RESOLUCIÓN 139 DE 2008

(noviembre 24)

Diario Oficial No. 47.187 de 28 de noviembre de 2008

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008.

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:

1. ANTECEDENTES

a. Que mediante la Resolución CREG 102 de 2008, la CREG estableció los cargos regulados para el gasoducto Cali – Popayán, según la solicitud que presentó Promotora de Gases del Sur, Progasur S.A. E.S.P.

b. Que en fecha posterior a la expedición de la Resolución CREG 102 de 2008 el Ministerio de Minas y Energía radicó en la CREG (E 2008 009005) una comunicación mediante la cual informa que hay unos recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento para el proyecto de gasoducto Cali – Popayán y solicita a la CREG que en el cálculo tarifario se considere la parte de la tarifa que no se ha de trasladar al usuario final.

c. Que los análisis de la inversión que hizo la CREG son independientes del esquema de financiación del proyecto. En estos términos, las parejas de cargos que aparecen el Artículo 6 de la Resolución CREG 102 de 2008 constituyen un máximo valor a cobrar a los usuarios.

d. Que mediante la comunicación de fecha 22 de octubre de 2008 y número de radicado E 2008 009219, Progasur S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición, dentro del tiempo legal previsto, contra la Resolución CREG 102 de 2008.

e. Que mediante la comunicación de fecha 10 de noviembre de 2008 y número de radicado E 2008 009885, Progasur S.A. E.S.P. presentó a la CREG aclaraciones y ampliaciones al citado recurso.

2. PRETENSIONES DEL RECURSO

A continuación se cita el texto que envió Progasur S.A. E.S.P. a la CREG con las pretensiones del recurso:

“PRIMERA: Se modifique el numeral 3.2 del Artículo 3 de la Resolución CREG 102 de 2008 y se ajusten los cargos fijos y variables regulados de conformidad con los fundamentos en que se soporta el recurso.

SEGUNDA: Se modifique el Artículo 7 de la Resolución CREG 102 de 2008 y se ajusten los cargos por AOM de conformidad con los fundamentos en que se soporta el recurso.”.

3. FUNDAMENTOS RELACIONADOS CON LA INVERSIÓN

A continuación se cita el texto que envió Progasur S.A. E.S.P. a la CREG con los fundamentos de la inversión que justifican su petición:

“Dentro del análisis para definir la inversión base, se hace mención a que no hay claridad sobre las economías de escala por longitud para gasoductos de bajos diámetros y que de acuerdo al estudio citado por la comisión (PARKER 2004), los gasoductos con diámetros inferiores a 10 pulgadas presentan costos aproximadamente independientes del diámetro.

Esto se da en particular para tres de las cuatro clasificaciones que se define en tal estudio, las mismas son:

· Mano de obra (Labor)

· Miscelaneos (Misc)

· Derecho de vía (Right of way)

Lo anterior se corrobora a partir de la información mostrada en la siguiente tabla:

En la anterior tabla se puede verificar que en la mano de obra, los misceláneos y el derecho de vía los costos tienen un comportamiento que no evidencia una tendencia determinada de acuerdo al diámetro de la tubería, para el caso particular de la tubería de cuatro pulgadas, estos tienden a ser más altos en la medida en que se hace una evaluación en USD / diámetro – longitud, tal como se ve a continuación:

En análisis previos realizados por la comisión, se mostró la existencia de costos unitarios para diferentes diámetros (8 pulgadas a 42 pulgadas) estimados a partir de la ecuación propuesta por el estudio de la Universidad de California (Parker 2004), estos no superaban los 30 USD/pulgada – metro, la ecuación a partir de la cual se establecen las relaciones entre costo unitario y diámetro es la siguiente:

En la siguiente gráfica se muestran los resultados a partir de la aplicación de tal ecuación en los diámetros considerados por la Comisión en el documento CREG 035 de 2007:

Por las tendencias mostradas en la gráfica se puede observar la existencia de economías de escala a medida que el diámetro de la tubería se incrementa, sin embargo cabe anotar que la misma tendencia puede observarse si se aplica la misma ecuación para diámetros de cuatro y seis pulgadas, obteniendo los siguientes resultados:

Según se observa, la estimación de los costos unitarios para diámetros de cuatro y seis pulgadas, es consecuente con la tendencia hacia las economías de escala a medida que aumenta el diámetro.

