RESOLUCIÓN 135 DE 2009

(octubre 20)

Diario Oficial No. 47.551 de 2 de diciembre de 2009

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 087 de 2009.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y el Decreto 2253 de 1994.

CONSIDERANDO 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.

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 esa ley.

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.

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.

Mediante la Resolución CREG 001 de 2000, y otras que la modifican y complementan, 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 de gas natural.

Mediante la Resolución CREG 087 de 2009 la Comisión estableció los cargos para el gasoducto Sardinata, Cúcuta, en atención a la solicitud presentada por la Promotora de Gases del Sur S. A. E.S.P. – Progasur S. A. E.S.P.

Mediante comunicación con Radicación E-2009-008828 la Promotora de Gases del Sur S. A. E.S.P., Progasur S. A. E.S.P., interpuso oportunamente recurso de reposición contra la Resolución CREG 087 de 2009.

Para desatar el recurso, desarrollaremos la parte motiva en tres capítulos: en el primero transcribimos el texto del recurso de reposición, en el segundo presentamos los análisis que hizo la CREG y en el tercero exponemos las conclusiones.

1. Texto del recurso de reposición.

“PRETENSIONES

Primera. Se modifique el numeral 3.2 del artículo 3o de la Resolución CREG 087 de 2009 y se ajusten los cargos fijos y variables regulados de conformidad con los fundamentos en que se soporta el recurso.

FUNDAMENTOS

INVERSION

En los análisis realizados por la Comisión se definió el Gasoducto del Ariari como gasoducto de referencia para ser utilizado dentro del cálculo del valor de inversión para el Sistema de transporte Sardinata, Cúcuta. El valor tomado por la Comisión y que equivale a 25,48 US$ Dic. 08/m-pulg, se obtiene de la actualización por el Indice PPI; sin embargo, dicho índice no refleja el incremento real que se ha tenido en ítems diferentes al costo de materiales, cuyo componente principal es el acero.

Componentes de la inversión como la mano de obra (calificada y no calificada), derecho de vía, suministro de maquinaria y equipo y otros diferentes a materiales, han tenido un comportamiento que no evidencia una correlación directa con el PPI, por el contrario se manifiesta muy ligado al IPC, por lo tanto el costo del componente diferente a materiales tendría un valor superior al establecido en la Resolución CREG 087 de 2009.

En consideración de lo anterior y bajo el supuesto de una participación del 65% de ítems diferentes a materiales cuyo componente principal es el acero, el valor base establecido por la Comisión y que equivale a 25,48 US$ Dic. 08/m-pulg se vería incrementado en un 6,1%, lo cual arrojaría un valor base de 27,04 US$ Dic. 08/m-pulg.m, antes del siguiente análisis que corresponde a la incidencia del acero dentro del costo de inversión.

Es evidente que la tendencia del acero desde agosto de 2008 ha venido con un descenso desde un precio máximo de 1100 US$ por tonelada a unos niveles del orden de 250 US$ por tonelada el cual se alcanzó en marzo de 2009, esto se puede apreciar en la siguiente grafica:

Los precios de acero negociados reflejan desde marzo de 2009 una tendencia creciente en las negociaciones, se puede ver cómo a mediados de septiembre de 2009, el precio del acero está alcanzando niveles del orden de 400 US$ por tonelada:

La expectativa que esta tendencia creciente puede tener sobre los precios de negociación internacional de tubería es que efectivamente se retorne a valores normales, no se esperaría que en el corto plazo se alcance los niveles máximos vistos en 2008 sin embargo al mismo tiempo se esperaría que los precios mínimos observados, los cuales son considerados como homologables a los precios del material en 2005 pueden no ser representativos.

Realizando una consulta del índice utilizado por la comisión, el Flats Steel Index, fue posible determinar que los precios promedio del material obtenidos para 2005 ya no son homologables a las condiciones actuales, dado que si se compara la situación en junio de 2009 comparándola con septiembre de 2009, se reflejan condiciones cercanas no a 2005 sino a los periodos 2006 y 2007, esto se puede ver a continuación:

De esta forma si se considera que los últimos 5 años pueden ser un buen predictor de las condiciones del próximo quinquenio, debería optarse por establecer un comparativo con el promedio histórico de ese periodo en particular el cual sitúa al índice en 161,65, mientras que si se toma el periodo 2005 el promedio del índice se encuentra en 147,73, en términos porcentuales se encontraría un 9.42% por debajo de lo que se podría considerar como la expectativa en el momento en que se pretendería realizar la adquisición de la tubería.

