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Resolución 195 de 2011 CREG
RESOLUCION 195 DE 2011
(diciembre 22)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011, por la cual se establecieron los cargos regulados para el gasoducto Barrancabermeja – Payoa – Bucaramanga del sistema de transporte de Transoriente S.A. E.S.P.
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 de acuerdo con los decretos 1524 y 2253 de 1994 y,
CONSIDERANDO QUE:
De conformidad con lo establecido en el artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible “es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.
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.
Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y dictó otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.
Mediante la Resolución CREG 111 del 25 de agosto de 2011 se establecieron los cargos regulados para el gasoducto Barrancabermeja – Payoa – Bucaramanga del sistema de transporte de Transoriente S.A. E.S.P. (en adelante Transoriente) de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 126 de 2010.
Dentro de los términos legales, mediante la comunicación con radicación CREG E-2011-009785, Transoriente presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 111 de 2011.
Las siguientes son las peticiones de la empresa:
“a) Se modifique el componente de Inversiones, en las Inversiones no aprobadas en el IFPNI t-1, para que se incluya los valores en integridad del gasoducto de 6” de Bucaramanga – Payoa, según se justifica en el presente documento.
b) Inclusión dentro de la base tarifaria de una Estación Compresora con capacidad para entregar en punto de salida (Barranca) a las presiones de operación, según se justifica en el presente documento.
c) Inclusión de los Gastos de AOM para nuevos proyectos, asociados al PNI, para que se calcule sobre el valor total del mismo, y no sobre el valor anualizado, como lo calculó la CREG, según se justifica en el presente documento.
d) Se modifique el componente de AOM, correspondiente al valor del raspador inteligente, de acuerdo con la solicitud tarifaria y según se justifica en el presente documento.
e) Se incluya dentro del componente de AOM, correspondiente al Compresor de manera que se pueda transportar el gas de Gibraltar al Sistema de TGI, según las cifras que se incluyen en el presente documento.
f) Se incluya dentro del AOM del período tarifario anterior, los muebles, enseres, equipo de computación y demás, excluidos del IFPNI t-1 por parte del regulador.
g) Se incluya dentro del AOM del PNI, los muebles, enseres, equipo de computación y demás, por parte del regulador.
h) Se recalcule del valor reconocido por terrenos como gasto, para que se incluya el valor reportado dentro de los avalúos en la solicitud tarifaria, de acuerdo con lo que se explica en el presente documento”.
El representante legal de Transoriente solicitó las siguientes pruebas:
“Se solicita a la Comisión de Regulación de Energía y Gas se sirva ordenar las siguientes pruebas, dentro del proceso tarifario:
1. Prueba pericial
Peritaje técnico en Simulación de Flujos Dinámicos de gasoductos
De acuerdo con lo establecido por los artículos 233, s.s. del Código de Procedimiento Civil, respetuosamente se solicita se designe un perito, de profesión ingeniero con amplia y reconocida experiencia en Simulación de Flujo Dinámico de Gasoductos, con el fin de que rinda peritaje, según el cuestionario que se expone a continuación, el cual dentro de las oportunidades legales señaladas en el ordenamiento jurídico, podrá ser modificado, adicionado o complementado por TRANSORIENTE:
¿Considerando las presiones de TGI en el COGB de Barrancabermeja, y las presiones de llegada del gasoducto de Bucaramanga – Barrancabermeja, cuáles son las diferencias de presión horarias, diarias, y mensuales que existen entre los dos gasoductos?
¿De acuerdo con lo anterior, sírvase manifestar si en las condiciones actuales, considerando la capacidad existente, es posible que el gas proveniente de Gibraltar y que entra en Bucaramanga, pueda entrar al sistema de transporte de TGI?
En cualquier caso, en la oportunidad procesal me reservo el derecho de modificar el cuestionario.
2. Prueba Documental
Se solicita a la CREG que acepte como prueba dentro del proceso, los documentos que se allegan como anexos.
3. Audiencia para la presentación ante la CREG de los argumentos expuestos en el presente documento
Respetuosamente solicitamos se conceda una audiencia para explicar cada uno de los argumentos expuestos en el presente documento, en la fecha que el regulador considera pertinente”.
II. ANÁLISIS DE SOLICITUD DE PRUEBAS.
Mediante el Auto de pruebas del 7 de diciembre de 2011 la Dirección Ejecutiva resolvió la solicitud de pruebas presentada por Transoriente.
En su parte resolutiva dispuso lo siguiente:
“PRIMERO: Rechazar la prueba pericial solicitadas por Transoriente S.A. E.S.P. en el acápite de “PRUEBAS” del recurso de reposición interpuesto por la mencionada empresa, contra la Resolución CREG 115 de 2011, por las razones expuestas en la parte motiva.
SEGUNDO: Incorporar al expediente los documentos aportados por Transoriente S.A. E.S.P. como anexos en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011, radicado bajo el número E-2011-009785 y tenerlos como prueba.
Asimismo, incorporar al expediente aquéllos documentos que sean allegados por Transoriente con ocasión de solicitudes que la CREG haga dentro del marco del recurso interpuesto.
TERCERO: Informar a Transoriente S.A E.S.P. que la audiencia solicitada en el acápite de pruebas del recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011, se llevará a cabo el día 13 de diciembre de 2011, a las 5:00 PM.
SÉPTIMO (sic): Contra lo resuelto en el artículo primero del presente auto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación”.
Mediante escrito radicado en la CREG el 16 de diciembre de 2011 (Rad. E-2011-012076), y dentro del término legal para el efecto, Transoriente interpuso recurso de reposición contra el Auto del 7 de diciembre mencionado, y solicitó lo siguiente:
“PETICIONES
PRIMERA: Se revoque el artículo PRIMERO del Auto de Pruebas de fecha 7 de diciembre de 2011, proferido dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011 y en su lugar, se decrete la práctica pericial solicitada por TRANSORIENTE S.A. E.S.P. en el acápite de "Pruebas" del recurso de reposición interpuesto contra la Resolución 115 (sic) de 2011.
SEGUNDA: Se revoque el segundo párrafo del numeral 3 "Audiencia" de la parte motiva del Auto de Pruebas de fecha 7 de diciembre de 2011, proferido dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011, el cual reza: "Es de indicar que de acuerdo con lo solicitado, en la audiencia sólo se admitirá la explicación de los argumentos expresados en el escrito presentado por Transoriente. Así, no se admitirán argumentos, información o documentos nuevos, ni ampliación alguna de lo manifestado en el recurso radicado el 19 de septiembre en la CREG".”
En razón a que la petición primera del recurso de reposición contra el Auto del 7 de diciembre se relaciona de manera directa con la solicitud de la aprobación de una estación compresora en la base tarifaria de Transoriente, la CREG procederá a abordar ambas cuestiones en el acápite “C. Estación Compresora” de la sección III. de la presente Resolución, de manera paralela y complementaria.
Respecto a la segunda petición, se indica que Transoriente no explicó las razones que la sustentan, ni se evidencia razón alguna para acceder a ella. Además, debe resaltarse el hecho que la CREG decretó la realización de la audiencia solicitada y, por lo tanto, tal decisión no puede ser objeto de recurso.
III. ANÁLISIS DE LAS PRETENSIONES DE TRANSORIENTE.
A continuación se hace referencia a los argumentos que fundamentan las pretensiones de Transoriente. Los argumentos que fundamentan las pretensiones de la empresa se transcriben en cursiva.
Para analizar las pretensiones de Transoriente se sigue el mismo orden del recurso de reposición, a saber:
i) Inversiones
ii) Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM
1. Frente a las pretensiones relacionadas con la inversión
Transoriente anota lo siguiente:
“1.1 Inversiones no aprobadas en el IFPNIt-1: Inversiones en integridad del gasoducto de 6” de Bucaramanga – Payoa.
Para mayor claridad hemos, desglosado las inversiones IFPNIt-1 de la siguiente forma:
| Inversión existente en red tipo I de transporte | Detalle Inversiones IFPNIt-1 | |||||
| Inversión (USD de la Fecha Base=2009) | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | Total |
| - | - | - | - | - | - | - |
| Adecuaciones de Integridad Línea 6” | 9,308 | 36,392 | 33,499 | 281,146 | 50,441 | 410,786 |
| Muebles y Enseres | 3,380 | 3,466 | 3,398 | 8,926 | 7,492 | 26,663 |
| Equipo de comunicación y transporte | 8,141 | 86,010 | 2,225 | 237,396 | 97,182 | 430,954 |
| Payoa – Bucaramanga | 20,829 | 125,869 | 39,122 | 527,468 | 155,115 | 868,403 |
| - | - | - | - | - | - | - |
| Adecuación de Integridad | - | - | - | - | - | 0 |
| Muebles y Enseres | - | - | - | - | - | 0 |
| Equipo de comunicación y transporte | - | - | - | - | - | 0 |
| Barrancabermeja - Payoa | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| - | - | - | - | - | - | - |
| TOTAL | 20,829 | 125,869 | 39,122 | 527,468 | 155,115 | 868,403 |
Tabla 1.
Así, tal y como se desprende del cuadro anterior, las inversiones realizadas durante el período tarifario pasado, y que no fueron incluidas dentro de la base tarifaria, corresponden a tres rubros fundamentalmente, de la siguiente manera:
En primer lugar, las adecuaciones de integridad de la línea de 6”; en segundo lugar por muebles y enseres y en tercer lugar por los equipos de comunicación y transporte.
En lo que tiene que ver con muebles y enseres y los equipos de comunicaciones y transporte, que el regulador anuncia que deben ser reconocidos dentro de los AOM el regulador señala lo siguiente:
"Los demás gastos (i.e. Muebles, enseres, equipo de oficina) se consideran gastos de AOM del período t-1 excepto aquellos que expresamente fueron incluidos en el PNI del año anterior período tarifario (sic)"
Sin embargo, estos valores no fueron incluidos para el cálculo de AOM de la infraestructura existente teniendo en cuenta que en el Anexo 2 de la Resolución 126 de 2010, se encuentra las cuentas de costos y gastos y no de activos como lo son las inversiones referidas.
En todo caso, dado que el Regulador considera que estas inversiones hacen parte de los costos de AOM, solicitamos incluirlo dentro del AOM existente.
En lo que tiene que ver con las adecuaciones de integridad, del gasoducto de 6”, resulta pertinente señalar lo siguiente:
El regulador respecto de las adecuaciones de integridad, señaló de manera expresa en el documento 086 de 2011 lo siguiente:
"Para efectos regulatorios las adecuaciones de gasoductos se consideran reemplazo de infraestructura existente. Regulatoriamente no se efectúa modificaciones al monto de inversiones existentes ocasionadas por el reemplazo de activos propios de la operación antes de concluir su vida útil normativa (parágrafo 1 del artículo 14 de la resolución CREG 126 de 2010)."
De manera respetuosa, consideramos que la CREG no está actuando dentro de los parámetros establecidos en la Ley 142 de 1994, ni tampoco dentro del marco de la metodología tarifaria, tal como se explica a continuación:
En primer lugar, es importante considerar que el gasoducto de 6”, tal y como se refleja en la solicitud tarifaria, entró en operación en el año de 1971, mucho antes de que existiera incluso TRANSORIENTE como empresa de transporte.
Desde el punto de vista físico, el gasoducto a la fecha completa 40 años de operación, y en ese sentido, como resulta lógico, requiere que se hagan adecuaciones de integridad que contribuyan a la extensión de su vida útil, y a la utilización de la misma infraestructura, como fue aprobado para el periodo 2001-2005 mediante Resolución 016 de 2001.
El rubro incluido como integridad a la extensión de vida útil, considera precisamente las inversiones que fueron necesarias de realizar durante los años 2006 a 2010, los cuales están debidamente soportados y que son necesarias para continuar con el programa de integridad aprobado en el periodo anterior. Lo anterior teniendo en cuenta que el periodo tarifario terminó en el año 2005 el Regulador debió haber aprobado la tarifa en el año siguiente.
Desde el punto de vista regulatorio, TRANSORIENTE previendo este tipo de discusión, de manera expresa manifestó, respecto del proyecto de resolución de metodología tarifaria, y frente a la forma como se contabilizaba la vida útil normativa lo siguiente:
"Tal y como se desprende de la Resolución 22 de 2009, el regulador reconoce las inversiones del periodo tarifario tratados bien sea que éstos hubiesen definido de acuerdo con lo dispuesto en el Código de Petróleos, o en resoluciones expedidas por la misma Comisión de regulación.
Si bien el criterio expresado, en principio pudiera considerarse válido, es importante que el regulador, en un análisis de caso por caso, tenga en consideración que no reconoce el valor de reposición a nuevos de los activos que en su momento estaban a disposición del cliente, y en la actualidad resultan necesarios en su dimensionamiento, para prestar un servicio continuo a la demanda conectada.
Así, en el caso particular de TRANSORIENTE, nos encontramos frente a un activo que en su momento conectaba los campos de Payoa y Provincia a la ciudad de Bucaramanga, que fue adquirido en su momento a la empresa operadora del mismo, con ocasión de la terminación del contrato de concesión respectivo; así, TRANSORIENTE adquiriera activo respectivo por un valor residual derivado de las negociaciones entre concesionarios que ya había agotado el tiempo duración del contrato de concesión y el nuevo concesionario que era TRANSORIENTE.
El valor de la compra del activo, pues que el regulador involucró dentro de la base tarifaria, el cual obviamente no reconoce el costo de riesgos de una nueva, y en estricto sentido, solamente involucra un valor residual del mismo.
El gasoducto particular, completa 35 años de operación, respecto de los cuales, se han hecho algunas modificaciones que si efectivamente involucrados por el regulador dentro de la base tarifaria, como actualizaciones del mismo, para efectos de mantenerlo operativo.
En la actualidad, es preciso realizar inversiones adicionales a ese gasoducto, muy a pesar que de acuerdo con lo dispuesto por el regulador, éste no ha aportado su vida útil normativa, la cual, según el regulador, empieza a partir del último año de revisión tarifaria esto es, desde el año 1994".
Del fragmento anterior, extraído del documento soporte de la Resolución 126 de 2011 (sic), es posible concluir lo siguiente:
- El Gasoducto de 6” completa a la fecha 40 años de operación.
- La señal de “vida útil normativa” de 20 años contados a partir de la última revisión del Código de Petróleos, no refleja la realidad del gasoducto y por tanto, no refleja el nivel de inversiones que pudiera requerirse para mantener el mínimo nivel de integridad.