Si se observan los costos unitarios estimados, estas conclusiones tienen bastante lógica, en principio debido a que costos como el derecho de vía o la mano de obra no tienen una dependencia directa a medida que aumenta el diámetro, por lo tanto entre más pequeño el diámetro se esperaría que en términos de Costo / Diámetro – Longitud, los valores obtenidos sean mayores.

Dadas las consideraciones anteriores, respetuosamente solicitamos a la CREG las tenga en cuenta para sus análisis, de tal manera que el costo de inversión para el gasoducto Cali – Popayán, tenga un incremento consecuente con los planteamientos expuestos.”.

En la comunicación, posterior al recurso, que Progasur radicó en la CREG se presentan los siguientes elementos adicionales sobre la inversión:

Inversiones en punto de entrada y salida

Inversión en servidumbres

Costos en mano de obra

Inversión en cruces aéreos

Inversión en geotecnia en etapa constructiva

Alternativas en el caso de que no se incluya el sistema de compresión

3.1 ANÁLISIS

A continuación se expone el texto de los análisis que se hicieron en la Resolución CREG 102 de 2008 y que están en el Documento CREG 075 de octubre 9 de 2008:

“La Metodología estable que los diferentes cálculos deben estar referidos a la Fecha Base, la cual corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud. De acuerdo con la solicitud de Progasur, la Fecha Base corresponde a diciembre 31 de 2007. Progasur reporta las cifras de inversión referidas a la Fecha Base. El valor solicitado equivale a US$ 39.63 diciembre 31 de 2007 por metro por pulgada [US$/m-pul.].

Es pertinente advertir que la metodología define la Inversión Base en los siguientes términos:

“Inversión Base: Es aquella que reconoce la CREG y que corresponde a un dimensionamiento consistente con el Factor de Utilización Normativo del gasoducto, con la Demanda Esperada de Capacidad y de Volumen y con costos eficientes comparables con otros gasoductos similares u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG. La Inversión Base deberá considerar las normas de seguridad establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, el Reglamento Único de Transporte y las normas aplicables emitidas por autoridades competentes.”

De acuerdo con la anterior disposición, es necesario evaluar los costos eficientes de la inversión solicitada. En dicha evaluación se pueden considerar costos eficientes comparables con otros gasoductos similares u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG.

Antes de realizar la evaluación numérica es importante anotar que en el caso del gasoducto Gibraltar – Toledo - Bucaramanga de 190 km y 10 pulgadas de diámetro (Res. CREG 044 de 2007) se consideraron los siguientes elementos para evaluar la eficiencia en la inversión:

a) Economías de escala por longitud para gasoductos construidos en zonas de alta montaña,

b) Economías de escala por diámetro y

c) Actualización de costos de referencia por incrementos en el precio del acero. Para el caso del gasoducto Cali – Popayán, de 116.756 km y 4 pulgadas de diámetro, se considera únicamente el elemento relacionado con la actualización de costos de referencia por incrementos en el precio del acero. No hay claridad sobre las economías de escala por longitud para gasoductos de bajo diámetros. Así mismo, de acuerdo con Parker (2004), gasoductos con diámetros inferiores a 10 pulgadas presentan costos aproximadamente independientes del diámetro.

De acuerdo con lo anterior, seleccionamos algunos gasoductos de referencia construidos recientemente en el país, los cuales tienen parámetros comparables con aquellos del gasoducto Cali - Popayán.

La tabla 5 muestra datos para tres gasoductos construidos en el país. De las cifras indicadas en la tabla 5 se observa que el costo unitario de estos gasoductos oscila entre 19.4 y 24.5 dólares (de dic. de 2007) por metro por pulgada.

Dos factores que no se reflejan en las anteriores cifras son:

a) El mayor valor de inversión asociado a una topografía montañosa en el recorrido del gasoducto y

b) El incremento que ha tenido el precio del acero en los últimos años. En tal sentido, es pertinente realizar un ajuste a las cifras por topografía y precio de acero.

Con respecto a la topografía se tiene como referencia las cifras consideradas para el gasoducto Gibraltar – Bucaramanga. De acuerdo con la información reportada por el respectivo transportador, aproximadamente el 80% del recorrido del gasoducto Gibraltar – Bucaramanga se hace sobre terreno de alta montaña. El valor considerado para el gasoducto Gibraltar – Bucaramanga, antes de realizar ajustes por precios de acero y economías de escala por diámetro, en promedio es de 37 USD/m-pulg. Asumiendo un costo de 23 USD/m-pulg para el recorrido en trayecto no montañoso, se tiene que el valor del trayecto montañoso es de 40 USD/m-pulg.