Considerando lo anterior le agradecemos a la comisión tener en cuenta este análisis, de tal manera que sea posible ajustar el valor de inversión del gasoducto Sardinata, Cúcuta.

Inversiones en Puntos de Entrada y Salida

Se incluye el costo correspondiente a los puntos de entrada y salida del gasoducto, de tal manera que se permita la normal operación de gasoducto Sardinata, Cúcuta.

La anterior solicitud de acuerdo a lo establecido en el Anexo 1 de la Resolución CREG 001 de 2000 y en concordancia con antecedentes de aprobación de dichas inversiones en otros gasoductos (Gráfico 12, programa nuevas inversiones sistema Guando, Fusagasugá).

ANEXO 1 RESOLUCION CREG 001 DE 2000

PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES GASODUCTO GUANDO-FUSAGASUGA

Fuente: Documento CREG 050 de 2006, Cargos de transporte para el gasoducto Guando Fusagasugá de propiedad de Progasur S. A. E.S.P.

PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES FLANDES – GIRARDOT - RICAURTE

Fuente: Resolución CREG 059 de 2003, Por la cual se establecen los cargos regulados para el gasoducto Flandes, Girardot, Ricaurte.

Es importante anotar que para el sistema de transporte Sardinata, Cúcuta, contar con un sistema de medición, seguridad y control a la entrada del gasoducto es de vital importancia por lo tanto les solicitamos tener en cuenta los valores reportados en nuestra solicitud tarifaria.

En la localización final del gasoducto (Cúcuta) se hace necesario contar con la infraestructura que permita controlar la operación del gasoducto y realizar las labores de mantenimiento necesarias para la normal operación, por lo tanto trampa de raspadores, terreno, obra civil, sistema de control, licencia de construcción, son necesarios y les agradecemos tener en cuenta dentro del reconocimiento de inversiones a realizar.

FUNDAMENTOS DE DERECHO

Tal y como se establece en el artículo 365 de la Constitución Nacional, es deber del estado asegurar la prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. De ahí que la empresa apele ante la Comisión, con el fin de buscar las mejores condiciones tanto de disponibilidad como tarifarías para los usuarios, atendidos en nuestro mercado relevante.

Lo anterior en concordancia con lo dispuesto en el artículo 2o de la norma supra que expresa:

“Artículo 2o. Son fines esenciales del Estado: servir a la comunidad, promover la prosperidad general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes consagrados en la Constitución; facilitar la participación de todos en las decisiones que los afectan y en la vida económica, política, administrativa y cultural de la Nación; defender la independencia nacional, mantener la integridad territorial y asegurar la convivencia pacífica y la vigencia de un orden justo”.

Si revisamos los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera, contemplados en la Ley 142 de 1994, en su texto ordena que los costos reflejen siempre tanto el nivel como la estructura de costos económicas de prestar el servicio, al expresar:

“87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarías 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 tarifarías 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 tarifarías, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este”. (Subraya fuera de texto).

De no acceder a nuestra solicitud no se estarían reflejando los gastos, los costos y las inversiones que demandaría prestar el servicio de transporte de gas natural de una manera óptima y además se pondría en riesgo la suficiencia financiera del proyecto”.

2. Análisis del recurso

2.1 Sobre la petición de actualizar con el IPC el 65% de la referencia de inversión para el terreno con una topografía estándar.

En los análisis de las necesidades de inversión presentadas en la solicitud tarifaria de Progasur S. A. E.S.P., la Comisión encontró que el gasoducto del Ariari, por la similitud en longitud, en diámetro y en la topografía del terreno sobre el cual está construido, podría tomarse como referencia para establecer el costo unitario para la parte del terreno con una topografía estándar en el trazado del gasoducto Sardinata, Cúcuta.

El costo eficiente que la CREG encontró para el citado gasoducto del Ariari, en diciembre 31 de 2004, fue US$23.33/metro-pulgada. Este costo, como lo señala Progasur S. A. E.S.P. en el recurso, se actualizó con el índice Producer Price Index (PPI)_[1] a diciembre 31 de 2008 y adicionalmente se analizó si había espacio para actualizar el costo del acero, que representa aproximadamente el 35% del costo total de la inversión.

El anterior ejercicio supone que todos los costos de la referencia eficiente escogida en diciembre de 2004 se comportan como el PPI y no hay lugar para hacer ajustes por concepto de variaciones en los precios del acero.

Tomando en consideración el recurso presentado por Progasur S. A. E.S.P., la CREG realizó análisis adicionales de los principales costos de construcción de un gasoducto, y encontró lo siguiente:

-- Nathan Parker en sus evaluaciones_[2] encuentra que el costo de los materiales en la construcción de un gasoducto oscila entre el 15 y 35% de los costos totales (cambia con el tamaño del gasoducto) y que los costos laborales representan en promedio entre el 40 y 50% de los costos totales.

-- En el volumen 107, número 34, de septiembre de 2009, la revista especializada Oil & Gas Journal presenta los siguientes costos en la construcción de un gasoducto:

De la anterior información se advierte que sería factible precisar el mecanismo de indexación al reconocer que la mano de obra no se comporta como el PPI.

De acuerdo con los anteriores análisis se encuentra razonable actualizar:

-- Los costos laborales (mano de obra) con las variaciones en los salarios mínimos legales en Colombia.

-- Los materiales o el tubo con las variaciones del acero, y

-- Los otros costos con el PPI.

Para la actualización de los costos laborales o mano de obra con las variaciones en los salarios mínimos legales se encuentra pertinente el siguiente procedimiento:

En el caso del Ariari, se estima en pesos de diciembre de 2004, el número de salarios mínimos legales que representa la inversión en mano de obra en esa fecha. Ese número simboliza el número eficiente de salarios mínimos que representa el valor eficiente aprobado por la CREG para esa referencia.

Posteriormente, con el valor del salario mínimo legal en 2008, se estima cuánto vale el número de salarios del procedimiento señalado en el párrafo anterior. Finalmente, con la tasa representativa del mercado del dólar de diciembre de 2008 se calcula el valor en dólares del costo de la mano de obra.

El procedimiento indicado asegura que en términos reales se actualiza el valor de la mano de obra con las variaciones del salario mínimo mensual legal vigente. El valor en dólares que resulta permite que en ese momento la empresa pueda comprar el mismo número de salarios mínimos legales eficiente aprobados en la referencia escogida.

En el caso del costo del tubo (que según la solicitud tarifaria está en acero) se encuentra razonable seguir actualizándolo con las variaciones del costo del acero.

En el caso de los otros costos, se reconocen elementos que varían con el Indice de Precios al Productor en Colombia y otros con el PPI. Se propone este último en razón a la dificultad de discriminar qué porcentaje de esos elementos corresponde a bienes locales y qué porcentaje a bienes importados.

2.2 Sobre la petición de incluir las tendencias de los precios del acero

La CREG, en los análisis que hizo para determinar el valor eficiente de la inversión asociada con las características técnicas y físicas del gasoducto Sardinata, Cúcuta, examinó si había espacio para corregir las referencias escogidas (Ariari y Cali, Popayán) por variaciones en los costos del acero entre el momento en que se aprobaron los cargos de las referencias mencionadas y el momento de aprobación de los cargos del gasoducto Sardinata, Cúcuta.

En las evaluaciones realizadas la CREG encontró que no había espacio para ajustes por variaciones en el acero: los niveles que se observaron en el momento que se expidió la Resolución CREG 087 de 2009 corresponden a los niveles que había, en promedio, en el año 2005, en donde se ubican las referencias escogidas.

Progasur S. A. E.S.P., en el recurso que interpuso, solicita que se tengan en cuenta las tendencias futuras de los precios del acero, en razón a que hoy se podrían observar tendencias alcistas. Para estos efectos, propone tomar el promedio de los últimos 5 años de los precios del acero, como aproximación para estimar el nivel de precios de la tendencia futura.

Al respecto la CREG encuentra:

a) La CREG analiza los valores eficientes de las inversiones en el momento que toma las decisiones;

b) Progasur S. A. E.S.P. propone el promedio de los últimos cinco años como aproximación para conocer los precios futuros del acero. La CREG se pregunta cuáles razones justifican esa aproximación. ¿Por qué no el promedio de los últimos diez años o el promedio de los últimos dos? Nótese que dependiendo de la serie, los resultados son diferentes y no necesariamente deben coincidir con los precios futuros que encontrará la empresa cuando decida comprar los materiales. En otros términos, no aparecen en el recurso razones valederas por las cuales la CREG debe preferir una u otra serie o por las cuales deba reconsiderar la adoptada, y

c) La Comisión, al aprobar las tarifas de un nuevo gasoducto, desconoce cuándo se adelantarán las gestiones para adquirir la tubería de acero o cuándo se ejecutará la obra; si inmediatamente, al año, etc., pero, en todo caso, toma su decisión con la mejor información disponible, esto es, teniendo en cuenta los niveles de precios del momento.

2.3 Sobre la petición de incluir los Puntos de Entrada y Salida en las inversiones

Progasur S. A. E.S.P. solicita que se reconozcan los Puntos de Entrada y Salida. Como soporte cita dos ejemplos de gasoductos en donde, aparentemente, la CREG ha reconocido esos conceptos.

Al respecto, tal como se manifiesta en el Documento CREG 069 de 2009, la metodología vigente de transporte no contempla que los Puntos de Entrada y Salida entren dentro del acervo de activos que la CREG reconoce para determinar los cargos regulados:

En el Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural (RUT) se definen los Puntos de Entrada y Salida así:

“PUNTO DE ENTRADA: Punto en el cual se inyecta el gas al Sistema de Transporte desde la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Entrada incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación”.

“PUNTO DE SALIDA: Punto en el cual el Transportador inyecta el gas a la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Salida incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación”.

El numeral 3.5 del RUT establece lo siguiente:

“3.5 CONEXIONES A PUNTOS DE ENTRADA DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE

Los costos de las conexiones a Puntos de Entrada del Sistema Nacional de Transporte así como su administración, operación y mantenimiento serán responsabilidad del Agente que entrega el gas al Sistema Nacional de Transporte. Todo Punto de Entrada deberá contar con cromatógrafos de registro continuo para el monitoreo permanente de la calidad de gas entregado, cuyo costo será asumido por el Productor – Comercializador respectivo, así como la responsabilidad por su operación y mantenimiento”. (Subrayas fuera de texto original).

El numeral 3.4 del RUT establece lo siguiente:

“3.4 CONEXIONES A PUNTOS DE SALIDA DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE

Exceptuando aquellas conexiones que a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 056 de 1999, mediante la cual se establece el nuevo régimen de cargos de transporte, se encuentren en la base de activos para calcular los cargos de transporte de un Sistema de Transporte, los costos de conexión tendrán un tratamiento independiente de los cargos de transporte y serán cubiertos por los usuarios que se beneficien de las mimas. En todo caso, el Transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de las conexiones que se encuentren incluidas en la base de activos utilizada con propósitos tarifarios”. (Subrayas fuera de texto original).

En los anteriores términos, no es posible acceder a la petición en razón a que el Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural contenido en la Resolución CREG-071 de 1999, excluye los costos de los puntos de entrada y de salida de los cargos regulados del transportador.

El impugnante argumenta que formula esta solicitud en concordancia con antecedentes de aprobación de dichas inversiones en otros gasoductos: Resoluciones CREG 059 de 2003 y CREG 041 de 2006.

Como se puede apreciar, el argumento del recurrente consiste en la presunta contradicción del acto impugnado con unos actos particulares y concretos de la misma categoría del recurrido, en los cuales se incluyeron los Puntos de Entrada y de Salida.

En estos términos, el argumento no prospera porque la Resolución CREG-087 de 2009 recurrida, no está sujeta a las Resoluciones CREG 059 de 2003 y CREG 041 de 2006, pues se trata de actos de la misma categoría y naturaleza, los cuales no guardan una relación de dependencia jerárquica.

3. Conclusiones y propuestas

3.1 Sobre la petición de actualizar con el IPC el 65% de la referencia de inversión para el terreno con una topografía estándar.

Del análisis que se presenta en la sección 2.1, los principales costos en la construcción de un gasoducto son:

a) Costo de los materiales: según el citado estudio de Parker, estos oscilan entre el 15 y el 35% del costo total. Según el análisis de la citada revista de Oil & Gas Journal, estos representan aproximadamente un 35%.

En la solicitud tarifaria, el costo del tubo en acero que reporta la empresa corresponde a 34.6% del total de los costos (sin considerar los Puntos de Entrada y Salida). Se propone utilizar ese porcentaje.

b) Costos de mano de obra o laborales: según el citado estudio de Parker, en promedio estos oscilan entre el 40 y el 50%, y según el análisis de la citada revista de Oil & Gas Journal, estos representan aproximadamente el 38%. Se propone utilizar el promedio de los porcentajes de Parker: 45%.

c) Otros costos que representan el 20.4%.

Con los anteriores parámetros, las referencias eficientes que se escogieron en US$ de diciembre de 2008 quedan así:

3.2 Sobre la petición de incluir las tendencias de los precios del acero

Como se presenta en la sección 2.2, la CREG no encuentra razones que justifiquen pronosticar los precios futuros del acero. En este sentido, no se accede a la petición.

3.3 Sobre la petición de incluir los Puntos de Entrada y Salida en las inversiones.

Como se presenta en la sección 2.3, la CREG no puede acceder a la petición de reconocer los Puntos de Entrada y Salida porque eso sería desconocer la metodología vigente que rige la actividad de transporte de gas.

Con los ajustes descritos anteriormente, se determina que el costo unitario eficiente del gasoducto Sardinata, Cúcuta es US$28,96/metro-pulgada. El costo unitario que se reconoció en la Resolución CREG 087 de 2009 fue US$27,1/metro pulgada.

Con el ajuste definido, las parejas que remuneran la inversión son las siguientes:

A partir de las anteriores cifras se tiene que el cargo equivalente 50% fijo y 50% variable, incluido el cargo de AOM (reconocido en la Resolución CREG 087 de 2009) es de 1,999 US$/KPC (de diciembre 31 de 2008).

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 423 del 20 de octubre de 2009 adoptó la presente decisión.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar el artículo 3o de la Resolución CREG 087 de 2009, el cual queda así:

“Artículo 3o. Inversión base. La Inversión Base del gasoducto Regional Sardinata-Cúcuta comprende las nuevas inversiones, como se indica a continuación:

3.1 Inversión Existente: No se reconoce inversión existente

3.2 Nuevas inversiones: El monto correspondiente al programa de nuevas inversiones que se reconoce es igual a US$7.902.244, expresado en dólares del 31 de diciembre de 2008. La desagregación del programa de nuevas inversiones se muestra en el Anexo 1”.

ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 6 de la Resolución CREG 087 de 2009, el cual queda así:

“Artículo 6o. Cargos fijos y variables regulados de referencia para la remuneración de los costos de inversión. A partir de la vigencia de la presente resolución se aplicarán las siguientes Parejas de Cargos Regulados que remuneran los costos de inversión para el Sistema de Transporte definido en el artículo 2o de la presente resolución:

ARTÍCULO 3o. Modificar el Anexo 1 de la Resolución CREG 087 de 2009, el cual queda así:

ARTÍCULO 4o. No acceder a la demás peticiones del recurso.

ARTÍCULO 5o. La presente resolución deberá notificarse a la Promotora de Gases del Sur S. A. E.S.P., Progasur S. A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta resolución no procede recurso alguno en la vía gubernativa.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 20 de octubre de 2009.

El Presidente,

SILVANA GIAIMO CHÁVEZ,

Viceministra de Minas y Energía, Delegada del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA.

* * *

1. Producer Price Index (PPI): Indice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).

2. “Using Natural Gas Transmission Pipiline Costs to Estimate Hidrogen Pipeline Costs”. Nathan Parker.