- TRANSORIENTE expresó de manera clara su situación al regulador en su debido momento, respecto de la señal tarifaria de carácter general.
Respecto al comentario anterior, y el presentado por otras empresas, el regulador de manera expresa manifestó lo siguiente:
"Al respecto se observa que, tal y como lo plantean las mismas empresas en sus comentarios, se trata de casos específicos particulares de la propiedad de estas empresas. Se considera que la atención de estos casos particulares no debe ser el objeto de la metodología general que es la que está contenida en la propuesta de la resolución CREG 022 de 2009".
Y respecto al tratamiento que le iría a dar a los casos planteados como el de TRANSORIENTE, manifestó lo siguiente:
"En este orden de ideas se considera que las particularidades manifestadas por las empresas referidas en sus comentarios pueden ser presentadas en la solicitud de aprobación de cargos, para que sean resueltos por la Comisión en las respectivas actuaciones particulares".
Así entonces, el regulador de manera clara concluye lo siguiente:
- La Metodología es de carácter general y en su calidad de tal, no tiene espacio para particularidades.
- Las particularidades de TRANSORIENTE no pretenden ser cobijadas por la Metodología, y en ese sentido debían ser planteadas en la solicitud tarifaria.
Pues bien, de acuerdo con lo anterior, TRANSORIENTE, de conformidad con la señal prevista por el regulador, presentó en la solicitud tarifaria, la inclusión de una cifra de valor razonable, que refleja las inversiones hechas en el gasoducto de 6”, para que sea incluida dentro de la base tarifaria, y que corresponde a aquellas inversiones que, como se ha mencionado de manera reiterada, corresponden a aquellas estrictamente necesarios para mantener el activo en operación.
En ese sentido, el regulador no puede aplicar una regla de carácter general, que de manera clara advirtió que no estaba dirigida a casos particulares como el de TRANSORIENTE, para desechar la inclusión de esas inversiones.
Consideramos que el regulador debe tener en cuenta la realidad del activo en operación y los beneficios que este tipo de inversiones marginales tiene respecto del servicio que prestan estos activos, por lo menos hasta tanto se defina la forma como estos serían tratados, una vez cumplan en teoría su vida útil normativa.
Por todo lo anterior, solicitamos al regulador se sirva incluir dentro de la base tarifaria correspondiente al componente IFPNIt-1, el valor equivalente a USD$ 410.786 correspondiente a las adecuaciones de integridad de la línea de 6.
1.2 Inclusión dentro de la base tarifaria de una Estación Compresora con capacidad para entregar en punto de salida (Barranca) a las presiones de operación requeridas
Tal y como es del conocimiento del regulador, TRANSORIENTE en su función de transportador de gas natural, se dio a la construcción de un gasoducto que permitiera unir al sistema nacional de transporte con el campo de Gibraltar, trámite que se inició en el año 2006.
Como también le consta al regulador, para efectos de lograr la adecuación de la infraestructura, que permitiera la entrada de los 30 millones de pies cúbicos diarios que se proyectaba tener desde el campo de Gibraltar, se solicitó no solamente la definición de una tarifa para el tramo Gibraltar Bucaramanga, sino adicionalmente, las adecuaciones a las que hubiese lugar para invertir el flujo del gas, de manera que éste pudiera transportarse desde Bucaramanga al Sistema Nacional de Transporte.
El regulador, para los efectos antes mencionados, decidió reconocer únicamente la tarifa para el campo de Gibraltar - Bucaramanga, y de manera expresa negó cualquier modificación respecto del tramo Bucaramanga Barrancabermeja, en razón a las discusión que se venía dando desde el punto de vista metodológico en materia de transporte de gas, tal y como consta en el texto de la Resolución 044 de 2007.
En ese sentido, TRANSORIENTE al momento de presentar la solicitud tarifaria que se propuso a partir de la Resolución 126 de 2010, y considerando las necesidades existentes de presión en el sistema operado por TGI, no consideró necesario la inclusión de una estación compresora que permitiera la entrada del gas que se producía en Gibraltar, ya que las presiones promedio serían aparentemente suficientes para el efecto.
Sin embargo, y en consideración a las necesidades expresadas por la empresa Gas Natural, de requerir la entrada de gas al sistema de TGI, de manera tal que se garantizará siempre la entrada de volúmenes a ese sistema, TRANSORIENTE se vio en la necesidad de evaluar la inclusión de una compresión que permitiera entregar el gas en punto de salida a una presión de 1200 psig, esto es, elevar la presión de un promedio de 250 psig a 1200 psig que se requieren para garantizar en todo momento la entrada de gas al sistema nacional de transporte.
En este sentido, TRANSORIENTE mediante comunicación de fecha 29 de agosto(1) le manifestó al regulador, la necesidad de incluir un compresor, para lo cual se presentaría el valor de la inversión y los AOM asociados al mismo.
De no instalarse esta compresión, el gas del Campo Gibraltar nunca entraría en Sistema Nacional de Transporte, y por ende los remitentes dependerían de la posibilidad de hacer un swap operacional de gas en Barrancabermeja.
Si bien la corresponde al regulador decidir la forma como se viabilizaría la inversión de una Estación Compresora, y dado que este pudiera encajar en diferentes componentes de la inversión, a continuación ponemos a consideración del regulador los argumentos que sustentarían que el compresor sea considerado como IAC o como PNI, de la siguiente manera:
Argumentos que sustentan la inversión del Compresor como IAC
En primer lugar, de acuerdo con lo dispuesto en la resolución 126 de 2010, dentro del componente IAC debían incluirse aquellas inversiones que el transportador preveía desarrollar con el propósito de incrementar la capacidad de su sistema de transporte; de manera literal, la definición señala lo siguiente:
"Inversiones en Aumento de Capacidad – IAC: Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada Año del Período Tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de su sistema de transporte. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a Loops y compresores que se construirán en el Sistema de Transporte Existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda prevista durante el Horizonte de Proyección".
Si bien en estricto sentido, la inversión que se solicita incluir dentro de la base tarifaria cumple perfectamente con la definición antes mencionada, ésta es también necesaria para efectos de garantizar la prestación del servicio, en las condiciones indicadas por la ley, es decir, para garantizar la prestación de un servicio público de manera continua e ininterrumpida, lo cual nos permitimos desarrollar a continuación:
En efecto, el activo que se solicita incluir dentro de la base, corresponde a aquellos cuya naturaleza particular fue identificada puntualmente por el regulador, esto es, es una Estación Compresora que estaría en un gasoducto existente.
La Estación Compresora tendría por objeto ampliar la capacidad de transporte, en la medida que aumenta la presión, y por lo mismo, el activo como tal cumpliría la segunda condición establecida de manera expresa por el regulador, dentro del concepto de Inversiones en Aumento de Capacidad.
En este sentido, es importante resaltar el hecho que el gasoducto empezaría a operar con flujo invertido (Bucaramanga – Barrancabermeja), y en ese sentido, la Estación Compresora permite atender una nueva demanda para el gasoducto, que corresponde a toda aquella que reciba el gas del Sistema Nacional de Transporte.
Por lo anterior, para TRANSORIENTE, los volúmenes que se transportarían por ese gasoducto, efectivamente corresponden a una demanda adicional.
Argumentos que sustentan la inclusión del Compresor dentro del Componente PNI
Por otro lado consideramos que esta inversión pertenece al PNI de acuerdo con las definiciones de la CREG en las resoluciones 126 de 2010 y 001 de 2000, respectivamente:
"Programa de Nuevas Inversiones – PNI: Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada Año del Período Tarifario y que estén asociados al concepto de confiabilidad en transporte, entendido como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente, salvo que por vía regulatoria se adopte una nueva definición del concepto de confiabilidad en transporte. El Programa de Nuevas Inversiones no incluirá las Inversiones en Aumento de Capacidad. Para la aplicación de la metodología contenida en la presente Resolución, se entenderá por Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario lo dispuesto en la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado".
Por su parte, la Resolución 001 de 2000 define como Programa de Nuevas Inversiones, lo siguiente:
"Programa de Nuevas Inversiones: Conjunto de Inversiones que un Transportador proyecta realizar durante el Período Tarifario en activos necesarios para la operación de su Sistema de Transporte". Subrayado por fuera del texto original.
De acuerdo con los apartes trascritos, es claro que si bien la Resolución 126 de 2010, restringe el concepto de PNI, a aquellos activos asociados al concepto de confiabilidad, le incluye una referencia indirecta a la definición de PNI de la Resolución 001 de 2000, por lo que de acuerdo con la metodología, deben considerarse activos diferentes a los de confiabilidad, que puedan encuadrar dentro de esa definición.
En ese orden de ideas, la Resolución 001 de 2000, como se refleja en el texto antes trascrito, específicamente incluye los activos necesarios para la operación, que sin duda alguna corresponde a las necesidades del gasoducto.
Sin perjuicio de lo anterior -lo cual consideramos que es lo suficientemente claro - es importante anotar que en cualquier caso, el compresor es necesario para garantizar la prestación del servicio, esto es, es imposible transportar las cantidades de gas que se requiere desde Bucaramanga hasta el sistema nacional de transporte, sin la comprensión.
En este orden de ideas, la siguiente gráfica muestra la forma como se comportan las presiones en el punto de salida del COGB, de manera que el regulador pueda entender físicamente la solicitud:
Así, como se desprende del gráfico, la presión máxima estaría entre los 1100 y los 1200 psig, y la mínima sería de 300 psig los cuales corresponden a datos reales tomados en punto de medición del COGB.
En la actualidad, en el Punto de Salida, TRANSORIENTE tendría una presión de 250 psig, lo que haría necesario un compresor, para garantizar la entrada de gas en cualquier momento en el COGB.
Desde el punto de vista estrictamente jurídico, es importante tener en cuenta que la ley le impone al regulador la obligación de reconocer las inversiones necesarias y suficientes para garantizar la prestación del servicio público, en una condición de continuidad y asociado a un los parámetros de calidad específicos.
En ese sentido, los criterios tarifarios que orienta la metodología tarifaria, y los principios de interpretación normativa contenidos en el artículo 2 de la misma ley 142 de 1994, son claros como fundamento para justificar la inclusión de este activo dentro de la base tarifaria.
De acuerdo con la realidad física, es evidente que la Estación Compresora que se solicita incluir dentro de la base tarifaria es necesario para garantizar la continuidad del servicio, ya que de no existir este activo, el gas producido en el campo de Gibraltar, y que no sea consumido en la ciudad de Bucaramanga, no podrá efectivamente introducirse dentro del sistema de transporte operado por TGI, tal y como se vio con anterioridad.
Desde el punto de vista de confiabilidad, la no entrada del gas de Gibraltar al Sistema de Transporte de TGI, implicaría que el campo no pudiera ser un respaldo cierto de sistema en general, lo que implicaría una contradicción con los parámetros establecidos en el Decreto 2100 de 2011.
Ahora bien, llamamos la atención del regulador frente al contenido puntual del artículo 2 de la ley 142 de 1994, que establece los objetivos de la intervención del Estado en los servicios públicos, el cual de manera textual señala lo siguiente:
"Artículo 2. Intervención del Estado en los servicios públicos. El Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia de que trata esta ley, en el marco dispuesto en los artículos 334, 336, 365, 366, 367, 368, 369, 370 de la Constitución Política, para los siguientes fines:"
"…"
"2.4. Prestación continua e ininterrumpida sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan"
Considerando que, la misma ley 142 de 1994 le señala el regulador que el objetivo del mismo de su existencia y de su actuar, están asociados a mantener la continuidad del servicio, en consideración a que el gasoducto requiere de un compresor que se solicita incluir dentro de la base tarifaria para cumplir con tal propósito, existe fundamento jurídico sólido para viabilizar la inclusión del mismo.
En el evento que el regulador considere que esto no es así, consideramos necesario que exima de la obligación que tiene el transportador, de garantizar la entrega de gas a las presiones necesario en el punto de salida, de acuerdo con las condiciones operativas de TGI.
Los valores que se solicita incluir dentro de la base tarifaria, se encuentran especificados en el Anexo 1 del presente documento”.
Antes de analizar los argumentos de la recurrente conviene hacer las siguientes aclaraciones:
1. El fragmento transcrito anteriormente que hace referencia a la Resolución CREG 022 de 2009, y que según Transoriente fue extraído del documento soporte de la Resolución CREG 126 de 2011, en realidad corresponde a una parte del texto transcrito en la página 58 del documento soporte de la Resolución CREG 126 de 2010. Dicho aparte es una cita textual de los comentarios de Transoriente frente a la propuesta regulatoria adoptada mediante la Resolución CREG 022 de 2009, y de ninguna manera corresponde a afirmaciones de la CREG o del Comité de Expertos de la Comisión.
2. En el análisis que sigue se utilizan las siguientes definiciones, establecidas en la Resolución CREG 126 de 2010:
IEt: Valor de la inversión existente para el período tarifario t, expresado en dólares.
IEt-1: Valor de la inversión existente para el período tarifario t-1, expresado en dólares.
PNIt-1: Valor eficiente de los activos del programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1 que estén instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t. Estos valores se expresan en dólares.
IFPNIt-1: Valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1. Este valor se expresa en dólares.
IACt: Valor eficiente de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada año del período tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de su sistema de transporte.
3. En el numeral 3.1.1.3 del documento CREG 086 de 2011 se indicó que “el valor total de las IFPNI del período tarifario t-1 sería de USD 964.246 (cifras a diciembre de 2009)”. Esta cifra corresponde a una estimación realizada por la CREG a partir de los valores reportados por Transoriente en su solicitud tarifaria ya que en su momento la empresa no reportó los valores desagregados para IFPNI y PNI del período tarifario t-1. Tal como se indica en el documento CREG 086 de 2011, este valor de USD 964.246 (cifras a diciembre de 2009) no se incluyó en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 111 de 2011.
Como se puede observar en la Tabla 1 de la anterior transcripción, en el recurso contra la Resolución CREG 111 de 2011 Transoriente indica que el valor total de IFPNIt-1 es de USD 868.403 (cifras a diciembre de 2009) y corresponde únicamente al tramo de gasoducto Payoa – Bucaramanga. Así mismo, la recurrente indica que este valor se distribuye en tres proyectos, a saber: i) adecuaciones de integridad en la línea de 6 pulgadas; ii) muebles y enseres; y iii) equipo de comunicación y transporte.