Considerando que en el trayecto del gasoducto Cali – Popayán se observa una parte montañosa y varios cruces fluviales durante todo el recorrido se propone utilizar la referencia de inversión en terreno montañoso para el 10% del trayecto del gasoducto. En estos términos, se obtiene un valor promedio de 26.5 USD/m-pulg.

Por otra parte, de acuerdo con la figura 2 el precio del acero estándar ha tenido un incremento medio del 60% desde 2006, el cual es el año más reciente considerado en los gasoductos de referencia de la tabla 5. Nótese adicionalmente que los precios del acero presentaron un incremento significativo durante el primer semestre de 2008 y a partir de agosto de 2008 los precios empiezan a ceder.

Figura 2. Variación en precios del acero

El costo de los materiales, en el cual su principal componente es el acero, en general tiene una participación del 35% del costo total de construcción de un gasoducto. Así, asumiendo un incremento del 60% del costo en materiales se tiene que el costo total de construcción se incrementa en 21%.

Introduciendo este ajuste (1.21 veces) al valor indicado anteriormente (i.e. 26.5 USD/m-pulg.) y sumando el valor reportado de la inversión en el sistema compresión (que se encontró dentro de los rangos eficientes) se obtiene un costo unitario de 33.70 USD/m-pulg. (de dic. de 2007) para el gasoducto Cali - Popayán.

Con base en lo anterior se propone adoptar el costo unitario de 33.70 USD/m-pulg. (de dic. de 2007) como costo eficiente para el gasoducto Cali – Popayán. En esta forma, la Inversión Base para este gasoducto es de US$ 15.740.595 de dic. 31 de 2007.

Cabe anotar que la anterior inversión no incluye el valor de infraestructura que no debe hacer parte de los cargos regulados de transporte, tal como lo establece la regulación vigente. Por ejemplo, los Puntos de Entrada y Salida, Conexiones, Estaciones de Entrada y Salida, sistemas de medición para transferencia de custodia en Estaciones de Entrada y Salida y sistemas de odorización, entre otros, no hacen parte de la Inversión Base para establecer los cargos regulados de transporte.”.

Una vez expuestos los análisis hechos por la CREG, para la preparación de la Resolución CREG 102 de 2008, y evaluado y sopesado los Fundamentos del Recurso de Reposición, así como los elementos que la empresa señaló en su segunda comunicación (E 2008 009885), encontramos lo siguiente:

a. Como referencia del costo base, la CREG tomó USD$ 25 metro – pulgada, que corresponde al máximo valor de los tres gasoductos que se utilizaron para hacer las comparaciones de eficiencia. Concretamente, la referencia base fue Gasoducto del Ariari que a precios de diciembre de 2007 tiene un costo unitario de USD$ 24,5 metro – pulgada.

b. En los Fundamentos (gráfico con título “Costo Unitario Estimado por Ecuación - 4 pulgadas en adelante), Progasur enseña un análisis que muestra que en la medida que un gasoducto tiene menores diámetros (antes de 16 pulgadas), los costos unitarios muestran una tendencia a incrementarse conforme el diámetro disminuye. Al respecto, es oportuno resaltar que la referencia que se tomó tiene 3 pulgadas de diámetro. En estos términos, no parece necesario cambiar la referencia inicial que utilizó la CREG para el 90% del gasoducto.

c. En el caso de la referencia que se utilizó para el trayecto montañoso (10% del tubo) se encuentra que el valor utilizado (USD$ 40 metro – pulgada) corresponde a gasoductos de 20 y 24 pulgadas de diámetro. Haciendo extensivo este razonamiento para el caso del gasoducto Cali – Popayán, es necesario hacer un ajuste por economías de escala por diámetro hasta 10” y 12”. El ajuste no se hace hasta 4”, como lo solicita la empresa, porque se insiste que en el documento de Parker se advierte que sus resultados no son tan precisos cuando se trata de diámetros pequeños:

“…One cautionary note, the smaller diameter pipes are also the most underrepresented in the data set, the statistics are even less certain for the pipes less than 12-inches in diameter…”

d. El ajuste que se describe en el anterior literal implica un ajuste en la inversión de USD$ 33.7 metro – pulgada (Resolución CREG 102 de 2008) a USD$ 34.38 metro – pulgada.

e) En relación con la comunicación de fecha 10 de noviembre de 2008 y número de radicado CREG E-2008-009885 es pertinente advertir que esta se radicó con posterioridad a la fecha de radicación del recurso de reposición, y en todo caso de manera extemporánea. No obstante, es útil señalar que los análisis de la eficiencia de la inversión se hacen por comparación y la CREG tuvo en cuenta las particularidades del tubo.

