resolución CREG-057 de 1996, se utilizaron los costos de inversión del sistema existente en su momento, o en construcción, reportados a ECOPETROL por diferentes empresas los cuales se estimaron según diferentes criterios. La Comisión estableció un procedimiento que introdujo criterios de eficiencia para definir el valor de la inversión pertinente a cada tramo. En resumen, ningún aparte de la metodología descrita en la Resolución CREG-057 de 1996 permite concluir que en su momento la Comisión deliberadamente no contempló toda la inversión realizada en el sistema de transporte que actualmente es propiedad de ECOGAS. Tampoco puede deducirse de la metodología adoptada en la resolución CREG-057 de 1996 que la Comisión adoptó una metodología de Netback y que esta se utilizó para favorecer la penetración del gas en determinadas regiones del país.

ii. Argumentos legales y regulatorios del recurrente en contra del fundamento de la Resolución CREG-013 de 2003

Los recurrentes dividen esta sección en tres partes a saber: a) los principios que rigen la regulación; b) contradicción entre la Resolución 013 de 2003 y la Ley 142 de 1994 y; c) la ilegalidad de la Resolución 001 de 2000 para el caso de ECOGAS.

a. Los principios que rigen la regulación

Los recurrentes anotan que “Los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera, tal como se desprende de su texto (Ley 142 de 1994), conmina al regulador a que encuentre el precio al que tendría derecho el prestador del servicio en condiciones de competencia, lo cual involucra varios aspectos”. Sobre el particular es pertinente considerar lo estipulado en los Artículos 73 y 87.1 de la Ley 142 de 1994:

“ARTICULO 73.- Funciones y facultades generales. Las comisiones de regulación tienen la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad. Para ello tendrán las siguientes funciones y facultades especiales:...” (subraya fuera de texto)

“87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste.”

Los anteriores artículos de la Ley 142 establecen claramente que las comisiones deben regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos y, que las tarifas procurarán aproximarse a lo que serían los precios de un mercado competitivo. Estas disposiciones legales son concordantes con los principios económicos ampliamente aceptados en la economía de mercado.

Existe extensa literatura donde se define que una de las características de un monopolio es la de presentar costos medios decrecientes y superiores a los costos marginales en un amplio rango de producción. Así mismo, la literatura sobre el tema establece que en general la infraestructura de redes para prestación de servicios públicos constituye un monopolio natural que es necesario regular para garantizar la sostenibilidad en la producción del respectivo servicio. Esto quiere decir que la mejor alternativa para el usuario, desde el punto de vista económico, es la existencia de una sola infraestructura (monopolio) para la producción de los respectivos servicios.

De otra parte, el precio que garantiza la eficiencia económica en un mercado competitivo, en el cual se cumplan todos los supuestos de competencia perfecta, es aquel igual al costo marginal. Si para el monopolio natural se establece un precio igual al costo marginal, y la producción del respectivo servicio presenta costos medios decrecientes, se estaría ocasionando pérdidas al monopolio haciendo imposible la supervivencia del mismo y por tanto comprometiendo la prestación del respectivo servicio. En tal caso la función del regulador es establecer unos precios que cubran los costos eficientes del monopolio, aunque resulten superiores al costo marginal. En términos económicos significa maximizar el excedente del consumidor sujeto a la restricción de evitar las pérdidas en las empresas reguladas, cuando los costos medios son superiores al costo marginal.

De lo anterior se deduce que la afirmación de los recurrentes es imprecisa ya que la Ley no hace el requerimiento al regulador para que encuentre o establezca los precios a que tendría derecho el prestador del servicio (monopolista) en condiciones de competencia, sino que se aproximen a los que serían los precios en un mercado competitivo, siempre y cuando, entre otros aspectos, se asegure la suficiencia financiera del prestador del servicio. El recurrente parte de una premisa falsa en la que asume que es posible la competencia en los monopolios naturales. De hecho, en los monopolios naturales no es posible la competencia y por tanto la solución óptima es el precio regulado que reconoce costos medio eficientes. Dicho precio es generalmente superior al costo marginal que teóricamente se requeriría para producir el respectivo bien o servicio, y es el necesario para asegurar la suficiencia financiera del prestador del servicio.

Anotan los recurrentes: “La Comisión de Regulación de Energía y Gas, como se podrá ver con posterioridad, ignoró dentro de la Resolución 013 de 2003, que los propósitos sobre los cuales se dimensionó, estructuró e implementó el sistema de transporte de ECOGAS, son de carácter social, y pretende aplicarle un criterio que no corresponde con aquel aplicado a otros transportadores o prestadores de otros servicios, y que las tarifas deben ajustarse a los criterios sociales sobre los cuales se construyó el proyecto en general.” Como ya se indicó anteriormente, ni la Ley faculta a la Comisión para hacer diferenciación entre un Agente público y uno privado al momento de aplicar los criterios tarifarios, ni se ha aplicado o pretendido aplicar a ECOGAS criterios que no corresponden a los aplicados a los demás transportadores. Los criterios tarifarios de Ley, desarrollados en metodologías de carácter general, impersonal y abstracto por parte de la Comisión, no estipula que se deban tener en cuenta consideraciones de tipo social con un agente en particular para efectos de aplicar los criterios tarifarios.    

Refiriéndose a la eficiencia de la inversión, los recurrentes indican que: “los criterios que los reguladores (de otros países) utilizan para validar la inversión realizada por una empresa prestadora del servicio tiene que ver con una prueba en la que se analiza la prudencia del inversionista y de la inversión, el uso de la misma, y la capacidad excedentaria.” Sobre el particular se recalca que los criterios tarifarios a los cuales se debe sujetar la Comisión son los establecidos en la Ley 142 de 1994, los cuales se desarrollan mediante las metodologías de carácter general, impersonal y abstracto que aprueba la CREG. En dichos criterios no se estipula el concepto de “prudencia del inversionista y de la inversión”. No obstante, y aunque los recurrentes, no presentan las evidencias de sus afirmaciones relacionadas con la práctica internacional, cabe anotar que dicho concepto lo tomaron los reguladores norteamericanos siguiendo la doctrina de los tribunales en Estados Unidos. También es de anotar que la regulación que utiliza dicho concepto (e.g. Estados Unidos) no considera criterios precisos para evaluar la eficiencia en la utilización de la inversión.

Para el caso de la regulación en transporte de gas en Colombia la Comisión estableció, para efectos tarifarios, la utilización mínima aceptada en gasoductos. Así, cuando un Sistema Troncal y un Sistema Regional de Transporte tienen un Factor de Utilización menor a 0.5 y 0.4 respectivamente, la Comisión incrementa la demanda de cada gasoducto hasta obtener el Factor de Utilización Normativo. Podría decirse que los criterios de eficiencia introducidos en la metodología general de conformidad con la Ley, recogen el concepto de “prudencia del inversionista” ya que con dichos criterios no se permite la remuneración de inversiones que no tengan una utilización adecuada.

De acuerdo con lo anterior, el Factor de Utilización Normativo corresponde a un criterio regulatorio objetivo mediante el cual se evalúa la utilización de un gasoducto, reconociendo que, dado el estado de desarrollo de la industria en el país, la utilización plena del mismo requiere un período de tiempo para lograrla. Este criterio de eficiencia no permite que se trasladen al usuario costos ineficientes derivados de la subutilización de los gasoductos. Es decir, podría considerarse que para efectos regulatorios, un gasoducto está sobredimensionado cuando su Factor de Utilización es menor al Factor de Utilización Normativo. Para el Sistema de ECOGAS la Comisión utilizó la Capacidad Máxima Potencial de los gasoductos del Sistema para efectos de estimar el Factor de Utilización en cada gasoducto. Tal como se describe en el numeral 4.1.5 del Documento CREG-014 de 2003, la Capacidad Máxima Potencial utilizada corresponde a un criterio de eficiencia particular aplicado al Sistema de ECOGAS dadas las características particulares de dicho Sistema.

Los recurrentes consideran que “la Resolución 013 de 2002 no se ajusta a los criterios de eficiencia establecidos por la ley, por cuanto hace un pass through de la inversión en libros de ECOGAS, sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada, y sin pensar que el mismo Estado, que fue el promotor del proyecto, utilizó para la implementación del mismo, un criterio social más que uno financiero, que es con el que debería evaluarse verdaderamente a la empresa.” Sobre la afirmación de los recurrentes en cuanto a que dicha inversión es trasladada por la Comisión “sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada”, como se indicó anteriormente, la Comisión utiliza el criterio de Factor de Utilización Normativo. También se indicó anteriormente por qué la Comisión no puede tener en cuenta consideraciones sociales o de naturaleza de la propiedad (pública o privada) para efectos de aplicar los criterios tarifarios.

Con respecto al “pass through” que mencionan los recurrentes cabe anotar que para el caso del Sistema de Transporte de ECOGAS gran parte de su inversión corresponde a inversión ejecutada durante el período tarifario 1995 - 2002. Lo anterior debido a que en su momento el regulador aprobó cifras de inversión estimadas con la mejor información disponible en su momento dado que los gasoductos estaban en construcción o en proceso de contratación. Tal como se estipula en el documento CREG-014 de 2003, las obras previstas se ejecutaron, pero se presentaron diferencias importantes entre las cifras estimadas y las obtenidas después de construidos los gasoductos. En ese sentido, y atendiendo los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera, la Comisión reconoció los valores de los activos recibidos por ECOGAS de ECOPETROL en el proceso de escisión (80% del valor en libros de ECOPETROL), valores que corresponden a lo establecido en el Artículo 8o de la Ley 401 de 1998<sic, 1997> y el Decreto 958 de 1998. Dichos valores están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión.

Con relación a los gasoductos de los BOMTs la CREG reconoció valores que también están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 1 del Decreto 958 de 1998, ECOGAS reembolsa a ECOPETROL, en un período de 30 años, el 70% del valor presente neto de los pagos a los contratistas de los BOMTs. Es decir, la Nación a través de ECOPETROL asumió el 30% restante. Así, el costo en el que incurre el transportador ECOGAS para prestar el servicio de transporte a través de estos gasoductos es el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas, con una vida útil de 30 años. Así, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 (numeral 3.2.1.1), la CREG consideró que el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas corresponde a costos de inversión y gastos de AOM eficientes que es necesario reconocer al transportador teniendo en cuenta los criterios de eficiencia y suficiencia financiera establecidos en la Ley 142 de 1994. De otra parte, en relación con la inversión del gasoducto Mariquita – Cali la Comisión adoptó, mediante la Resolución CREG-013 de 2003, un criterio particular para evaluar la eficiencia en la inversión. Tal como se estipula en el documento CREG-014 de 2003, para el caso del gasoducto Mariquita – Cali se encontró que su costo unitario (US/m-pulg), según lo estipulado en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, es aproximadamente dos veces el costo unitario promedio de los gasoductos construidos en el país. Por tanto, se reconoció un costo unitario promedio obtenido a partir de los costos de gasoductos construidos en similares condiciones topográficas. Lo anterior teniendo en cuenta que la CREG puede adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

De lo anterior se puede concluir que los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 incorporan tanto los costos eficientes en los que incurre el Transportador para la prestación del servicio como una evaluación de la utilización eficiente de los mismos. Así mismo, no es cierto que exista un pass through de costos de inversión “sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada” como lo aseveran los recurrentes, ya que la CREG reconoció única y exclusivamente los costos eficientes.

Los recurrentes manifiestan que “en lo que respecta a la suficiencia financiera, llama profundamente la atención del criterio utilizado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, que incluso incluyó al propio prestador del servicio dentro de la Comisión de Estudios, de lo cual puede concluirse que primero se consideró la tarifa que ECOGAS necesitaba para ser viable, y luego se analizó si ésta podía ser o no implementada, aspecto que ha sido solicitado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas en gran cantidad de procesos tarifarios, y a la que nunca ha accedido.” Sobre el particular es necesario considerar lo anotado en el numeral 4.1 de documento CREG-014 de 2003:

“4.1 Acciones Adelantadas

El Comité de Expertos de la Comisión presentó a la CREG, en la reunión del día 21 de Junio de 2001, un informe sobre resultados preliminares de los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de Ecogas. Lo anterior con el fin de analizar, en el seno de la CREG, posibles alternativas que produjeran el menor impacto tarifario sin comprometer la viabilidad financiera de la empresa.

Con el fin de analizar alternativas, se decidió conformar dos grupos de trabajo. El primero destinado a estudiar alternativas de tipo regulatorio y, el segundo conformado por miembros del Gobierno, ECOPETROL y Ecogas para analizar alternativas de tipo fiscal y/o financiero (e.g. esquema de pagos entre estas dos empresas) y otras soluciones que pudieran contribuir al cumplimiento de las políticas de masificación del gas.”

De la anterior trascripción se tiene que ECOGAS se incluyó en un grupo de trabajo que analizaría alternativas de tipo fiscal o financiero, específicamente lo relacionado con el esquema de pagos a ECOPETROL por concepto de los BOMTs. Lo anterior en ningún momento sugiere que ECOGAS estuvo involucrado en análisis de alternativas de tipo regulatorio o aplicación de criterios tarifarios. De hecho, para tal fin se conformó otro grupo de trabajo que estudió alternativas de tipo regulatorio. Por tanto, no es preciso aseverar que la Comisión incluyó a ECOGAS en la Comisión de Estudios relacionados con aspectos tarifarios, entendiendo estos aspectos como la aplicación de los criterios tarifarios.

De otra parte, la trascripción anterior indica que la CREG analizó posibles alternativas que produjeran el menor impacto tarifario sin comprometer la viabilidad financiera de la empresa. Dicha viabilidad financiera debe entenderse como la suficiencia financiera de que trata el Artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994. Es decir, el establecimiento de tarifas que garanticen la recuperación de costos eficientes en la prestación del servicio.

Los recurrentes exponen que “parte de la responsabilidad del regulador es analizar cuáles fueron los efectos que tuvo la tarifa dentro del prestador del servicio, si la misma cumplió con los objetivos de ingreso inicialmente planteados, o si por el contrario fueron menores, y cuál fue su causa, aspectos que serán desarrollados en detalle con posterioridad.” Sobre esta apreciación es necesario mencionar que el mecanismo de regulación adoptado en la metodología general para remunerar la actividad de transporte de gas natural en Colombia es el de Precios Máximos no de ingreso máximo regulado. Una de las características de dicho mecanismo es que se establecen cargos por un período determinado en el cual el Agente asume el riesgo de ingresos o rentabilidad.

Es decir, a partir de una tarifa aprobada, los ingresos o rentabilidad de un Agente dependen principalmente de su gestión en el mercado. En ese sentido, no es parte de la metodología incorporar los efectos que la tarifa haya generado o genere sobre los ingresos de un Agente. Caso contrario se presenta en el mecanismo regulatorio basado en la Tasa Interna de Retorno, ampliamente utilizado en otros países, donde el regulador garantiza al Agente una determinada tasa de retorno o nivel de ingresos. Para ello se hacen revisiones periódicas de los cargos bien sea a petición del Agente o de oficio por parte del regulador.

Los recurrentes anotan: “Una de las funciones de la CREG es autorizar las tarifas, teniendo en cuenta un mercado hipotético de libre competencia. Ecogas solicitó mantener la tarifa por sus excelentes resultados financieros, como lo han demostrado en sus informes de gestión y resultados en los últimos años, adicionalmente teniendo en cuenta que si surgen condiciones en el mercado que puedan ser más favorables para los usuarios, estos podrían sustituir el energético, y de esta manera mejorar los ingresos sin aumentar la inversión.”

Como ya se indicó anteriormente, la principal función que para este caso debe tener en cuenta el regulador es la de regular los monopolios. Así mismo, se indicó que no es posible la competencia en los monopolios naturales y que las tarifas que se establezcan deben garantizar al monopolista la recuperación de los costos eficientes en que incurra para prestar el servicio. En consecuencia, es imprecisa la afirmación de los recurrentes en el sentido de que la Comisión debe establecer tarifas al monopolista teniendo en cuenta un mercado hipotético de libre competencia.

De otra parte, como se ha mencionado en la argumentación precedente, los criterios tarifarios están estipulados en la Ley 142 de 1994 y desarrollados mediante las metodologías de carácter general, impersonal y abstracto aprobadas por la CREG. La CREG no tiene la discrecionalidad de mantener o prorrogar la vigencia de unas tarifas porque un Agente lo solicita; la Resolución CREG-001 de 2000 estableció un nuevo régimen tarifario que debe ser aplicado a todos los transportadores. Adicionalmente, la metodología general para establecer las tarifas no está basada en una metodología de tasa de retorno donde la información financiera es la relevante para la determinación de los cargos correspondientes.

b. Contradicciones entre la Resolución CREG 013 de 2003 y la Ley 142 de 1994  

 Los recurrentes anotan que: “en el caso de ECOGAS la CREG resolvió en la Resolución 001 de 2000, lo siguiente:

...

Es decir, sin mayor análisis el regulador resolvió validar las cifras incluidas dentro de los contratos BOMT, haciendo algo que desde el punto de vista regulatorio, y sin duda alguna de la Ley, resulta completamente lesivo, como es el abstenerse de realizar un análisis de esas inversiones, de la razonabilidad de las mismas, y simplemente validar un valor presente neto que es el resultado de un flujo de caja que involucra riesgos que no son propios de la actividad de transporte, que en cualquier caso, son un problema de cada transportador y de los usuarios.”

“... desde el punto de vista de la Ley 142 de 1994, la inversión realizada por ECOGAS fue definitivamente imprudente, si se tiene en consideración que ésta debió tomar en consideración no solo los riesgos a los cuales se exponía con la implementación de la misma, sino además, la imposibilidad de que estos fuesen trasladados a la demanda.”

Con relación a la Resolución CREG-001 de 2000 se debe tener en cuenta que lo adoptado en dicha resolución corresponde a una metodología de carácter general, impersonal y abstracto. Así mismo, se reitera que los costos de inversión aprobados por Comisión mediante la Resolución CREG-013 de 2003 corresponden a costos eficientes en Colombia acorde con la información disponible en la Comisión, tal como se consigna en el documento CREG-014 de 2003.

Los recurrentes manifiestan: “... es evidente que existe una capacidad excedentaria, entendiendo ésta como aquella porción del tubo que no se requiere para atender la demanda regular, ni siquiera en condiciones extremas.

Esta capacidad excedentaria no puede ser incluida dentro de la tarifa”.

Como se expuso anteriormente, cuando un Sistema Troncal y un Sistema Regional de Transporte tienen un Factor de Utilización menor a 0.5 y 0.4 respectivamente, la Comisión incrementa la demanda de cada gasoducto hasta obtener el Factor de Utilización Normativo. Es decir, el Factor de Utilización Normativo corresponde a un criterio regulatorio mediante el cual se evalúa la utilización de un gasoducto. Este criterio de eficiencia no permite que se trasladen al usuario costos ineficientes derivados de la subutilización de los gasoductos. Para el Sistema de ECOGAS la Comisión utilizó la Capacidad Máxima Potencial de los gasoductos del Sistema para efectos de estimar el Factor de Utilización en cada gasoducto. Tal como se describe en el numeral 4.1.5 del Documento CREG-014 de 2003, la Capacidad Máxima Potencial utilizada corresponde a un criterio de eficiencia particular aplicado al Sistema de ECOGAS dadas las características particulares de dicho Sistema.