Al considerar que este último valor está debidamente desagregado, en adelante se hará referencia al valor de USD 868.403 (cifras a diciembre de 2009) en lugar de USD 964.246 (cifras a diciembre de 2009) como IFPNI del período tarifario t-1.
Hecha la anterior aclaración se procede a analizar los argumentos de la recurrente.
A. Inversiones en integridad del gasoducto Payoa – Bucaramanga, de 6 pulgadas
Es necesario indicar que en la argumentación de Transoriente se identifican tres puntos que son imprecisos, como se explica a continuación.
a. Inversión existente del gasoducto Payoa – Bucaramanga, de 6 pulgadas
Transoriente anota:
“… nos encontramos frente a un activo que en su momento conectaba los campos de Payoa y Provincia a la ciudad de Bucaramanga, que fue adquirido en su momento a la empresa operadora del mismo, con ocasión de la terminación del contrato de concesión respectivo; así, TRANSORIENTE adquiriera activo respectivo por un valor residual derivado de las negociaciones entre concesionarios que ya había agotado el tiempo de duración del contrato de concesión y el nuevo concesionario que era TRANSORIENTE.
El valor de la compra del activo, pues que el regulador involucró dentro de la base tarifaria, el cual obviamente no reconoce el costo de riesgos de una nueva, y en estricto sentido, solamente involucra un valor residual del mismo”.
De lo anterior se entiende que Transoriente considera que el valor "residual" de compra del gasoducto Payoa – Bucaramanga, de 6 pulgadas, por parte de Transoriente a un concesionario, se incluyó en la inversión considerada para efectos tarifarios en su momento. Sin embargo, la evidencia no muestra que en los cargos regulados aprobados por la CREG se haya incluido el valor "residual" que menciona Transoriente.
Para explicar lo anterior conviene considerar los siguientes hechos descritos en orden cronológico:
i) Transoriente adquirió el gasoducto en cuestión por un valor residual y, de acuerdo con lo indicado en la comunicación CREG 005416 de 2000, empezó a operarlo en 1995.
ii) Mediante la Resolución CREG 017 de 1995, sustituida por la Resolución CREG 057 de 1996, la CREG aprobó los cargos regulados para el gasoducto Barrancabermeja – Bucaramanga.
iii) La inversión aprobada mediante la Resolución CREG 017 de 1995 fue de USD19.666.753 (cifras de agosto de 1994) desagregada de la siguiente manera(2)
- USD10.561.775 (cifras de agosto de 1994) para la construcción del gasoducto Barrancabermeja – Payoa.
- USD9.104.978 (cifras de agosto de 1994) para la construcción del gasoducto Payoa – Bucaramanga.
Durante el período 1995 – 2000 Transoriente construyó únicamente el tramo de gasoducto Payoa – Bucaramanga de 8 pulgadas.
iv) En la aprobación de tarifas de 2001, realizada con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000, la CREG incluyó el valor de USD10.842.049 (cifra de diciembre de 2000) por concepto de construcción del gasoducto Payoa – Bucaramanga de 8 pulgadas. En la Resolución CREG 016 de 2001 y en el Documento CREG 035 de 2001 no hay evidencia de que los demás rubros incluidos dentro de la inversión existente contemplen inversiones por concepto del valor "residual" del gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas(3)
v) En la aprobación de tarifas de 2011, realizada mediante la Resolución CREG 111 de 2011, y de acuerdo con lo previsto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, la CREG incluyó el valor de USD10.842.049 (cifra de diciembre de 2000) reconocido en la revisión tarifaria de 2001, como inversión existente para el gasoducto Payoa – Bucaramanga.
De acuerdo con lo anterior se concluye que no hay evidencia de que en la aprobación de tarifas realizada en 1995, efectuada mediante la Resolución CREG 017 de ese año, ni en la aprobación tarifaria de 2001, realizada mediante la Resolución CREG 016 de 2001, ni en las tarifas aprobadas mediante la Resolución CREG 111 de 2011, se haya incluido el valor "residual" que menciona Transoriente. Esto se indicó en el documento CREG 086 de 2011 en los siguientes términos:
“De otro lado, según lo anotado en el numeral 3.1.1 del Documento CREG 035 de 2001, las cifras de la Tabla 11 no incluyen un valor de inversión para el gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas, pues no hay evidencia de que en la anterior aprobación de cargos se haya reconocido inversión para este gasoducto. Por tanto, en el valor de la inversión existente del período tarifario t-1 no hay lugar a incluir inversión por concepto de este gasoducto. Cabe anotar que este gasoducto entró en operación en 1971, de tal forma que su vida útil normativa terminó en 1991(4) Transoriente empezó a operarlo en 1995”.
Por tanto, es imprecisa la afirmación de la recurrente en el sentido de que el regulador involucró dentro de la base tarifaria el valor de compra del gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas. Debe notarse que en caso de haber incluido algún valor en la aprobación de tarifas de 2001, el mismo se hubiera incorporado como parte de las inversiones existentes a 2001.
Lo anterior no implica que en las respectivas aprobaciones tarifarias no se hayan incorporado los gastos de administración operación y mantenimiento, AOM, asociados al gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas. De hecho Transoriente empezó a operar este gasoducto en 1995 y actividades como la administración son comunes a todo el sistema de transporte del respectivo transportador. Adicionalmente, por disposición legal el prestador del servicio no puede cobrar a sus usuarios menos de lo que cuesta el AOM. Así, se concluye que en cada aprobación de tarifas se han incluido los gastos de AOM asociados a este gasoducto.
Es pertinente indicar que en la aprobación de tarifas de 2001 la CREG aprobó, como parte del programa de nuevas inversiones y mediante la Resolución CREG 016 de 2001, el valor de USD518.109 (cifras de diciembre de 2009) por concepto de adecuaciones del gasoducto Payoa – Bucaramanga. De acuerdo con lo establecido en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, este valor se incluyó en la variable PNIt-1 aprobada mediante la Resolución CREG 111 de 2011.
También se debe indicar que en la aprobación de tarifas de 2001 no se precisó si las adecuaciones se realizarían sobre el gasoducto de 6 pulgadas o sobre el gasoducto de 8 pulgadas construido en el período tarifario 1995 – 2000. Sin embargo, por lo anotado por Transoriente en el recurso se entiende que estas adecuaciones se realizaron sobre el gasoducto de 6 pulgadas.
b. Vida útil normativa del gasoducto Payoa – Bucaramanga, de 6 pulgadas
Transoriente indica que:
“En la actualidad, es preciso realizar inversiones adicionales a ese gasoducto, muy a pesar que de acuerdo con lo dispuesto por el regulador, éste no ha aportado su vida útil normativa, lo cual, según el regulador, empieza a partir del último año de revisión tarifaria esto es, desde el año 1994.
(…)
El Gasoducto de 6” completa a la fecha 40 años de operación.
La señal de "vida útil normativa" de 20 años contados a partir de la última revisión del Código de Petróleos, no refleja la realidad del gasoducto y por tanto, no refleja el nivel de inversiones que pudiera requerirse para mantener el mínimo nivel de integridad”.
Del anterior transcrito se extraen dos afirmaciones de Transoriente relacionadas con la vida útil normativa del gasoducto Payoa – Bucaramanga, a saber: i) que la vida útil normativa del gasoducto se empieza a contar desde el año 1994; y ii) que la vida útil normativa de 20 años se empieza a contar a partir de la última revisión con Código de Petróleos.
Sobre el particular es pertinente considerar las siguientes disposiciones, establecidas en la Resolución CREG 126 de 2010:
“Vida Útil Normativa: Es el período de 20 años, contado a partir de la fecha de entrada en operación de un activo, del cual dispone el transportador, de acuerdo con la regulación, para recuperar el valor eficiente de la inversión. Vencido este período se asumirá para todos los efectos que el valor eficiente de la inversión reconocida fue remunerado en su totalidad. Para el caso de los activos que forman parte del PNI y de las IAC, este período se contará a partir de la entrada en vigencia de los cargos calculados con la presente metodología y que remuneren tales activos. Para aquellos gasoductos construidos bajo esquema contractual de BOMT se mantendrá el período de treinta (30) años para la Vida Útil Normativa, establecido para el Período Tarifario t-1, sin perjuicio de que en la aprobación de cargos la Comisión decida una período distinto.
(…)
Artículo 13. Determinación de la Vida Útil Normativa de un activo. Para los activos asociados a la la Vida Útil Normativa se contará a partir de su fecha de entrada en operación. Para los activos asociados al o a las la Vida Útil Normativa se contará a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos calculados con la presente metodología y que remuneren tales activos.
Para aquellos gasoductos cuya tarifa vigente al momento de adoptar la Resolución CREG 001 de 2000 había sido calculada con base en el artículo 56 del Código de Petróleos, se tomará como año de entrada en operación del activo, el año correspondiente a la última revisión tarifaria bajo dicho Código. La enajenación de un activo no afectará la forma como se determina su Vida Útil Normativa”.
De las anteriores disposiciones regulatorias se tiene que la vida útil normativa de los activos asociados a la inversión existente, IEt, es el período de 20 años, excepto para gasoductos construidos bajo el esquema contractual de BOMT, contado a partir de la fecha de entrada en operación del activo. Este es el período de que dispone el transportador para recuperar el valor eficiente de la inversión.
De otra parte, se establece que: i) para los gasoductos cuya tarifa vigente al momento de adoptar la Resolución CREG 001 de 2000 había sido calculada con base en el artículo 56 del Código de Petróleos, se tomará como año de entrada en operación del activo, el año correspondiente a la última revisión tarifaria bajo dicho Código; y ii) la enajenación de un activo no afectará la forma como se determina su vida útil normativa.
Al revisar la situación del gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas se observa que al momento de adoptar la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000, ya existía cargo regulado que remuneraba el gasto de AOM para dicho gasoducto(5) Este cargo se aprobó mediante la resolución CREG 017 de 1995, sustituida por la Resolución CREG 057 de 1996. De acuerdo con el soporte de estos actos administrativos (e.g. Documentos CREG 041 y 044 de 1995), los cargos adoptados mediantes tales resoluciones no se calcularon con base en el artículo 56 del Código de Petróleos. Es decir, la tarifa vigente para el gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas al momento de adoptar la Resolución CREG 001 de 2000 no se calculó con base en el artículo 56 del Código de Petróleos.
De lo anterior se concluye que la vida útil normativa de 20 años para el gasoducto en cuestión se cuenta a partir de su entrada en operación; es decir, desde 1971. Por tanto, las afirmaciones de Transoriente sobre el inicio de la vida útil de este gasoducto, y su relación con el Código de Petróleos, son equivocadas.
c. Tratamiento a activos que hayan cumplido su vida útil normativa
Transoriente anota lo siguiente:
“Consideramos que el regulador debe tener en cuenta la realidad del activo en operación y los beneficios que este tipo de inversiones marginales tiene respecto del servicio que prestan estos activos, por lo menos hasta tanto se defina la forma como estos serían tratados, una vez cumplan en teoría su vida útil normativa”.
De la anterior transcripción se entiende que Transoriente interpreta que no existe una metodología para aplicar a los gasoductos que cumplan su vida útil normativa.
Sobre el particular conviene considerar el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, el cual establece:
“Artículo 14. Inversión a reconocer en activos que hayan cumplido la Vida Útil Normativa. Para aquellos activos en servicio, exceptuando terrenos y edificaciones, cuya Vida Útil Normativa se cumpla en el presente período tarifario, se aplicará el siguiente procedimiento:
a) Un año antes del cumplimiento de la Vida Útil Normativa del activo, el transportador, mediante comunicación escrita, deberá solicitar a la CREG el inicio de una actuación administrativa en los términos definidos en el presente artículo.
b) La Comisión dará inició a la actuación administrativa que contendrá las siguientes etapas:
1. La Comisión designará un perito para la estimación del costo de reposición a nuevo del activo.
(…)
2. A partir del ejercicio de valoración realizado por el perito la Comisión contará con un (1) Mes para realizar análisis propios con el fin de determinar el costo de reposición a nuevo del activo - .
3. La Comisión, una vez transcurrido el período correspondiente notificará a la empresa transportadora lo siguiente:
i. El valor a reconocer por el activo si continúa en operación. Este valor remunerará todas las inversiones en reparaciones que se requieran y será determinado como sigue:
(…)
ii. El valor a reconocer si decide reponerlo. Este valor es el costo de oportunidad del activo - , expresado en dólares de la Fecha Base.
(…)
c) La empresa transportadora deberá informar a la Comisión acerca de la decisión tomada dentro del Mes siguiente a la fecha de notificación. El transportador reportará alguna de las siguientes decisiones:
1. Continuar operando el activo existente: En tal caso deberá solicitar a la Comisión un ajuste de los cargos regulados a que haya lugar. Este ajuste se determinará de conformidad con el valor .
2. Reposición del activo: En tal caso, la empresa transportadora deberá solicitar un ajuste de los cargos regulados una vez el nuevo activo entre en operación. Durante el período comprendido entre la fecha en que el activo existente cumpla la Vida Útil Normativa y la fecha de entrada en operación del nuevo activo se reconocerá el valor de , siempre y cuando el activo a reponer se haya mantenido en operación.
(…)
Parágrafo 1. En ningún caso se efectuarán modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos propios de la operación antes de concluir su Vida Útil Normativa.
Parágrafo 2. Si un transportador no solicita oportunamente el inicio de la actuación administrativa de que trata el literal a) del presente artículo, la inversión asociada a dicho activo será igual a cero para efectos regulatorios a partir de la fecha en que cumpla la Vida Útil Normativa y la CREG procederá, de oficio, a ajustar los cargos regulados vigentes considerando el activo con este último valor”.
Las anteriores disposiciones establecen el procedimiento a seguir cuando un activo cumple su vida útil normativa durante el período tarifario cubierto por la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010. Así, es imprecisa la afirmación de Transoriente en el sentido de que no hay metodología para aplicar a aquellos activos que cumplan su vida útil normativa.
Recapitulando lo dicho en los literales a), b) y c) anteriores se tiene que:
i) la CREG no ha reconocido un valor de inversión por concepto de adquisición del gasoducto Payoa – Bacaramanga de 6 pulgadas.
ii) la CREG reconoció el valor de USD518.109 (cifras de diciembre de 2009) por concepto de adecuaciones del gasoducto Payoa – Bucaramanga.
iii) la vida útil de gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas se empieza a contar a partir de 1971. Así, este gasoducto cumplió su vida útil normativa en 1991.
iv) en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 se establece la metodología a aplicar a aquellos gasoductos que cumplan su vida útil normativa durante el período tarifario cubierto por la metodología tarifaria definida en la Resolución CREG 126 de 2010.