4. FUNDAMENTOS RELACIONADOS CON GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

A continuación se cita el texto que envió Progasur S.A. E.S.P. a la CREG con los fundamentos de los gastos de administración, operación y mantenimiento que justifican su petición:

“Dentro de la solicitud de gastos AOM, no se relacionó de manera desagregada los gastos en que se incurriría para el funcionamiento de la compresión, que corresponden a:

- Mantenimiento planificado

- Reposición de lubricante

- Cambio de Aceite

- Top Overhaul a 25.000 horas

- Bottom Overhaul a 25.000 horas

- Mantenimiento de instrumentación

- Inspección técnica

- Seguros

- Combustible para la operación del compresor

A continuación se muestra el detalle de cada uno de los anteriores rubros:

Es importante resaltar que un sistema de transporte con capacidad máxima similar al propuesto por PROGASUR S.A. E.S.P. en donde no se estableciera el uso de compresor, tendría que ser un gasoducto construido en una combinación de tuberías de 10 y 12 pulgadas, con niveles de inversión equivalentes a más del doble de la propuesta realizada por PROGASUR S.A. E.S.P.

En cuanto al uso de la metodología DEA para buscar la eficiencia relativa de este nuevo proyecto, PROGASUR S.A. E.S.P. tiene los siguientes comentarios:

1. Los datos utilizados en el caso del gasoducto del Ariari corresponden a proyecciones, dado que en principio el gasoducto del Ariari es un gasoducto que hasta Octubre 2 de 2008 no se declaró como operacional, por lo tanto dado que hasta el momento no existe un registro efectivo de los gastos AOM, tales proyecciones no pueden ser tomadas como punto de referencia para un análisis de eficiencia real.

2. De tomarse datos del gasoducto del Ariari como proyecciones dentro de la muestra que evaluará los gastos para un nuevo gasoducto dentro del modelo DEA, se estaría contradiciendo la uniformidad de criterios en la muestra que la CREG definió en el Documento CREG 134 de 2000, en donde se define que tanto para la muestra de empresas nacionales como la muestra de empresas internacionales, la variable AOM fue reportada para las empresas del territorio nacional y en el caso de las empresas internacionales estas reportaban datos efectivos a partir de los formatos propuestos por la FERC (Federal Energy Regulatory Commision).

3. Aún con el objetivo de ampliar la muestra a empresas que sean comparables en términos de kilómetros de red o capacidad y por ende tener una aproximación a la medición de la eficiencia relativa, la CREG no es coherente con la muestra que ha usado recurrentemente para evaluar los cargos como el del gasoducto Guando Fusa (2006), la actualización de los cargos de Transoriente y aprobación de cargos del gasoducto Gibraltar – Toledo – Bucaramanga (2007) o finalmente en el caso de la aprobación de los gastos AOM del gasoducto del Ariari (2006), se comprueba que en todos los documentos de soporte de las resoluciones respectivas la comisión cita tanto la metodología como en la muestra de empresas nacionales e internacionales como la consolidada en el documento CREG 032 de 2001 y corre el modelo DEA con tal muestra, tales datos no han sido sujeto de modificaciones o inclusiones, por lo tanto la CREG debería usar el mismo criterio a la hora de evaluar este nuevo proyecto. A continuación se muestran los datos utilizados en tal documento:

4. El gasoducto Guando Fusa no puede ser tomado como punto de referencia para añadir dentro de la muestra aún si es tentador ampliar la muestra para tener un benchmark más aproximado de la escala en la cual se da este nuevo proyecto, esto debido a dos razones, la primera radica en que nuevamente la cifra utilizada como gastos AOM es un dato proyectado dado que PROGASUR S.A. E.S.P. hasta el momento no ha reportado datos efectivos desagregados por gasoducto o tramo de gasoducto sino hasta el momento en el cual la CREG lo solicito (sic) para la segunda parte del estudio Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento – AOM en la actividad de transporte de gas natural, lo cual data de septiembre de 2008, la segunda razón se da debido a que este gasoducto se encontraba en el área de influencia del centro operacional de PROGASUR S.A. E.S.P. lo cual implicaba que no se derivarían gastos extra por backoffice, algo que para el nuevo gasoducto Cali – Popayán es considerado como un hecho dado que se pretende establecer un nuevo centro operativo.