Los recurrentes concluyen que el regulador violó sus funciones al no acceder a la pretensión de ECOGAS en el sentido de prorrogar la tarifa actualmente vigente por un período tarifario adicional. Complementan lo anterior anotando que: “... no es competencia de la CREG ir más allá de las pretensiones económicas del propio prestador del servicio, cuando éstas claramente buscan beneficiar a los usuarios ya conectados y a los que se encuentran pendientes de conectar.”

Sobre la anterior afirmación se precisa a los recurrentes que la Comisión no establece cargos con base en las pretensiones económicas de un Agente. Los cargos se establecen con base en los criterios tarifarios de Ley, los cuales se desarrollan en metodologías de carácter general. Como se ha indicado en este texto, los criterios de Ley se fundamentan en principios económicos que, para el caso particular de los monopolios naturales, establecen el reconocimiento de costos eficientes a través de cargos regulados. De otra parte, la metodología adoptada por la Comisión para remunerar la actividad de transporte de gas natural corresponde a “Precios Máximos”. Así, es el Agente y no la Comisión quien puede establecer descuentos en las tarifas que aplique a sus usuarios porque lo considera estratégico en su negocio. Cabe anotar que la metodología de carácter general ya ha sido aplicada a otros transportadores de gas natural en el país, y que no es potestativo de la Comisión su aplicación discrecional. Tampoco es del resorte de la Comisión adoptar, por el Agente, estrategias y riesgos comerciales que son decisiones propias del transportador.    

Tal como se establece en la parte considerativa de la Resolución CREG-013 de 2003, mediante comunicación CREG-6097 de 2001 ECOGAS propuso a la CREG mantener las tarifas vigentes (Res. CREG-057 de 1996) para el próximo período tarifario, realizando una actualización con la inflación de Estados Unidos. Dicha propuesta no es viable de adoptar tal como se establece en la Resolución CREG-013 de 2003 y el documento CREG-014 de 2003. Cabe señalar que dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición contra la Resolución CREG-013 de 2003, ECOGAS no ha manifestado su interés en mantener la propuesta presentada según comunicación CREG-06097 de 2001.

Los recurrentes anotan que la CREG violó el criterio de solidaridad y redistribución de ingresos. Argumentan que: “... es evidente que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, aún a pesar de haber manifestado su intención de estudiar alternativas regulatorias para no afectar a los usuarios, la verdad fue que modificó de manera importante la señal, y afectó de manera grave la expansión del servicio, especialmente en el occidente del país.” Adicionalmente anotan que “Ese esquema de cargos le da una ventaja mayor al gas cuya ubicación se encuentra más lejos, y una desventaja al gas de Cusiana y del Sur para el mercado del interior, que obviamente se encuentra mucho más cerca.”

El criterio de solidaridad y redistribución de ingresos está claramente definido en la Ley 142 de 1994 en los siguientes términos:

“87.3.- Por solidaridad y redistribución se entiende que al poner en práctica el régimen tarifario se adoptarán medidas para asignar recursos a "fondos de solidaridad y redistribución", para que los usuarios de los estratos altos y los usuarios comerciales e industriales, ayuden a los usuarios de estratos bajos a pagar las tarifas de los servicios que cubran sus necesidades básicas.”

De esta disposición legal se deduce que el criterio de solidaridad y redistribución está relacionado con el régimen de subsidios y contribuciones administrado a través de los fondos de solidaridad y redistribución. Así, es equivocada la interpretación de los recurrentes, con relación al criterio de redistribución y solidaridad, en el sentido de que la Comisión debe aplicar dicho criterio en el cálculo tarifario particular para cada Agente.

Con relación a las desventajas que puede tener el gas de Cusiana por la aplicación de la Resolución CREG-013 de 2003, cabe mencionar que tal como se establece en la Resolución CREG-001 de 2000, la Comisión adoptó un esquema de cargos de paso, en el cual los costos de transportar el gas por el Sistema Nacional de Transporte dependen de la cargos de transporte de los distintos tramos de gasoducto que recorra el gas que es remitido por dicho Sistema. Así, es posible y es parte esencial de la Resolución CREG-001 de 2000, y por ende de la Resolución CREG-013 de 2003, que el costo de transportar gas sea diferente si los tramos de gasoducto que se utilizan para llevar el gas de un punto a otro del sistema son distintos. Es claro entonces, que el transporte de gas de un centro de producción a un centro de consumo puede ser distinto al costo de transporte de gas de otro centro de producción al mismo punto de consumo. Lo anterior es consecuencia de la metodología de tarificación por distancia adoptada por la CREG, que recoge los dispuesto por el legislador en el principio de eficiencia económica (Art. 87.1 de la Ley 142 de 1994) y mal puede atribuirse al regulador la intención de generar barreras de entrada al mercado a un productor en particular cuando simplemente se está cumpliendo la Ley.

Adicionalmente, dentro de la metodología no se estipula que la CREG deba tener en cuenta la situación de uno u otro productor de gas natural frente a las tarifas de transporte que resulten de aplicar la metodología de carácter general. Se considera que la aprobación de tarifas máximas, en las actividades de la cadena donde es necesario regular, permite flexibilidad a todos los Agentes de la cadena para que participen activamente en el mercado de gas natural.

c. La ilegalidad de la Resolución 001 de 2000 para el caso de ECOGAS

Finalmente los recurrentes anotan que “Tal y como se desprende de lo expresado hasta el momento, es evidente que lo que se solicita a la CREG es inaplicar la Resolución CREG 001 de 2000, para el caso particular de ECOGAS, fundamentado en los siguientes argumentos:...”

Sobre el particular se debe mencionar que para efectos de remunerar la actividad de transporte de gas natural la Comisión adoptó la metodología de carácter general, impersonal y abstracta, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado. Así mismo, la Ley no estipula que la Comisión deba aplicar metodologías diferentes según se trate de un Agente público o uno privado. De hecho, uno de los preceptos fundamentales de la Ley 142 de 1994 es la no discriminación entre Agentes y usuarios para efectos de aplicar tarifas. Sólo en casos excepcionales la Ley permite aplicar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado (Artículo 74.1, parte final). La anterior disposición legal se aplicó al Sistema de Transporte de ECOGAS cuando se evalúo el Factor de Utilización a partir de la capacidad máxima potencial del Sistema y la inversión eficiente de gasoductos construidos en montaña, tal como está explícito en la Resolución CREG-013 y el documento CREG-014 de 2003. Así, en la aprobación de los cargos adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 la Comisión se sujetó estrictamente a los criterios y lineamientos legales. Por tanto, no es procedente adoptar la solicitud planteada por los recurrentes ya que esta no encaja dentro del marco legal y regulatorio que opera para el sector.

Los recurrentes alegan la violación del principio de la “confianza legítima” y anotan, entre otros, lo siguiente: “Un cambio del regulador, aún a pesar de que la política no ha sido modificada, sería una grave violación del principio de confianza legítima que imposibilitaría la expansión del servicio a usuarios industriales, y por tanto el equilibrio sobre el cual se fundaron.“ Sobre el particular se considera imprecisa la aseveración de los recurrentes ya que el contenido de la Resolución CREG-013 de 2003 no es más que la aplicación de los lineamientos tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994. Es decir, el regulador en la Resolución CREG-013 de 2003, no ha cambiando los lineamientos generales de Ley que se han utilizado para establecer cargos regulados.

De acuerdo con lo expuesto por los recurrentes, se entiende que la expresión “confianza legítima” hace referencia a un compromiso que tendría el regulador para mantener unos mismos cargos por un período indefinido. Al respecto se debe tener en cuenta que una de las disposiciones de la Ley 142 de 1994 tiene que ver con la vigencia de cinco años para las fórmulas tarifarias (Art. 126). Así, no podría entenderse entonces que las fórmulas tarifarias o los cargos de las empresas de servicios públicos deben mantenerse por un período indefinido puesto que la Ley definió la vigencia de los mismos. Lo anterior no significa que de manera arbitraria o caprichosa cada cinco años se deban modificar los cargos; lo que significa dicha disposición es que se deben establecer nuevas metodologías que generan la expedición de nuevas fórmulas tarifarias que determinan nuevos cargos para los agentes.

iii. Pretensiones

Las pretensiones de este grupo de recurrentes son las siguientes:

· Que se modifique la Resolución CREG-013 de 2003

· Como consecuencia de lo anterior, se establezca una tarifa de transporte equivalente a aquella que tienen los usuarios de la costa Atlántica

· Aceptar la petición de ECOGAS de mantener la tarifa actualmente vigente, debidamente actualizada según la petición del prestador del servicio

· De manera subsidiaria al punto anterior:

o Se evalúe la eficiencia prevista en la Ley 142 de 1994 del Sistema de Transporte de gas teniendo en cuenta:

§ La prudencia de la inversión

§ La capacidad realmente utilizada por los usuarios regulados y no regulados no térmicos

§ La capacidad excedentaria

§ El diseño que debería tener el gasoducto sin tener en cuenta los térmicos conectados al final del gasoducto

o Se aplique el criterio de suficiencia financiera, estampillando el Sistema de ECOGAS, a partir de Barrancabermeja

De acuerdo con los fundamentos de la Comisión expuestos anteriormente, no hay lugar a ninguna de las pretensiones planteadas por este grupo de recurrentes.

2.2 Grupo No. 2

Corresponde a las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P., GAS NATURAL S.A. E.S.P., PETROTESTING COLOMBIA S.A., ECOGAS Y MERILÉCTRICA E.S.P. A continuación se analizan los fundamentos y argumentos de cada recurrente.

2.2.1 GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.

Los recurrentes presentan los siguientes argumentos de hecho (cursiva):

Por GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.

“1. GASES DEL CARIBE es una empresa de servicios públicos que presta el servicio de distribución y comercialización en la Ciudad de Valledupar y el municipio de La Paz en el departamento del Cesar.

2. Valledupar y La Paz se encuentran conectados al gasoducto de ECOGAS, y de manera particular al tramo Ballena – Barranca.

3. Valledupar y La Paz se encuentran habitados en su gran mayoría por usuarios de estratos 1, 2 y 3, y alguna actividad agrícola industrial muy marginal.

4. Las variables que sirvieron de base para valorar tales mercados, además de las tarifas de distribución y comercialización actualmente vigentes, fueron la señal de transporte inserta dentro de la Resolución CREG 057 de 1996.

5. La Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante la expedición de la Resolución CREG 013 de 2003 determinó un esquema de cargos estampilla que claramente perjudica las poblaciones afectadas.”

Por GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.

“1. GASES DE LA GUAJIRA es una empresa de servicios públicos que presta el servicio de distribución y comercialización en las poblaciones de: de Hatonuevo, Papayal, Barrancas, Fonseca, Distracción, San Juan del Cesar, El Molino, Villanueva y Urumita en el departamento de la Guajira.

2. Las poblaciones arriba mencionadas se encuentran conectadas al gasoducto de ECOGAS, y de manera particular al tramo Ballena – Barranca.

3. Las poblaciones antes mencionadas se encuentran habitadas en su gran mayoría por usuarios de estratos 1, 2 y 3.

4. Las variables que sirvieron de base para valorar tales mercados, además de las tarifas de distribución y comercialización actualmente vigentes, fueron la señal de transporte inserta dentro de la Resolución CREG 057 de 1996.

5. La Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante la expedición de la Resolución CREG 013 de 2003 determinó un esquema de cargos estampilla que claramente perjudica las poblaciones afectadas.”

Los recurrentes anotan que “la Resolución CREG 013 de 2003 en lo que respecta a los hechos antes mencionados es inconveniente y contraviene los principios constitucionales y legales sobre los cuales debería fundarse las tarifas,...” y, exponen sus argumentos de Derecho en dos partes a saber: i) aspectos generales de la tarifa y; ii) indebida motivación al no aceptar la petición de ECOGAS de prorrogar la tarifa actualmente vigente.

i Aspectos generales de la tarifa

Anotan los recurrentes, entre otros, lo siguiente (cursiva):

“Consideramos que en la Resolución CREG 013 de 2003, para el caso particular de las poblaciones antes mencionadas se incumplió de manera importante algunos de los criterios establecidos por el legislador, y adicionalmente consideramos que la Comisión de Regulación de Energía actuó sin competencia ni fundamento, al rechazar la propuesta de ECOGAS como prestador del servicio que solicitaba la prórroga de la señal económica.

1. Violación a la Solidaridad y Redistribución de ingresos

De manera general puede afirmarse que el principio de solidaridad y redistribución de ingresos, incluido en la Constitución de 1991, es al mismo tiempo un desarrollo del principio general de solidaridad y sin duda alguna de igualdad.

Así, el principio de solidaridad y redistribución de ingresos está determinado de la siguiente forma:

'Art. 367.- La Ley fijará las competencias y responsabilidades relativas a la prestación de los servicios públicos domiciliarios, su cobertura, calidad y financiación, y el régimen tarifario que tendrá en cuenta además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos.

...'

A su vez, el regulador determinó que las fórmulas tarifas deben reunir entre otros, el criterio de solidaridad y redistribución de ingresos, de la siguiente manera:

'87.3.- Por solidaridad y redistribución se entiende que al poner en práctica el régimen tarifario se adoptarán medidas para asignar recursos a “fondos de solidaridad y redistribución”, para que los usuarios de los estratos altos y los usuarios comerciales e industriales, ayuden a los usuarios de estratos bajos a pagar las tarifas de los servicios que cubran sus necesidades básicas.'

Puede afirmarse en ese sentido, que el regulador tiene en sus manos una gran función, al determinar las tarifas, y en el caso que nos ocupa, a definir los esquemas de cargos aplicables a cada caso en particular.

En el caso que nos ocupa, la Comisión de Regulación de Energía y Gas decidió no sólo modificar la señal actualmente vigente, y con la cual los recurrentes habían asumido la expansión en las poblaciones citadas conectadas a la red de ECOGAS, sino que además definió un esquema de estampilla, que claramente perjudica a los usuarios residenciales, en beneficio de algunos industriales ubicados en Barranca. (texto subrayado es una adecuación del texto original).

En efecto, al determinar el esquema de estampilla, el regulador modificó de manera abrupta e inesperada, la forma como se venía prestando el servicio de transporte, castigando a los usuarios residenciales de estratos bajos, en beneficio de los industriales que se ubican al final del gasoducto, generando una transferencia de renta inversa a aquella pretendida por el constituyente y el legislador.

En efecto, si se analiza con detenimiento, se encontrará que el estampillamiento castiga de forma importante a aquellos usuarios que se encuentran más cerca de la boca del pozo, y favorece a aquellos que, dentro del mismo tramo, se encuentran más lejos.

...

El resultado del estampillamiento, para las localidades mencionadas dentro de los hechos, es que los usuarios de estratos 1, 2 y 3 ubicados en esos municipios (ver cuadro anexo), están contribuyendo con el pago del servicio de transporte de empresas industriales y comerciales (especialmente generadores y a ECOPETROL) ubicados en el extremo del gasoducto.”

En primer lugar conviene aclarar que fue el legislador, y no el regulador, quien determinó que al poner en práctica el régimen tarifario se adoptarán medidas para asignar recursos a “fondos de solidaridad y redistribución”. De otra parte, del Artículo 87.3 de la Ley 142 de 1994 se deduce que el criterio de solidaridad y redistribución está relacionado con los subsidios y contribuciones administrados a través de los fondos de solidaridad y redistribución de ingresos. A través de dichos fondos se da cumplimiento al esquema de subsidios y contribuciones de que trata la misma Ley. Así, es imprecisa la anotación del recurrente en el sentido de que la Comisión debe aplicar dicho criterio en el cálculo tarifario de un Agente en particular.

Con relación a la afirmación de los recurrentes en el sentido de que la Comisión decidió modificar la señal actualmente vigente, se debe tener en cuenta que el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años y que la Comisión fija nuevas fórmulas vencido dicho término. Mediante la Resolución CREG-057 de 1996 se establecieron, entre otros aspectos, los cargos regulados para el sistema de transporte que actualmente es propiedad de ECOGAS. El esquema de dichos cargos se basa fundamentalmente en cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, más algunas estampillas que remuneran una parte de la inversión y los gastos de administración, medición y compresión.

Mediante la Resolución CREG-001 de 2000 la Comisión estableció los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Esta metodología de carácter general, impersonal y abstracto, 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). Así mismo, la metodología es flexible en cuanto a la agrupación de gasoductos para efectos tarifarios y en la determinación de los cargos fijos y variables regulados por parte de los Agentes. En primera instancia el Transportador propone a la Comisión la agrupación de gasoductos que considere adecuada según su mercado. No obstante, con el propósito de preservar la señal de distancia establecida en la Resolución CREG-057 de 1996, en el numeral 6.2 de la Resolución CREG-001 de 2000 se estableció:

“Los gasoductos comprendidos entre los Puntos de Entrada de Ballena y El Porvenir serán regulados mediante cargos por distancia calculados con base en la metodología general y criterios generales establecidos en los Art. 3, 4 y 5 de la presente Resolución. Con base en lo anterior, se establecerán cargos independientes de transporte para los siguientes gasoductos:

a) Ballena –Barranca
b) Barranca-Sebastopol
c) Sebastopol-Vasconia
d) Vasconia-La Belleza
e) La Belleza-El Porvenir”

De lo anterior se deduce que en la nueva metodología (Resolución CREG-001 de 2000) se mantiene la señal de distancia considerada en el anterior período tarifario y, se incorporan algunos mecanismos que permiten mayor flexibilidad a los Agentes (Remitentes y Transportador) al momento de determinar los cargos a aplicar. Así, es imprecisa la afirmación del recurrente en el sentido de que se están modificando sustancialmente las reglas de juego con respecto al transporte de gas.

De otra parte, la Resolución CREG-013 de 2003 es el resultado de aplicar la metodología de carácter general establecida mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y algunos criterios de eficiencia particulares para ECOGAS dada la situación particular de dicha empresa en el mercado, en concordancia con lo establecido en el numeral 74.1 de la Ley 142 de 1994. Así, la Resolución CREG-013 de 2003 presenta un esquema de cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, un cargo fijo para remunerar los gastos de AOM y dos tarifas estampillas que remuneran parte de la inversión.

Cabe anotar que los incrementos tarifarios de la Resolución CREG-013 con respecto a los cargos dispuestos en la Resolución CREG-057 de 1996 se debe fundamentalmente a:

1. Reducción en la demanda: la demanda en el actual período tarifario, para varios gasoductos del sistema de ECOGAS, es inferior a aquella considerada en la Resolución CREG-057 de 1996. Es decir, las expectativas de consumo de gas que se tenían para el interior del país no se cumplieron totalmente, especialmente para el sector industrial y termoeléctrico.

2. Incremento en la Inversión: La inversión considerada en la Resolución CREG-057 de 1996 correspondió a cifras estimadas ya que en su momento la mayoría de los gasoductos de ECOGAS estaban en proceso de construcción o contratación. Acorde con los criterios de Ley, es necesario reconocer al transportador los costos eficientes en la prestación del servicio, como en efecto se adoptó mediante la Resolución CREG-013 de 2003.

Con relación a las estampillas los recurrentes manifiestan que dichas estampillas castigan a los usuarios residenciales de estratos bajos, en beneficio de los industriales que se ubican al final del gasoducto. Así mismo, en cuadros anexos a los respectivos recursos los recurrentes presentan cifras indicando que el incremento, por concepto de transporte de gas, para los usuarios de las poblaciones antes mencionadas oscilan entre el 282% y el 627%. Sobre lo anterior se precisa lo siguiente:

1. Las estampillas no se establecieron con el propósito de beneficiar a usuarios industriales en detrimento de usuarios residenciales. Tal como se anota en el documento CREG-014 de 2003, la agrupación de gasoductos y la estructura tarifaria aprobada tiene como propósito contribuir a que se presenten las menores variaciones tarifarias para todos los usuarios del Sistema de Transporte de ECOGAS.

2. El Artículo 7 de la Resolución CREG-085 de 2000, mediante la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000, se establece la aplicación de cargos de paso para los tramos de gasoductos comprendidos entre Ballena y El Porvenir. Es decir, a la extracción en un punto intermedio de cualquier tramo se le aplican los cargos del tramo total. Dicha disposición tiene origen en la necesidad de remunerar la totalidad de la inversión en un tramo y no una parte proporcional del mismo.

3. La tarifa vigente aplicable al tramo Ballena – Barranca, según lo establecido en la Resolución CREG-057 de 1996 y asumiendo un factor de carga uno (1), es de 0.856 USD/KPC. La tarifa aprobada en la Resolución CREG-013 de 2003 para el mismo tramo, y considerando un factor de carga uno (1) y la pareja de cargos 50% Fijo y 50% Variable, es de 0.865 USD/KPC (USD de Dic. de 2002). Así, el incremento tarifario en dicho tramo es del 2% con respecto a los cargos vigentes. Las anteriores cifras cambian ligeramente si se cambia la pareja de cargos siendo el cargo 100% Variable el más desfavorable, pero en todo caso no se presentaría un incremento superior al 15% para el tramo en cuestión.

4. La fórmula tarifaria aplicable a los usuarios regulados (lo cual incluye los usuarios residenciales), y definida tanto en la Resolución CREG-057 de 1996 como en la Resolución CREG-011 de 2003, establece que el cargo por transporte corresponde al costo promedio máximo unitario de transporte de gas. A su vez, el costo promedio máximo unitario de transporte es el cociente entre el costo total de transporte sobre el volumen transportado para el respectivo mercado de Comercialización. Es decir, el costo del transporte para los usuarios finales regulados no se establece por población o municipio sino por mercado que puede estar integrado por varios municipios. Por tanto, la estimación de incremento tarifario (282%-627%) presentada por los recurrentes es inexacta; la estimación debe realizarse teniendo en cuenta el mercado de comercialización al cual pertenece la respectiva población.

ii Indebida motivación al no aceptar la petición de ECOGAS de prorrogar la tarifa actualmente vigente

Manifiestan los recurrentes (cursiva):

“De la lectura del Documento 014 de 2003, queda claro que ECOGAS, consciente de los efectos nocivos que tendría una modificación en la tarifa de transporte, solicitó a la CREG la prórroga de la tarifa, actualizada, por cinco años más, de manera tal que se mantuviese la señal económica.

La CREG, según se desprende del mismo documento, desechó la propuesta, fundamentalmente por aspectos legales que no compartimos por la siguiente razón:

Es evidente que detrás del concepto de fijación de la tarifa de servicios públicos, se encuentra un interés por parte del Estado, de proteger lo que podría llamarse, un bien jurídicamente tutelado, que es precisamente el interés de los usuarios.

Sin duda es válido afirmar que está dentro del mejor interés de los usuarios, mantener empresas viables y sanas financieramente, aspecto que sin duda se logra reconociendo los costos dentro de la tarifa.

Pero el interés del Estado de alguna manera se pierde, cuando el prestador del servicio renuncia al mismo de manera temporal, como lo está haciendo ECOGAS; es decir, la CREG no podría de modo alguno rechazar la propuesta de ECOGAS, se demuestra, como aparentemente se concluye del alza tarifaria, que el interés legal protegido – el bienestar usuarios – se encuentra garantizado.

El regulador deber ser consciente que la petición de ECOGAS, no es ni mucho menos una decisión que busque regalar los recursos de la empresa, ni mucho menos, garantizar su camino a la quiebra; de los estados financieros reportados, es evidente que ECOGAS viene en una franca mejoría, derivada toda de ingresos operacionales, que incluso le han permitido hacer prepagos a la deuda que sostiene con ECOPETROL.

Si ECOGAS continúa con una política de penetración agresiva, permitiría que los gasoductos de su propiedad, tengan una mayor demanda, y de alguna manera, mejorar los ingresos obtenidos.

El mantenimiento de la señal económica en ese sentido, es una parte fundamental de la regulación económica, la cual, dicho sea de paso, no puede limitar el derecho que le asiste a ECOGAS a renunciar a una tarifa mayor.”

Como se indicó anteriormente el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años y que la Comisión fija nuevas fórmulas vencido dicho término. Mediante la Resolución CREG-001 de 2000 la Comisión estableció los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Conviene dejar claro que en la Ley, y por tanto en la metodología de la Resolución CREG-001 de 2000, no se estipula la posibilidad de prorrogar tarifas si el Transportador lo solicita. Así, a través de la metodología se debe precisar la información que debe reportar cada Transportador para efectos de calcular las nuevas tarifas acorde con los lineamientos generales de Ley. Para el caso específico de ECOGAS, la empresa solicitó prórroga de tarifas con posterioridad a su solicitud tarifaria donde presentó la información requerida por la metodología para el cálculo tarifario. Los análisis jurídicos al interior de la Comisión, y conceptos legales externos, ratifican el hecho de que al aceptar la solicitud de ECOGAS se estarían incumpliendo los preceptos legales relacionados con tarifas.

De lo anterior se puede concluir que la Comisión no establece cargos con base en las pretensiones económicas de un Agente. Los cargos se establecen con base en los criterios tarifarios de Ley, los cuales se desarrollan en metodologías de carácter general, impersonal y abstracto. Como se ha indicado en este texto, los criterios de Ley se fundamentan en principios económicos que, para el caso particular de los monopolios naturales, establecen el reconocimiento de costos eficientes a través de cargos regulados. De otra parte, la metodología adoptada por la Comisión para remunerar la actividad de transporte de gas natural corresponde a “Precios Máximos”. Así, el Agente puede establecer descuentos en las tarifas que aplique a sus usuarios porque lo considera estratégico en su negocio. De esta forma si el interés de la Nación, como propietario de un transportador de naturaleza pública, es reducir los costos de la prestación del servicio, es el mismo propietario de manera soberana y no el regulador quien puede reducir dichos costos. Como se ha manifestado anteriormente, la metodología adoptada permite a la empresa reducir los cargos máximos de prestación del servicio, lo que no permite ni la regulación ni la Ley es que el regulador se arrogue una facultad que no le corresponde.

En relación con la afirmación de los recurrentes en el sentido de que ECOGAS solicitó mantener la tarifa vigente, es necesario precisar que si bien la propuesta planteada en alguna oportunidad por el prestador del servicio no fue considerada jurídicamente viable, como se anota en los considerandos de la Resolución CREG-013 de 2003, el prestador del servicio, una vez expedida la resolución mencionada, no formuló solicitud alguna en tal sentido.

Por las razones expuestas anteriormente no se aceptan las pretensiones presentadas por los recurrentes.

2.2.2 GAS NATURAL S.A. E.S.P.

El recurrente solicita modificar parcialmente la Resolución CREG-013 de 2003 con fundamento en las siguientes razones de hecho y de derecho (cursiva):

“En el documento CREG-014 de 2003 –que sirve de base a la Resolución impugnada- se deja constancia de la preocupación que genera el hecho de que se produzcan cambios tarifarios bruscos para la mayoría de los gasoductos del Sistema de Transporte de Ecogas, para evitarlos, la Comisión tiene en cuenta dos criterios de eficiencia específicos que consideran situaciones particulares de Ecogas para sustraerse de la aplicación de la metodología general establecida en la Resolución CREG 001 de 2000 y sus resoluciones modificatorias.

En ese sentido, en el artículo 2o de la Resolución 013 de 2003 la CREG establece los siguientes criterios de eficiencia particulares para valorar la eficiencia de la inversión y el uso de los gasoductos del Sistema de Transporte de Ecogas: (i) asumir el costo promedio unitario de los gasoductos construidos en el país sobre topografías montañosas para valorar eficientemente la inversión relativa al gasoducto Mariquita – Cali; y, (ii) adoptar la Capacidad Máxima Potencial y no la Capacidad Máxima de Mediano Plazo para evaluar eficientemente el uso de los gasoductos.

No obstante lo anterior, existen otras decisiones contenidas en la Resolución CREG 013 de 2003 que no reflejan la misma preocupación y, que por el contrario, incrementan de manera injustificada los costos de transporte de gas a través del Sistema de Ecogas, tales como el reconocimiento de los costos de AOM; y, la aplicación del cargo “estampilla ramales”, los cuales, pasan a analizarse.

1. Gastos de AOM

Sobre el particular cabe señalar que, en el caso de las empresas transportadoras a las que la CREG les ha fijado los cargos regulados con base en la metodología establecida en la Resolución 01 de 2000 y sus modificaciones, se ha reconocido como gastos de AO&M unos valores que oscilan entre el dos punto uno por ciento (2.1%) y el cuatro punto dos por ciento (4.2%) del valor de la inversión correspondiente, lo que no es aparentemente coherente con la asignación realizada al Sistema de Transporte de Ecogas, que como se observa en las siguientes Tablas llega al siete punto cinco por ciento (7.5%) de la inversión total.

...

Estos indicadores reflejan que los gastos de AOM aprobados a Ecogás son sustancialmente superiores a los asignados a las demás empresas transportadoras, sin embargo, no se cuenta con los elementos de juicio suficientes para determinar si la metodología de estimación de frontera de eficiencia fue aplicada correctamente por cuanto el documento CREG-032 de 2001, al que remite el numeral 3.4 del Documento CREG-014 de 2003, no fue publicado en el Diario Oficial no se encuentra disponible en la página de internet de la CREG. A contrario sensu, el porcentaje de gastos de AO&M crece con la longitud de las redes mientras que debería disminuir por efectos de economías de escala.”

En primer lugar es necesario anotar que el Documento CREG-032 de 2001, y en general los documentos realizados por la Comisión, no ha sido publicado en el Diario Oficial porque el mismo no corresponde a un acto administrativo que requiera publicación o notificación en los términos que establece la Ley para los actos administrativos. El mencionado documento hace parte de los elementos considerados por la Comisión para la toma de decisiones relacionadas con cargos de transporte de gas. Cabe anotar que dicho documento hace parte del expediente relacionado con los recursos interpuestos contra la Resolución CREG 013 de 2003 y, el expediente ha estado disponible en la Comisión para todos los interesados tal como lo establece la legislación pertinente.

De otra parte, el ajuste que se realizó en los criterios de eficiencia en la inversión y la Capacidad Máxima de los gasoductos del Sistema de Transporte de ECOGAS está plenamente justificado en la parte considerativa de la Resolución CREG-013 de 2003. Así mismo, en la Resolución CREG-013 de 2003 se indica que en los demás aspectos, la eficiencia de los gasoductos del Sistema de Transporte de ECOGAS se evalúa conforme a las reglas establecidas en la Resolución CREG-001 de 2000. Para el caso particular de los gastos de AOM la Resolución CREG-001 de 2000 establece que la eficiencia en los gastos de AOM se evalúa con la metodología de “Análisis Envolvente de Datos - DEA” como se describe en el anexo 2 de la misma Resolución. En el documento CREG-032 de 2001 se presentan los resultados de aplicar la metodología DEA a las empresas transportadoras de gas en Colombia. De los resultados obtenidos al aplicar el DEA, y con base en la inversión reconocida mediante la Resolución CREG-013 de 2003, se tiene que los gastos de AOM reconocidos para el Sistema de Transporte de ECOGAS oscilan entre 4% y 7.5% de la inversión según el año del Horizonte de Proyección que se considere. Dichas cifras están dentro de los gastos de AOM estándar a nivel nacional e internacional para empresas de transporte de gas, según la información disponible en la Comisión en su momento (Documento CREG-134 de 2000). Por tanto, se considera que no hay ninguna razón debidamente fundamentada por parte del recurrente para modificar las cifras aprobadas a ECOGAS.

“2. Aplicación del cargo estampilla ramales”

El recurrente anota (cursiva):

“El artículo 8 de la Resolución recurrida establece que:

...

En consecuencia, esta resolución establece que los clientes de Bogotá y otras ciudades del país deben asumir los costos de la infraestructura de transporte, entre otras las que se describen a continuación:

· Ramales que se derivan de STTs y SRTs

· Ramal Galán – Termobarranca

· Ramal Yariguíes – Puentesogamoso

· Ramal Yariguíes – Puerto Wilches

· Ramal Z Ind Cantagallo – Cantagallo

· Ramal Z Ind Cantagallo – San Pablo

· Ramal Galán – Casabe – Yondó

· Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar

· Ramal a San Vicente de Chucurí

El numeral 87.1 de la Ley 142 de 1994 establece:

'87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste'.

Lo dispuesto en el Art. 8 de la Resolución CREG 013 de marzo 4 de 2003, desconoce el principio de eficiencia económica, pues si bien la única forma de hacer sostenible en el tiempo un esquema solidario en las fórmulas tarifarias definidas por las Comisiones de Regulación, es garantizando la eficiencia económica y la suficiencia financiera de las empresas prestadoras de dichos servicios, debe entenderse la suficiencia financiera como el cubrimiento de costos eficientes. Así, en la medida en que haya mayor eficiencia los costos de prestación del servicio serán menores y los usuarios se verán beneficiados con menores tarifas.

El régimen tarifario debe tener en cuenta los criterios establecidos en la legislación vigente, con lo cual se garantiza un sistema tarifario justo acorde con la Constitución Nacional en cumplimiento con los fines estatales de bienestar general y mejoramiento de calidad de vida de la población en general.

Por lo anterior, de conformidad con lo expuesto no es jurídicamente viable reconocer esta inversión en la tarifa correspondiente, cargándola a los usuarios que no la utilizan y en consecuencia, se debe aplicar para cada ramal los principios de eficiencia establecidos en las resoluciones CREG 01, 84 y 85 de 2000, y las resoluciones CREG 07 y 08 de 2001.”

En el Artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994 se estipula claramente que “el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo” (subraya fuera de texto). Es decir, la Ley no estipula que las tarifas deban reflejar en un 100% lo que serían los precios de un mercado competitivo, y no sería realizable, desde el punto de vista de las posibilidades reales del ejercicio regulatorio, definir el costo que impone cada elemento de una red de transporte. De hecho, las tarifas reguladas en determinada actividad económica se justifican por la presencia de situaciones monopólicas en la respectiva actividad (comillas):

“una de las características de un monopolio es la de presentar costos medios decrecientes y superiores a los costos marginales en un amplio rango de producción. Así mismo, la literatura sobre el tema establece que en general la infraestructura de redes para prestación de servicios públicos constituye un monopolio natural que es necesario regular para garantizar la sostenibilidad en la producción del respectivo servicio. Esto quiere decir que la mejor alternativa para el usuario, desde el punto de vista económico, es la existencia de una sola infraestructura (monopolio) para la producción de los respectivos servicios. De otra parte, el precio que garantiza la eficiencia económica en un mercado competitivo, en el cual se cumplan todos los supuestos de competencia perfecta, es aquel igual al costo marginal. Si para el monopolio natural se establece un precio igual al costo marginal, y la producción del respectivo servicio presenta costos medios decrecientes, se estaría ocasionando pérdidas al monopolio haciendo imposible la supervivencia del mismo y por tanto comprometiendo la prestación del respectivo servicio. En tal caso la función del regulador es establecer unos precios que cubran los costos eficientes del monopolio, aunque resulten superiores al costo marginal. En términos económicos significa maximizar el excedente del consumidor sujeto a la restricción de evitar las pérdidas en las empresas reguladas, cuando los costos medios son superiores al costo marginal.”

Como se ha indicado, la premisa fundamental de un mercado competitivo, en el cual se cumplan todos los supuestos de competencia perfecta, es que el precio es igual al costo marginal. Esto quiere decir que cada usuario del respectivo bien o servicio paga lo que cuesta producir el respectivo bien o servicio. Aplicando el anterior concepto al caso de la actividad monopólica del transporte de gas, implicaría que cada usuario debería pagar el costo que le impone a la red de tal forma que habrían tantas tarifas como usuarios haya del servicio ya que todos los usuarios no se conectan al mismo Punto de Salida, con el agravante de no remunerar la totalidad del costo eficiente de la red dada su naturaleza monopólica. Así, una aproximación al concepto de eficiencia económica aplicado al caso del transporte de gas, y acorde con lo establecido en la Ley, es reconocer vía cargos regulados el costo medio eficiente de dicha red estableciendo señal de distancia para reflejar de una mejor manera los costos que un grupo de usuarios le impone a la red o al sistema.

La señal de distancia es una de las características fundamentales de la metodología establecida en la Resolución CREG-001 de 2000, y por tanto del esquema tarifario adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003. De hecho, las estampillas establecidas en la Resolución CREG-013 de 2003 se estructuraron de tal forma que se remuneren los costos eficientes del Transportador sin comprometer la señal de distancia, tal como se estipula en el numeral 4.2 del Documento CREG-014 de 2003.

Por la razones expuestas la Comisión considera que el esquema tarifario adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003 está enmarcado dentro de los lineamientos legales aplicables al régimen tarifario. Por tanto, los argumentos del recurrente no constituyen una razón válida que permitan modificar el esquema tarifario mencionado.

Cabe mencionar que mediante comunicación radicada internamente bajo el número E-2003-009430 el recurrente presentó a la CREG la siguiente solicitud: “mantener –al momento de decidir el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG-013 de 2003 - la posición asumida por esa Comisión en la Resolución 089 del 11 de septiembre de 2003, al resolver el recurso formulado por Gasoducto del Tolima S.A. E.S.P.” El recurrente basa su solicitud en los siguientes apartes de la Resolución CREG-089 de 2003:

“En cuanto a la decisión de la Comisión de fijar cargos independientes por cada tramo del Sistema de Transporte de GASODUCTO DEL TOLIMA, es importante resaltar que la metodología para el cálculo de los cargos de transporte se fundamenta en cargos por distancia o de paso (Resolución CREG-001 de 2000). Este aparte metodológico tiene como propósito que el usuario pague el costo de la infraestructura que efectivamente se utiliza en la prestación del servicio, de esta manera se refleja el costo económico real que se causa, lo cual guarda armonía con lo dispuesto por el principio de eficiencia económica (Artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994). Este principio, en términos generales, dictamina que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo.

De esta manera, con el fin de garantizar que un usuario pague el costo económico, se calculan cargos regulados para cada tramo en función de la distancia a contratar, de tal forma que, la tarifa aplicable a cada usuario sea el resultado de sumar los cargos regulados de los tramos que efectivamente se utilizan.

En este sentido, no es aceptable calcular un cargo de transporte unificado para el sistema de transporte de GASODUCTO DEL TOLIMA, conformado por tramos de gasoductos que no están conectados entre sí. La aplicación de un cargo único para dicho sistema de transporte, llevaría a unos usuarios a asumir costos de una infraestructura que no utilizan, pudiéndose configurar un esquema de subsidios cruzados, cuya asignación no se encuentra dentro de las competencias asignadas al regulador y, en concordancia con ello, este es un asunto no contemplado con la metodología establecida en la Resolución CREG 001 de 2000.”

Sobre lo anterior es necesario precisar:

1. Señal de Distancia: La señal de distancia implícita en la metodología general adoptada mediante la Resolución CREG-001 de 2000 es una aproximación de lo que sería un mercado competitivo donde los precios reflejan los costos. Dada la naturaleza monopólica de las redes de transporte de gas, no es posible tener precios de mercado competitivo en dicho servicio. Tampoco es práctico establecer cargos para cada uno de los puntos de salida de un tramo de gasoducto de tal forma que se establece un cargo para todo el tramo, como se adoptó en la metodología general (Res. CREG-001 de 2000).  

2. Sistema de Transporte de Gasoducto del Tolima S.A. E.S.P.: El Sistema de Transporte de Gasoducto del Tolima S.A. E.S.P. está conformado por dos gasoductos independientes que al estampillarlos para efectos tarifarios se estaría comprometiendo totalmente la señal de distancia estipulada en la metodología general. La empresa solicitó cargo unificado para su Sistema de Transporte.

3. Sistema de Transporte de ECOGAS: El Sistema de Transporte de ECOGAS es extenso y permite establecer agrupaciones de gasoductos sin comprometer la señal de distancia estipulada en la metodología general (Res. CREG-001 de 2000), como en efecto se adoptó mediante la Resolución CREG-013 de 2003.

De lo anterior se tiene que los Sistemas de Transporte de ECOGAS y Gasoducto del Tolima S.A. E.S.P. difieren sustancialmente en su topología y por consiguiente en la estructura tarifaria obtenida de aplicar la metodología tarifaria. Así mismo, en ambos casos se mantiene la señal de distancia estipulada en la metodología tarifaria.

2.2.3 PETROTESTING COLOMBIA S.A.

El recurrente manifiesta los siguientes argumentos (cursiva):

“1. Omisión del gasoducto Montañuelo–Gualanday

Mediante esta resolución se aprueban los Cargos Regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural, que se efectúa a través de los gasoductos del Sistema de Transporte de Gas de Ecogas, para efectos de lo cual en el artículo 3o se clasifican los gasoductos en principales y ramales.

En la categoría de principales se encuentra el gasoducto Mariquita Gualanday, dentro del cual se incluye, como lo advierte la propia resolución, el gasoducto Montañuelo Gualanday.

El artículo 8o al establecer los cargos fijos y variables para la remuneración de los costos de inversión, al igual que el artículo 9o para los cargos fijos para la remuneración de los gastos de AO&M, se refieren específicamente al gasoducto Mariquita Gualanday, sin tener en cuenta que el gasoducto Montañuelo Gualanday se ocupa en operaciones de transporte específicas para el mismo, como ocurre con el contrato de transporte de gas natural No. STF-07-096 vigente entre Petrotesting y Ecogas.

Determinar unas tarifas para un gasoducto de mayor extensión del cual forma parte el gasoducto Montañuelo Gualanday, no sólo desconoce el propósito de la Resolución impugnada de fijar tarifas para cada uno de los gasoductos que hacen parte del Sistema de Transporte de Ecogas, sino que afecta de manera desproporcionada el transporte que se efectúa a través de este trayecto.

Lo anterior conduce a fijar una carga económica no sólo excesiva frente al costo que se encuentra vigente sino desigual para los remitentes que utilicen el gasoducto Montañuelo Gualanday, con respecto a quienes utilicen el gasoducto Mariquita Gualanday.

En nuestro concepto, la anterior circunstancia no sólo lesiona la situación financiera de mi representada en su condición de remitente del gasoducto Montañuelo Gualanday, sino que le afecta su derecho a la igualdad respecto de otros remitentes y afecta negociaciones en curso en las cuales nuestro compromiso es el de entregar el gas en la estación de Gualanday.”

2. Desestímulo a la actividad exploratoria

En adición a lo anterior, las tarifas introducidas por esa Resolución pueden tener un impacto significativo en las inversiones exploratorias que se pueden adelantar en el área de influencia del gasoducto Montañuelo – Gualanday.

En efecto, unos costos como los contenidos en la Resolución representan un claro desestímulo para la actividad exploratoria, por cuanto a los ya importantes costos exploratorios se adicionarán ahora los costos de transportar el potencial gas que se pueda encontrar en el área.

Lo anterior en un momento dado se puede traducir en afectar la oferta energética en la zona, contrariando con ello el propósito del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, según el cual se le atribuye a la CREG la función de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, para lo cual podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.”

En primer lugar es pertinente aclarar que de acuerdo con la metodología general establecida mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado, los contratos de transporte de gas son tenidos en cuenta por la Comisión para efectos de confrontar, si es del caso, la información de demandas reportadas por el Transportador. Lo anterior se establece en el Artículo 9 de la Resolución CREG-085 de 2000, por la cual se modifica el Artículo 4 de la Resolución CREG-001 de 2000. Así, no se estipula en la metodología general que los contratos de transporte de gas sean tenidos en cuenta para efectos de establecer la agrupación de gasoductos o esquema tarifario.

Argumenta el recurrente que al incluir el gasoducto Montañuelo – Gualanday dentro del tramo Mariquita – Gualanday se desconoce el propósito de la Resolución impugnada de fijar tarifas para cada uno de los gasoductos que hacen parte del Sistema de Transporte de ECOGAS y, se afecta de manera desproporcionada el transporte que se efectúa a través de este trayecto. De conformidad con lo dispuesto por la metodología de la Resolución CREG-001 de 2000, y como se ha mencionado en este escrito, el Transportador es quien propone en primera instancia la agrupación de gasoductos para efectos tarifarios. En su solicitud tarifaria original (febrero de 2000) ECOGAS agrupó las inversiones del gasoducto Montañuelo – Gualanday con las inversiones del tramo Mariquita – Neiva. Posteriormente la empresa reportó información complementaria a su solicitud tarifaria donde presentó el gasoducto Montañuelo – Gualanday como un tramo independiente para efectos tarifario. En la Resolución CREG-013 de 2003 la Comisión incluyó el gasoducto Montañuelo – Gualanday dentro del tramo Mariquita – Gualanday considerando que: i) según información disponible en la Comisión, gran parte del gas de Montañuelo utiliza el gasoducto Gualanday – Mariquita para su evacuación y; ii) la corta longitud del gasoducto Montañuelo –Gualanday con respecto al tramo Gualanday – Mariquita.

Del escrito presentado por el recurrente se entiende que éste asume que el remitente del tramo Montañuelo – Gualanday debe asumir el cargo total del tramo Mariquita – Gualanday cuando el gas abandona el Sistema de Transporte de ECOGAS en un sitio aguas abajo de Gualanday (e.g. en las poblaciones de Lérida o Líbano en el Tolima). Lo anterior es un caso donde hay por lo menos dos remitentes para el mismo volumen de gas en un tramo de gasoducto de un Transportador. Es decir, un remitente hasta Gualanday y otro desde Gualanday hasta donde el gas abandona el Sistema de Transporte de ECOGAS (e.g. city gate de Lérida). De acuerdo con el esquema tarifario adoptado en la Resolución CREG-013 de 2003, ECOGAS puede recibir, como máximo, los ingresos generados por los cargos aprobados para el respectivo tramo más los cargos estampilla, acorde con el volumen contratado y transportado por el respectivo tramo. Así, independiente del número de remitentes que pueda tener un KPC o un KPCD de gas dentro del mismo tramo de gasoducto, los cargos se imputan al gas transportado o contratado en el tramo total. Lo anterior implica que los remitentes que utilicen el gasoducto para transportar o contratar el mismo gas, deben asumir los cargos del respectivo tramo de gasoducto. La Resolución CREG-013 de 2003 no especifica cómo se deberían distribuir el cargo entre los diferentes Remitentes. Adicionalmente, el esquema adoptado supone que en general hay un solo remitente para el mismo gas por un tramo de gasoducto.

Lo anterior sugiere que, para el caso específico del gasoducto Montañuelo – Gualanday, se puede presentar confusión con respecto a la aplicación de los cargos regulados. De otra parte, al incluir el tramo Montañuelo – Gualanday dentro del tramo Mariquita – Gualanday se desfavorece la señal de distancia para el gas de Montañuelo que pueda ser transportado hacia Neiva. Es decir, el gas de Montañuelo que fluya hacia Neiva tendría que asumir el cargo de transporte del tramo Mariquita – Gualanday aún sin utilizar dicho tramo completamente. Bajo estas consideraciones, y con el fin de hacer más explícita la aplicación de cargos, se considera adecuada la solicitud del recurrente en el sentido de establecer cargos independientes para el gasoducto Montañuelo – Gualanday. En tal sentido se procede de la siguiente manera para establecer los cargos regulados del gasoducto Montañuelo – Gualanday:

· Inversión: Se considera la inversión total (USD 2,403,784 de Dic. 2002) y el programa de nuevas inversiones para el gasoducto Montañuelo – Gualanday aprobado mediante la Resolución CREG-013, la cual fue incluida en el tramo Mariquita – Gualanday. Téngase en cuenta que la inversión a considerar para el cálculo tarifario corresponde al 90% de la inversión total ya que el 10% se remunera a través de la estampilla de principales como fue adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003.

· Demandas: Se considera la demanda de volumen acorde con las expectativas de producción del campo de Montañuelo según reporte de ECOPETROL (Radicación CREG No. E-2003-7113). Para la demanda esperada de capacidad se considera lo reportado por ECOGAS en su solicitud tarifaria. Dentro del volumen a transportar se considera la expectativa de demanda en la población de San Luis aledaña al gasoducto en cuestión. La utilización del gasoducto se evalúa a partir de la demanda máxima potencial reportada por ECOGAS (21.7 MPCD), según comunicación con radicación CREG-4123 de 2002.

· Gastos de AOM: Se consideran los gastos de AOM aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003. Debe tenerse en cuenta que los gastos de AOM considerados corresponden al 90% del total ya que el 10% restante se remunera a través de la estampilla de principales.

A partir de lo anterior se obtienen los cargos regulados para remunerar el 90% de la inversión y gastos de AOM del gasoducto Montañuelo – Gualanday que se adoptan mediante la presente Resolución.

Debe tenerse en cuenta que lo anterior implica una disminución de los cargos del tramo Mariquita – Gualanday proporcional a la inversión y gastos de AOM correspondientes al gasoducto Montañuelo – Gualanday.

2.2.4 ECOGAS  

El recurrente hace la siguiente petición a la Comisión (cursiva):

“Que se modifique la Resolución CREG-013 de 4 de marzo de 2003 en el sentido de acatar las disposiciones de la Resolución 001 de 2000 relacionadas con la determinación de los activos, inversiones y gastos de AO&M existente para los Gasoductos y que se tenga en cuenta la propuesta realizada por ecogás.”

El recurrente presenta los siguientes fundamentos para su petición (cursiva):

“Que mediante la Resolución No. 013 del 4 de marzo de 2003 se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de ecogás.

Que el día 25 de marzo de 2003 fui notificado de la anterior resolución.

Que en la misma la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG aprobó unos valores de activos, inversiones y gastos de AO&M para ecogás diferentes a los propuestos principalmente en lo relacionado con los gasoductos BOMT's.

Los valores presentados por ecogás se ciñen a lo establecido en la Resolución 001 de 2000 y las que posteriormente la modificaron.

Por lo cual consideramos que la Comisión de Regulación en la Resolución CREG-013 no observó lo establecido en el numeral 3.2.1.1. de la Resolución CREG-001 de 2000 que establece lo siguiente:

....”

En su fundamentación el recurrente anota que la Comisión no reconoció los valores de inversión y gastos de AO&M propuestos por ECOGAS a la Comisión. Sobre el particular se precisa que la metodología general adoptada mediante la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y complementado, establece los criterios de eficiencia a aplicar a la información reportada por cada Agente. Lo anterior en concordancia con los lineamientos tarifarios generales establecidos en la Ley 142 de 1994. En particular, se establece que como máximo se reconocerán los gastos de AO&M que se determinen con base en la metodología de estimación de frontera de eficiencia, descrita en el Anexo 2 de la Resolución CREG-001 de 2000. Así, no necesariamente la Comisión reconoce vía tarifas todos los gastos e inversiones que reporte el respectivo Agente; la Comisión reconoce las inversiones y gastos que se consideren eficientes tal como lo establecen los lineamientos generales de la Ley 142 de 1994. De otra parte, la propuesta tarifaria o la información reportada por el Agente es el punto de partida para realizar la evaluación de eficiencia. En conclusión, el recurrente parte de una premisa falsa en el sentido de que la Comisión no tuvo en cuenta la propuesta de ECOGAS y que la Comisión tiene que reconocer toda la inversión y gastos solicitados por la empresa.

Con relación a los gasoductos BOMTs la Comisión considera que en la Resolución CREG-013 se dio estricto cumplimiento a lo establecido en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000. Los detalles de la aplicación de dicha disposición regulatoria se describen en los numerales 3.1.1.1 y 3.4.2 del documento CREG-014 de 2003.

2.2.5 MERILÉCTRICA E.S.P.  

A continuación se analizan los argumentos de hecho y de derecho, que se consideran relevantes, presentados por el recurrente (cursiva). Lo anterior no implica que no se hayan considerado la totalidad de los argumentos presentados por el recurrente:

Argumentos de la Comisión frente a los argumentos de hecho del recurrente

Anota el recurrente:

“Debe resaltarse en primer lugar, que MERILECTRICA, como proyecto de generación eléctrico, fue concebido dentro de una racionalidad que tuvo en cuenta la existencia de un gasoducto de transporte, las ofertas que realizó el transportador a MERILECTRICA, así como las ofertas de gas que el productor estatal hizo de un hidrocarburo que jamás entró al Sistema Nacional de Transporte.

De la misma forma MERILECTRICA evaluó las condiciones con las que el Estado construyó dicha infraestructura, con sus recursos y bajo su riesgo, dentro de una política de largo plazo y consideró primordialmente los criterios financieros y regulatorios, bajo la firme creencia que éstos eran estables, serios y de largo plazo.

Así, el proyecto Termomeriléctrica se comenzó a analizar durante el año 1995 y primeros de 1996.

Por estar Barrancabermeja ubicado muy cerca del nodo inicial para efectos del cobro de transporte en el gasoducto Centro-Oriente, se decidió instalar la planta en Barrancabermeja, una ciudad con grandes conflictos internos, lo que incrementó los costos de seguridad durante la construcción y la operación los cuales eran compensados por los ahorros obtenidos en el transporte de gas y por la ventaja competitiva que se obtenía sobre las otras plantas térmicas que se planeaba se ubicarían a lo largo del gasoducto del interior.

...

Además de todos los cambios en los costos de transporte que se tuvieron durante estos años y que cambiaron considerablemente las expectativas del proyecto, ahora la resolución CREG 013 de 2003 introduce un nuevo elemento que cambia radicalmente la estructura de cobro del transporte en el interior del país, eliminando así la señal de distancia con la cual se instalaron los proyectos de generación, especialmente MERILECTRICA.

Con esta nueva resolución, las expectativas de costos de la empresa cambian radicalmente, con lo cual nuestros costos para el primer año de vigencia de la resolución ascenderían a U$3'135.686 en el caso en que sea MERILECTRICA quien deba asumir las Estampillas o a U$1'008.474 en caso de que sea ECOPETROL quien las asuma, representando un aumento del 843% o del 203% respectivamente, comparados con los cargos actuales bajo la resolución CREG-057/96, o del 3672% o del 1.113% con respecto a los U$83.123 que esperábamos pagar inicialmente.  

Es claro además que la formulación de los cargos y los cambios drásticos de las señales de distancia, introducidas en la Resolución CREG-013 de 2003 eliminan las ventajas competitivas obtenidas por la ubicación de nuestra planta muy cerca del nodo inicial del sistema; lo anterior es el resultado de la introducción de las estampillas que buscan repartir ciertas inversiones en la misma forma para todos los agentes, independiente de su localización. Este cambio perjudica además las expectativas de ingresos en el futuro, ya que nos disminuye la competitividad en temas como el Cargo por Capacidad y el despacho por mérito eléctrico, que con toda seguridad implicarán un altísimo costo para nuestra empresa, complicando así mucho más una situación ya, de por sí, delicada.”

El recurrente argumenta que la Resolución CREG-013 de 2003 cambia la estructura de cobro del transporte en el interior del país y elimina la señal de distancia. Sobre el particular se debe tener en cuenta, como se ha expresado a lo largo de este escrito, que el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años y que la Comisión fija nuevas fórmulas vencido dicho término. Mediante la Resolución CREG-057 de 1996 se establecieron, entre otros aspectos, los cargos regulados para el sistema de transporte que actualmente es propiedad de ECOGAS. El esquema de dichos cargos se basa fundamentalmente en cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, más algunas estampillas que remuneran una parte de la inversión y los gastos de administración, medición y compresión.

Mediante la Resolución CREG-001 de 2000 la Comisión estableció los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Esta metodología de carácter general, impersonal y abstracto, 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). Así mismo, la metodología es flexible en cuanto a la agrupación de gasoductos para efectos tarifarios y en la determinación de los cargos fijos y variables regulados por parte de los Agentes. En primera instancia el Transportador propone a la Comisión la agrupación de gasoductos que considere adecuada según su mercado. No obstante, con el propósito de preservar la señal de distancia establecida en la Resolución CREG-057 de 1996, en el numeral 6.2 de la Resolución CREG-001 de 2000 se estableció:

“Los gasoductos comprendidos entre los Puntos de Entrada de Ballena y El Porvenir serán regulados mediante cargos por distancia calculados con base en la metodología general y criterios generales establecidos en los Art. 3, 4 y 5 de la presente Resolución. Con base en lo anterior, se establecerán cargos independientes de transporte para los siguientes gasoductos:

a) Ballena –Barranca
b) Barranca-Sebastopol
c) Sebastopol-Vasconia
d) Vasconia-La Belleza
e) La Belleza-El Porvenir”

De lo anterior se deduce que en la nueva metodología (Resolución CREG-001 de 2000) se mantiene la señal de distancia considerada en el anterior período tarifario y, se incorporan algunos mecanismos que permiten mayor flexibilidad a los Agentes (Remitentes y Transportador) al momento de determinar los cargos a aplicar. Así, es imprecisa la afirmación del recurrente en el sentido de que se está eliminando la señal de distancia y modificando radicalmente la estructura de cargos de transporte de gas en el interior del pías.

De otra parte, la Resolución CREG-013 de 2003 es el resultado de aplicar la metodología de carácter general establecida mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y algunos criterios de eficiencia particulares para ECOGAS dada la situación particular de dicha empresa en el mercado, en concordancia con lo establecido en el numeral 74.1 de la Ley 142 de 1994. Así, la Resolución CREG-013 de 2003 presenta un esquema de cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, un cargo fijo para remunerar los gastos de AOM y dos tarifas estampillas que remuneran parte de la inversión. Es decir, en el esquema tarifario adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003 se conserva la prevalencia de la señal de distancia.

Cabe anotar que los incrementos tarifarios de la Resolución CREG-013 con respecto a los cargos dispuestos en la Resolución CREG 057 de 1996 se debe fundamentalmente a:

1. Reducción en la demanda: la demanda prevista para el actual período tarifario, para varios gasoductos del sistema de ECOGAS, es inferior a aquella considerada en la Resolución CREG-057 de 1996. Es decir, las expectativas de consumo de gas que se tenían para el interior del país no se cumplieron totalmente, especialmente para el sector industrial y termoeléctrico.

2. Incremento en la Inversión: La inversión considerada en la Resolución CREG-057 de 1996 correspondió a cifras estimadas ya que en su momento la mayoría de los gasoductos de ECOGAS estaban en proceso de construcción o contratación. Acorde con los criterios de Ley, es necesario reconocer al transportador los costos eficientes en la prestación del servicio, como en efecto se adoptó mediante la Resolución CREG-013 de 2003.

Manifiesta también la recurrente, que el proyecto “fue concebido dentro de una racionalidad que tuvo en cuenta la existencia de un gasoducto de transporte, las ofertas que realizó el transportador a MERILECTRICA, así como las ofertas de gas que el productor estatal hizo de un hidrocarburo que jamás entró al Sistema Nacional de Transporte”. Al respecto, conviene señalar, que las expectativas que pudo haber tenido el Agente en cuanto a la fuente de suministro para el abastecimiento de su proyecto, así como la incidencia que una variación en las mismas tenga en los costos de transporte, no son aspectos que puedan atribuirse a cambios regulatorios.

Argumentos de la Comisión frente a los argumentos de derecho del recurrente

Anota el recurrente que “el regulador debe tener en consideración que las decisiones de construcción de los diferentes gasoductos de ECOGAS, más que el resultado de una rigurosa evaluación económica de proyecto, individualmente considerado, fue una decisión de Estado para tomar provecho de los recursos naturales de los que gozaba y aún goza el país y de los recursos públicos que se liberarían como resultado de ahorros en subsidios a otros energéticos...”

Sobre el particular se debe tener en cuenta que en todas sus decisiones la Comisión se debe sujetar a los lineamientos establecidos en la Ley 142 de 1994.

En concordancia con lo anterior, la CREG aprobó, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y otras que la han modificado y aclarado, la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. En la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y aclarado, se estipula, entre otros, la información que debe tener en cuenta el regulador para efectos de aprobar las tarifas de transporte. Dentro de dicha información no se estipula que la CREG tenga en cuenta las evaluaciones de conveniencia y demás consideraciones que pudo haber realizado el Transportador, u otro Agente, para la construcción de gasoductos de un sistema de transporte. Tampoco establece la metodología adoptada o los criterios de la Ley 142 de 1994, que deban considerarse aspectos tales como “los recursos públicos que se liberarían como resultado de ahorros en subsidios a otros energéticos...” Adicionalmente, en la Ley 142 de 1994, y consiguientemente en la metodología tarifaria aprobada por la CREG, no se hace diferenciación entre un Agente público y uno privado al momento de aplicar los criterios tarifarios.

Las variables de demanda, inversión y gastos de AOM, entre otros, consideradas por la CREG para el cálculo tarifario corresponden al reporte que realiza cada Agente según lo estipulado en el Artículo 3 de la Resolución CREG-001 y Artículo 9 de la Resolución CREG-085 de 2000. Así mismo, en la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y aclarado, se estipulan los criterios regulatorios de eficiencia aplicables a la información reportada por cada Agente en el proceso de cálculo tarifario.

En su exposición el recurrente anota que la “la Comisión de Regulación de Energía y Gas entonces, mediante la aprobación de la tarifa, pretende cambiar de manera abrupta, y como veremos irracional, la forma como se venía prestando el servicio de transporte, aplicando criterios financieros a un proyecto que el propietario nunca pretendió y que jamás tuvo en cuenta, toda vez que su fundamento fue completamente político”. Sobre el particular se precisa que la Comisión aplica los criterios tarifarios de Ley dentro de los cuales se destacan los criterios de suficiencia financiera y eficiencia económica. Estos criterios están estrechamente relacionados. Es decir, los cargos regulados deben garantizar la suficiencia financiera sobre una inversión y gestión eficiente del respectivo Agente. La metodología de carácter general, impersonal y abstracto, para el caso de transporte de gas, establece los criterios de eficiencia que se aplican a la información reportada por el respectivo Transportador. De otra parte, los cargos Fijos y Variables que remuneran la inversión eficiente que aprueba la CREG son cargos máximos. Así, el Agente puede establecer descuentos en las tarifas que aplique a sus usuarios porque lo considera estratégico en su negocio. Cabe anotar que la inversión reconocida a ECOGAS mediante la Resolución CREG-013 de 2003 corresponde a los costos medios eficientes en la construcción de dicha infraestructura en el país acorde con la información disponible en la Comisión.  

Anota el recurrente que “si ECOGAS fuese un inversionista privado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas hubiese sido más estricta, o por lo menos aplicaría los mismos criterios que utilizó para el resto de los transportadores”. Como se ha expresado a lo largo de este escrito, la Ley no estipula que la Comisión pueda aplicar criterios tarifarios diferentes según se trate de un Agente público o de uno privado. Los criterios tarifarios son únicos independientemente de la propiedad de los activos. Por tanto, los criterios tarifarios aplicados al Sistema de Transporte de ECOGAS son los mismos que se han aplicado a otros Transportadores de gas del país. Así, es inexacta la anotación del recurrente.

El recurrente manifiesta que hay contradicción entre la Resolución CREG-013 de 2003 y la política de Estado y anota, entre otros, lo siguiente: “Esa visión original, que fue plasmada en diferentes documentos de política – CONPES – nunca tuvo como objetivo trasladar los costos de semejante infraestructura de manera directa a la demanda, sino, como se dijo, contribuir con el crecimiento del país”. Agrega el recurrente que “esas políticas, desde el punto de vista regulatorio, son de obligatorio cumplimiento, y de hecho no han sido modificadas por el Estado desde su creación, lo cual resulta coherente si se tiene en cuenta que la recuperación de la inversión debe hacerse en unos plazos que para el sector privado son imposibles de conseguir a través de los mecanismos tradicionales de financiación”.

Se precisa al recurrente que las funciones y facultades generales y especiales de la Comisión las establece la Ley 142 de 1994, así como los criterios tarifarios a los cuales debe ceñirse la Comisión. Las recomendaciones de política aprobadas por los documentos CONPES no pueden de ninguna manera modificar los lineamientos de Ley en materia tarifaria. Se entiende que las políticas de Estado, y especialmente las recomendaciones del CONPES, se materializan a través de actos legislativos o administrativos. Un ejemplo de la anterior fue la materialización del Plan de Masificación de Gas mediante la contratación de los BOMTs y la creación de ECOGAS mediante la Ley 401 de 1998<sic, 1997> y sus Decretos reglamentarios.

El recurrente alega la violación del principio de “confianza legítima” y anota, entre otros, lo siguiente: “Es precisamente, ese cambio abrupto e intempestivo en la regulación, incongruente con la política de Estado, el que genera el daño, y la violación al principio de buena fe, que justificó inicialmente la construcción del proyecto...” Sobre el particular se considera imprecisa la aseveración del recurrente ya que el contenido de la Resolución CREG-013 de 2003 no es más que la aplicación de los lineamientos tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994. Es decir, el regulador en la Resolución CREG-013 de 2003, no ha cambiando los lineamientos generales de Ley que se han utilizado para establecer cargos regulados. Sobra aclarar que los criterios tarifarios que sigue el regulador están previstos en la Ley 142 de 1994 y que los mismos se han aplicado desde la expedición de los cargos adoptados mediante la Resolución CREG-057 de 1996.

De acuerdo con lo expuesto por el recurrente, se entiende que la expresión “confianza legítima” hace referencia a un compromiso que tendría el regulador para mantener unos mismos cargos por un período indefinido. Al respecto se debe tener en cuenta que uno de los lineamientos tarifarios de la Ley 142 de 1994 tiene que ver con la vigencia de cinco años para las fórmulas tarifarias. Así, no podría entenderse entonces que las fórmulas tarifarias o los cargos de las empresas de servicios públicos deben mantenerse por un período indefinido. Lo anterior no significa que cada cinco años se deben modificar arbitrariamente los cargos; lo que significa dicha disposición es que el regulador podrá establecer nuevas fórmulas tarifarias aplicando los criterios de Ley.

El recurrente expresa que “... el regulador actual olvida que la CREG fue parte de una política de Estado, que vio como se materializaba dentro del marco regulatorio en la Resolución 057 de 1996; de la misma no existe análisis regulatorio alguno que le permita a la CREG actual entender lo que en su momento se entendió como válido y necesario.” Además anota que “para la Comisión de Regulación de Energía y Gas que aprobó la tarifa de la Resolución 057 de 1996, era completamente evidente que ésta era una inversión social, que se derivaba de una Política de Estado, y que en su calidad de tal no resultaba proporcional incluir la totalidad de los activos e inversiones dentro de la tarifa, puesto que esto no sería proporcional con las medidas que el Estado en su papel de inversionista tendría, y mucho menos con el usuario.”

Las anteriores afirmaciones del recurrente son imprecisas. Como se ha indicado en este escrito, en todas sus decisiones la Comisión debe sujetarse a los lineamientos de Ley, los cuales se desarrollan en metodologías de carácter general, impersonal y abstracto. No podía entonces la CREG, de acuerdo con sus funciones de Ley, arrogarse facultades para calificar una inversión como de carácter social y por lo tanto no incluir la totalidad de los activos e inversiones eficientes dentro de la tarifa. Como lo hemos señalado anteriormente, estas atribuciones pueden ser del propietario del activo, pero definitivamente no son de la Comisión. Así mismo, la Ley no le permite a la Comisión adoptar metodologías o criterios diferentes según se trate de un agente público o uno privado. Para el caso de ECOGAS, mediante la Resolución CREG-057 de 1996 la Comisión aprobó, entre otros aspectos, los cargos regulados aplicables al sistema de transporte que actualmente es propiedad de ECOGAS. En el numeral 60.3.2 de dicha Resolución se especifica la metodología utilizada para estimar los costos de inversión considerados en los cargos aprobados. Según se estipula en el numeral 60.3.2 de la Resolución CREG-057 de 1996, se utilizaron los costos de inversión del sistema existente en su momento, o en construcción, reportados a ECOPETROL por diferentes empresas los cuales se estimaron según diferentes criterios. La Comisión estableció un procedimiento que introdujo criterios de eficiencia para definir el valor de la inversión pertinente a cada tramo. En resumen, ningún aparte de la metodología descrita en la Resolución CREG-057 de 1996 permite concluir que en su momento la Comisión deliberadamente no contempló toda la inversión realizada en el Sistema de Transporte que actualmente es propiedad de ECOGAS, o que dentro de sus decisiones hubiese tenido consideraciones de inversión social para la definición de sus tarifas.

El recurrente presenta un texto extenso para argumentar la “falta de aplicación de los criterios tarifarios y el grave perjuicio a la demanda”. En particular manifiesta que “Los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera, tal y como se desprende del texto, conminan al regulador a que encuentre el precio al que tendría derecho el prestador del servicio en condiciones de competencia, lo cual involucra varios aspectos.” Sobre el particular se reitera que una de las características de un monopolio es la de presentar costos medios decrecientes y superiores a los costos marginales en un amplio rango de producción. Así mismo, la literatura sobre el tema establece que en general la infraestructura de redes para prestación de servicios públicos constituye un monopolio natural que es necesario regular para garantizar la sostenibilidad en la producción del respectivo servicio. Esto quiere decir que la mejor alternativa para el usuario, desde el punto de vista económico, es la existencia de una sola infraestructura (monopolio) para la producción de los respectivos servicios.

De otra parte, el precio que garantiza la eficiencia económica en un mercado competitivo, en el cual se cumplan todos los supuestos de competencia perfecta, es aquel igual al costo marginal. Si para el monopolio natural se establece un precio igual al costo marginal, y la producción del respectivo servicio presenta costos medios decrecientes, se estaría ocasionando pérdidas al monopolio haciendo imposible la supervivencia del mismo y por tanto comprometiendo la prestación del respectivo servicio. En tal caso la función del regulador es establecer unos precios que cubran los costos eficientes del monopolio, aunque resulten superiores al costo marginal. En términos económicos significa maximizar el excedente del consumidor sujeto a la restricción de evitar las pérdidas en las empresas reguladas, cuando los costos medios son superiores al costo marginal.

De lo anterior se deduce que la afirmación del recurrente es imprecisa ya que la Ley no hace el requerimiento al regulador para que encuentre o establezca los precios a que tendría derecho el prestador del servicio (monopolista) en condiciones de competencia, cuando ésta no es de hecho posible. El recurrente parte de una premisa falsa en la que asume que es posible la competencia en los monopolios naturales. De hecho, en los monopolios naturales no es viable la competencia y por tanto la solución óptima es el precio regulado que reconoce costos eficientes, como se adoptó mediante la Resolución CREG-013 de 2003.

Con relación a la eficiencia de la inversión, el recurrente indica que: “los criterios que los reguladores (de otros países) utilizan para validar la inversión realizada por una empresa prestadora del servicio tiene que ver con una prueba en la que se analiza la prudencia del inversionista y de la inversión, el uso de la misma, y la capacidad excedentaria.” Sobre el particular se reitera que los criterios tarifarios a los cuales se debe sujetar la Comisión son los establecidos en la Ley 142 de 1994, los cuales se desarrollan mediante las metodologías de carácter general, impersonal y abstracto que aprueba la CREG. En dichos criterios no se estipula el concepto de “prudencia del inversionista y de la inversión”. Cabe anotar que dicho concepto pudo haber sido tomado por los reguladores norteamericanos siguiendo la doctrina de los tribunales en Estados Unidos. También es de anotar que la regulación que utiliza dicho concepto (e.g. Estados Unidos) no considera criterios precisos para evaluar la eficiencia en la utilización de la inversión. Para el caso de la regulación en transporte de gas en Colombia la Comisión estableció, para efectos tarifarios, la utilización mínima aceptada en gasoductos. Así, cuando un Sistema Troncal y un Sistema Regional de Transporte tienen un Factor de Utilización menor a 0.5 y 0.4 respectivamente, la Comisión incrementa la demanda de cada gasoducto hasta obtener el Factor de Utilización Normativo.

De acuerdo con lo anterior, el Factor de Utilización Normativo corresponde a un criterio regulatorio objetivo mediante el cual se evalúa la utilización de un gasoducto. Este criterio de eficiencia no permite que se trasladen al usuario costos ineficientes derivados de la subutilización de los gasoductos. Es decir, podría considerarse que para efectos regulatorios, un gasoducto está sobredimensionado cuando su Factor de Utilización es menor al Factor de Utilización Normativo. Para el Sistema de ECOGAS la Comisión utilizó la Capacidad Máxima Potencial de los gasoductos del Sistema para efectos de estimar el Factor de Utilización en cada gasoducto. Tal como se describe en el numeral 4.1.5 del Documento CREG-014 de 2003, la Capacidad Máxima Potencial utilizada corresponde a un criterio de eficiencia particular aplicado al Sistema de ECOGAS dadas las características particulares de dicho Sistema.

El recurrente considera que “la Resolución 013 de 2002 no se ajusta a los criterios de eficiencia establecidos por la ley, por cuanto hace un 'pass through' de la inversión en libros de ECOGAS, sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada, y sin pensar que el mismo Estado, que fue el promotor del proyecto, utilizó para la implementación del mismo, un criterio social más que uno financiero.” Con relación a la eficiencia en la utilización de los gasoductos, como se indicó anteriormente, la Comisión utiliza el criterio de Factor de Utilización Normativo. También se indicó anteriormente por qué la Comisión no puede tener en cuenta consideraciones sociales o de propiedad (pública o privada) para efectos de aplicar los criterios tarifarios.

Con respecto al “pass through” que menciona el recurrente cabe anotar que para el caso del Sistema de Transporte de ECOGAS gran parte de su inversión corresponde a inversión ejecutada durante el período tarifario. Lo anterior debido a que en su momento el regulador aprobó cifras de inversión estimadas dado que los gasoductos estaban en construcción o en proceso de contratación. Tal como se estipula en el documento CREG-014 de 2003, la obras previstas se ejecutaron, pero se presentaron diferencias importantes entre las cifras estimadas y las obtenidas después de construidos los gasoductos. En ese sentido, y atendiendo los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera, la Comisión reconoció los valores recibidos por ECOGAS de ECOPETROL en el proceso de escisión (80% del valor en libros de ECOPETROL), valores que corresponden a lo establecido en el Artículo 8o de la Ley 401 de 1998<sic, 1997> y el Decreto 958 de 1998. Dichos valores están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión.

Con relación a los gasoductos de los BOMTs la CREG reconoció valores que están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 1 del Decreto 958 de 1998, ECOGAS reembolsa a ECOPETROL el 70% del valor presente neto de los pagos a los contratistas de los BOMTs. Es decir, la Nación a través de ECOPETROL asumió el 30% restante. Así, el costo en el que incurre el transportador ECOGAS para prestar el servicio de transporte a través de estos gasoductos es el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas, con una vida útil de 30 años. Así, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 (numeral 3.2.1.1), la CREG consideró que el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas corresponde a gastos eficientes que es necesario reconocer al transportador teniendo en cuenta el criterio de suficiencia financiera establecido en la Ley 142 de 1994. De otra parte, en relación con la inversión del gasoducto Mariquita – Cali la Comisión adoptó, mediante la Resolución CREG-013 de 2003, un criterio particular para evaluar la eficiencia en la inversión. Tal como se estipula en el documento CREG-014 de 2003, para el caso del gasoducto Mariquita – Cali se encontró que su costo unitario (US/m-pulg), según lo estipulado en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, es aproximadamente dos veces el costo unitario promedio de los gasoductos construidos en el país. Por tanto, se reconoció un costo unitario promedio obtenido a partir de los costos de gasoductos construidos en similares condiciones topográficas. Lo anterior teniendo en cuenta que la CREG puede adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

De lo anterior se puede concluir que los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 incorporan tanto los costos eficientes en los que incurre el Transportador para la prestación del servicio, como la utilización eficiente de dichos gasoductos. Así mismo, no es cierto que exista un pass through de costos de inversión como lo asevera el recurrente, ya que la CREG reconoció única y exclusivamente los costos eficientes.

El recurrente manifiesta que “en lo que respecta a la suficiencia financiera, llama profundamente la atención el criterio utilizado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, que incluso incluyó al propio prestador del servicio dentro de la Comisión de Estudios, de lo cual puede concluirse que primero se consideró la tarifa que ECOGAS necesitaba para ser viable, y luego se analizó si ésta podía ser o no implementada, aspecto que ha sido solicitado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas en gran cantidad de procesos tarifarios, y al que nunca ha accedido.” Sobre el particular es necesario considerar lo anotado en el numeral 4.1 de documento CREG-014 de 2003:

“4.1 Acciones Adelantadas

El Comité de Expertos de la Comisión presentó a la CREG, en la reunión del día 21 de Junio de 2001, un informe sobre resultados preliminares de los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de Ecogas. Lo anterior con el fin de analizar, en el seno de la CREG, posibles alternativas que produjeran el menor impacto tarifario sin comprometer la viabilidad financiera de la empresa.

Con el fin de analizar alternativas, se decidió conformar dos grupos de trabajo. El primero destinado a estudiar alternativas de tipo regulatorio y, el segundo conformado por miembros del Gobierno, ECOPETROL y Ecogas para analizar alternativas de tipo fiscal y/o financiero (e.g. esquema de pagos entre estas dos empresas) y otras soluciones que pudieran contribuir al cumplimiento de las políticas de masificación del gas.”

De la anterior trascripción se tiene que ECOGAS se incluyó en un grupo de trabajo que analizaría alternativas de tipo fiscal o financiero, específicamente lo relacionado con el esquema de pagos a ECOPETROL por concepto de los BOMTs. Lo anterior en ningún momento sugiere que ECOGAS estuvo involucrado en análisis de alternativas de tipo regulatorio o aplicación de criterios tarifarios. De hecho, para tal fin se conformó otro grupo de trabajo que estudió alternativas de tipo regulatorio. Por tanto, no es preciso aseverar que la Comisión incluyó a ECOGAS en la Comisión de Estudios relacionados con aspectos tarifarios, entendido estos aspectos como la aplicación de los criterios tarifarios.

De otra parte, la trascripción anterior indica que CREG analizó posibles alternativas que produjeran el menor impacto tarifario sin comprometer la viabilidad financiera de la empresa. Dicha viabilidad financiera debe entenderse como la suficiencia financiera de que trata el Artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994. Es decir, el establecimiento de tarifas que garanticen la recuperación de costos eficientes en la prestación del servicio.

Los recurrentes exponen que “parte de la responsabilidad del regulador es analizar cuáles fueron los efectos que tuvo la tarifa dentro del prestador del servicio, si la misma cumplió con los objetivos de ingreso inicialmente planteados, o si por el contrario fueron menores, y cuál fue su causa, aspectos que serán desarrollados en detalle con posterioridad.” Sobre esta apreciación es necesario mencionar que el mecanismo de regulación adoptado en la metodología general para remunerar la actividad de transporte de gas natural en Colombia es el de Precios Máximos y no de ingreso máximo regulado. Una de las características de dicho mecanismo es que se establecen cargos por un período determinado en el cual el Agente asume el riesgo de ingresos o rentabilidad.

Es decir, a partir de una tarifa aprobada, los ingresos o rentabilidad de un Agente dependen principalmente de su gestión en el mercado. En ese sentido, es de la esencia de la metodología tarifaria adoptada, conocida como precios máximos o metodología de incentivos, que las mayores o menores ventas, o los mayores o menores costos los asuma el Agente dentro del respectivo período tarifario y no está previsto dentro de dicha metodología que se efectúen ajustes por dichas desviaciones. Caso contrario se presenta en el mecanismo regulatorio basado en la Tasa Interna de Retorno, ampliamente utilizado en otros países, donde el regulador garantiza al Agente una determinada tasa de retorno o nivel de ingresos. Para ello se hacen revisiones periódicas de los cargos bien sea a petición del Agente o de oficio por parte del regulador.

El recurrente manifiesta que la Resolución CREG-013 de 2003 viola la Ley 142 de 1994 como mínimo en los siguientes aspectos: i) indebida determinación de la eficiencia del gasoducto y; ii) violación al criterio de suficiencia financiera.

Con relación a la determinación de la eficiencia del gasoducto ya se ha mencionado a lo largo de este escrito, las razones por la cuales la Comisión considera que mediante la Resolución CREG-013 de 2003 se ha dado estricto cumplimiento a los criterios de eficiencia definido regulatoriamente para gasoductos de un Sistema de Transporte.

Con respecto al criterio de suficiencia financiera el recurrente argumenta, en resumen, que el regulador violó sus funciones al no acceder a la pretensión de ECOGAS en el sentido de prorrogar la tarifa actualmente vigente por un período tarifario adicional. Sobre el particular se precisa al recurrente que la Comisión no establece cargos con base en las pretensiones económicas de un Agente. Los cargos se establecen con base en los criterios tarifarios de Ley, los cuales se desarrollan en metodologías de carácter general. Como se ha indicado en este texto, los criterios de Ley se fundamentan en principios económicos que, para el caso particular de los monopolios naturales, establecen el reconocimiento de costos eficientes a través de cargos regulados. De otra parte, la metodología adoptada por la Comisión para remunerar la actividad de transporte de gas natural corresponde a “Precios Máximos”. Así, el Agente puede establecer descuentos en las tarifas que aplique a sus usuarios porque lo considera estratégico en su negocio.

Finalmente el recurrente presenta algunas consideraciones relacionadas con los efectos que tendría la Resolución CREG-013 sobre el mercado secundario de transporte. Manifiesta el recurrente, entre otros, lo siguiente:

“Es evidente que, a la luz de la regulación actualmente vigente, ECOPETROL es el Remitente principal, regido en un todo por la tarifa que al respecto determine la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y MERILECTRICA es el comprador de esa capacidad como remitente reemplazante, no regido por la tarifa que establece la CREG.

Los riesgos en este sentido, fueron asumidos de forma conciente tanto por ECOPETROL como por MERILECTRICA, sin que ninguna de las partes hubiese pretendido ni pretenda que fuesen modificados por la regulación, a través de figuras tales como trasladar las obligaciones de pago (comerciales puramente) del remitente principal al remitente secundario y viceversa, aspecto que de producirse sería claramente una transferencia arbitraria de rentas.

En este sentido, es importante que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tenga el mayor cuidado posible en la forma como establece el pago de las estampillas, y en general de las tarifas, buscando no afectar las condiciones dadas en el mercado secundario de transporte.”

Se entiende que el recurrente hace referencia a la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja. Sin embargo, no se entiende la relación que puedan tener los cargos regulados, y en especial los cargos estampilla, sobre el mercado secundario dado que los cargos aplicables al mercado secundario son libres. No obstante, se aclara que acorde con sus funciones la Comisión establece los cargos regulados para el respectivo Sistema de Transporte sin establecer qué Remitentes deben asumir los respectivos cargos.

Pretensiones

Las pretensiones del recurrente son las siguientes:

a. Que se modifique la Resolución CREG-013 de 2003

b. Que se acepte la petición de ECOGAS en el sentido de mantener la tarifa actualmente vigente, actualizada según los requerimientos del mismo prestador del servicio.

c. De manera subsidiaria a la petición b.:

o Se establezca una tarifa que se ajuste en un todo a los criterios de eficiencia económica, analizando la prudencia del inversionista al hacer la inversión, la capacidad realmente utilizada de la misma, y la Capacidad Excedentaria.

o Se modifique la estampilla global y regional por una señal de distancia.

De acuerdo con los fundamentos de la Comisión expuestos anteriormente, no hay lugar a ninguna de las pretensiones planteadas por el recurrente.

2.2.6 INFORMACIÓN ADICIONAL

Mediante comunicaciones con radicados No. E-2003-11085, E-2003-11102, E-2003-11111, E-2003-011244, E-2003-011292, E-2003-011301, E-2003-011308 y E-2003-011379 las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., MERILÉCTRICA S.A., GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P, GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P., GAS NATURAL DEL CENTRO S.A.E.SP., GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P. y GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P. respectivamente, presentaron un alcance para los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003. No obstante que tal información es extemporánea, la Comisión considera necesario aclarar algunas imprecisiones presentadas por los recurrentes en dicha información, como se anota a continuación:

A partir del gráfico 4 presentado por los recurrentes en la información adicional, éstos manifiestan lo siguiente:

“

Fuente Ecogas. Respuestas a interrogatorio de parte del proceso tarifario derivado de la expedición de la Resolución CREG 013 de 2003”

“Para efectos de solicitar una tarifa, ECOGAS como proyecto de ECOPETROL encargó a la FEN de la elaboración de un modelo financiero que le permitiera presentar a la CREG una propuesta tarifaria, que finalmente se reflejó en la Resolución CREG 057 de 1996; es decir, ECOGAS decidió adelantar el proyecto de inversión con la señal económica inserta en la Resolución CREG 057 de 1996, con la cual esperaba tener el nivel de llenado de los gasoductos antes mencionado.

Puede decirse en consecuencia que ECOGAS fue un proyecto construido con un alto riesgo de pérdida, que ésta fue una decisión voluntaria del inversionista, que ese inversionista asumió unas demandas y asocio unas inversiones a la misma, y que el proyecto tenía las mismas posibilidades de fallar como de salir adelante y lograr sus proyecciones.” (subraya fuera de texto)

No es cierto que un modelo financiero elaborado por la FEN se reflejó en las inversiones y demandas consideradas en la Resolución CREG-057 de 1996. En el Artículo 60 de la Resolución CREG-057 se estipula, entre otros aspectos, la información utilizada para el cálculo de los cargos adoptados mediante dicha Resolución. En ningún momento se especifica que la información proviene de un modelo financiero elaborado por la FEN. Gran parte de las cifras de inversión y demanda, y por tanto los cargos resultantes, adoptadas mediante la Resolución CREG-057 de 1996 se encuentran en la información asociada al estudio “Estudio de Tarifas de Transporte de Gas Natural por Troncal”, presentado a la CREG y a ECOPETROL por R. De La Vega, J.M. Mejía y A. Brugman en marzo de 1995. De acuerdo con el anterior estudio, las cifras de proyección de demanda consideradas en la Resolución CREG-057 de 1996, para todo el Sistema de transporte del interior, son similares a las presentadas en la gráfico 4. Así mismo, se consideraron las inversiones para expandir el sistema de tal forma que permitiera transportar dichas demandas, como se indica en la tabla 4. Debe tenerse en cuenta que en su momento se utilizó una metodología de cálculo tarifario que consideraba un plan de inversiones a 20 años. Dicho Plan de inversiones, que no se ha ejecutado y que no se ha considerado en la inversión contemplada en la Resolución CREG-013 de 2003, hacia posible la movilización de los volúmenes de gas previstos en la resolución CREG-057 de 1996. Al no contemplarse dicha inversión, no es posible transportar los volúmenes mencionados.   

Tabla 4. Principales Inversiones para Expansión consideradas en la Resolución CREG-057 de 1996

Tramo de Gasoducto / Año	Vasconia – La Belleza	Vasconia – Mariquita	Cusiana – La Belleza	Barranca - Sebastopol	Ballena – Barranca
2001	58.32
2002	34.82
2004	116.01
2007	58.32
2008			20.13
2009	78.18		55.29	224.31

Fuente: Estudio elaborado por R. De La Vega, J.M. Mejía y A. Brugman en marzo de 1995

NOTA: Cifras en USD de Agosto de 1994.

La expansión en un Sistema de gasoductos permite ampliar la capacidad de transporte del mismo. Acorde con la información disponible en la Comisión, ninguna de las cifras de inversión para expansión después del año 2000, consideradas en la Resolución CREG-057 incluyendo las señaladas en la tabla 4, han sido ejecutadas y por tanto la capacidad real del Sistema de transporte de ECOGAS debe corresponder a la capacidad actual. Cabe anotar que en el período 1996 a 1999 se realizaron inversiones en compresión, como quedó anotado en el Documento CREG-014 de 2003, que aumentaron la capacidad de transporte del Sistema. De acuerdo con la información considerada para calcular los cargos adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003, actualmente la capacidad máxima del Sistema de Transporte de ECOGAS, teniendo en cuenta la ubicación de las fuentes y extracciones en el Sistema, no supera los 400 MPCD. Es decir, con la capacidad actual es imposible, desde el punto de vista físico, a partir del año 2007 aproximadamente, transportar las demandas de volumen previstas en el gráfico 4.

De otra parte, en el Plan de Nuevas Inversiones previsto para el nuevo período tarifario (2003 - 2007), aprobado en la Resolución CREG-013, no se contempla ninguna inversión para expansión del Sistema de Transporte de ECOGAS. Por tanto, no está previsto que la capacidad máxima del Sistema de ECOGAS cambie con respecto a la actual.

Refiriéndose al gráfico 4 los recurrentes anotan que “la línea punteada refleja los escenarios que ECOGAS previó en desarrollo de la Resolución CREG-001 de 2003, y que resumen en gran parte la propuesta tarifaria al regulador. Las nuevas demandas presentadas por el transportador evidencian en primer lugar que la empresa sobredimensionó la demanda, y como consecuencia su infraestructura.” Sobre el particular, y como se explicó anteriormente, se reitera a los recurrentes que la infraestructura actual tiene una capacidad de transporte notablemente menor a aquella prevista en la Resolución CREG-057 de 1996 para efectos de transportar la demanda considerada en la misma Resolución. En tal sentido, es infundado señalar que la infraestructura actual está sobredimensionada porque se construyó para atender la demanda prevista inicialmente. De otra parte, a partir de las nuevas proyecciones demanda utilizadas en la Resolución CREG-013 de 2003, no se puede decir que el actual Sistema está sobredimensionado o subutilizado ya que los principales tramos de gasoductos del Sistema de ECOGAS alcanzan, en el período tarifario, una utilización muy cercana a su capacidad máxima (e.g. Ballena – Barrancabermeja, Cusiana - La Belleza) - Tabla 22 del documento CREG-014 de 2003. En aquellos tramos de gasoductos troncales donde se prevé una utilización inferior al 50%, y para efectos tarifarios, se ajusta su demanda hasta alcanzar 50% de utilización tal como está previsto metodológicamente e ilustrado ampliamente a lo largo de este escrito.

2.2.7 PÉRDIDAS PATRIMONIALES DE ECOGAS Vs. LA RESOLUCIÓN CREG-013 DE 2003

Dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición se recibieron inquietudes en el sentido de que mediante la Resolución CREG-013 de 2003 la Comisión de Regulación de Energía y Gas trasladó a los usuarios del servicio de transporte de gas, a través de los cargos regulados, pérdidas patrimoniales de ECOGAS. Acorde con tales inquietudes, las pérdidas patrimoniales se incorporaron en los cargos regulados al reconocer una infraestructura que no está siendo utilizada de manera eficiente ya que las proyecciones de demanda actuales son inferiores a aquellas consideradas cuando se aprobaron los cargos regulados vigentes (Resolución CREG-057 de 1996).

Sobre el particular la Comisión considera que de ninguna manera se han traslado pérdidas patrimoniales a los usuarios a través de los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 como se mencionó anteriormente. A continuación se desarrollan elementos adicionales que soportan dicha consideración:

1. Financiación de infraestructura de carácter monopólico

En general, para financiar y desarrollar infraestructura de transporte de gas, que por naturaleza corresponde a una actividad de carácter monopólico, se puede adoptar uno de los siguientes esquemas: i) aprobar cargos regulados que permitan al Agente la recuperación de la inversión y gastos que el regulador considere eficientes para la prestación del servicio y; ii) adoptar cargos obtenidos de procesos competitivos para la construcción y operación de la infraestructura (e.g. a través de subastas) donde el mercado es quien establece los costos eficientes internalizando los riesgos asociados al negocio en el largo plazo (e.g. Distribución de gas en Áreas de Servicio Exclusivo). El primer esquema se conoce como regulación basada en costos y tiene la ventaja de evitar abusos en tarifas y replicar costos competitivos en el largo plazo. Por su parte, las tarifas obtenidas de un proceso competitivo generalmente resultan mayores, en el corto plazo, a aquellas determinadas bajo el esquema tradicional de regulación por costos. El mayor costo de dichas tarifas se debe a factores intangibles tales como el costo del capital y riesgo de demanda de largo plazo que deben ser tenidos en cuenta por el Agente al momento de hacer su oferta.

En el esquema de regulación basada en costos las variaciones en la demanda y en los costos de capital se incorporan en la definición de nuevas tarifas. Es decir, si al término de un período definido el costo del capital o la demanda cambia, el regulador ajusta tarifas cumpliendo con los criterios de Ley establecidos. En el largo plazo el costo para el usuario puede ser el mismo bajo cualquiera de los dos esquemas. En ninguna disposición regulatoria está establecido que las pérdidas ocasionadas por una deficiente gestión del prestador del servicio, o los costos derivados de una utilización no eficiente de la infraestructura remunerada a través de la tarifa se puedan trasladar al usuario.

La Ley 142 de 1994 estableció que las fórmulas tarifarias considerarán los costos eficientes de prestación del servicio y que dichas fórmulas tendrán una vigencia de cinco años salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Es decir, la Ley permite la aplicación del esquema de regulación por costos con un período de 5 años para revisión de fórmulas tarifarias. En ese sentido, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 la Comisión adoptó el esquema de regulación por cargos máximos con revisión de la fórmula tarifaria cada cinco años. Es decir, cada cinco años se deben ajustar la demanda y costos, sin ignorar la aplicación de los criterios de eficiencia tanto en costos como en la utilización de la infraestructura que se remunera, pues ello es una característica implícita en el esquema de regulación por cargos máximos adoptado por la Comisión.

Es preciso reiterar que el transporte de gas es una actividad monopólica y que por tanto es necesario regularla. Ello quiere decir que la mejor alternativa para el usuario, desde el punto de vista económico, es la existencia de una sola infraestructura (monopolio) para la prestación del respectivo servicio. En consecuencia, es necesario establecer precios que cubran los costos eficientes del monopolio cumpliendo con el principio de suficiencia financiera. Ya se indicó anteriormente que dichos precios se pueden obtener a través de evaluaciones de eficiencia del regulador o mediante procesos competitivos que en todo caso no cambian la naturaleza monopólica de la prestación del servicio.

De otra parte, el monopolio no asume riesgos en un ambiente en competencia ya que su actividad es monopólica. Por tanto, para los monopolios no son válidos los supuestos de competencia aplicables a compañías que desarrollan actividades consideradas competitivas.

2. Pérdidas Patrimoniales

Como se indicó anteriormente, la metodología tarifaria aplicable a la actividad de transporte de gas prevé la revisión de fórmulas tarifarias cada cinco años de conformidad con lo establecido en la Ley. Así mismo, en dicha revisión se deben ajustar parámetros tarifarios, entre ellos la demanda, pues es una condición implícita en el esquema regulatorio adoptado. Debe tenerse en cuenta que dicha revisión puede dar como resultado un aumento o una disminución tarifaria, con respecto al anterior período tarifario, dependiendo del cambio que se presente en las respectivas variables. En todo caso, el factor de utilización utilizado en un período tarifario es el instrumento regulatorio adoptado para evitar que las consecuencias de una gestión ineficiente o de una infraestructura no adecuada sean trasladadas a los usuarios.

De otra parte, en el Artículo 94 de la Ley 142 de 1994 se estipula claramente que “no se permitirán alzas destinadas a recuperar pérdidas patrimoniales”. Para el caso de las tarifas adoptadas mediante diferentes Resoluciones para los diferentes Sistemas de Transporte de gas natural del país, incluido el Sistema de Transporte de ECOGAS según Resolución CREG-013 de 2003, y como se ha expuesto a lo largo de este escrito, se han aplicado los criterios tarifiarios previstos en la Ley, y desarrollados mediante metodología de carácter general, criterios que estipulan la suficiencia financiera sobre costos eficientes. Así, la premisa fundamental de los cargos adoptados por la Comisión es que la aplicación de los mismos permite que el Agente recupere los costos eficientes (incluyendo la rentabilidad esperada) en la prestación del servicio. De otra parte, por tratarse de cargos máximos existe incentivo para que el Agente aumente su rentabilidad a través de mayores volúmenes transportados que podrían lograrse con descuentos tarifarios. En caso de no lograr dichos volúmenes de ninguna manera se trasladan al usuario las pérdidas que pudo haber obtenido. En consecuencia, en ningún momento se ha tenido en cuenta, para efectos tarifarios, pérdidas patrimoniales que pueda presentar un transportador.

III. ANÁLISIS DE LOS PLANTEAMIENTOS DE BP EXPLORATION COMPANY

Mediante comunicación radicada internamente bajo el No. E-2003-008938 BP EXPLORATION COMPANY (en adelante BP) presentó las siguientes consideraciones con relación a los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 (cursiva):

 “No obstante los argumentos expuestos por la CREG en la Resolución No. 079 de 2003, BP reitera que las diferencias en los cargos regulados para los tramos comprendidos en el sistema de transporte entre El Porvernir y Vasconia y el sistema de transporte comprendido entre Ballena y Vasconia, surgen de inconsistencias en los datos y en el tratamiento de la información que le sirvió a la CREG de soporte para la expedición de la Resolución 13 de 2003.

La anterior circunstancia se traduce en una distorsión de las tarifas de transporte que deben sufragarse por el uso de dichos sistemas, perjudicando el gas transportado de los campos de Cusiana y Cupiagua hasta Vasconia, por tener un cargo regulado de transporte más alto que los tramos del sistema de transporte comprendidos entre Ballena y Vasconia, que es el que se usa para transportar el gas de la Guajira hacia el interior del país. De tal manera, la situación descrita no le genera al mercado una señal regulatoria con la lógica económica que indica que a mayor distancia, mayores tarifas.

De acuerdo con nuestra solicitud, además de considerar que las inversiones en la estación de compresión ubicada en Vasconia no se deben imputar únicamente al tramo de Vasconia – La Belleza sino también al tramo Vasconia – Mariquita, se encontraron inconsistencias en la información de inversiones para calcular los cargos del tramo Vasconia – La Belleza. De acuerdo con la Resolución 079 de 2003, en el Documento CREG-014 de 2003 se presentan en detalle todas las cifras, la depuración de la información y el análisis que forma el sustento técnico de la Resolución CREG 013 de 2003. No obstante, al revisar el Documento mencionado no es clara la forma como la CREG trata las desviaciones presentadas por Ecogas con relación al tramo Vasconia – La Belleza.

La CREG establece en el Documento que para el cálculo de los cargos de transporte, se toma como base el valor de los activos reconocidos en la última revisión tarifaria, las inversiones ejecutadas durante el período tarifario 1995-2002 y las nuevas inversiones previstas par ejecutar durante el nuevo período tarifario. En la tabla 10 del Documento CREG 14 de 2003 se establece el valor de las inversiones reconocidas en la última revisión tarifaria en 10.87 millones de dólares de 1999 para el tramo Vasconia – La Belleza y un valor de 40.79 millones de dólares de 1999 reportado por Ecogas como valor de la inversión para ese tramo.

En el anexo 5.1 de la Resolución CREG 13 de 2003 se reconoce como inversión existente para ese tramo un valor de 43.140.771 dólares de 2002, distribuidos en 24.517.080 para las inversiones reconocidas en la revisión tarifaria anterior y 18.623.691 correspondientes a las inversiones realizadas en el período 1995-2002.

Aún cuando la Comisión afirma en el Documento CREG 14 de 2003 que existe una desviación en el valor de las inversiones reportadas en la última revisión tarifaria para el tramo Vasconia – La Belleza, no es clara la forma en que se trata esta desviación.

Por lo anterior, se afirmó en la solicitud a que hace referencia la Resolución CREG 079 de 2003, que la información de inversiones presenta inconsistencias. Por lo tanto, se solicita a la CREG revisar y aclarar el tratamiento dado a la información de inversiones para ese tramo.

Con relación a las nuevas inversiones, como se había expuesto en la solicitud de revocatoria directa, no parece razonable imputar la inversión de la estación de compresión ubicada en Vasconia únicamente al tramo Vasconia – La Belleza, en la medida en que tal y como lo establece la Comisión en el Documento CREG 014 de 2003, 'la estación Vasconia, por su parte, permite aumentar la capacidad desde Vasconia hacia Mariquita y hacia La Belleza para abastecer la zona Cundiboyacense'. Aun cuando el criterio general adoptado por la Comisión consiste en asignar las inversiones de una estación al tramo de gasoducto donde se comprime el gas, no es claro que ésta se deba imputar al tramo Vasconia – La Belleza en la medida en que la estación se ubica en el vértice de dos tramos y la Comisión había analizado la utilización de la estación compresora tal y como la afirmó en el Documento CREG 014 de 2003. Por lo anterior, se solicita a la CREG revisar la forma en que se imputaron las inversiones en la estación de compresión de Vasconia y se asignen a los dos tramos mencionados, recalculando así los cargos de transporte”.

Acorde con la anterior trascripción BP solicita: i) aclaración con relación a la inversión del tramo La Belleza – Vasconia y; ii) analizar la imputación de la inversión de la estación de compresión ubicada en Vasconia. A continuación se analizan las inquietudes de BP.

Inversión del tramo Vasconia – La Belleza

De conformidad con el Anexo 5.1 de la Resolución CREG-013 de 2003, la inversión reconocida para el tramo Vasconia – La Belleza es de USD 43,140,771 (cifras de dic. 2002). De la anterior cifra USD 18,623,691 (dic. 2002) corresponden a la inversión ejecutada durante el período 1995 – 2002. Dentro de esta inversión (USD 18,623,691) se incluyen USD 15,003,000 correspondientes a la estación compresora ubicada en Vasconia (ver Anexo 10, Documento CREG-014 de 2003). Así, USD 24,517,080 (dic. 2002) corresponden al costo del gasoducto Vasconia – La Belleza, lo cual se incluyó en la Resolución CREG-013 de 2003 como la inversión reconocida en el anterior período tarifario.

BP manifiesta que no es clara la forma como la CREG trata las desviaciones presentadas en la inversión reconocida en el anterior período tarifario para tramo Vasconia – La Belleza, teniendo en cuenta las cifras presentadas en la tabla 10 del documento CREG-014 de 2003 y lo aprobado mediante la Resolución CREG-013 de 2003. Sobre el particular se aclara que las cifras presentadas en la Tabla 10 del documento CREG-014 de 2003 no fueron consideradas para efectos tarifarios. Tal como se anota en el documento mencionado, el análisis de las cifras presentadas en la tabla 10 no ofrece una base comparativa sólida ya que dichas inversiones correspondieron a obras proyectadas que actualmente difieren físicamente y en costos de lo previsto inicialmente. Por tanto, para efectos tarifarios se consideró la inversión correspondiente al valor recibido por ECOGAS de ECOPETROL (80% del valor en libros de ECOPETROL) ya que ello refleja los costos reales y eficientes de la prestación del servicio. En los Anexos 8 y 9 del Documento CREG-014 de 2003 se presentan las respectivas cifras y los procedimientos que se siguieron para establecer la inversión en cada tramo de gasoducto a partir de la información de escisión de activos reportada por ECOGAS.

 Inversión y Gastos de AOM de la estación de compresión ubicada en Vasconia

Tal como se establece en la parte considerativa de la Resolución CREG-079 de 2003, se hace necesario analizar la utilización de la estación compresora de Vasconia a partir de la información de demandas y reservas reportada por los productores en cumplimiento de la Circular No. 19 de junio 17 de 2003. Para lo anterior también se debe considerar la información de demandas reportada por ECOGAS mediante comunicación radicada internamente bajo el No. E-2003-10698. A partir de dicho análisis se podrán establecer los tramos de gasoductos donde se prevé utilizar la estación compresora de Vasconia y, a partir de ello se puede analizar la imputación de la respectiva inversión. Dicho tema es objeto de análisis en la siguiente sección (Demandas de gas).

IV. ANÁLISIS DE DEMANDAS DE GAS

Dentro de la actuación administrativa tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003, y mediante la Circular No. 019 de 2003, la Comisión solicitó a los Productores-comercializadores de gas natural análisis de producción, reservas probadas y su incidencia sobre las demandas de gas consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003. Así mismo, mediante Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003, la Comisión requirió a ECOGAS para que allegara los escenarios de demanda esperada de capacidad y volumen para cada uno de los tramos de gasoductos establecidos en la Resolución CREG-013 de 2003.

4.1 Información reportada por los Productores de Gas  

Se recibió información de los siguientes productores de gas: ECOPETROL, BP Exploration Company (Colombia) Ltd. y TEPMA. Los tres productores coinciden en indicar que en la Resolución CREG-013 de 2003 se consideró una producción muy baja para los campos de Cusiana y Cupiagua (Cusiana). En particular, ECOPETROL y BP presentaron la proyección de demanda para varios escenarios que, según sus análisis, se prevé por los gasoductos Cusiana - El Porvenir y Ballena – Barrancabermeja.

En las gráficas 1 y 2 se ilustran las proyecciones de demanda previstas por ECOPETROL y BP para el gasoducto Ballena – Barranca y se comparan con la proyección de demanda considerada en la Resolución CREG-013 de 2003. La metodología que utilizó ECOPETROL se basa en las expectativas de producción de los campos de la Guajira y de Cusiana. ECOPETROL presenta cuatro escenarios dependiendo de si hay exportaciones y de si la producción de Guajira o Cusiana está en la base. En todos los escenarios ECOPETROL asume que se realiza el proyecto Catalina.

Por su parte, BP presenta dos escenarios que se diferencian entre sí por la producción de Cusiana. La metodología que utilizó BP se fundamenta en un balance de oferta y demanda en el interior del país a partir de las proyecciones de demanda realizadas por la UPME y el CND y, considerando la producción prevista de Cusiana. En el primer escenario BP asume que Cusiana produce, adicional a la producción de 20 MPCD que se transporta vía Apiay, hasta 180 MPCD a partir de 2005. En el segundo escenario BP asume que Cusiana incrementa gradualmente su producción hasta llegar a 410 MPCD en el 2014.

Como es de esperarse, en el corto plazo la demanda por el gasoducto Ballena – Barranca depende fundamentalmente de la producción de Cusiana. En las gráficas 3 y 4 se muestran las proyecciones de demanda previstas por ECOPETROL y BP para el gasoducto Cusiana – El Porvenir acorde con los escenarios indicados anteriormente.

De la anterior información se puede anotar lo siguiente:

1. Las metodologías de proyección utilizadas por ECOPETROL y BP difieren sustancialmente. ECOPETROL se basa en la producción estimada de Guajira y Cusiana; BP se basa en el balance de oferta y demanda para el interior del país teniendo en cuenta la producción estimada para Cusiana y la proyección de demanda elaborada por la UPME.

2. ECOPETROL asume que a partir de 2012 o 2015, dependiendo del escenario, el gasoducto Ballena – Barranca no trasportará gas y, acota la producción de Cusiana a 180 MPCD a partir de 2005. Lo anterior contrasta con el escenario 1 de BP donde a partir de 2013 el gasoducto Ballena – Barranca deberá transportar 200 MPCD de gas al interior del país, acotando la producción de Cusiana a 180 MPCD a partir de 2005.

3. El escenario 1 de BP coincide con dos escenarios de ECOPETROL (Cusiana Base Con y Sin Exp.) cuando se considera la producción de 180 MPCD en Cusiana. Así mismo, tanto el escenario 1 de BP como los escenarios de ECOPETROL (Cusiana Base Con y Sin Exp.) presentan una tendencia similar en la demanda esperada para el gasoducto Ballena – Barranca hasta el 2010.

4. Desde la perspectiva de los productores el mercado de gas del interior del país será atendido primordialmente con gas de Cusiana y no de Guajira como está implícito en la Resolución CREG-013 de 2003. Esto implica mayores flujos por los tramos de gasoductos El Porvenir – Vasconia y menores flujos por los tramos Ballena – Vasconia.

Según lo anterior, desde la perspectiva de ECOPETROL se presentaría restricción en la oferta de gas en el interior del país por lo menos a partir de 2010. Desde la perspectiva de BP se tendría un flujo de gas a través del gasoducto Ballena – Barranca, independiente de la producción de Cusiana (180 o 410 MPCD) de tal manera que se abastezca la demanda del interior.

Para efectos de análisis tarifarios, y a partir de la anterior información, se considera adecuado adoptar los escenarios donde hay coincidencia entre ECOPETROL y BP con relación a la producción de 180 MPCD de Cusiana. Para el gasoducto Ballena – Barranca se considera adecuado adoptar el escenario 1 de BP el cual está basado en una metodología de oferta y demanda que no prevé restricciones en la oferta de gas al interior del país. La demanda en dicho tramo se acotaría a la capacidad máxima del gasoducto. Nótese que el escenario 1 de BP, bajo las expectativas de producción de Guajira según ECOPETROL, implica que en ese momento habrá nueva producción en el área de la Guajira o importaciones de gas por Ballena. Lo anterior es incierto pero probable, máxime considerando las reservas potenciales costa afuera en el mar caribe y las expectativas que actualmente se plantean sobre exportación hacia Venezuela en el corto plazo e importaciones en el largo plazo. En las gráficas 5 y 6 se ilustran las demandas por cada tramo de gasoducto según la anterior propuesta y, se comparan con la demanda de volumen considerada en la Resolución CREG-013 de 2003. Téngase en cuenta que la demanda por el tramo Cusiana – El Porvenir es la misma del tramo El Porvenir – La Belleza.

Debe tenerse en cuenta que la mayoría del gas que se transporta en el Sistema de ECOGAS ingresa al Sistema por los tramos Ballena – Barranca y El Porvenir – La Belleza. También debe tenerse en cuenta que es en dichos tramos donde los productores manifiestan su inconformidad por las demandas de volumen y capacidad consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003. Así, es de interés analizar la demanda en los tramos Ballena – Barranca y El Porvenir – La Belleza a partir de la información reportada por los productores frente a las demandas para los mismos tramos reportadas por ECOGAS como se describe a continuación.

4.2 Información reportada por ECOGAS  

De conformidad con establecido en el Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003, mediante comunicación con radicado E-2003-010698 ECOGAS reportó a la Comisión los escenarios de demanda esperada de volumen y capacidad acorde con la metodología general de la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado. En las gráficas 7 y 8 se presenta la demanda de volumen reportada por ECOGAS para los tramos Ballena – Barranca y El Porvenir – La Belleza, y se compara con la demanda para los mismos tramos según información reportada por los productores (gráficas 5 y 6).

Cabe anotar que mediante la comunicación E-2003-10698 ECOGAS presentó un nuevo plan de inversiones para los gasoductos Ballena – Barranca y Barranca – Sebastopol. En este nuevo plan de inversiones ECOGAS no considera las inversiones previstas en la Resolución CREG-013 de 2003 para las estaciones de compresión de Casacará y Barrancabermeja. ECOGAS anota que la entrada del campo de Cusiana le permite optimizar las inversiones en dichos tramos de gasoductos.

De las gráficas 7 y 8 se observa:

1. En el tramo El Porvenir – La Belleza hay alta coincidencia entre ECOGAS y los productores con respecto al gas a transportar por dicho gasoducto. Debe tenerse en cuenta que la capacidad de transporte se acota alrededor de 150 MPCD que corresponde a la Capacidad Máxima de dicho gasoducto, no obstante que la producción de Cusiana se prevé, según los productores, en 180 MPCD en el mediano plazo. Lo anterior sugiere posibles requerimientos de expansión en el Sistema de Transporte de ECOGAS en el mediano plazo.

2. En el tramo Ballena – Barranca hay coincidencia entre ECOGAS y el escenario de los productores hasta el año 6 del Horizonte de Proyección, que corresponde aproximadamente con el período tarifario según lo adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003. La demanda reportada por ECOGAS es consistente con la Capacidad Máxima del gasoducto (146 MPCD) considerando el retiro de la compresora de Casacará.

Lo anterior sugiere que las proyecciones de demanda reportadas por ECOGAS son concordantes con las expectativas de oferta de los productores. En tal sentido, al considerar las nuevas demandas reportadas por ECOGAS para efectos de recalcular tarifas se incluyen las inquietudes manifestadas por los productores con relación a las demandas utilizadas en la Resolución CREG-013 de 2003. Así, es necesario recalcular tarifas a partir de las nuevas demandas reportadas por ECOGAS dando aplicación a la metodología general adoptada mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado. En concordancia con la metodología mencionada, se utiliza la demanda de la UPME y el CND consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003. Las demandas se acotan a las capacidades máximas de los gasoductos teniendo en cuenta la nueva capacidad máxima del gasoducto Ballena – Barranca según información reportada por ECOGAS mediante comunicación E-2003-011106.

La demanda requerida para calcular las estampillas se obtiene como la suma de las inyecciones al Sistema de Transporte. Para la estampilla de gasoductos principales se suman las demandas de Ballena – Barranca, El Porvenir – La Belleza, Cusiana – Apiay más la producción de Apiay, Montañuelo y Rio Ceibas según información de producción reportada por ECOPETROL mediante comunicación E-2003-007113. Para la estampilla de gasoductos ramales se suman además las demandas de los gasoductos aislados.

Con respecto a las compresoras de Casacará y Barrancabermeja es necesario realizar el respectivo ajuste en inversión y AOM en los tramos correspondientes de conformidad con la información reportada por ECOGAS mediante comunicación E-2003-010698. También se ajustan los gastos de AOM para la compresora de Hato Nuevo acorde con la información reportada por ECOGAS en comunicación E-2003-011207. De conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000, los gastos eficientes de AOM son establecidos con la metodología de Análisis Envolvente de Datos (DEA).

Utilización de la estación de compresión de Vasconia

La nueva expectativa de demandas hace necesario evaluar la utilización de la estación compresora ubicada en Vasconia para efectos de imputar la respectiva inversión en los tramos de gasoductos que corresponda. De conformidad con la nueva información de demandas, en los dos primeros años del Horizonte de Proyección el gas transportado por el gasoducto La Belleza – Vasconia fluye desde Vasconia hacia La Belleza. Para el resto del Horizonte se espera que el gas fluya desde La Belleza hacia Vasconia. Así mismo, el flujo físico del gas desde Barranca hacia Vasconia indica que el gas de Cusiana debe fluir de Vasconia hacia Mariquita.

En ese sentido la estación de compresión ubicada en Vasconia se puede requerir en los dos primeros años del período tarifario para comprimir el gas desde Vasconia hacia La Belleza. En los demás años del período tarifario dicha estación compresora se utilizaría en el tramo Vasconia - Mariquita. Así, se propone distribuir la inversión de la estación compresora en los dos tramos de gasoductos de la siguiente forma: i) establecer el Costo Anual Equivalente –CAE - de la inversión en la estación de compresión considerando el Horizonte de Proyección de 20 años; ii) establecer la tasa de descuento como el promedio de las tasas de descuento utilizadas para calcular los cargos fijos y variables y; iii) asignar a cada tramo de gasoducto el Valor Presente Neto de los CAE de los años del Horizonte donde la estación es utilizada para comprimir gas en el respectivo tramo, utilizando la misma tasa de descuento. Aplicando la anterior se tiene la siguiente asignación de inversión por tramo de gasoducto:

Tramo de Gasoducto USD Dic. 2002   

La Belleza – Vasconia  3,815,422

Vasconia – Mariquita  11,187,578

TOTAL   15,003,000

Con relación a los gastos de AO&M correspondientes a la estación compresora de Vasconia, y reconocidos en la Resolución CREG-013 de 2003, se propone asignar al tramo La Belleza – Vasconia los gastos de los dos primeros años del Horizonte de Proyección y, al tramo Vasconia – Mariquita los gastos de los años restantes del Horizonte de Proyección. Con lo anterior se asignan los gastos de AO&M en el tramo donde es utilizada la estación de compresión.

Que de conformidad con lo estipulado en la parte final del Artículo 73 del Código Contencioso Administrativo y teniendo en cuenta que:

· En la tabla 21 del documento CREG-014 de 2003 se indica que los gastos de AO&M correspondientes a la estación compresora de Vasconia fueron imputados al tramo de gasoducto Vasconia – La Belleza.

· Por error aritmético en los cálculos de los Cargos Regulados adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 dichos gastos se incluyeron en el tramo Vasconia – Mariquita.

· En la tabla 17 del documento CREG-014 de 2003 se indica que la inversión existente del gasoducto La Belleza – Cogua es de US$ 54.56 (mill. dic. 2002).

· En la tabla 24 se indica que el costo del gasoducto principal La Belleza – Cogua es de US$ 31.10 (mill. dic. 2002).

· La diferencia entre las dos cifras anteriores corresponde a la suma de los siguientes conceptos: i) el costo de los gasoductos ramales que se desprenden de dicho tramo y; ii) el monto de inversión que se excluyó por el tramo reemplazado por la variante El Hatillo – Chiquinquirá.

· De acuerdo con lo descrito en el documento CREG-014 de 2003, y lo adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003, el tramo reemplazado se valoró en US$ 13.84 (mill. dic. 2002) y los gasoductos ramales en US$ 4.54 (mill. dic. 2002).

· De las anteriores cifras se tiene que la inversión existente para el tramo de gasoducto principal La Belleza – Cogua es US$ 36.18 (mill. dic. 2002) y no US$ 31.10 (mill. dic. 2002) como se adoptó mediante la Resolución CREG-013 de 2003.

En consecuencia se hace necesario modificar los Artículos 4o, 8o, 10o y los Anexos 5.1 y 7 de la Resolución CREG-013 de 2003 con el objeto de corregir los errores aritméticos señalados.

Que de acuerdo con los cargos estampilla adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003, por cada kpcd contratado y cada kpc transportado el respectivo remitente debe asumir los cargos estampilla;

Que puede darse el caso donde el mismo KPCD y KPC sea contratado y transportado respectivamente para más de un remitente por diferentes tramos de gasoductos;

Que en la Resolución CREG-013 de 2003 no está previsto quiénes o cómo se deben asumir las estampillas, lo cual puede dificultar la aplicación de los cargos regulados aprobados para el Sistema de Transporte de ECOGAS;

Que en consecuencia es necesario aclarar tal situación indicando el procedimiento a seguir para asignar las estampillas cuando el mismo KPCD y KPC sea contratado y transportado respectivamente para varios remitentes;

Que la Comisión, en sesión No. 229 del día 18 de diciembre de 2003, aprobó modificar los cargos regulados para el sistema de transporte de ECOGAS, aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003;

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar los Artículos 3o al 13o y los anexos 5.1, 5.2, 6.1, 6.2 y 7 de la Resolución CREG-013 de 2003, los cuales quedarán así:

“ARTÍCULO 3o. CLASIFICACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. Los gasoductos señalados en el Artículo 1o de esta Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo, se clasifican como principales y ramales como se indica a continuación:

PRINCIPALES

Tramo Mariquita – Pereira

Tramo Pereira – Armenia

Tramo Armenia – Cali

Tramo Ballena – Barrancabermeja

Tramo La Belleza – Cogua

Tramo El Porvenir – La Belleza

Tramo La Belleza – Vasconia

Tramo Vasconia – Mariquita

Tramo Sebastopol – Vasconia

Tramo Barrancabermeja – Sebastopol

Tramo Cusiana – Apiay

Tramo Apiay – Usme

Tramo Apiay – Villavicencio – Ocoa

Tramo Mariquita – Gualanday

Tramo Gualanday – Neiva [1]

Tramo Montañuelo – Gualanday

Tramo Ramales Boyacá – Santander (Anexo 3)

Tramo Morichal – Yopal

RAMALES

Ramal Galán – Termobarranca

Ramal Yariguíes – Puente Sogamoso

Ramal Yariguíes – Puerto Wilches

Ramal Zona Industrial Cantagallo – Cantagallo

Ramal Zona Industrial Cantagallo – San Pablo

Ramal Galán – Casabe – Yondó

Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar

Ramal San Vicente de Chucurí

Ramales que se derivan de tramos principales (Anexo 4)

Fuente: Propuesta tarifaria, ECOGAS
[1] Incluye Tello – Los Pinos

ARTÍCULO 4o. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base utilizada para la aprobación de los Cargos de que trata la presente Resolución, incluye:

4.1 Inversión Existente: Como inversión existente se reconocen US$ 686,802,761 (dólares de diciembre 31 de 2002) para los gasoductos principales y US$ 70,834,675 (dólares de diciembre 31 de 2002) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 5.1 de esta Resolución.

4.2 Programa de Nuevas Inversiones: Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 5.2 de la presente Resolución:

Año 1		Año 2	Año 3	Año 4	Año 5
Sistema Principal	10,899,000	3,384,000	2,923,000	2,832,000	2,833,000

NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2002

Parágrafo: Los Cargos Regulados que se aprueban mediante la presente Resolución, están sujetos a la ejecución del Programa de Nuevas Inversiones aquí reconocido. El incumplimiento en cualquiera de las inversiones previstas en este Programa podrá dar lugar a ajustes en los Cargos aprobados. Para tal efecto, el Transportador deberá enviar al finalizar cada año del período tarifario los proyectos y el monto de la inversión ejecutada en el año tarifario inmediatamente anterior.

ARTÍCULO 5o. DEMANDAS ESPERADAS DE VOLUMEN Y CAPACIDAD. La Demanda Esperada de Volumen y la Demanda Esperada de Capacidad, que sirvieron de base para el cálculo de los Cargos que aquí se aprueban, de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 9 de la Resolución CREG-085 y el ajuste en las demandas esperadas de volumen y capacidad adoptado con la presente Resolución, corresponden a las presentadas en los Anexos 6.1 y 6.2 de esta Resolución.

ARTÍCULO 6o. TASAS DE COSTO DE CAPITAL INVERTIDO. Conforme a lo establecido en la metodología aprobada por la Resolución CREG-007 de 2001, se obtiene para ECOGAS una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad de 12.511% y una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de volumen de 16.511%.

ARTÍCULO 7o. ESQUEMA DE CARGOS DE TRANSPORTE. La remuneración del servicio de transporte para los gasoductos indicados en el Artículo 1 de la presente Resolución, con excepción de los señalados en el parágrafo de dicho Artículo, se basa en un esquema de cargos de paso, determinados como la suma de los cargos individuales de cada tramo de gasoductos según el recorrido del flujo físico de gas y los cargos estampilla correspondientes al grupo de gasoductos ramales y gasoductos principales. Los tramos y grupos de gasoductos comprenden:

Tramo Ballena – Barrancabermeja	Cargos individuales de paso, según el recorrido físico del gas.
Tramo Barrancabermeja – Sebastopol
Tramo Sebastopol – Vasconia
Tramo Vasconia – Mariquita
Tramo Mariquita – Pereira
Tramo Pereira – Armenia
Tramo Armenia – Cali
Tramo La Belleza – Vasconia
Tramo La Belleza – El Porvenir
Tramo La Belleza – Cogua
Tramo Cusiana – Apiay
Tramo Apiay – Usme
Tramo Apiay – Villavicencio – Ocoa
Tramo Mariquita – Gualanday
Tramo Gualanday – Neiva
Tramo Montañuelo - Gualanday
Tramo Ramales Boyacá – Santander
Tramo Morichal-Yopal
Grupo de gasoductos ramales[1]	Cargos estampilla generales, independientes del recorrido del gas
Grupo de Gasoductos principales

[1] Los gasoductos regionales aislados del sistema troncal les aplicaría únicamente los Cargos Estampilla Ramales.

Parágrafo: Las Parejas de Cargos fijos y variables para los gasoductos Morichal – Yopal y Ramales Boyacá Santander son independientes para dichos tramos y por tanto no incluyen cargos estampilla.

ARTÍCULO 8o. CARGOS FIJOS Y VARIABLES REGULADOS DE REFERENCIA PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN. Para remunerar los costos de inversión de los gasoductos definidos en el Artículo 1 de esta Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo de dicho Artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado, se aprueban las siguientes Parejas de Cargos Regulados:

Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión

% de la Inversión Base remunerada con cargo fijo

0

20

40

50

60

80

100

Cargos por Distancia

Ballena – Barrancabermeja
C.F.	-	28.652	57.305	71.631	85.957	114.609	143.262
C.V.	0.506	0.405	0.304	0.253	0.202	0.101	-
Barranca – Sebastopol
C.F.	-	4.834	9.669	12.086	14.503	19.338	24.172
C.V.	0.134	0.107	0.080	0.067	0.053	0.027	-
Sebastopol – Vasconia
C.F.	-	3.562	7.124	8.905	10.686	14.248	17.810
C.V.	0.099	0.079	0.059	0.049	0.040	0.020	-
Vasconia – Mariquita
C.F.	-	12.176	24.352	30.439	36.527	48.703	60.879
C.V.	0.249	0.199	0.149	0.124	0.099	0.050	-
Mariquita – Pereira
C.F.	-	15.367	30.734	38.418	46.102	61.469	76.836
C.V.	0.312	0.250	0.187	0.156	0.125	0.062	-
Pereira – Armenia
C.F.	-	5.696	11.392	14.240	17.088	22.784	28.480
C.V.	0.119	0.096	0.072	0.060	0.048	0.024	-
Armenia – Cali
C.F.	-	11.822	23.643	29.554	35.465	47.286	59.108
C.V.	0.257	0.205	0.154	0.128	0.103	0.051	-
Mariquita – Gualanday
C.F.	-	29.358	58.715	73.394	88.073	117.430	146.788
C.V.	0.564	0.451	0.338	0.282	0.225	0.113	-
Gualanday – Neiva
C.F.	-	18.961	37.921	47.402	56.882	75.843	94.803
C.V.	0.337	0.269	0.202	0.168	0.135	0.067	-
Montañuelo - Gualanday
C.F.	-	10.387	20.774	25.968	31.161	41.548	51.935
C.V.	0.159	0.127	0.095	0.079	0.064	0.032	-
Vasconia – La Belleza
C.F.	-	11.886	23.772	29.715	35.658	47.544	59.430
C.V.	0.248	0.198	0.149	0.124	0.099	0.050	-
La Belleza – Cogua
C.F.	-	18.929	37.858	47.322	56.787	75.716	94.645
C.V.	0.332	0.266	0.199	0.166	0.133	0.066	-
La Belleza – El Porvenir
C.F.	-	13.957	27.914	34.893	41.871	55.828	69.785
C.V.	0.248	0.199	0.149	0.124	0.099	0.050	-
Cusiana – Apiay
C.F.	-	41.544	83.088	103.859	124.631	166.175	207.719
C.V.	0.719	0.575	0.432	0.360	0.288	0.144	-
Apiay – Usme
C.F.	-	18.801	37.601	47.002	56.402	75.203	94.003
C.V.	0.369	0.295	0.221	0.184	0.148	0.074	-
Apiay – Villavicencio – Ocoa
C.F.	-	10.872	21.744	27.180	32.616	43.488	54.360
C.V.	0.190	0.152	0.114	0.095	0.076	0.038	-
Gasoducto Morichal – Yopal
C.F.	-	5.303	10.605	13.257	15.908	21.211	26.513
C.V.	0.103	0.082	0.062	0.051	0.041	0.021	-
Ramales Boyacá – Santander
C.F.	-	27.440	54.880	68.600	82.320	109.760	137.200
C.V.	0.490	0.392	0.294	0.245	0.196	0.098	-

Cargos Estampilla Ramales

C.F.	-	6.280	12.560	15.700	18.841	25.121	31.401
C.V.	0.113	0.090	0.068	0.056	0.045	0.023	-

Cargos Estampilla Gasoductos Principales

C.F.	-	6.358	12.716	15.895	19.074	25.432	31.790
C.V.	0.113	0.090	0.068	0.057	0.045	0.023	-

C.F. = Cargo Fijo expresado en US $ de dic. 31 de 2002 por kpcd-año

C.V. = Cargo Variable expresado en US $ de dic. 31 de 2002 por kpc

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Parágrafo 1: Para establecer la Pareja de Cargos fijos y variables aplicables en un punto determinado, se suman la Pareja de Cargos fijos y variables por distancia de cada tramo, con las dos Parejas de Cargos fijos y variables por estampilla establecidos para grupos de gasoductos ramales y principales. Para los gasoductos Morichal – Yopal y Ramales Boyacá – Santander no se suman las parejas de Cargos fijos y variables por estampilla.

Parágrafo 2: Las Parejas de Cargos fijos y variables establecidas en el presente Artículo están expresadas en dólares americanos de diciembre 31 de 2002. Dichas Parejas de Cargos deberán actualizarse de conformidad con lo establecido en el Artículo 5o. de la Resolución CREG-001 de 2000.

ARTÍCULO 9o. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO -AO&M-. Se reconocen los gastos de AO&M presentados en el Anexos 7 de esta Resolución, los cuales incluyen el reconocimiento del 90.5% de los gastos de AO&M reportados por ECOGAS. Para determinar este porcentaje se aplicó la metodología de frontera de eficiencia definida en la Resolución CREG-001 de 2000.

Parágrafo: Los gastos de AO&M de gasoductos de otros Sistemas de Transporte incluidos en esta Resolución, se incluyen acorde con los resultados de aplicar la metodología de frontera de eficiencia al respectivo Sistema de Transporte.

ARTÍCULO 10o. CARGOS FIJOS REGULADOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO- AO&M-. Para remunerar los gastos de AO&M de los gasoductos definidos en el Artículo 1 de esta Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo de dicho Artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado, se aprueban los siguientes Cargos Regulados:

Cargo Fijo que Remunera los Gastos de AO&M

Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-02/kpcd-año)
Cargo por Distancia
Ballena – Barranca	225,648
Barrancabermeja – Sebastopol	19,793
Sebastopol – Vasconia	9,962
Vasconia – Mariquita	53,854
Mariquita – Pereira	134,316
Pereira – Armenia	53,553
Armenia – Cali	103,517
Mariquita – Gualanday	46,273
Gualanday – Neiva	47,773
Montañuelo – Gualanday	16,885
Vasconia – La Belleza	62,160
La Belleza – Cogua	51,378
La Belleza – El Porvenir	22,390
Cusiana – Apiay	142,917
Apiay – Usme	101,760
Apiay – Villavicenciao – Ocoa	31,469
Gasoducto Morichal – Yopal	39,672
Ramales Boyacá – Santander	186,689
Cargo Estampilla Gasoductos Ramales	44,340
Cargo Estampilla Gasoductos Principales	36,241

NOTA: Las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

Parágrafo: Los cargos indicados en el presente Artículo están expresados en pesos de diciembre 31 de 2002. Dichos cargos deberán actualizarse de conformidad con lo establecido en el Artículo 5o. de la Resolución CREG-001 de 2000.

ARTÍCULO 11o. Estos Cargos no incluyen el impuesto de transporte de que trata el Artículo 26 de la Ley 141 de 1994, ni la cuota de fomento establecida por el Artículo 15 de la Ley 401 de 1997.

ARTÍCULO 12o. Los Cargos que se aprueban mediante la presente Resolución podrán ajustarse de oficio o a petición de parte si la autoridad competente modifica el monto de la inversión existente considerada en la presente Resolución, y como resultado de esta modificación la inversión existente disminuye.

ARTÍCULO 13o. De conformidad con el Artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, y teniendo en cuenta el régimen de libertad regulada, los Cargos Fijos y Variables que remuneran los costos de inversión, y que se aprueban mediante esta Resolución, son Cargos Máximos.”

ARTÍCULO 2o. Cuando una misma capacidad (KPCD) y un mismo volumen KPC sea contratado y transportado respectivamente para varios remitentes, los cargos estampilla se distribuirán entre los remitentes así: 1) de mutuo acuerdo entre los remitentes, para lo cual disponen del mismo tiempo previsto en el parágrafo del numeral 5.1 de la Resolución CREG-001 de 2000 para efectos de negociar nuevos cargos y; 2) si no hay mutuo acuerdo, los cargos estampilla serán asumidos por cada remitente en forma proporcional a la longitud de gasoducto que utilice cada remitente.

ARTÍCULO 3o. La presente Resolución deberá notificarse a las empresas ECOGAS, PROMIGAS S.A. E.S.P., MERILÉCTRICA E.S.P., GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P., GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P., GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P., GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P., GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P., GAS NATURAL S.A. E.S.P., PETROTESTING COLOMBIA S.A. y BP EXPLORATION COMPANY LTD. y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución no procede recurso alguno por la vía gubernativa.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., a los 18 de Diciembre de 2003

Viceministro de Minas y Energía

Delegado del Ministro de Minas y Energía
MANUEL MAIGUASHCA OLANO

Presidente

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ

Director Ejecutivo