De lo anterior puede decirse que el gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas presenta una situación particular en cuanto a su vida útil normativa y el valor de inversión asociado al mismo. Su vida útil normativa se cumplió en 1991 y el único valor de inversión reconocido corresponde a un monto por concepto de adecuaciones (i.e. USD518.109, cifras de diciembre de 2009) reconocido en la aprobación tarifaria de 2001 para el gasoducto Payoa – Bucaramanga que al parecer Transoriente ejecutó sobre el gasoducto de 6 pulgadas.
Las inversiones correspondientes a la variable IFPNI del período tarifario t-1 por concepto de adecuaciones de integridad del gasoducto Payoa – Bucaramanga no se reconocieron en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 111 de 2011. Estas son las inversiones que a través del recurso Transoriente solicita que se incluyan en los cargos regulados(6)
La justificación para no reconocer estas inversiones se anotó en el documento CREG 086 de 2001 de la siguiente forma: “Para efectos regulatorios las adecuaciones de gasoductos se consideran reemplazo de infraestructura existente. Regulatoriamente no se efectúan modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos propios de la operación antes de concluir su vida útil normativa (parágrafo 1 del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010)”.
En el documento CREG 086 de 2011 también se anotó que: “… el valor de USD 911.871 (cifras a diciembre de 2009), reportado por Transoriente para el gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas que entró en operación en 1971, no se incluye en la IEt. Tal valor no hace parte de la inversión existente del período t-1 ni del PNI del mismo período. Tampoco hay evidencia de que se haya ejecutado como IFPNI del anterior período tarifario. Lo anterior quiere decir que para efectos tarifarios el valor de este gasoducto es cero (0) y su vida útil normativa terminó en 1991. Transoriente podría optar por el procedimiento establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para valorar el activo en cuestión”.
El argumento central que se anota en el documento CREG 086 de 2011 es que, para efectos regulatorios, las inversiones en adecuación de gasoductos se consideran reemplazo de infraestructura y por metodología no se aceptan modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos, antes de concluir su vida útil normativa (parágrafo 1 del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010). Para el caso del gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas su vida útil normativa ya terminó y por tanto es pertinente establecer regulatoriamente el valor al cual se remunerará para otro período de vida útil normativa.
Si bien el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 establece la metodología para valorar los gasoductos que cumplan su vida útil normativa durante el período tarifario cubierto por la Resolución CREG 126 de 2010, dicha metodología también puede hacerse extensiva a gasoductos que ya cumplieron su vida útil normativa. De hecho en el documento CREG 086 de 2001 se manifestó que “Transoriente podría optar por el procedimiento establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para valorar el activo en cuestión”. Lo anterior, por cuanto, como se anotó, el gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas tiene características especiales en relación con su vida útil normativa.
El artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 entiende que si la vida útil normativa de una inversión se cumple en el período tarifario que comienza a partir de la aprobación de cargos según la Resolución CREG 126 de 2010, la empresa debe solicitar la actuación administrativa allí contemplada, bajo el entendido de que el activo será remplazado o seguirá en operación. Si no lo hace, la norma supone que el activo saldrá de operación y, por lo tanto, permite que la CREG asigne un valor de cero (0) a dicha inversión y, en consecuencia, modifique de oficio los cargos aprobados (parágrafo 2).
Para el caso del gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas, el cual ya cumplió su vida útil normativa y el transportador no ha solicitado el inicio de la actuación administrativa de que trata el citado artículo 14, y por razones de estabilidad regulatoria, no hay lugar a ajustar a cero el valor reconocido en 2001 para el gasoducto Payoa – Bucaramanga que al parecer Transoriente ejecutó sobre el gasoducto de 6 pulgadas (i.e. adecuaciones por USD518.109, cifras de diciembre de 2009). Debe observarse que la vida útil normativa de este gasoducto terminó antes de entrar en vigencia la Resolución CREG 126 de 2010.
Del anterior análisis se puede concluir que no hay lugar a reconocer valor alguno por concepto de adecuación de integridad en el gasoducto Payoa – Bucaramanga de 6 pulgadas, correspondiente a inversiones durante el período tarifario t-1. Sin embargo, el recurrente puede dar aplicación a las disposiciones establecidas en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, solicitando el inicio de la actuación administrativa allí contemplada.
En razón a que el gasoducto Payoa- Bucaramanga de 6 pulgadas cumplió su vida útil normativa en 1991, los términos establecidos en el artículo 14 mencionado no pueden seguirse de manera rigurosa. En efecto, allí se ordena que la solicitud por parte de la empresa deberá hacerse “un año antes del cumplimiento de la Vida Útil Normativa del activo”. Por lo tanto, para el caso específico del gasoducto mencionado, Transoriente podrá hacer la solicitud en cualquier momento.
B. Gastos en muebles, enseres, equipos de comunicación y transporte
Transoriente anota:
“En lo que tiene que ver con muebles y enseres y los equipos de comunicaciones y transporte, que el regulador anuncia que deben ser reconocidos dentro de los AOM el regulador señala lo siguiente:
"Los demás gastos (i.e. Muebles, enseres, equipo de oficina) se consideran gastos de AOM del período t-1 excepto aquellos que expresamente fueron incluidos en el PNI del año anterior período tarifario"
Sin embargo, estos valores no fueron incluidos para el cálculo de AOM de la infraestructura existente teniendo en cuenta que en el Anexo 2 de la Resolución 126 de 2010, se encuentra las cuentas de costos y gastos y no de activos como lo son las inversiones referidas”.
De acuerdo con la desagregación indicada por la recurrente en la Tabla 1 transcrita anteriormente, el valor reportado para muebles, enseres, equipo de comunicación y transporte es de USD457.617 (cifras de diciembre de 2009), para el período 2006 – 2010.
Cabe anotar que previo a la presentación de las solicitudes tarifarias basadas en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, y mediante concepto emitido a través de la comunicación S-2010-003758, la Comisión aclaró que en la subcuenta de "otros", especificada en el anexo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010, los transportadores podían incluir cuentas o gastos que no estuvieran especificados en ese anexo 2.
Para efectos regulatorios el valor indicado por la recurrente se consideró como un gasto de AOM del período tarifario anterior, o período t-1. También se consideró que estos gastos hacían parte de los gastos contables que la empresa debió reportar dentro de la información requerida según el anexo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010, los cuales fueron auditados en su momento e incorporados en los cargos de acuerdo con lo establecido en el artículo 8 de la misma Resolución. Sin embargo, la recurrente anota que dichos valores no fueron incluidos dentro del reporte de información del anexo 2 pues para la empresa dichos valores correspondían a inversiones.
Teniendo en cuenta lo manifestado por la recurrente, en el sentido de que estos valores no se incluyeron en anexo 2, y al observar que en el expediente tarifario se allegó documentación que permite tener evidencia aceptable sobre la ejecución de estos valores, se considera adecuado incorporar el valor de USD457.617 (cifras de diciembre de 2009) en los gastos de AOM aplicando la metodología prevista en el artículo 8 de la Resolución CREG 126 de 2010.
C. Estación compresora
Transoriente solicitó la inclusión de una estación compresora en la base tarifaria del gasoducto Barrancabermeja – Payoa – Bucaramanga, de tal manera que el gas proveniente del campo de Gibraltar pueda entrar al Sistema Nacional de Transporte. El recurrente afirma lo siguiente:
“Sin embargo, y en consideración a las necesidades expresadas por la empresa Gas Natural, de requerir la entrada de gas al sistema de TGI, de manera tal que se garantizará siempre la entrada de volúmenes a ese sistema, TRANSORIENTE se vio en la necesidad de evaluar la inclusión de una compresión que permitiera entregar el gas en punto de salida a una presión de 1200 psig, esto es, elevar la presión de un promedio de 250 psig a 1200 psig que se requieren para garantizar en todo momento la entrada de gas al sistema nacional de transporte.
En este sentido, TRANSORIENTE mediante comunicación de fecha 29 de agosto(7) le manifestó al regulador, la necesidad de incluir un compresor, para lo cual se presentaría el valor de la inversión y los AOM asociados al mismo”.
Asimismo, Transoriente interpuso recurso de reposición contra el Auto del 7 de diciembre de 2011, en razón al rechazo de la prueba pericial solicitada por la empresa, relacionada con el compresor solicitado en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011.
Tal y como se indicó antes, se procede a abordar la solicitud mencionada y el recurso de reposición respecto el rechazo de la prueba pericial de manera paralela. Se hará referencia, como primer punto, a los vicios en solicitud del compresor, lo que conllevó al rechazo de la prueba pericial con él relacionada. En ese sentido, seguidamente se hará referencia al recurso de reposición interpuesto contra el auto del 7 de diciembre de 2011.
- Extemporaneidad de la solicitud
Al respecto debe decirse que la solicitud de Transoriente no sólo fue extemporánea, sino que no corresponde hacerla en sede de reposición, como pasa a explicarse.
Mediante la comunicación mencionada por Transoriente, radicada en la CREG bajo el número E-2011-008260 el día 31 de agosto de 2011, la empresa manifestó lo siguiente:
“De acuerdo con lo anterior, nos permitimos manifestarle que haremos una modificación de la solicitud tarifaria, para incluir dentro de ésta los activos de compresión y demás, necesarios para garantizar las presiones de entrega en el Punto de Transferencia con TGI.
Para el efecto, estamos haciendo los estudios del caso, para poder entregar tanto los valores estimados, como las características técnicas de la inversión a realizar, de manera tal que el regulador pueda incluirlas dentro de la Base Tarifaria”
Como primer punto, debe tenerse en cuenta lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010 en cuanto a la presentación de la información que debió ser puesta en consideración de esta Comisión para la aprobación de los cargos de transporte de gas. El artículo 30 de la mencionada resolución establece de manera clara el término que tenían las empresas prestadoras del servicio de transporte de gas natural para tal efecto. Es importante indicar que por solicitud de algunos agentes, el término inicial de un mes fue ampliado mediante la Resolución CREG 129 de 2011, así:
“Artículo 30. Solicitud de aprobación de cargos para Sistemas de Transporte Existentes. A partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución los agentes deberán solicitar la aprobación de cargos como se establece en los siguientes literales:
a) Para el caso de los sistemas de transporte cuyos cargos hayan estado vigentes por cinco o más años al momento de la fecha de entrada en vigor de la presente Resolución, los agentes deberán presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos que contenga la información exigida en los artículos 5, 6, 7, 8 y 9 de esta Resolución, a más tardar dentro de los dos (2) Meses siguientes a la mencionada fecha.
Con el fin de definir los cargos que aplicarán en el Período Tarifario , los agentes deberán remitir esta información dentro de los dos (2) Meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución. En caso de no recibir la información requerida, la Comisión de Regulación de Energía y Gas iniciará las actuaciones administrativas tendientes a la aprobación de los cargos, para lo cual hará uso de la mejor información disponible.
b) Para el caso de los sistemas de transporte cuyos cargos no hayan estado vigentes por cinco años o más al momento de la entrada en vigor de la presente Resolución, los transportadores podrán optar por:
1. Presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos una vez entre en vigencia esta Resolución. En este caso, a más tardar dentro de los dos (2) Meses siguientes a la entrada en vigor de esta norma, el agente deberá presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos que contenga la información exigida en los artículos 5, 6, 7, 8 y 9 de esta Resolución.
(…)”
De acuerdo con lo anterior, Transoriente y todas las empresas que debían solicitar aprobación de cargos de transporte de gas debieron hacerlo dentro de los dos (2) meses siguientes a la expedición de la Resolución CREG 126 de 2011, si cumplían con los supuestos de hecho estipulados en la norma trascrita. Esto es, dicha solicitud debió ser realizada en la segunda semana del mes de octubre de 2010. Asimismo, debían presentar toda la información exigida en los artículos 5, 6, 7, 8 y 9 de la resolución, que corresponden a las variables en las que, según el recurso en estudio, podría incorporarse el compresor solicitado. De esta forma, Transoriente no manifestó la necesidad de dicha inversión en el término establecido por la regulación, ni mucho menos presentó la información requerida.
La solicitud para incluir la estación compresora en la base tarifaria se considera como una nueva petición, en razón a que no es aclaración ni complementación de la información reportada por Transoriente en su solicitud original. Por lo tanto, y de acuerdo con el término establecido en el artículo 30 de la Resolución CREG 126 de 2010, la solicitud para incluir la estación compresora en la base tarifaria es extemporánea.
Asimismo, debe indicarse que la comunicación de Transoriente arriba trascrita fue radicada una semana después de que la CREG tomó la decisión frente a la solicitud de aprobación de cargos. En efecto, tal y como se lee en el último considerando de la Resolución CREG 111 de 2011, “[l]a Comisión de Regulación de Energía y Gas discutió la presente Resolución en las sesiones N° 494 de fecha 4 de agosto de 2011 y 496 de fecha 23 de agosto de 2011 y aprobó los cargos regulados de transporte para el gasoducto Barrancabermeja – Payoa – Bucaramanga del sistema de transporte de Transoriente, y las demás disposiciones que se adoptan mediante la presente Resolución, en su sesión N° 497 de 25 de agosto de 2011”. Con la decisión tomada el 25 de agosto de 2011 se puso fin a la actuación administrativa iniciada con ocasión de la solicitud de Transoriente y, por lo tanto, no había lugar para la espera de la documentación pertinente anunciada por el recurrente, ni al estudio juicioso y responsable de la misma por parte de la Comisión.
Valga decir, además, que la necesidad expresada por Gas Natural, a que hace referencia Transoriente, se encuentra dentro del marco contractual entre dichas empresas y que, en esa medida, Transoriente ha debido actuar en consecuencia y de manera oportuna ante la CREG, si era del caso. Por otro lado, en esta Comisión reposan evidencias de manifestaciones de TGI S.A. E.S.P. respecto de las inversiones en expansión de capacidad, realizadas o a realizar en el gasoducto Ballena – Barrancabermeja, las cuales, según lo dicho por TGI, entraron en operación entre 2009 y 2010. Así lo manifestó TGI en foros públicos y abiertos desde 2009, y así lo manifestó a la CREG según se evidencia en la Tabla 20 del Documento CREG 085 de 2011, sustento de la Resolución CREG 110 de 2011 “Por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema de transporte de la Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP., TGI S.A. ESP.”
Lo anterior indica que es razonable concluir que Transoriente pudo solicitar la inclusión de la estación compresora en la base tarifaria de manera oportuna, cuando aún la decisión respecto de su solicitud tarifaria no había sido adoptada por la CREG. Sin embargo, la comunicación E-2011-008260 mencionada fue radicada casi once meses después de la primera solicitud de Transoriente, y casi diez meses después de la apertura de la actuación administrativa para decidir sobre ella.
Finalmente, debe resaltarse el hecho de que la comunicación E-2011-008260 no sólo se radicó de manera evidentemente extemporánea (el 31 de agosto de 2011), sino que en la misma únicamente se anuncia un cambio en la solicitud, sin soporte alguno ni información que permitiera su análisis por parte de la CREG. En efecto, Transoriente anunció en dicha comunicación que estaba realizando los estudios del caso para poderle entregar a la CREG información sobre el valor estimado y las características técnicas de las inversiones a realizar.
De acuerdo con lo anterior, como primera conclusión se tiene que la solicitud de Transortiente es a todas luces extemporánea e incompleta.
- Improcedencia del recurso de reposición en relación con la “Inclusión dentro de la base tarifaria de una Estación Compresora con capacidad para entregar en punto de salida (Barranca) a las presiones de operación requeridas”
De acuerdo con la Ley y la jurisprudencia constitucional y contencioso administrativa, la vía gubernativa es una garantía de los particulares para controvertir las decisiones de la administración. En efecto, el artículo 52 del Código Contencioso establece en su numeral 1 lo siguiente:
“Artículo 52. Requisitos. Los recursos deberán reunir los siguientes requisitos:
1. Interponerse dentro del plazo legal, personalmente y por escrito por el interesado o su representante o apoderado debidamente constituido; y sustentarse con expresión concreta de los motivos de inconformidad, y con indicación del nombre del recurrente.
(...)”
Asimismo, el Consejo de Estado se ha referido a la naturaleza de los recursos y su finalidad, y ha establecido en reiterada jurisprudencia que:
“Está dicho por la jurisprudencia y la doctrina que la finalidad de ese requisito de procedibilidad de la acción es, de una parte, dar al administrado la oportunidad de obtener una revisión y corrección de la decisión contenida en ese acto, mediante su revocación, modificación o aclaración, y por ende la satisfacción o protección de sus derechos o intereses individuales, sin necesidad de acudir ante la autoridad judicial y, de otra parte, brindar a la Administración la oportunidad de revisar su decisión y subsanar las irregularidades y errores en que hubiere incurrido, de manera tal que de encontrarla ilegal la modifique, aclare o revoque, evitando así, en últimas, la intervención de la jurisdicción contencioso administrativa, que por lo mismo viene a ser subsidiaria, y una eventual condena que pueda afectar negativamente al erario con ocasión del ejercicio que de la acción de nulidad y restablecimiento del derecho hiciera el administrado contra el acto ilegalmente expedido”(8) (subrayas propias).
Asimismo, la Corte Constitucional ha elaborado una nutrida línea jurisprudencial al respecto, y ha establecido lo siguiente:
“(…) el agotamiento de la vía gubernativa como presupuesto procesal de la acción contenciosa administrativa, que no es otra cosa que la utilización de los recursos consagrados en la ley para controvertir los actos que profiere la administración y que afectan intereses particulares y concretos, a juicio de la Corte no contrarían la Constitución Política, sino por el contrario permiten dar plena eficacia a los principios, derechos y deberes consagrados en la Carta.
En efecto, el agotamiento de la vía gubernativa como requisito de procedimiento establecido por el legislador, permite que el afectado con una decisión que considera vulneratoria de sus derechos, acuda ante la misma entidad que la ha proferido para que ésta tenga la oportunidad de revisar sus propios actos, de suerte que pueda, en el evento en que sea procedente, revisar, modificar, aclarar e inclusive revocar el pronunciamiento inicial, dándole así la oportunidad de enmendar sus errores y proceder al restablecimiento de los derechos del afectado, y, en ese orden de ideas, se da la posibilidad a las autoridades administrativas de coordinar sus actuaciones para contribuir con el cumplimiento de los fines del Estado (art. 209 C.P.), dentro de los cuales se encuentran entre otros los de servir a la comunidad y asegurar la convivencia pacífica y la vigencia de un orden justo (C.P. art. 2)(9) (subrayas y negrillas fuera de texto).
De todo lo transcrito se concluye que la vía gubernativa tiene un alcance concreto para los particulares, cual es el de controvertir las decisiones de la administración de tal manera que ésta pueda revisarlas y así garantizar la satisfacción de los derechos de los administrados.
Lo anterior toma relevancia en el contexto del recurso de reposición interpuesto por Transoriente, específicamente en lo que tiene que ver con la solicitud de la inclusión de la estación compresora en la base tarifaria. En efecto, como se vio, tal solicitud fue absolutamente extemporánea, esto es, no fue parte de la solicitud inicial, ni se elevó en el curso de la actuación administrativa adelantada con el fin de resolver aquélla.
Por lo tanto, mal podría considerarse que Transoriente está controvirtiendo la decisión de la CREG frente al tema planteado, toda vez que ni siquiera fue considerado para llegar a la decisión contenida en la Resolución CREG 111 de 2011. En efecto, en razón a la extemporaneidad de la petición, no pudo ser tenida en cuenta por la CREG y, en esa medida, no es parte de la decisión recurrida. Es un contrasentido recurrir, esto es, controvertir, una decisión que no se ha tomado.
Es pertinente reiterar que la CREG no tomó una decisión a ese respecto en razón a que la petición fue extemporánea. No existió omisión alguna por parte de la Comisión, sino una clara falta de oportunidad por parte de Transoriente.
Tampoco puede entenderse que la solicitud y eventual decisión en vía gubernativa respecto de la estación compresora se refiere a una de aquellas cuestiones a que se refiere el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo. Establece el inciso segundo de la mencionada norma que la decisión del recurso de reposición “resolverá todas las cuestiones que hayan sido planteadas y las que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo hayan sido antes”.
Dicho artículo 59 ha sido interpretado por el Consejo de Estado y por la Corte Constitucional en el sentido de restringir tales cuestiones a aquellas que se relacionan directamente con la petición inicial que, según se ha explicado, no es el caso que se estudia. Ha establecido el Consejo de Estado lo siguiente:
“La necesidad de que exista identidad de objeto entre lo solicitado en vía administrativa y lo reclamado ante la jurisdicción no impide que en sede judicial se invoquen argumentos nuevos como sustento de las pretensiones incoadas. La identidad reclamada se refiere pues al objeto de la controversia.
La correspondencia de pretensiones es también predicable respecto de lo solicitado en la primera petición y lo reclamado al recurrir en vía gubernativa. Así lo precisa el inciso segundo del artículo 59 del C.C.A.:
“Título II
La Vía Gubernativa
(…)
Capítulo III
Decisiones en la vía gubernativa
“Artículo 59 - Contenido de la Decisión.
…
La decisión resolverá todas las cuestiones que hayan sido planteadas y las que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo haya (sic) sido antes.”.
El análisis de aspectos que aparezcan con motivo del recurso es procedente en la medida en que tengan relación con la reclamación que dio lugar a la decisión frente a la cual el interesado manifiesta su inconformidad.
Si dentro del recurso de reposición y/o apelación se efectúan reclamaciones que no guardan relación de congruencia con lo peticionado en la primera solicitud no es viable sostener que respecto de ellas existe un adecuado agotamiento de la vía gubernativa”(10) (subrayas y negrillas propias).
Según se ha explicado, la solicitud de Transoriente respecto de la estación compresora, efectuada en el recurso de reposición, no tiene relación alguna con la solicitud inicial. En ella no se contempló tal posibilidad ni se advirtió de su posible construcción a la CREG para que efectuara el estudio pertinente.
Ahora bien, la administración debe dar cabal cumplimiento al principio de congruencia, según el cual ésta debe decidir respecto de las peticiones de los particulares, sin decidir más allá de lo solicitado, a menos que haya relación estrecha con ello, y esté debidamente probado. Es precisamente a eso que se refiere el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo y así lo ha interpretado la Corte Constitucional, en concordancia con la jurisprudencia del Consejo de Estado.
En otras palabras, se predica el principio de congruencia respecto de la primera solicitud y de la vía gubernativa, en este caso del recurso de reposición, de manera que en la primera decisión la administración se refiera a todas las cuestiones planteadas de manera expresa por el particular y a aquéllas que surjan de su análisis. Asimismo, en la decisión del recurso debe referirse a todas las cuestiones planteadas en el recurso y a todas aquéllas que surjan de su análisis.
Ha dicho la Corte Constitucional lo siguiente:
“Así las cosas, el administrado puede, al interponer los recursos administrativos, solicitar la aclaración, modificación o revocatoria de un acto, estando la Administración obligada a dar respuesta en los términos en que el recurrente formula el recurso, sin que le sea posible decidir más allá o por fuera de lo pedido, ya que se estaría actuando en contravía del principio de la congruencia.
El Código Contencioso Administrativo consagró la regla de la congruencia, en los siguientes términos (artículo 59 C.C.A): “...la decisión [que agota la vía gubernativa] resolverá todas las cuestiones que hayan sido planteadas y las que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo hayan sido antes...”.
Aunque en principio parece que la norma permite resolver sobre materias no solicitadas, al disponer que la decisión puede abarcar cuestiones “… que aparezcan con motivo del recurso, aunque no lo hayan sido antes...”, la disposición no tiene dicho alcance, pues se está refiriendo, exclusivamente, a asuntos que si bien no fueron inicialmente pedidos, guardan una relación de conexidad directa con el recurso y por lo tanto, son susceptibles de resolución.
Para la Corte, la congruencia es una regla que condiciona la competencia otorgada a las autoridades públicas, y en este sentido, delimitan el contenido de las decisiones que deben proferir, de tal manera que: a) solamente pueden resolver sobre lo solicitado o, b) en relación directa con aspectos vinculados a lo pedido por los interesados y que se encuentren debidamente probados.
Este es el alcance que tiene el artículo 59 del Código Contencioso Administrativo - previamente citado -, mediante el cual se reconoce y delimita el poder decisorio de la Administración en relación con las peticiones presentadas por los administrados en agotamiento de la vía gubernativa, y ello es así, porque de la aplicación de la regla de la congruencia, surge como garantía y derecho de los administrados la prohibición de la no “reformatio in pejus”, institución que se encuentra consagrada en el inciso 2o del artículo 31 de la Constitución, por virtud del cual: “El superior no podrá agravar la pena impuesta cuando el condenado sea apelante único”(11)
Sobre la misma cuestión ha establecido el Consejo de Estado que “es factible, entonces, que el recurrente plantee algunos motivos de inconformidad en el recurso, pero que esos no sean los únicos pertinentes para impugnar el acto, circunstancia que podrá ser superada al momento de ejercitar la acción judicial correspondiente”(12) (subrayas y negrillas fuera de texto)
Así las cosas, según se ha establecido, la jurisprudencia contenciosa administrativa y constitucional respecto del artículo 59 del Código Contencioso Administrativo se complementan de manera perfecta, de tal forma que si bien la administración está obligada a resolver todas las cuestiones que solicitan o recurren los particulares, y las que se relacionen de manera directa con aquéllas, tales solicitudes deben guardar concordancia entre aquello que se solicita en primera instancia y aquello que se recurre.
- Conclusiones respecto de la estación compresora
i) La solicitud de Transoriente respecto de la estación compresora es extemporánea.
ii) No es admisible el recurso de reposición respecto de la estación compresora, en la medida en que no fue un elemento tenido en cuenta para la expedición de la Resolución CREG 111 de 2011, lo cual no constituye omisión alguna por parte de la CREG.
iii) No es admisible el recurso de reposición respecto de la estación compresora, en la medida en que no se relaciona con la primera solicitud de Transoriente.
Por lo tanto, la solicitud respecto de la estación compresora, formulada en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011, no puede proceder.
No obstante lo anterior, no es legalmente admisible para Transoriente sustraerse de su obligación como prestador del servicio de transporte de gas natural, según lo sugiere en su recurso al decir que “en el evento que el regulador considere que esto no es así, consideramos necesario que exima de la obligación que tiene el transportador, de garantizar la entrega de gas a las presiones necesarias en el punto de salida, de acuerdo con las condiciones operativas de TGI”.
De acuerdo con el numeral 11.1 del artículo 11 de la Ley 142 de 1994, las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios están obligadas a asegurar que el servicio se preste en forma continua y eficiente, y sin abuso de la posición dominante que la entidad pueda tener frente al usuario o a terceros.
No es admisible alegar la imposibilidad de prestar el servicio por cuanto no se han aprobado tarifas con la inclusión de la estación compresora solicitada. En efecto, la señal regulatoria ha sido consistente en el sentido de reconocer las inversiones que no hayan sido incluidas en el programa de nuevas inversiones de las empresas transportadoras de gas natural, como puede ser el presente caso, en el período tarifario posterior. Lo anterior, siempre y cuando se pruebe la operación de tales inversiones y se cumpla con lo establecido por la regulación.
Adicionalmente, debe indicarse que la Ley 142 de 1994 contempla mecanismos excepcionales, cuando no se está de acuerdo con las tarifas aprobadas por la Comisión de Regulación correspondiente, según los criterios allí establecidos. En efecto, el artículo 126 de la Ley mencionada establece lo siguiente:
“Artículo 126. Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.
Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas”.
A Transoriente le asiste el derecho de hacer solicitudes con fundamento en la norma trascrita, y la CREG está en la obligación de analizarlas y pronunciarse sobre ellas dentro del marco legal y regulatorio.
- Consideraciones respecto al recurso de reposición interpuesto contra el Auto del 7 de diciembre de 2011, mediante el cual se negó una prueba pericial
Aun habiendo llegado a las conclusiones anteriormente expuestas respecto de la estación compresora solicitada por Transoriente en el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 111 de 2011, es necesario referirse a lo manifestado por dicha empresa en el escrito radicado el 16 de diciembre de 2011, mediante el cual interpuso recurso de reposición contra el Auto proferido el 7 de diciembre de 2011 por la Dirección Ejecutiva.
Afirma Transoriente lo siguiente:
“Sea lo primero afirmar que, la posición expresada por el regulador, no se ajusta por una parte a la veracidad de los hechos, y por otra, a los principios de economía y eficiencia de los que trata el Código Contencioso Administrativo, y que busca y propugna porque la actuación pública se haga de manera efectiva, de forma tal que cumpla los objetivos para la cual fue creada.
En ese sentido, es importante tener en cuenta que TRANSORIENTE, advirtió al regulador antes de que se pronunciara respecto de la resolución, de la necesidad que había de incluir un compresor, y en ese sentido, para que formara parte de la solicitud tarifaria.
Contrario a lo que debió ser, el regulador no consideró la comunicación enviada, en la que se advertía la necesidad de complementar la información de la solicitud tarifaria, y en ese sentido, no se pronunció respecto de la inclusión del compresor”
Al respecto, como primer punto, se indica lo siguiente:
- Como se explicó, el anuncio de la petición del compresor a que se refiere Transoriente se radicó en la CREG una semana después de haber tomado la decisión respecto de la solicitud inicial de la empresa, en la que no se encontraba el compresor en comento.
- El anuncio de la petición del compresor se radicó 10 meses después de que la actuación administrativa tendiente a aprobar los cargos de Transoriente fue abierta por parte de la CREG.
- El anuncio de la petición del compresor no se ajustó a los términos establecidos en el artículo 30 de la Resolución CREG 126 de 2010.
- Por lo tanto, no es admisible la afirmación de Transoriente según la cual “la posición expresada por el regulador, no se ajusta (…) a la veracidad de los hechos”.
- Tal y como se mencionó arriba, la comunicación E-2011-008260 no sólo se radicó de manera evidentemente extemporánea (el 31 de agosto de 2011), sino que en la misma únicamente se anuncia un cambio en la solicitud, sin soporte alguno ni información que permitiera su análisis por parte de la CREG. En efecto, Transoriente se limitó a anunciar en dicha comunicación que estaba realizando los estudios del caso para poderle entregar a la CREG información sobre el valor estimado y las características técnicas de las inversiones a realizar.
En tal medida, y aun cuando la solicitud, en gracia de discusión, no hubiese sido extemporánea, no era posible para la CREG el estudio de la misma ni era procedente algún pronunciamiento al respecto.
Se reitera, entonces, que contrario a lo que sugiere Transoriente, no hubo omisión alguna por parte de la CREG, sino una clara falta de oportunidad por parte de dicha empresa. En efecto, no puede hablarse de un simple “traslape de los tiempos de decisión”, amén de la extemporaneidad de la solicitud.
Por otro lado, Transoriente hace referencia a los principios de economía y eficiencia y afirma:
“De acuerdo con las normas antes transcritas, es claro que al regulador le asiste la obligación de revisar la información, y determinar si esta es adecuada para los efectos de vincular el activo dentro de la base tarifaria, por ser éste operativamente necesario.
Si bien pareciera claro que el regulador sufrió un traslapo de tiempos, entre el momento en que TRANSORIENTE le solicitó específicamente la inclusión de un activo de compresión dentro del gasoducto Bucaramanga – Barrancabermeja, y el omento en que efectivamente se toma la decisión respecto de la solicitud tarifaria, este no es un problema que deba resolver o que le competa a TRANSORIENTE, sino por el contrario al regulador.
TRANSORIENTE, en un ejercicio claro de buena fe, pretendió hacer uso de esos principios orientadores de la función pública, para que en un mismo procedimiento se pudiera realizar la pertinencia de la inclusión del compresor para el gasoducto Bucaramanga – Barrancabermeja, argumento que se mantiene y que se solicita que se aplique”
Al respecto se indica que es claro que la CREG debe dar estricto cumplimiento a los principios de economía y eficacia mencionados por Transoriente y establecidos en el Código Contencioso Administrativo. En efecto lo ha hecho y lo hizo durante toda la actuación administrativa iniciada con ocasión de la primera solicitud tarifaria de dicha empresa, acatando lo establecido en la Ley 142 de 1994 y la metodología aprobada mediante Resolución CREG 126 de 2010.
Pero también es claro que la obligación de la CREG y el derecho de los particulares a que se actúe acatando tales principios, tiene una correlativa obligación, en este caso de Transoriente, cual es la de presentar la información necesaria para resolver su solicitud de manera oportuna y completa, lo que se desprende no sólo del artículo 30 de la Resolución CREG 126 de 2010, sino del mismo Código Contencioso Administrativo.
La jurisprudencia respalda tal obligación, estableciendo que los particulares deben cumplir con ciertas cargas procesales para el efectivo ejercicio de sus derechos. La Corte Suprema de Justicia ha definido su alcance y el Consejo de Estado y la Corte Constitucional han acogido tal concepto. Más aún, ésta última se ha pronunciado al respecto, afirmando que tales cargas no sólo se encuentran ajustadas a la Constitución, sino que mediante su cumplimiento se lleva al acatamiento de los principios de la función pública que aduce Transoriente:
“Sobre el particular con referencia a la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia, esta Corte Constitucional al estudiar la constitucionalidad del artículo 365 del Código de Procedimiento civil, hizo las siguientes consideraciones:
“Dentro de los distintos trámites judiciales, es factible que la ley asigne a las partes, al juez y aún a terceros intervinientes imperativos jurídicos de conducta dentro del proceso, consistentes en deberes, obligaciones y cargas procesales. Sobre el particular la Corte Suprema de Justicia, en una de sus providencias(13) –, señaló lo siguiente:
(...) De los que la doctrina procesal ha dado en denominar imperativos jurídicos, en el desarrollo de la relación jurídico-procesal se distinguen los deberes, las obligaciones y las cargas procesales que imponen tanto al Juez como a las partes y aun a los terceros que eventualmente intervengan, la observancia de ciertas conductas o comportamientos de hondas repercusiones en el proceso. De esos imperativos, los primeros se hallan instituidos por los ordenamientos rituales en interés de la comunidad, las obligaciones en pro del acreedor y las últimas en razón del propio interés.
(…)
Finalmente, las cargas procesales son aquellas situaciones instituidas por la ley que comportan o demandan una conducta de realización facultativa, normalmente establecida en interés del propio sujeto y cuya omisión trae aparejadas para él consecuencias desfavorables, como la preclusión de una oportunidad o un derecho procesal e inclusive hasta la pérdida del derecho sustancial debatido en el proceso.
Como se ve, las cargas procesales se caracterizan porque el sujeto a quien se las impone la ley conserva la facultad de cumplirlas o no, sin que el Juez o persona alguna pueda compelerlo coercitivamente a ello, todo lo contrario de lo que sucede con las obligaciones; de no, tal omisión le puede acarrear consecuencias desfavorables. Así, por ejemplo probar los supuestos de hecho para no recibir una sentencia adversa.”. (Subraya la Sala).”
(…)
También ha señalado que la omisión de la realización de la carga procesal está llamada a traer consecuencias desfavorables para quien debe asumirla, tales como la preclusión de una oportunidad o un derecho procesal e inclusive la pérdida del derecho material, toda vez que la sujeción a las reglas procedimentales, en cuanto formas propias del respectivo juicio, no es meramente optativa para quienes acuden al proceso con el fin de resolver sus conflictos jurídicos, ya que de esa subordinación depende la validez de los actos que de ellas resulten y la efectividad de los derechos sustanciales(14)”(15) (subrayas propias).
Frente a la realización de los principios de la función pública establecidos en el artículo 209 Constitucional y reflejados en el Código Contencioso Administrativo, mediante las cargas procesales a que se ha hecho referencia, la Corte ha dicho lo siguiente:
“De igual manera, la Corte ha justificado el establecimiento legislativo de términos perentorios que deben observar tanto las partes como el juez en las etapas procesales, como se sostuvo en la Sentencia C-012 de 2002:
“(…)
La consagración de términos perentorios y, en mayor medida, su estricta aplicación por parte del juez …, en nada contradice la Carta Política. Por el contrario, busca hacer efectivos los derechos de acceso a la administración de justicia y el debido proceso, así como los principios de celeridad, eficacia, seguridad jurídica y prevalencia del derecho sustancial sobre las formalidades propias de cada proceso, en la medida en que asegura que éste se adelante sin dilaciones injustificadas, como lo ordena el artículo 29 de la Carta Política, en armonía con el 228 ibídem, que establece que los términos deben ser observados con diligencia, tanto por los funcionarios judiciales como por las partes involucradas. (…)
De igual forma, el cumplimiento de los términos desarrolla el principio de seguridad jurídica que debe gobernar los procesos y actuaciones judiciales pues, si bien todas las personas tienen derecho a acceder a la administración de justicia, ellas están sujetas a una serie de cargas procesales, entre las cuales se resalta la de presentar las demandas y demás actuaciones dentro de la oportunidad legal, es decir, acatando los términos fijados por el legislador. (…)
En síntesis, los términos procesales deben cumplirse diligente y celosamente por parte de quienes acceden a la administración de justicia, así como corresponde a los jueces y los auxiliares de la justicia velar por su cumplimiento, por cuanto es una carga procesal en cabeza de los primeros que busca garantizar la seguridad y certeza jurídicas, el debido proceso, el principio de celeridad y la eficacia del derecho sustantivo. Así mismo, busca hacer efectivo el principio de igualdad procesal...”(16) (subrayas y negrillas fuera de texto)
De todo lo anterior se concluye, por un lado, que la CREG actuó acatando todos los principios de la función pública establecidos por el artículo 209 de la Constitución Política y por el artículo 3o del Código Contencioso Administrativo. Por otro, que Transoriente no cumplió con las cargas procesales en cuanto a los términos para presentar la información pertinente, en referencia al compresor que solicita. Por lo tanto, no hay lugar a acceder a la petición que se estudia.
Finalmente, Transoriente afirma lo siguiente:
“Ahora bien, tal y como se advirtió con anticipación, la forma como el estado del arte de la ingeniería de fluidos permite determinar la necesidad o no de un activo de compresión en un gasoducto, es a través de la modelación del gasoducto, para poder establecer cuales (sic) la presión necesaria que se requiere en el punto de salida, dado un punto de entrada.
En consideración a que ésta es la prueba que la técnica requiere para demostrar que es necesario un activo de compresión, fue esa misma prueba la que solicitó TRANSORIENTE, y la que se niega con base en argumentos estrictamente procedimentales, que no tienen en cuenta la función misma del regulador”
Al respecto se indica que la prueba solicitada se negó, efectivamente, por impertinente y teniendo en cuenta todas las consideraciones que se han hecho respecto de la extemporaneidad y las peticiones nuevas en vía gubernativa. En ningún momento se analizó ni se ha puesto en duda su conducencia ni la necesidad de la misma.
- Conclusiones respecto al recurso de reposición interpuesto contra el auto proferido por el Director Ejecutivo, el 7 de diciembre de 2011.
- De acuerdo con lo expuesto, se tiene que la solicitud de la prueba pericial versa sobre un hecho impertinente, esto es, que no interesa al presente procedimiento administrativo, en la medida en que la solicitud del compresor i) fue extemporánea; y ii) no es congruente con lo solicitado en la actuación administrativa inicial que finalizó con la decisión contenida en la Resolución CREG 111 de 2011.
- La CREG ha actuado con absoluto apego a las normas pertinentes, acatando todos los principios de la función pública.
- La CREG nunca ha puesto en duda la conducencia de la prueba solicitada y, en esa medida, en sede de reposición, tampoco se pronunciará al respecto. Se reitera que la prueba se rechaza por impertinente.
Por las razones expuestas, la prueba pericial solicitada se rechaza por impertinente. Asimismo, no se accederá a la petición de Transoriente respecto de la inclusión de la estación compresora en la base tarifaria.
2. Frente a las pretensiones relacionadas con los gastos de AOM
Transoriente anota:
“2.1 La inclusión explícita de los valores incluidos como muebles, enseres, equipos de computación y transporte, que no fueron incluidos en los IFPNI t-1 y en el PNI t, respectivamente
Tal y como se señaló en detalle con anterioridad, el regulador se abstuvo de aceptar los valores incluidos por TRANSORIENTE como inversiones, asociados a los rubros de "muebles", "enseres", "equipos de computación" y "transporte", tanto en las inversiones no incluidas en la base tarifaria del periodo inmediatamente anterior, así como dentro del Programa de Nuevas Inversiones del periodo inmediatamente siguiente.
Sin embargo, de la revisión tanto de la Resolución 111 de 2011, como del Documento 86 de 2011, puesto a consideración por el regulador como fundamento de la decisión, no encontramos que tales valores se reflejen en el cálculo del componente de AOM.
En ese sentido, los valores que se solicita incluir dentro de los AOM asociados a los rubros antes mencionados, se discriminan a continuación:
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | TOTAL | |
| Inversión (USD de la Fecha Base= 2009) | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 | - |
| - | - | - | - | - | - | - |
| Equipo de transporte, muebles y enseres | 43,513 | 43,513 | 43,513 | 43,513 | 43,513 | 217,564 |
| Sistema Scada y equipos de computo | 8,159 | 0 | 8,159 | 0 | 8,159 | 24,476 |
| Software | 10,878 | 271,954 | 5,439 | 0 | 5,439 | 293,711 |
| Adecuaciones Integridad | - | - | - | - | - | 0 |
| Inversión 2010-2014 Payoa-Bucaramanga | 62,550 | 315,467 | 57,110 | 43,513 | 57,110 | 535,750 |
| - | - | - | - | - | - | - |
| -- | - | - | - | - | - | - |
| Equipo de transporte, muebles y enseres | 43,513 | 43,513 | 43,513 | 43,513 | 43,513 | 217,564 |
| Sistema Scada y equipos de computo | 8,159 | 0 | 8,159 | 0 | 8,159 | 24,476 |
| Software | 10,878 | 271,954 | 5,439 | 0 | 5,439 | 293,711 |
| Adecuaciones Integridad | 0 | |||||
| Inversión 2010-2014 Barrancabermeja-Payoa | 62,550 | 315,467 | 57,110 | 43,513 | 57,110 | 535,750 |
Por lo anterior, y justificado en que el regulador en efecto acepta que estos valores se incluyan dentro del componente de AOM, y del hecho de que por no haberse presentado de forma desagregada, estos valores no fueron incluidos, se solicita sean involucrados en los mismos dentro del cálculo respectivo y por lo tanto, dentro de la base tarifaria.
2.2 Cálculo de los gastos de AOM sobre el valor total del mismo, y no sobre el valor anualizado, como lo calculó la CREG
En el texto del documento CREG 86 de 2011, se señala el siguiente párrafo:
"De otra parte, como se indicó en la sección tres. Uno. Dos de este documento, para efectos tarifarios el proyecto sobre implementación del sistema integridad corresponde a un gasto de AOM. El monto total reportado por tras oriente para este proyecto es de USD 404,439 (cifras a diciembre de 2009) durante el periodo tarifario.
Para considerar este monto en los gastos de AOM se propone el siguiente procedimiento:
a. Se toma el valor en dólares de la fecha base reportado por tras oriente y se convierte en pesos con la TRM de la fecha base.
b. Este valor en pesos se distribuye uniformemente en los cinco años del periodo tarifario. Es decir, se asume que estos gastos se remuneran en totalidad del periodo tarifario de cinco años.
c. Se calcula el 4.07 de la anterior valor incluye en cada uno de los años del horizonte de proyección. Es decir, para efectos regulatorios, se asume que el valor reconocido genera otro gasto de ahora en equivalente al 4.07% de ese valor. Éste porcentaje se establece de conformidad con lo analizado en el anexo 3".
A su vez, el Anexo 3 respecto de los AOM, y haciendo uso del modelo de “Box and Whisker plot”, se afirma lo siguiente:
"Basándose en los anteriores resultados, se tomó como valor aceptable para la variable Gastos AOM/inversión en transporte, el promedio de las medianas, es decir el valor de 4.07%. Este valor será el máximo a reconocer para los gastos anuales de AOM con respecto al monto de las inversiones en infraestructura de transporte de gas".
De acuerdo con lo anterior, el regulador encontró razonable, reconocer el equivalente al 4.07% anual sobre el valor de la inversiones, como gastos de AOM; sin embargo, al momento de aplicarlo al caso particular de TRANSORIENTE, respecto de los valores solicitados, no aplicó el criterio juiciosamente construido.
En efecto, la operación hecha por el regulador respecto de los USD 404,439, implicó que no se introdujera el valor que arroja el procedimiento previsto por el mismo regulador, sino una fracción del mismo, tal y como se explica a continuación:
| Cifras en USD de 2009 | Resolución 111 de 2011 | Metodología CREG |
| Valor Base | 404.439 | 404.439 |
| Distribución | 404.439/5=80.887 | 404,439*4.07%=16.460 anual |
| Inclusión en Base tarifaria | 80.887*4.07%=3.392 anual | 16.460 anual |
| Diferencia | -13.068 | |
Así entonces, mientras que el regulador encontró que el valor razonable para reconocer anualmente, tomando como base un valor de USD 404,439 era de USD 16,460 anual, según se desprende del Anexo 3, en la aplicación real que le dio regulador, redujo ese valor a USD 3.392, que corresponde realmente a un 20% del valor correcto.
Ahora bien, es importante entender que la lógica de la metodología del regulador al definir el porcentaje de AOM a reconocer, parte del supuesto que estos gastos se causan efectivamente de forma similar, es decir, en un valor igual a lo largo del periodo tarifario; sin embargo, en este caso en particular, este gasto debe hacerse en el primer año del periodo tarifario, en razón a su naturaleza, ya que es imposible dividirlo como lo plantea el regulador.
En ese sentido, se solicita el regulador hacer las correcciones del caso, para que sean reconocidos todos los gastos de este plan de integridad y su correspondiente de AOM.
2.2.1 Recálculo del valor reconocido para el raspador inteligente (GCRt)
De manera que el regulador pueda entender el argumento que le asiste a TRANSORIENTE, para solicitar que se modifique el valor a reconocer, y que incluya el valor solicitado por la empresa, en primer lugar resumiremos las bases que tuvo en cuenta el regulador para efectos de determinar el costo, para luego aclarar las razones que llevaron a TRANSORIENTE a proponer los valores de raspador inteligente y por último a explicarle a la CREG el funcionamiento de este tipo de tecnologías, y las diferencias que pueden existir entre lo que consideró como eficiente, y la realidad, de la siguiente manera:
Respecto de la solicitud tarifaria, el regulador se pronunció de la siguiente manera:
"La longitud de los tramos indicados por TRANSORIENTE es de 154.7 km incluyendo la longitud del gasoducto "loop". Al calcular el valor unitario de las cifras reportadas por Transoriente para la corrida con raspador inteligente en el periodo tarifario de cinco años, en USD por kilómetro, se obtiene el valor de USD 6.662 por kilómetro (cifras a diciembre de 2009). Esta cifra es superior al valor promedio reconocido en aprobaciones tarifarias anteriores para corridas con raspador inteligente, como se observa en la tabla 21. En tal sentido se propone reconocer como gastos en corridas con raspador inteligente el menor valor que resulte entre el costo unitario promedio reconocido para todos los sistemas de la anterior aprobación tarifaria y el costo unitario propuesto por la empresa".
En efecto, TRANSORIENTE construyó la solicitud tarifaria a partir de la realidad contable (gastos en los que realmente incurrió respecto del proveedor que presta el servicio), y la realidad de su sistema.
Tal y como se advierte de la solicitud tarifaria, el valor incluido dentro de la solicitud tarifaria, corresponde al valor que TRANSORIENTE debió pagar al proveedor de la tecnología, lo que implica que TRANSORIENTE no es el dueño del activo que realiza este tipo de actividad, y que en estricto sentido, este corresponde al costo real del mismo.
Para el caso de la solicitud tarifaria, TRANSORIENTE requiere hacer de corridas de raspador inteligente, a cada uno de los gasoductos, asunto que se cotiza de manera independiente, en razón a la constitución del sistema mismo de transporte.
Ahora bien, para efecto de que la CREG tenga clara la forma de diseñar la señal de eficiencia, es importante que tenga algunos datos respecto del renglón de la industria que provee este tipo de servicios:
En primer lugar, este tipo de tecnologías no existe en el país, y a nivel mundial solamente existen algunos proveedores de los cuales muy pocos han estado dispuestos a venir al país, considerando las condiciones de seguridad con la que tiene que ejecutar la labor contratada.
En segundo lugar, para efectos de proceder a la contratación de este tipo de tecnologías, TRANSORIENTE, realiza procesos licitatorios a los cuales se invita a participar a todos los proveedores que tengan la tecnología que cumpla con unos mínimos estándares de garantía, que permitan dar seriedad a la labor desarrollada.
Desde el punto de vista de los proyectos, no es posible afirmar que existan dos iguales, si se considera el costo de los mismos; en efecto, las cotizaciones de este tipo de servicios parte de unos costos fijos, que no son susceptibles de ser evitadas por parte de la empresa que los contrata, y a su vez existen unos costos variables que dependen de la dificultad de la labor que se encuentre, como pudiera ser las posibles interrupciones que la corrida pueda tener por fallas en la tubería o por deslizamientos que pudieran eventualmente impedir el uso normal del gasoducto y de la herramienta.
Todos estos asuntos, son valorados por los proponentes, que al final dispone de una oferta respecto de la cual el transportador tiene muy poco margen de maniobra, y en ese sentido, debe aceptar el menor valor de aquel proveedor que haya cumplido con los requisitos de la propuesta, tal y como se demuestra en los anexos incluidos en este recurso, relacionados con los procedimientos de contratación, y el contrato mismo para realizar dicha actividad.
De acuerdo con lo anterior, y respecto de la metodología utilizada por el regulador para determinar el costo eficiente de raspador inteligente, es preciso decir lo siguiente:
El regulador toma como base para el reconocimiento de los costos de corrida del raspador inteligente, información del año 2000, es decir, únicamente cuando sólo algunos de los transportadores contrataban este servicio, y en ese sentido, cuando las cifras no permitían conocer cuáles eran las diferencias de costo en razón a la ubicación de los proyectos, la dificultad de los mismos y sin duda al tamaño.
Por lo tanto, definir si un costo actual es eficiente o no respecto de los valores considerados por el regulador en la aplicación de la resolución 001 de 2000, no es correcto, y no refleja una señal adecuada.
Tal y como TRANSORIENTE lo advirtió, y como estamos dispuestos a probarlo dentro del proceso tarifario, los costos incluidos dentro del componente de Gastos en Corridas Con Raspador Inteligente, toma en consideración los costos reales de contratación en los que TRANSORIENTE incurrió para poder hacer uso de esta herramienta, del año 2009, es decir, datos mucho más ciertos y cercanos para la realidad que se busca evidenciar en la base tarifaria, que es el reconocimiento efectivo de este tipo de gasto.
Además de lo anterior, es importante aclarar que dentro de la nueva solicitud de corrida de raspador inteligente, TRANSORIENTE tiene previsto la contratación del sistema de gestión y diagnóstico de la integridad que es necesario para la valoración de los resultados, inversión que es bastante representativa dentro del total de la contratación y que no se había contratado anteriormente en razón a que era la primera corrida de cada uno de los gasoductos y por lo tanto el nivel de defectos es muy poco y no se presentan defectos mayores en forma generalizada.
Por lo anterior, solicitamos al regulador que se reconozca los costos efectivamente incluidos dentro de la solicitud tarifaria.
2.2.2 Inclusión de los AOM para el Compresor para llevar gas de Gibraltar al Sistema de TGI
Como se mencionó con anterioridad, dentro de las inversiones que se solicita reconocer la base tarifaria, el presente recurso incluyó un sistema de compresión, con las características establecidas en el numeral 0 anterior, lo cual evidentemente aumenta los gastos de AOM asociados a este tipo de activo.
En ese sentido, a continuación se detallan los costos que se solicita incluir, que consideran la estimación que hace TRANSORIENTE con la mejor información disponible:
| - | US$/ año |
| Costos Manto. | 177.738 |
| Costos Operación | 271.700 |
| Costos Combustible | 502.700 |
| TOTAL COSTOS /año | 952.138 |
De acuerdo con lo anterior, se solicita la inclusión de los valores antes mencionados, dentro del componente de AOM.
2.2.3 Inclusión del valor total por terrenos, que tenga en cuenta todos los terrenos y oficina que por error no fue incluido, GTIt
En este punto particular, la CREG únicamente reconoció los AOM equivalente al terreno donde funciona La Estación del Palenque, y en ese sentido, no reconociendo la totalidad de aquello a lo que TRANSORIENTE tiene derecho, lo cual se explica a continuación:
El valor incluido dentro de la base tarifaria por el regulador, corresponde al avalúo catastral es de $337.853.000, que como se dijo, a la Estación del Palenque.
Sin embargo, no se entiende porque no se consideró el valor de los certificados prediales de las oficinas administrativas de TRANSORIENTE y sus parqueaderos, las cuales, a la luz de la Resolución 126 de 2011 deben ser reconocidas por la CREG como un gasto anual.
En ese orden de ideas, el valor anual a reconocer debe corresponder a $89,826,719; valor correspondiente al 12.7% del valor total de terrenos e inmuebles de TRANSORIENTE ($707,297,000), valores debidamente soportados en
los respectivos certificados catastrales que fueron entregados en la información de soporte del archivo tarifario, la cual se resume a continuación:
| Terreno Inmueble | No. Predial | Valor |
| Terreno Estación Palenque | 010903310002000 | 337.853.000 |
| Oficina Administrativa | 010100400268901 | 332,694,000 |
| Parqueaderos | 010100400008901 | 7,350,000 |
| Parqueaderos | 010100400013901 | 6,022,000 |
| Parqueaderos | 010100400053901 | 8,678,000 |
| Parqueaderos | 010100400054901 | 8,678,000 |
| Parqueaderos | 010100400071901 | 6,022,000 |
| TOTAL | 707,297,000 | |
".
De la anterior transcripción se distinguen las siguientes peticiones de la recurrente: i) reconocer, dentro de los gastos de AOM, algunos valores reportados por Transoriente como inversiones de PNI para los años 2010 a 2014; ii) calcular los gastos de AOM sobre el valor total y no sobre el valor anualizado; iii) recalcular el valor reconocido por concepto de raspador inteligente; iv) incluir los gastos de AOM por concepto del compresor que permitiría llevar gas de Gibraltar al sistema de TGI; y v) incluir el valor total por concepto de terrenos. A continuación se analiza cada petición.
A. Reconocer, dentro de los gastos de AOM, algunos valores reportados por Transoriente como inversiones de PNI para los años 2010 a 2014
En el recurso Transoriente desagregó por proyectos el valor del PNI (período 2010 a 2014) reportado en la solicitud tarifaria. Los proyectos son: equipos de transporte, muebles y enseres, sistema Scada y software. De acuerdo con la información reportada por Transoriente en el recurso, el valor total por concepto de estos proyectos es de USD1.071.500 (cifras de diciembre de 2009).
En el documento CREG 086 de 2011 se indicó lo siguiente con respecto a los valores de PNI reportados por Transoriente en la solicitud tarifaria:
“Los valores relacionados con requerimientos operativos (e.g. SCADA, comunicaciones, muebles, enseres, etc.) corresponden a gastos de AOM para efectos regulatorios. Sin embargo, la empresa no reporta valores asociados a cada uno de estos rubros, de tal manera que no es posible determinar cifras para estos proyectos.
Con base en lo anterior no hay lugar incluir el valor de estas inversiones en el PNIt”.
En conclusión se tiene que: i) para efectos tarifarios los proyectos mencionados por la recurrente son parte de los gastos de AOM; y ii) en el cálculo de los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 111 de 2011 no se incluyó el valor de los proyectos mencionados dado que, con base en la información que reportó Transoriente, en su momento no fue posible identificar el valor correspondiente a estos proyecto.
Al tener en cuenta lo anterior, y al considerar que en el recurso Transoriente reportó los valores correspondientes a cada proyecto, se considera adecuado incorporar el valor de USD1.071.500 (cifras de diciembre de 2009) en los gastos de AOM reconocidos en los cargos aprobados mediante la Resolución CREG 111 de 2011. Tal como se establece en el numeral 3.2.2 del documento CREG 086 de 2011, este valor se distribuye uniformemente durante los cinco (5) años del período tarifario.
B. Calcular los gastos de AOM sobre el valor total y no sobre el valor anualizado
De acuerdo con lo anotado por Transoriente en el recurso se entiende que esta petición está relacionada con el valor de USD404.439 (cifras de diciembre de 2009) correspondiente al proyecto denominado “implementación del sistema de integridad”. Como se indicó en el documento CREG 086 de 2011, Transoriente incluyó este valor dentro del rubro de inversión PNI, pero para efectos tarifarios se indicó que dicho valor corresponde a un gasto de AOM. También se indicó la metodología que se aplicó para efectos de incorporar dicho valor dentro de los gastos de AOM, a saber:
“
a. Se toma el valor en dólares de la fecha base reportado por Transoriente y se convierte en pesos con la TRM de la fecha base.
b. Este valor en pesos se distribuye uniformemente en los cinco años del período tarifario. Es decir, se asume que estos gastos se remuneran en su totalidad en el período tarifario de cinco años.
c. Se calcula el 4,07% del anterior valor y se incluye en cada uno de los años del horizonte de proyección. Es decir, para efectos regulatorios se asume que el valor reconocido genera otro gasto de AOM equivalente al 4,07% de ese valor. Este porcentaje se establece de conformidad con lo analizado en el Anexo 3”.
Esta transcripción indica que el valor en pesos de USD404.439 (cifras de diciembre de 2009) se incorporó a los gastos de AOM durante el horizonte de proyección así: i) USD80.888 (cifras de diciembre de 2009) para cada uno de los cinco primeros años del horizonte de proyección (i.e. año 1 a año 5); más ii) el 4.07% de USD80.888 (cifras de diciembre de 2009) para cada uno de los años del horizonte de proyección (i.e. año 1 a año 20). El resultado de esta operación se consigna en la tercera columna de la tabla 20 del documento CREG 086 de 2011.
Lo anterior permite que durante el período tarifario (i.e. año 1 a año 5) el transportador obtenga la remuneración por: i) el valor de USD404.439 (cifras de diciembre de 2009); más ii) el 4,07% de USD80.888 (cifras de diciembre de 2009) para cada uno de los años del horizonte de proyección (i.e. año 1 a año 20).
Transoriente anota que:
“De acuerdo con lo anterior, el regulador encontró razonable, reconocer el equivalente al 4.07% anual sobre el valor de la inversiones, como gastos de AOM; sin embargo, al momento de aplicarlo al caso particular de TRANSORIENTE, respecto de los valores solicitados, no aplicó el criterio juiciosamente construido.
En efecto, la operación hecha por el regulador respecto de los USD 404,439, implicó que no se introdujera el valor que arroja el procedimiento previsto por el mismo regulador, sino una fracción del mismo, tal y como se explica a continuación:
(…)
Así entonces, mientras que el regulador encontró que el valor razonable para reconocer anualmente, tomando como base un valor de USD 404,439 era de USD 16,460 anual, según se desprende del Anexo 3, en la aplicación real que le dio regulador, redujo ese valor a USD 3.392, que corresponde realmente a un 20% del valor correcto”.
Esta transcripción indica que Transoriente hace una lectura equivocada de la metodología que se aplicó para efectos de incorporar el valor de USD404.439 (cifras de diciembre de 2009) dentro de los gastos de AOM. La lectura de la empresa sugiere que se debe reconocer un valor anual, para cada año del horizonte de proyección, igual al 4,07% de USD404.439 (cifras de diciembre de 2009). Esta lectura desconoce que el fundamento de la metodología es reconocer el 100% del valor en cuestión durante el período tarifario (i.e. año 1 a año 5) más el 4,07% del mismo durante el horizonte de proyección, como se explicó anteriormente.
Transoriente anota que:
“Ahora bien, es importante entender que la lógica de la metodología del regulador al definir el porcentaje de AOM a reconocer, parte del supuesto que estos gastos se causan efectivamente de forma similar, es decir, en un valor igual a lo largo del periodo tarifario; sin embargo, en este caso en particular, este gasto debe hacerse en el primer año del periodo tarifario, en razón a su naturaleza, ya que es imposible dividirlo como lo plantea el regulador”.
Si el proyecto “implementación del sistema de integridad” se considera como un gasto de AOM es coherente que dicho gasto se presente de manera uniforme en el tiempo. La metodología propuesta permite que el transportador obtenga el 100% de la remuneración de este gasto durante el período tarifario independientemente de cómo lo ejecute en el tiempo.
Con base en lo expuesto no se considera que haya lugar a hacer correcciones sobre los valores reconocidos como AOM del proyecto “implementación del sistema de integridad”.
C. Recalcular el valor reconocido por concepto de raspador inteligente
En los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 111 de 2011 se incluyó el valor de USD4.268 por kilómetro (cifras de diciembre de 2009) por concepto de corridas con raspador inteligente. Esta cifra corresponde al valor promedio reconocido por la CREG para corridas con raspador inteligente en aprobaciones tarifarias anteriores. El valor total presentando por Transoriente en su solicitud tarifaria arroja un costo unitario de USD6.662 por kilómetro (cifras de diciembre de 2009). Nótese que estos valores unitarios están calculados únicamente en función de la longitud.
Transoriente anota:
“Desde el punto de vista de los proyectos, no es posible afirmar que existan dos iguales, si se considera el costo de los mismos; en efecto, las cotizaciones de este tipo de servicios parte de unos costos fijos, que no son susceptibles de ser evitadas por parte de la empresa que los contrata, y a su vez existen unos costos variables que dependen de la dificultad de la labor que se encuentre, como pudiera ser las posibles interrupciones que la corrida pueda tener por fallas en la tubería o por deslizamientos que pudieran eventualmente impedir el uso normal del gasoducto y de la herramienta”.
De lo anterior se tiene que la recurrente manifiesta la existencia de costos fijos y variables en la actividad de corrida con raspador inteligente, sin precisar cuánto corresponde a fijos y cuánto a variables. Según lo manifestado por la recurrente y por otros agentes, los costos variables dependen del diámetro, de la longitud, de la tecnología de inspección y de la dificultad de acceso al gasoducto.
En el momento la Comisión no dispone de información completa para establecer de manera más precisa los costos fijos y variables asociados a la actividad de raspador inteligente para el gasoducto Barrancabermeja – Payoa – Bucaramanga. Así mismo, el valor requerido por Transoriente (i.e. USD6.662 por kilómetro, cifras de diciembre de 2009) es del orden de magnitud del valor medio reconocido por la CREG en revisiones tarifarias anteriores. Por tanto, se considera adecuado incorporar en los gastos de AOM, reconocidos en los cargos aprobados mediante la Resolución CREG 111 de 2011, el valor total solicitado por Transoriente por concepto de raspador inteligente (i.e. USD6.662 por kilómetro, cifras de diciembre de 2009).
D. Incluir los gastos de AOM por concepto del compresor que permitiría llevar gas de Gibraltar al sistema de TGI
Anteriormente se indicó que en esta actuación administrativa no hay lugar a incluir el valor de inversión asociado al compresor que permitiría llevar gas de Gibraltar al sistema de TGI. En consecuencia, tampoco hay lugar a incluir valor alguno por concepto de gastos de AOM asociados a tal compresor.
E. Incluir el valor total por concepto de terrenos
En los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 111 de 2011 se consideró el valor de $337.853.000 por concepto de terrenos e inmuebles. En su recurso Transoriente indica que en su solicitud tarifaria reportó un valor total de terrenos e inmuebles por $707.297.000. Así mismo, Transoriente indica que este valor está debidamente soportado con los certificados catastrales que reportó en la solicitud tarifaria.
Transoriente indica que “no se entiende por qué no se consideró el valor de los certificados prediales de las oficinas administrativas de TRANSORIENTE y sus parqueaderos, las cuales, a la luz de la Resolución 126 de 2011 deben ser reconocidas por la CREG como un gasto anual”.
Sobre el particular se debe indicar que si bien en su solicitud tarifaria Transoriente reportó siete (7) copias diferentes de facturas de impuesto predial, en las cuales se identifican los avalúos catastrales de activos, sólo en una de estas copias Transoriente aparece como el propietario del bien. En los demás casos aparece como propietario un banco o la figura de Leasing.
Para efectos regulatorios se consideran los terrenos e inmuebles que son propiedad del respectivo agente. En aquellos casos en que el propietario es un tercero se entiende que el transportador paga un arriendo por la prestación del respectivo servicio. Este costo debe estar registrado dentro de alguno de los rubros indicados en el anexo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010. Es decir, estos gastos hacen parte de los gastos contables que la empresa debió reportar dentro de la información requerida según el anexo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010, los cuales fueron auditados en su momento e incorporados en los cargos de acuerdo con lo establecido en el artículo 8 de la misma Resolución.
De acuerdo con lo anterior no hay lugar a hacer correcciones sobre el valor reconocido como AOM por concepto de terrenos e inmuebles, incluido en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 11 de 2011.
De acuerdo con los análisis precedentes se hace necesario modificar el artículo 8 y el anexo 5 de la Resolución CREG 111 de 2011 para incorporar los siguientes ajustes:
i) Incorporar USD457.617 (cifras de diciembre de 2009) en los gastos de AOM aplicando el artículo 8 de la Resolución CREG 126 de 2010. Esta cifra corresponde al rubro de muebles, enseres, equipo de comunicación y transporte que Transoriente reportó dentro de la variable IFPNI del período tarifario t-1. Este valor se distribuye entre los años 2006 a 2010 tal como lo reportó Transoriente en su recurso.
ii) Incorporar USD1.071.500 (cifras de diciembre de 2009) en los gastos de AOM por concepto de equipos de transporte, muebles y enseres, sistema Scada y software que Transoriente reportó dentro de la variable PNI del período tarifario t. Este valor se distribuye uniformemente durante los cinco (5) años del período tarifario.
iii) Incorporar los gastos reportados por Transoriente por concepto de raspador inteligente (i.e. USD6.662 por kilómetro).
La Comisión, en sesión No.508 del día 22 de diciembre de 2011, aprobó la presente Resolución.
Con fundamento en lo anterior,
RESUELVE:
ARTÍCULO 1. No revocar el artículo PRIMERO del Auto proferido el 7 de diciembre de 2011 por la Dirección Ejecutiva, por las razones expuestas en la parte motiva de la presente Resolución. En consecuencia, rechazar la prueba pericial solicitada por Transoriente S.A. E.S.P.
ARTÍCULO 2. No revocar el segundo párrafo del numeral 3 de la parte motiva del Auto de Pruebas proferido por la Dirección Ejecutiva el 7 de diciembre de 2011, por las razones expuestas en la parte motiva de la presente Resolución.
ARTÍCULO 3. No acceder a las peticiones identificadas con los literales a), b), c) e) y h) del acápite “III. Peticiones” del recurso de reposición interpuesto por Transoriente S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 111 de 2011, por las razones expuestas en la parte motiva de la presente Resolución.
ARTÍCULO 4. Acceder a las peticiones identificadas con los literales d), f) y g) del acápite “III. Peticiones” del recurso de reposición interpuesto por Transoriente S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 111 de 2011, por las razones expuestas en la parte motiva de la presente resolución.
ARTÍCULO 5. De acuerdo con lo anterior, modificar el artículo 8 de la Resolución CREG 111 de 2011, el cual quedará así:
“Artículo 8. Cargos Regulados para Remunerar los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM. Para remunerar los gastos de AOM del gasoducto definido en el artículo 1 de esta Resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueba el siguiente cargo regulado:
| Cargo Fijo (Col. $ dic. 31-2009/kpcd-año) | |
| Gasoducto Barrancabermeja – Payoa –Bucaramanga | 194.694 |
”
ARTÍCULO 6. Modificar el anexo 5 de la Resolución CREG 111 de 2011, el cual será reemplazado por el anexo 1 de la presente Resolución.
ARTÍCULO 7. La presente Resolución deberá notificarse a las empresas Transoriente S.A. E.S.P. y Ecopetrol S.A. 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
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo
GASTOS DE AOM PARA EL GASODUCTO BARRANCABERMEJA – PAYOA – BUCARAMANGA.
| Año | Componentes del AOM según Resolución CREG 126 de 2010 | Total | ||||
| - | AOMt | AOM de PNIt | GCRt | GCEt | GTIt | - |
| - | Col $ de diciembre de 20019 | - | ||||
| 1 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.643.605 |
| 2 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 4.358.131 |
| 3 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.643.605 |
| 4 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 4.358.131 |
| 5 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 4.358.131 |
| 6 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.040.173 |
| 7 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 8 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.040.173 |
| 9 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 10 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 11 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.040.173 |
| 12 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 13 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.040.173 |
| 14 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 15 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 16 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.040.173 |
| 17 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 18 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | - | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.040.173 |
| 19 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
| 20 | 2.796.815.101 | 788.110.824 | 714.525.701 | 15.772.254 | 42.907.331 | 3.754.699 |
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA
Viceministro de Minas y Energía
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
Director Ejecutivo
NOTAS AL FINAL:
1. Comunicación No. TO2011-0572.
2. Ver documento CREG 035 de febrero 20 de 2001.
3. Ver anexo 1 de la Resolución CREG 016 de 2001.
4. Ver comunicación de Transoriente con radicado CREG 005416 de 2000. Según el artículo 13 de la Resolución CREG 126 de 2010 la vida útil normativa es de 20 años a partir de la entrada en operación del gasoducto.
5. Anteriormente se indicó que no hay evidencia de que en los cargos regulados se haya incluido valor de inversión por concepto de este gasoducto.
6. En el recurso Transoriente precisa que el monto de estas inversiones es de USD 410,786 (cifras de diciembre de 2009).
7. Comunicación No. TO2011-0572.
8. Consejo de Estado. Sala de lo Contenciosos Administrativo. Sección Primera. Expediente 13001-23-31-000-1995-12217-01. Sentencia del 20 de septiembre de 2007. C.P. Rafael E. Ostau de Lafont Pianeta.
9. Corte Constitucional. Sentencia C-319 de 2002. M.P. Alfredo Beltrán Sierra.
10. Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Segunda. Radicación 52001-23-31-000-2001-01650-01(5816-05). Sentencia del 25 de septiembre de 2008. C.P. Jesús María Lemos Bustamante.
11. Corte Constitucional. Sentencia T-033 de 2002. M.P. Rodrigo Escobar Gil.
12. Consejo de Estado. Sala de lo Contenciosos Administrativo. Sección Primera. Expediente 13001-23-31-000-1995-12217-01. Sentencia del 20 de septiembre de 2007. C.P. Rafael E. Ostau de Lafont Pianeta.
13. Sala de Casación Civil, M.P. Dr. Horacio Montoya Gil, auto del 17 de septiembre de 1985, que resolvió una reposición, Gaceta Judicial TOMO CLXXX – No. 2419, Bogotá, Colombia, Año de 1985, pág. 427
14. Ver entre otras la Sentencia C-874/03 M.P. Marco Gerardo Monroy Cabra.
15. Corte Constitucional. Sentencia C-275 de 2006. M.P. Álvaro Tafur Galvis.
16. Corte Constitucional. Sentencia C-012 de 2002. M.P. Jaime Araujo Rentería.