Por las anteriores razones, respetuosamente solicitamos un reconocimiento del 100% de los gastos AOM presentados en nuestra solicitud tarifaria.”.

Posteriormente a la comunicación del recurso, Progasur envió una comunicación adicional a la CREG en donde muestra los resultados de las pruebas de Grubbs y Dixon. Éstas, advierten la presencia de Outliers. Especialmente el caso de Guando – Fusa, tubo que en los análisis del DEA resulta comparándose con Cali – Popayán:

“…se recomienda que con más razón no se introduzca a Guando Fusa o Ariari dentro de la muestra y más aun que se revise la potencialidad de que los datos de ECOGAS y MICG puedan estar induciendo eficiencias o ineficiencias artificiales en el análisis DEA por el hecho de ser Outliers…”

4.1 ANÁLISIS

Luego de haber analizado cada uno de los fundamentos se encuentra lo siguiente:

a. Considerando el detalle de los AOM asociados al sistema de compresión que muestra la empresa en su recurso y teniendo en cuenta que en los análisis del DEA resulta el gasoducto Cali – Popayán comparándose especialmente con Guando Fusa, que no cuenta con un sistema de compresión, se encuentra correcto tomar los datos de Cali – Popayán sin el sistema de compresión, de tal manera que la comparación en el DEA sea más precisa.

b. Los análisis que propone la empresa para la detección de Outliers muestran que algunas de las referencias que se utilizan en el DEA lo son, como es el caso de Guando Fusa. No obstante, en las evaluaciones de la CREG, después de ajustar los datos de Cali Popayán (esto es considerando el tubo sin compresión) y utilizando pruebas multivariadas de detección de datos atípicos en conjuntos, no se encontraron outliers.

c. En los análisis del DEA, los resultados de Cali Popayán son independientes del tubo del Ariari.

d. En análisis anteriores (de otras solicitudes) la CREG sí ha incluido referencias de gasoductos aprobados en Colombia y el criterio ha sido que si se cuenta con información adicional y pertinente, ésta se incluye en las evaluaciones del DEA.

Con las consideraciones anteriores, en la evaluación del DEA se encuentra una eficiencia relativa del 84.13% en los AOM del gasoducto Cali – Popayán, tal como se muestra en el siguiente cuadro.

La Comisión, en su sesión No.394 del 24 de noviembre de 2008, aprobó modificar los Cargos Regulados aprobados en la Resolución CREG 102 de 2008 para el gasoducto Cali – Popayán según las evaluaciones del recurso presentado por la Promotora de Gases del Sur – PROGASUR S.A. E.S.P. a la CREG.

Con fundamento en lo anterior,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. Modificación del artículo 3 de la Resolución CREG 102 de 2008:

“ARTÍCULO 3. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base del gasoducto Regional Cali – Popayán 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$ 16.057.051 expresado en dólares del 31 de Diciembre de 2007. La desagregación del programa de nuevas inversiones se muestra en el Anexo 1.”.

ARTÍCULO 2. Modificar el Anexo 1 de la Resolución CREG 102 de 2008:

ARTÍCULO 3. Modificación del artículo 6 de la Resolución CREG 102 de 2008:

“ARTÍCULO 6. 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 2 de la presente Resolución:

NOTA: Estos cargos están expresados en dólares del 31 de diciembre de 2007. Las comas indican decimales

ARTÍCULO 4. Modificación del artículo 8 de la Resolución CREG 102 de 2008:

ARTÍCULO 8. CARGOS FIJOS REGULADOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - AOM. A partir de la vigencia de la presente Resolución, se aplicarán los siguientes cargos regulados que remuneran los gastos de AOM para el gasoducto definido en el Artículo 2 de la presente Resolución:

Sistema de Transporte	Cargo Fijo ($/kpcd-año)
Gasoducto Cali – Popayán	648.866

NOTA: Cifra en pesos del 31 de diciembre de 2007.

Los puntos indican miles

ARTÍCULO 5. Modificación del Anexo 3 de la Resolución CREG 102 de 2008:

ANEXO 3.

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.

ARTÍCULO 6. Notificar al Representante Legal de Progasur S.A. E.S.P. el contenido de esta Resolución y hacerle saber que contra los dispuesto en este acto no procede recurso alguno por la vía gubernativa.

ARTÍCULO 7. Esta Resolución rige desde la fecha de su expedición.

Publíquese, notifíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 24 de noviembre de 2008.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA.