| Publicación Diario Oficial No.: | , el día: |
| Publicada en la WEB CREG el: | |
| Resolución No. 101 (Septiembre 04 de 1998)
1Corte Constitucional. Sentencia C 272 de 1998. MP Dr. ALEJANDRO MARTINEZ CABALLERO
De la misma manera, la Carta Política determinó en su artículo 367 que la ley sería el instrumento a través de cual, el Estado fijaría las competencias y responsabilidades relativas a la prestación de los servicios públicos domiciliarios; el artículo en particular determina:
“ARTICULO 367: La ley fijará las competencias y responsabilidades relativas a la prestación de los servicios públicos domiciliarios, su cobertura, calidad y financiación, y el régimen tarifario que tendrá en cuenta además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos.
…
La ley determinará las entidades competentes para fijar las tarifas.”
La ley a la que hace referencia el Constituyente, corresponde a la expedida por el legislador con el número 142 de 1994, y en la cual puede distinguirse de manera clara los siguientes aspectos relevantes para analizar los planteamientos del recurrente:
a. LA FACULTAD DE REGULACION.
La Constitución Política es enfática al establecer que la regulación de los servicios públicos domiciliarios, siempre estará en cabeza del Estado. La ley 142 de 1994 estableció que para los efectos regulatorios se crearía un organismo autónomo al que denominó Comisión de Regulación, a través del cual el Estado ejerce la función de regulación del servicio público al que hace referencia de manera clara el artículo 365 de la Constitución Política. Este Organismo, creado como una Unidad Administrativa Especial, en cuanto se refiere a la regulación del servicio público domiciliario de gas combustibles y sus actividades complementarias, tiene participación de cinco expertos, del Ministro de Minas y Energía quien la preside, del Ministro de Hacienda y Crédito Público y del Director del Departamento Nacional de Planeación.
La función de regulación de este organismo, denominado CREG, se concreta, de acuerdo con la Ley 142 de 1994, en “la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y de esta ley, para someter la conducta de las personas que prestan los servicios públicos domiciliarios a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos”. A su vez, el artículo 3o de la misma Ley, dispone que “todos los prestadores quedarán sujetos, en lo que no sea incompatible con la Constitución o con la ley, a todo lo que esta ley dispone para las empresas y sus administradores y, en especial, a las regulaciones de las Comisiones, al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos”. (Subrayamos).
De acuerdo con la Ley 142 de 1994, artículo 73, el ejercicio de todas las funciones atribuidas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, incluida la establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, se enmarca dentro de la función general que corresponde cumplir a la Comisión, de “regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad”. (Resaltamos).
En cuanto a la adopción de las decisiones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, dispone el Decreto 30 de 1995, que estas se tomarán por la mayoría de votos, de donde se concluye que uno solo de sus miembros no podría expedir ningún tipo de acto, sin que éste estuviera previamente aprobado por la mayoría de sus miembros.
Debe tenerse en cuenta que hasta ahora en este recurso no se ha dicho nada distinto de lo que dice la Constitución y la ley, y debe recordarse así mismo, que la ignorancia de la ley no es excusa para su incumplimiento2 , como lo pretende el recurrente.
2 El artículo 9º del Código Civil que establece tal principio fue ratificado en su constitucionalidad por la H. Corte Constitucional en fallo de fecha 5 de Marzo de 1998, con referencia C 651,
b. REGIMEN TARIFARIO
Las siguientes son las bases Constitucionales y Legales generales que sirven de fundamento para aprobar las tarifas por uso de los sistemas de Transporte.
La Constitución Política, artículo 365, impone al Estado como criterio central en relación con los servicios públicos, asegurar que se presten bajo condiciones de eficiencia económica. De allí que la Ley 142 de 1994 establece que uno de los criterios básicos que la Comisión debe considerar al fijar las fórmulas tarifarias, es el de eficiencia, el cual se define así:
“El régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.
87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste”.
Resulta pertinente analizar cada uno de los elementos que componen este criterio, toda vez que son atacados o mal interpretados en algunos casos. Los elementos que determina la ley para este criterio son los siguientes:
- Que las tarifas se aproximen a los que serían los precios de un mercado competitivo;
- Que las tarifas deben tener en cuenta los costos y los aumentos de productividad esperados, para que sean distribuidos entre la empresa y el usuario;
- Que las tarifas no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente,
- Que las tarifas no pueden permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia;
De los puntos anteriores, el recurrente cuestiona el primero y el tercero, los cuales durante el desarrollo del presente documento, se analizará como se tuvieron en cuenta.
De acuerdo con las normas anteriores, la recuperación de costos y gastos de operación por parte de los prestadores del servicio, está limitada constitucional y legalmente por la eficiencia económica, y corresponde a la Comisión tomar medidas para que a lo largo del tiempo se reduzcan los costos en que realmente incurran las empresas, con el fin de asegurar la eficiencia, a no ser que ya se encuentren en un nivel óptimo de eficiencia. Por tanto, si es la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la entidad competente de que para el servicio de gas combustible se aplique en materia tarifaria el criterio de eficiencia económica, así como los demás criterios orientadores del régimen tarifario definido por esa Ley, no puede pretenderse, como lo hace la recurrente, que el papel de la Comisión en esa materia, deba limitarse exclusivamente a verificar la veracidad de la información, de tal manera que si encuentra costos económicamente ineficientes, deba obligatoriamente proceder a trasladárselos al Usuario a través de la tarifa que debe definir, conforme al querer de la empresa recurrente.
En esa misma dirección de la aplicación del criterio de eficiencia económica, la Ley ordena a la Comisión tener en cuenta los costos de cada empresa y examinar los de otras que operen en condiciones similares, pero que sean más eficientes. Así, el artículo 92 de la Ley 142 establece: “ …al definir en las fórmulas los costos y gastos típicos de operación de las empresas de servicios públicos, las comisiones utilizarán no solo la información propia de la empresa, sino la de otras empresas que operen en condiciones similares, pero que sean más eficientes”.
Igualmente el criterio de suficiencia financiera debe estar garantizado en las tarifas que apruebe la Comisión, de tal manera que, como lo establece la Ley, se garantice la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios.
Si llegare a existir contradicción entre el criterio de eficiencia y el de suficiencia financiera, tal como lo prevé la Ley 142 de 1994, artículo 87, deberá tomarse en cuenta que, para una empresa eficiente, las tarifas económicamente eficientes se definirán tomando en cuenta la suficiencia financiera.
Estos mismos criterios se han desarrollado en varios países con el fin de beneficiar a los usuarios, dentro del concepto de regulación por comparación con los más eficientes, para tratar de encontrar los costos que se darían, si existiera competencia entre varias empresas.
Como se entiende de las normas anteriormente citadas, la ley 142 de 1994 establece que las fórmulas tarifarias deben permitir recuperar los costos y gastos propios de la operación, pero también es cierto que tales costos deben reflejar un nivel de eficiencia, pues la ley 142 de 1994, artículo 87.1, prohibe expresamente trasladarle al usuario costos ineficientes. En este sentido, no puede pretenderse que se traslade al usuario cualquier costo en que incurra la empresa, sin importar cual sea. Lo anterior resulta de la aplicación del artículo 365 de la Constitución Nacional y de los criterios tarifarios que establecen las leyes 143 y 142 de 1994.
Con observancia de tales criterios constitucionales y legales se definió la tarifa de transporte aprobada a la Empresa AMOCO COLOMBIA PETROLEUM COMPANY, mediante el acto objeto de recurso.
Teniendo claro lo anterior, procede entonces analizar el texto particular del recurso interpuesto.
9.1.1. Argumenta el recurrente que la CREG estaría violando los principios consagrados en el Código Contencioso Administrativo ya que expidió la Resolución atacada “sin señalar la metodología utilizada por la CREG para fundamentar su decisión ni reconocer la totalidad de la inversiones realizadas a pesar de estar debidamente sustentadas, así como de cambiar los criterios de definición de retorno de inversión sin ningún sustento legal”.
De lo anterior se diferencian tres puntos en este numeral, que adicionalmente se repiten dentro del texto del recurso. Cada uno de ellos será analizado de manera independiente.
a. METODOLOGIA UTILIZADA
Determina el artículo 126 de la ley 142 lo siguiente:
“ARTICULO 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.”
De lo anterior se desprende que es facultad de la CREG, como en efecto lo hizo, la de determinar una metodología de aplicación general, que cumpliera con los requisitos que establece el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, atendiendo a las características propias de gasoducto. Adicionalmente la CREG, en atención a los principios constitucionales y legales de carácter tarifario, debería tener en cuenta al momento de fijar las tarifas además de los principios anteriores, el principio de igualdad y de respeto por la iniciativa privada, sin que ello implique que el Regulador no pueda determinar criterios diferentes en la medida que pase el tiempo, siempre y cuando respete los criterios tarifarios que establece la ley. Adicionalmente, el hecho que se remita una determinada información a la CREG, no implica que la misma deba ser aceptada sin mayor análisis, por cuanto eso estaría en contra del mandato de la ley.
En este sentido, tal y como se podrá ver en el desarrollo de la motivación de este acto, la CREG sí tiene en cuenta una metodología, la cual no sólo consulta los principios legales, sino que en desarrollo de los mismos, fijó una tarifa teniendo en cuenta los elementos propios del gasoducto OPON – EL CENTRO – GALAN.
La metodología utilizada, es la misma que se aplica a los diferentes agentes que solicitan la fijación de tarifa, teniendo en cuenta que el gasoducto de OPON – EL CENTRO – GALAN es nuevo y construido con posterioridad a la vigencia de la ley 142 de 1994.
Para la estimación del cargo de transporte de cualquier nuevo gasoducto o grupo de gasoductos, la CREG utiliza la metodología del costo medio de largo plazo, la cual se basa en un modelo de flujo de caja descontado, de la siguiente forma:
1. Se toma el valor de las inversiones del gasoducto en el año base del cálculo tarifario.
2. Se efectúa una proyección de gastos de administración, operación y mantenimiento, utilizando para ello un estándar del 2% de la inversión en activos.
3. Con una tasa de retorno del 14% antes de impuestos, se descuentan los gastos a valor presente del año base para el cálculo tarifario. Cabe señalar que esta tasa es máxima, por lo tanto la Comisión no la garantiza
4. Se selecciona el escenario de los volúmenes proyectados a transportar en el gasoducto, para el horizonte de proyección, el cual se toma de 20 años.
5. Se calcula el valor presente de los volúmenes proyectados a transportar utilizando la misma tasa de retorno indicada anteriormente.
6. El cargo máximo promedio para el gasoducto o grupo de gasoductos se calcula en US$/KPC, y será el valor obtenido de dividir la suma de la inversión y el valor presente de los gastos de administración, operación y mantenimiento, sobre el valor presente de los volúmenes proyectados a transportar, así:
C.M.P.(US$/KPC) = (INVERSION + VP.  GASTOS AOM ) / (VP.  VOLUMEN PROYECTADO)
C.M.P.: Cargo máximo Promedio
V.P. : Valor Presente
Algunos ejemplos de Gasoductos con Tarifas de Rentabilidad del 14 % antes de impuestos son los siguientes:
- GASODUCTO DEL TOLIMA – 10-SEP-96
- GASODUCTO RAMALES DE BOYACA – 30-SEP-97
- SUBSISTEMA DE TRANSPORTE DEL VALLE 01 – 10-FEB-98
De lo anterior, nótese como la Comisión hace una aplicación cierta e indiscutible del principio de eficiencia y suficiencia económica que enuncia la Constitución y que desarrolla la ley 142 de 1994. Tal y como se puede ver, todos los puntos anteriores, adoptan el valor de las inversiones en el año base del cálculo. El punto 1. en particular está de acuerdo con el principio de suficiencia financiera, pero debe ser analizado de acuerdo con el tipo de inversión de que se trate, y segundo debe tener en cuenta que inversión sea eficiente.
Es importante anotar que el concepto de eficiencia, es tenido en cuenta dentro de la tarifa, como aquella inversión necesaria y suficiente para lograr el propósito que se quiere. De esta manera, no será eficiente un tubo de un tamaño que no se adecua al volumen y la presión que se pretende manejar. Si el tubo es sobredimensionado, y el regulador acepta ese sobrecosto en la tarifa, el usuario pagará un precio que no se adecua a sus necesidades, y estará asumiendo los riesgos comerciales que solamente el prestador del servicio puede controlar.
b. INVERSIONES REALIZADAS Y EL RECONOCIMIENTO DE LAS MISMAS POR PARTE DEL REGULADOR
En cuanto a la obligatoriedad de la Comisión de reconocer la totalidad de las inversiones realizadas, aún cuando éstas hayan sido sustentadas, existen dos argumentos que sustentan la decisión adoptada por la Comisión: En primer lugar, la Constitución Política, artículo 365, impone al Estado como criterio central en relación con los servicios públicos, asegurar que se presten bajo condiciones de eficiencia económica, todo lo cual como se vio se desarrolla en el artículo 87.1 de la ley 142 de 1994, y por supuesto bajo el criterio de suficiencia del que habla la misma ley.
La recuperación de los costos y gastos por parte de los prestadores de los servicios, está limitada constitucional y legalmente por la eficiencia económica, y corresponde a la Comisión tomar medidas para que a lo largo del tiempo se reduzcan los costos en que realmente incurran las empresas, a no ser que ya se encuentren en un nivel óptimo de eficiencia.
En esa misma dirección, la Ley ordena a la Comisión tener en cuenta los costos de cada empresa y examinar los de otras que operen en condiciones similares, pero que sean más eficientes. Así, el artículo 92 de la Ley 142 establece que:
“ …al definir en las fórmulas los costos y gastos típicos de operación de las empresas de servicios públicos, las comisiones utilizarán no solo la información propia de la empresa, sino la de otras empresas que operen en condiciones similares, pero que sean más eficientes”.
Las normas anteriormente citadas obligan a que las tarifas permitan recuperar los costos y gastos propios de la operación, pero también suponen que tales costos deben reflejar un nivel de eficiencia, pues la ley prohibe expresamente trasladarle al usuario costos ineficientes, o riesgos propios del negocio al Usuario, los cuales deben ser asumidos por la persona que de manera autónoma desarrolla un negocio en particular.. En este sentido debe entenderse la facultad que tienen los particulares de participar por su propia iniciativa en la prestación los servicios públicos, significa al mismo tiempo que libremente los particulares asumen la prestación de un servicio público regulado por el Estado, y por ende los riesgos propios del negocio, y por tanto no pueden pretender que el Estado los mantenga indemnes frente al riesgo comercial, especialmente cuando ni los usuarios ni el Estado se han pronunciado de manera particular y concreta frente a cada uno de ellos.
Con observancia de los anteriores criterios se estableció la tarifa de transporte para el gasoducto OPON - EL CENTRO - GALÁN contenida en la Resolución CREG-004 de 1998.
En segundo lugar, para sustentar la decisión adoptada por esta Comisión en la Resolución 004 de 1998, y en relación con el tema de las inversiones al que insistentemente alude el recurrente, se tuvieron en cuenta únicamente las inversiones asociadas con la actividad de transporte de gas natural, pues la tarifa es de transporte y no de producción, lo que implica excluir cualquier otra inversión o gasto involucrado en cualquier actividad diferente, como es la producción. En este orden de ideas, y respaldada la decisión por el dictamen pericial que ha obrado dentro del trámite de este recurso, aquellos costos de inversión asociados con la actividad de producción, como son: el Difusor de Energía (Slug Catcher), el Paquete Separador de Entrada, el Filtro Separador de Entrada, el Filtro Separador de Entrada - Galán, la Instalación Gasoducto, Separador y Filtro, la Instalación Gasoducto Separador y Filtro, la Instalación Slug Catcher, y los conceptos de Ingeniería/Compras/Admón.-Brown y Root-Houston, Ingeniería/Compras/Admín.-Halliburton Latinamericana-Bogotá, no serán reconocidos para la determinación de la tarifa, por estar asociados a la producción y no al transporte propiamente dicho. Aceptar que los costos de producción sean incluidos dentro de la tarifa de transporte, no solo no estaría ajustado a la ley, sino que adicionalmente implicaría que los riesgos y costos propios de la producción se incluyan en la tarifa de transporte, y el usuario pagaría entonces por los riesgos e inversiones en que incurre el inversionista como ejercicio de su actividad dentro del contrato de asociación para la exploración y explotación de hidrocarburos y derivados.
En este sentido no es cierto que la Comisión determine de manera arbitraria, cuáles son las inversiones realizadas que deben formar parte de la tarifa, ni tampoco es cierto como lo afirma la recurrente, que no tenga funciones para diferenciar los costos propios de una determinada actividad de costos ajenos a esa misma actividad. La Comisión, en desarrollo del principio constitucional de buena fe, asumió que las inversiones que la empresa reportó existen y se hicieron efectivamente, pero de todas las inversiones se determinó cuáles eran de producción y cuáles de transporte; si esto no es así, el usuario estaría pagando un precio por el gas, el cual también fija la CREG y en el que se encuentran incluidas las inversiones de producción, y los mismos costos en el transporte, es decir, estaría pagando dos veces por la misma inversión.
Adicionalmente, respecto del punto de la separación de las inversiones que efectuó la CREG en casos como la fijación de una tarifa de transporte, obedece a la aplicación de la siguiente normatividad de la Ley 142 de 1994:
- Establece el artículo 18 de la Ley 142 de 1994, que las empresas de servicios públicos que tengan objeto social múltiple deberán llevar contabilidad separada para cada uno de los servicios que presten; y el costo y la modalidad de las operaciones entre cada servicio deben registrarse de manera explícita. Se reitera que el artículo 3º de la Ley 142 de 1994, establece que “todos los prestadores quedarán sujetos, en lo que no sea incompatible con la Constitución o con la ley, a todo lo que esta ley dispone para las empresas y sus administradores y, en especial, a las regulaciones de las comisiones”.
- La Ley 142 de 1994, establece que para establecer las fórmulas de tarifas se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio.
La anteriores razones legales son suficientes para concluir que la Comisión, no solamente puede distinguir entre las inversiones correspondientes a una y otra actividad propia del servicio público, sino que cuando sea posible, como en el caso de la tarifa para remunerar la actividad de transporte, así debe hacerlo.
Sin perjuicio que durante el desarrollo de la presente resolución se llegue a una explicación mucho más precisa de las inversiones que se tienen en cuenta, vale la pena determinar que algunos rubros que el recurrente pretende que se le reconozcan, no pueden ser incluidos dentro de la tarifa, o por lo menos no en el monto que se determina.
En efecto, incluye el recurrente un rubro de “Ayudas a la Comunidad” por un monto de U$ 452.000 dólares de los Estados Unidos de América. Es claro que tales inversiones no se hacen en desarrollo de la normatividad de carácter ambiental, la cual es aceptada en su totalidad, sino que obedece a estrategias que realiza la empresa de manera autónoma y sin que medie una obligación de carácter legal. Estas inversiones son realizadas por la mayoría de proyectos de este tipo que se desarrolla en el país, y la CREG nunca las ha reconocido dentro de la tarifa, por lo que hacer una excepción en el caso en particular, implica una violación clara del principio de igualdad frente a los demás agentes. Esta posición es plenamente ratificada por el Perito.
De la misma manera la empresa pretende que se incluyan dentro de la tarifa, los gastos propios de movilización y viajes. Frente a este punto en particular, es importante señalar que la actividad de transporte de gas, es propia del territorio, es decir, aquellos usuarios que pagan por el mismo son los colombianos usuarios del gas natural, lo que implica que el esquema de comercialización sea totalmente distinto al de hidrocarburos como el petróleo, en los cuales este tipo de viajes no sólo es frecuente, sino que es habitual. Teniendo claro esto, y acudiendo de nuevo al principio de eficiencia, la CREG solicitó al perito evaluar tales gastos, tal y como se explicará en el capítulo respectivo. Del estudio del Perito resulta claro que los viajes no corresponden a aquellos que se realizan para garantizar la seguridad de los operadores. En efecto, según el perito, los viajes que se contrataban, en promedio a un costo de U$1.700 dólares la hora, de los cuales “Por información suministrada por AMOCO el punto de salida en un alto porcentaje de los traslados era Bogotá lo que permitía deducir que en promedio se realizaban 6 viajes al mes”. De lo anterior, en principio es entendible que factores de seguridad impliquen el traslado en vuelos especiales a los campos, pero no desde puntos como Bogotá, donde los factores de inseguridad son comunes para todo persona, es decir, los traslados en vuelos privados, ya sea de avión o helicóptero debieron hacerse desde Barrancabermeja o Bucaramanga, y no desde Bogotá, lo cual hubiera abaratado los costos.
Frente al tema de la seguridad, la CREG considera que es válido incluir aquellos costos en que incurrió el agente por efecto de los contratos de seguridad que celebró con las Fuerzas Armadas. Los demás gastos de seguridad no se tienen en cuenta por cuanto los mismos están castigados en la rentabilidad de la inversión, en el renglón de “riesgo país”, de la manera como se explicará mas adelante, cuando se analice el aspecto relativo a la tasa de retorno.
Frente a los gastos preoperacionales que presenta el recurrente, y que se discriminan en el recurso, es importante aclarar que la CREG no reconoce valor alguno en lo que se refiere a esta categorización de gastos. Sin embargo, dentro de la discriminación del rubro se encuentran gastos tales como servicios públicos, gastos de seguridad y vigilancia que la Comisión si ha reconocido con otras denominaciones, razón por la cual tales gastos se reconocen de manera proporcional.
En conclusión, no es que la Comisión tenga duda sobre si las inversiones fueron realmente efectuadas, sino que, de una parte, determinó cuáles de esas inversiones son propias de la actividad de transporte, para incluirlas en la tarifa de transporte, y cuáles corresponden a la actividad de producción, y de otra parte, ajustó aquellas que correspondían a un nivel de eficiencia económica aceptable.
c. TASA DE RETORNO DE LA INVERSION
Respecto al criterio utilizado para la definición de la tasa de retorno de la inversión, afirma el recurrente que la Comisión fijó, “sin ningún otro sustento, o por lo menos no figura en los considerandos de la Resolución, la Fijación de los Cargos de Conexión con un 14% retorno de la Inversión antes de impuestos y no un 12% retorno de la Inversión después de impuestos.”
Es preciso aclarar que la tarifa que se fija es de transporte y no de conexión. En segundo lugar, la Comisión no fija la rentabilidad de los negocios de energía y gas de manera aleatoria, sino consultando criterios que permitan que las inversiones sean competitivas frente a otras de similares características tanto a nivel nacional como internacional.
En el caso de la tasa de retorno o rentabilidad reconocida para la actividad de transporte, la Comisión tuvo en cuenta para la determinación de este porcentaje, la tasa libre a riesgo en los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos, más una Prima de Riesgo País, adicionada con una Prima de Riesgo del Negocio, resultando la tasa del 14% antes de impuestos, superior al cálculo anterior.
En cuanto a la solicitud de la empresa recurrente, de que se le reconozca en la tarifa de transporte aprobada, un factor “K”, debe tenerse en cuenta que este factor constituye un mecanismo utilizado en algunos negocios de exploración y explotación de hidrocarburos distintos de la actividad de transporte, razón por cual la Comisión nunca ha tenido en cuenta para fijar una tarifa de transporte, ni de conexión ni de distribución. Los argumentos planteados en el recurso como fundamento de inconformidad por el no reconocimiento de dicho factor en la tarifa aprobada, recaen sobre criterios que el inversionista, por error o por omisión asumió que el Estado a través de la CREG se lo reconocería, sin consultar las Resoluciones expedidas por la CREG. Adicionalmente, la CREG no podría reconocer tal factor en este caso, ya que estaría violando el principio constitucional y legal de la igualdad, frente a otros operadores de actividades similares.
En síntesis, la metodología utilizada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, reconoce una tasa de retorno o de rendimiento de la inversión, adecuada, que permite garantizar el principio legal de suficiencia financiera, tasa que ha sido utilizada por la Comisión en condiciones de igualdad para todas las tarifas de transporte aprobadas para los diferentes gasoductos del País. Sin embargo, pese a que uno de los motivos de inconformidad del recurso en relación con este punto, cuestiona la aplicación de dicha tasa, la recurrente no prueba cómo, ni siquiera superficialmente, la tasa de retorno o el rendimiento de la inversión que la CREG reconoció en la Resolución impugnada no resulta viable desde el punto de vista financiero. Por tal razón, la CREG no tiene elementos de juicio distintos a los que tuvo para expedir la Resolución 004 de 1998, para pronunciarse sobre este aspecto.
9.1.2. Afirma de la misma manera el recurrente que la CREG violó la Circular 29 del 13 de octubre de 1995, el artículo 56 del Código de Petróleos y de la Resolución CREG 57 de 1996.
a. Análisis del argumento sobre violación de la Circular 29 de 1995.
Afirma el recurrente que la circular 29 es obligatorio para el ente público que lo crea, así como para los particulares. Afirma adicionalmente que “este acto administrativo fue violado por la CREG al considerar sin ningún otro sustento, o por lo menos no figura en los considerandos de la Resolución, la Fijación de los Cargos de Conexión con un 14% retorno de la Inversión antes de impuestos y no un 12% retorno de la Inversión después de impuestos”. Así mismo, considera el recurrente que “todas las manifestaciones y representaciones hechas por representantes de la CREG durante las diferentes reuniones celebradas con representantes de Amoco, constituyen actos administrativos de conformidad con el Articulo 83 del Código Contencioso Administrativo. Estos son manifestaciones voluntarias e inteligentes de la administración tendientes a la producción de efectos jurídicos por lo tanto, y para nuestro caso, desconocer las explicaciones y fundamentos detallados dados por los propios representantes autorizados de la CREG, constituye una revocatoria directa de tales actos administrativos que requeriría el permiso de la parte afectada con tal revocatoria. (…) Lo jurídico es seguir los lineamientos establecidos por la propia comisión cualquier otra forma de cálculo implicaría un rompimiento de las reglas preestablecidas de la administración frente al administrado y un total desconocimiento de los derechos adquiridos.”
Se confunden dos puntos en la argumentación que deben ser tratados independientemente: los requisitos de validez de los actos administrativos expedidos por la Comisión, y la metodología utilizada para la determinación del porcentaje de tasa de retorno a reconocer.
Tal y como se vio en la parte introductiva de los considerandos de esta resolución, la CREG es un organismo colegiado, cuyas decisiones se toman de acuerdo con el reglamento que para el efecto se expida, que en el caso particular se encuentra en el Decreto 030 de 1995. Estas normas, que fueron debidamente publicadas en el Diario Oficial, debieron ser conocidas por todos los agentes que se proponen desarrollar actividades de servicio público.
En este sentido, de manera expresa los actos de carácter regulatorio, tal como la tasa de retorno o el rendimiento sobre las inversiones, deben ser expedidos por la Comisión, y requieren la firma del Presidente de la Comisión, es decir, del Ministro de Minas y Energía, siendo requisito adicional para su validez que hayan sido publicadas en el Diario Oficial, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 57 de 1985. Ninguno de los anteriores requisitos se cumplen en el caso de la Circular 29 de 1995, careciendo por ello la misma de la naturaleza de Acto Administrativo que pretende sustentar el actor. Aún aceptando en gracia de discusión que la Circular tuviera los efectos vinculantes que el actor aduce, es también cierto que dentro del orden jerárquico de las normas, las resoluciones que se expidieron con posterioridad a la citada Circular modificaron el contenido de la misma, como es el caso de la resolución CREG-057 de 1996 expedida con más de un año de antelación a la fecha en que la empresa recurrente presentó su solicitud de aprobación de tarifas, resolución que por ser de carácter general, no tenía porqué notificarse a nadie de manera particular, sino cumplir con el requisito de publicación. Aún en el evento que la Comisión quisiera comunicar personalmente, esto es algo imposible de cumplir, toda vez que en el país pueden estar desarrollándose proyectos de transporte de gas natural, de los cuales la Comisión no tiene información, y no tiene porqué tenerla, en el entendido que la ley de manera expresa determinó que no es necesario pedir permiso alguno para desarrollar este tipo de proyectos.
En el caso particular de las reuniones celebradas en la sede de la Comisión, sostenidas con funcionarios de la empresa recurrente, debe tenerse en cuenta que ninguna de ellas cumple con los requisitos legales de un Acto Administrativo expedido por la CREG, no sólo porque tales reuniones no se hicieron con la intención de determinar una voluntad de la administración, ni se adoptó en ellas decisión alguna que permita deducir de allí la existencia de un acto administrativo, sino además, porque tales reuniones no se hicieron en la forma prevista por la ley para adoptar las decisiones de la Comisión, esto es con la participación del quórum de sus miembros para deliberar y aprobar las decisiones de la CREG.
Es cierto que personas que prestan sus servicios a la Comisión, a petición de AMOCO PETROLEUM COMPANY, atendieron en la sede de la Comisión a personas que obraban en nombre de esa Empresa, y que en tales reuniones se les explicó sobre el trámite que se surte para la aprobación de una tarifa por parte de la Comisión, pero tales reuniones se efectuaron precisamente con la advertencia previa de que la decisión sobre la tarifa era competencia de la Comisión y no de uno de sus funcionarios, y de otra parte, se aceptó atender a tales personas, sin que como es lógico, se hubiera presumido la mala fe con que actuaría posteriormente la Empresa, al pretender imputarle a la Comisión la expedición de actos administrativos, que en la realidad jurídica no existen. Ahora, si el poderdante del recurrente, quien asistió a tales reuniones, o la Empresa, así lo asumió, lo hizo bajo su cuenta y riesgo y bajo una percepción equivocada y errónea de la ley, lo cual, de acuerdo con el artículo 9o del Código Civil, no excusa el cumplimiento de la misma.
Por las anteriores razones resulta improcedente este motivo de inconformidad del recursos.
b) Análisis del argumento sobre violación del artículo 56 del Código de Petróleos.
Respecto a la supuesta violación por parte de la CREG de lo dispuesto en el artículo 56 del Código de Petróleos, a la Comisión le merece las siguientes consideraciones:
El sólo cargo de violación de una norma del Código de Petróleos, es evidencia clara de la confusión y el error de la recurrente, pues la ley 142 de 1994 que es posterior y que reguló de manera integral los servicios públicos domiciliarios, incluido el de gas combustible, estableció de manera clara y expresa que la actividad de transporte de gas combustible, es una actividad que se rige exclusivamente por la Ley 142 de 1994 y regulada por la CREG.
De lo dispuesto en La Ley 142 de 1994, artículo 28, es claro que para el ejercicio de las funciones relacionadas con el servicio público domiciliario de gas combustible, la CREG tendrá en cuenta únicamente lo dispuesto en la misma Ley 142 de 1994, excluyendo por sí sola la aplicación de las normas del Código de Petróleos, invocadas por el recurrente. El siguiente es el texto del artículo 28 de la ley 142 de 1994:
“ARTICULO 28. .- Redes. Todas las empresas tienen el derecho a construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para prestar los servicios públicos, para lo cual cumplirán con los mismos requisitos, y ejercerán las mismas facultades que las leyes y demás normas pertinentes establecen para las entidades oficiales que han estado encargadas de la prestación de los mismos servicios, y las particulares previstas en esta ley.
Las empresas tienen la obligación de efectuar el mantenimiento y reparación de las redes locales, cuyos costos serán a cargo de ellas.
Las comisiones de regulación pueden exigir que haya posibilidad de interconexión y de homologación técnica de las redes, cuando sea indispensable para proteger a los usuarios, para garantizar la calidad del servicio o para promover la competencia. Pero en ningún caso exigirán características específicas de redes o sistemas mas allá de las que sean necesarias para garantizar la interconectabilidad de servicios análogos o el uso coordinado de recursos. Las comisiones podrán exigir, igualmente, que la construcción y operación de redes y medios de transporte para prestar los servicios públicos no sea parte del objeto de las mismas empresas que tienen a su cargo la distribución y, además, conocerán en apelación los recursos contra los actos de cualquier autoridad que se refieran a la construcción u operación de redes. La construcción y operación de redes para el transporte y distribución de agua, residuos, electricidad, gas, telefonía pública básica conmutada, y telefonía local móvil en el sector rural, así como el señalamiento de las tarifas por su uso, se regirán exclusivamente por esta ley y por las normas ambientales, sanitarias y municipales a las que se alude en los artículos 25 y 26 de esta ley.”(Subraya fuera de texto)
Por las anteriores razones, igualmente resulta improcedente el motivo de inconformidad del recurso que se fundamenta en una supuesta norma, que no aplica para el servicio de transporte de gas combustible.
El punto sobre la metodología para la determinación de la tarifa, en lo que a retorno de inversión se refiere, fue considerado con anterioridad.
9.1.3. Finalmente, la Comisión considera pertinente pronunciarse sobre el procedimiento para la fijación de la tarifa de transporte del Gasoducto OPON – EL CENTRO – GALAN.
Debe tenerse claro que la solicitud tarifaria se elevó ante la CREG el día 17 de Octubre del año de 1997, es decir tres años después de iniciar el proyecto. No se entiende en este sentido como es que el recurrente involucra un derecho adquirido, cuando la CREG no había determinado una tarifa para el gasoducto en cuestión. Es necesario precisar que la Jurisprudencia Colombiana ha sido clara en determinar cuál es el alcance del concepto de derechos adquiridos y cual el de las meras expectativas. La CREG no tendría duda alguna de la existencia de un derecho adquirido para el agente en el caso que hubiera expedido una tarifa con las características que el Agente pretende.
En efecto la Constitución Nacional de 1991 consagra en su artículo 58 la protección y garantía de “la propiedad privada y los demás derechos adquiridos con arreglo a las leyes civiles...”, situación que según el mismo constituyente del 91 se mantiene con relación a la Constitución de 1886
Las Cortes han desarrollado el concepto de los derechos adquiridos a través de diferentes pronunciamientos, de manera paralela con las meras expectativas, la retroactividad y retrospectividad de la ley. Así la Corte Suprema de Justicia en Sentencia del 12 de diciembre de 1974, Sala Plena (MP. Eustorgio Sarria), dijo:
“... por derechos adquiridos han entendido la doctrina y la jurisprudencia, aquel derecho que ha entrado al patrimonio de una persona natural o jurídica y que hace parte de él, y que por lo mismo no puede ser arrebatado o vulnerado por quien lo creó o reconoció legítimamente.
Lo anterior conduce a afirmar que el derecho adquirido es la ventaja o beneficio cuya conservación e integridad, está garantizada en favor del titular del derecho, por una acción o por una excepción”. (Negrillas por fuera del texto)
Con relación a las meras expectativas, la Corte Suprema dijo:
“son esperanzas débiles que uno ha formado de llegar a adquirir derechos que pueden ser destruidos por la voluntad esencialmente mudable del que quiere conferirlos” Corte Suprema de Justicia: Sentencia del 11 de julio de 1983..
Así las meras expectativas son simplemente esperanzas.
De manera que, ni a la luz de la Constitución ni de la ley se entiende el argumento de las meras expectativas, especialmente si se tiene en cuenta que si el agente hubiera querido materializar un derecho, hubiera podido solicitar una tarifa con anterioridad al desarrollo del proyecto y no después.
9.2. Respecto de los argumentos de Orden Técnico.
Considera la empresa recurrente, que la Resolución objeto de recurso incurrió en error técnico al no considerar la totalidad de las inversiones presentadas y efectivamente efectuadas. Específicamente cuestiona el recurrente el hecho de que la CREG no hubiera incluido los costos de ingeniería, seguridad e indirectos vinculados al transporte y que se encuentran incluidos en otros gasoductos construidos.
9.3. Respecto de los argumentos de Orden Económico:
“ El cambio de la metodología de cálculo de CREG de autorizar una tasa de retorno del 12% real después de impuestos según la circular 29 a aplicar una tasa de 14% real antes de impuestos trae como consecuencia una disminución automática de 8 centavos en la tarifa de transporte definida en términos constantes de 0.508 dólares por KPC. Igualmente, la desautorización de casi $20 millones de dólares en la inversión efectivamente incurrida trae por consecuencia la disminución de la tarifa de unos 18 centavos de dólar. Ambos efectos combinados disminuyen la tarifa de equivalente en moneda constante de $0.5O8IKPC a unos $0.28/kPC.
Como se puede ver, aun existe una diferencia de 3 centavos de dólar con respecto a la tarifa de $0.251kPC aprobada por la CREG. Esta diferencia no tienen explicación evidente, razón por la cual no entendemos como CREG llegó a la tarifa de 25 centavos. Para poder visualizar la diferencia de los 3 centavos se requiere la disponibilidad del modelo económico de cálculos de la CREG, modelo que no ha sido proporcionado como parte de la resolución. Por todo lo expuesto, a falta de información sobre los cálculos de la CREG, nos vemos obligados a la necesidad de rechazar el procedimiento y metodología de cálculo de la CREG.
Todo esto perjudica en forma grave el retorno de la inversión garantizado por el ordenamiento legal Colombiano. Dado los niveles de inversión efectivamente incurridos y la tarifa aprobada por CREG, la tasa de retorno después de impuestos a que resultar para e inversionista internacional Amoco ser de apenas 1.7% en términos reales. Semejante tasa de retorno es totalmente inaceptable y no conducente a propiciar un clima de inversión en Colombia.
Va en detrimento de los intereses de Colombia y de su gente el aceptar que la CREG aplique la tantas veces mencionada Resolución 57 de la forma en que esta resolución se ha aplicado, la cual fue conscientemente diseñada para promover las inversiones en Colombia en materia de Gasoductos e infraestructura. Tales proyectos e infraestructura nunca ser n desarrollados sin que se tenga una razonable certeza de que las provisiones económicas de tales resoluciones sean aplicadas e interpretadas de una manera justa y consistente.
Entendemos que a pesar de los dos pronunciamientos del Honorable Consejo de Estado en el sentido que este tipo de Resoluciones deben poder ser objeto de Apelación ante instancias superiores, la Resolución 004 solo es susceptible del recurso de reposición de conformidad con el articulo 5 de la misma por lo tanto una vez resuelto este, se entenderá agotada la vía Gubernativa. Esto trae como consecuencia la libertad por parte de nosotros de acudir ante la Jurisdicción del Contencioso Administrativo en caso de nosotros no estar de acuerdo con el contenido del Acto que resuelve este recurso.”
Es cierto que para la empresa recurrente se fijó una tarifa de transporte inferior a la por ella solicitada, porque la CREG tiene parámetros legales de obligatorio cumplimiento que fueron suficientemente explicados con anterioridad, y cuyo fin fundamental es el de proteger a los usuarios con tarifas que recuperen los costos eficientes de prestación del servicio. Pretender, como lo hace la parte recurrente, que todos los costos en que realmente incurra una empresa deben ser reconocidos dentro de la tarifa sería desconocer abiertamente la exigencia superior que busca que los usuarios paguen solamente aquellos costos que se darían en un mercado competitivo. De prosperar la tesis de la recurrente, no harían falta ni reglas ni autoridades en materia tarifaria y bastaría que alguien estableciera la veracidad de los gastos de las empresas para que éstas los convirtieran en tarifas.
La Comisión observa que el hecho de aprobar una tarifa inferior a la propuesta por AMOCO no constituye una lesión a los intereses de esa empresa. Lo que representa esa decisión es la aplicación de las normas que buscan asegurar al usuario tarifas que correspondan a criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera, sin mencionar que dentro de las peticiones se encuentran activos e inversiones que aunque eficientes, no corresponden a la actividad de transporte sino a la de producción, por la cual el agente percibe unos ingresos distintos a los que se pretenden fijar por medio de la presente resolución, razón por la cual no procede aprobar la tarifa solicitada por la Empresa a través del recurso de reposición.
La decisión adoptada se sustentó de la siguiente manera:
Si se tiene en cuenta que la CREG no reconoce el FACTOR F ( Sobre el cual no hubo nunca ningún tipo de pronunciamiento de la CREG ni de ninguno de sus funcionarios), se tiene que la tarifa se reduce a 0.38 centavos de dólar, sobre el cual se empiezan a aplicar los criterios tarifarios a los que se hacían mención.
9.4. Respecto a la pretensión para que la tarifa sea denominada en dólares de los Estados Unidos y pagada 75% en dólares de los Estados Unidos y 25% en pesos colombianos a la tasa cambiaria prevaleciente.
Respecto de esta petición, debe decirse que la Comisión la considera de plano improcedente dentro del recurso de reposición, por cuanto el mismo se hace para rebatir los elementos erróneos de hecho o de derecho en que la autoridad administrativa, en este caso la CREG, hubiere incurrrido al momento de expedir el acto correspondiente. El régimen cambiario definitivamente no es uno de ellos.
Sin embargo, es necesario recordar que la CREG solamente tiene facultades regulatorias para los servicios públicos de energía y gas combustible, pero sus facultades legales no llegan al punto de determinar un aspecto cambiario como sería la facultad de recibir divisas en un determinado porcentaje. Tales derechos son regulados por la Junta Directiva del Banco de la República, quien es la autoridad en materia monetaria, cambiaria y crediticia, por lo que aún en el caso la petición pudiera ser parte del recurso, su determinación no está en manos de la Comisión.
9.5. Respecto a la pretensión para que “se aclare el articulo 4 en el sentido de que la CREG reconozca que la Empresa Colombiana de Petróleos ECOPETROL es la operadora del mencionado Gasoducto con todas las obligaciones y deberes derivadas del Cargo de conformidad con el Contrato de Asociación Opón mientras que AMOCO es la operadora del Campo OPON igualmente con todas las obligaciones y deberes derivadas del cargo de conformidad con el Contrato de Asociación Opón.”
Respecto de esta petición, la Comisión la considera de plano improcedente dentro del recurso de reposición, por cuanto el mismo procede para controvertir los elementos erróneos de hecho o de derecho en que la autoridad administrativa, en este caso la CREG, hubiere incurrido al momento de expedir el acto correspondiente. Las relaciones contractuales entre los agentes, no resultan pertinentes si se tiene en cuenta que lo que se pretende es la fijación de una tarifa.
9.6. Prueba Pericial.
Dada la necesidad de determinar y establecer las inversiones y gastos eficientes correspondientes a la construcción del gasoducto entre el pozo de Opón, la planta de tratamiento El Centro y la estación Galán en el municipio de Barrancabermeja, para un volumen determinado de gas a transportar, mediante Resolución CREG-019 de 1998 se decretó una prueba pericial tendiente a verificar la información presentada por la empresa en los diferentes estudios allegados.
9.6.1. Resultados de la Prueba Pericial.
La Comisión, mediante resolución CREG-019 de 1998, nombró como perito al Ingeniero HERNANDO GALVIS BARRERA, quien viajó al lugar de localización del gasoducto para establecer las inversiones y gastos eficientes correspondientes a la construcción del gasoducto OPÓN – EL CENTRO – GALÁN. En la citada resolución se precisó que el respectivo dictamen se pondría en conocimiento de la empresa AMOCO COLOMBIA PETROLEUM COMPANY, en la forma y para los fines previstos en el Código de Procedimiento Civil.
El dictamen pericial se radicó en la Comisión el día 28 de abril de 1998 y se le dio el trámite sobre contradicción establecido en el artículo 238 del Código de Procedimiento Civil.
Las Conclusiones Técnicas sobre la cobertura del Sistema de Transporte Opón – El Centro – Galán, y la respuesta al cuestionario formulado por la empresa y por la Comisión al perito, son las siguientes:
“ 6. CONCLUSIONES TECNICAS SOBRE COBERTURA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE OPON - EL CENTRO - GALAN
De acuerdo a los criterios planteados en las secciones anteriores se presentan los conceptos técnicos que fijan una posición sobre la real cobertura operacional del esquema de transporte construido para conectar el campo producción Opón con el nodo de manejo troncal de gas (Estación Galán).
6.1. TRAMO OPON - EL CENTRO
· El sistema de transporte seleccionado, 16" de diámetro fue diseñado para el manejo conjunto de líquidos y gas húmedo, un menor diámetro no cumpliría los requerimientos de capacidad de flujo exigidos (100 MMPCSD).
· La alternativa de usar dos líneas paralelas, una para gas (12”) y la otra para líquido (6") requería una mayor inversión, pero de haberse realizado, los gastos solicitados al propietario del sistema para fijar la tarifa de transporte solo se debería a los gastos de su propia línea y no a la inversión total.
· Los líquidos manejados por la línea de 16” son medidos y comercializados a precios que no coinciden con el precio de la misma cantidad de gas equivalente.
La decisión de utilizar una sola línea de 16" de diámetro para transportar gas húmedo más líquidos obligó a la instalación de un separador de líquidos (slug catcher) y un acumulador (D-201) cuyos costos fueron altos debido a la cantidad de líquidos a separar. Una línea que maneja gas húmedo requiere un separador solo para el liquido que se forma en la tubería por la condensación debida a la pérdida de presión en el sistema de transporte.
· Dado que la línea de 12" de diámetro es suficiente para el manejo de gas húmedo, el sobrecosto al usar una tubería de 16" de diámetro es asignada al manejo de líquidos, inversión que debe ser recuperada en la comercialización de dichos líquidos. (Subrayas fuera del texto).
6.2. TRAMO EL CENTRO - GALAN
El sistema de transporte construido, 16” de diámetro, apenas cumple la capacidad exigida de gas seco (110 MMPCSD); el gasoducto no ofrece flexibilidad operacional en cuanto a un incremento de su capacidad manteniendo el diferencial de presión (510 psia en El Centro y 350 Psia en la Estación Galán).
Los equipos instalados para garantizar la correcta operación del gasoducto obedecen a los criterios debidos a la calidad del gas a transportar.
8. RESPUESTA A CUESTIONARIO CREG-AMOCO
De aquello que conceptuó el perito, de lo cual se dio traslado al recurrente, el perito determinó lo siguiente:
8.1. Cuáles son los estándares y especificaciones técnicas con las que debe ser diseñado y construido el gasoducto Opón- El Centro – GaIán?
“Los parámetros y criterios aplicados en el diseño y construcción de la línea OPON-ELC-GALAN obedecen a las normas y estándares exigidas para este tipo de proyectos: ASME-ANSI B. 31.8
Es importante resaltar el parámetro sobre la composición y características del fluido a transportar pues la decisión de manejar en forma conjunta el gas húmedo con los líquidos afectó el dimensionamiento de la tubería como del sistema de separación gas-liquido. Este parámetro definió el comportamiento multifásico del sistema sin que diera ello lugar a que se incumpliera los estándares de diseño y construcción. (Subrayas ajenas al texto original).
Se puede afirmar mediante la revisión realizada a los diferentes parámetros (diámetro, espesor, calidad y especificaciones del fluido, temperatura del ambiente, capacidad volumétrica de flujo, máxima presión disponible) que están en concordancia con los criterios a aplicar en el diseño y construcción de un sistema de transporte multifásico para el tramo OPON-ELC y gas seco para el tramo ELC-GALAN respecto a máxima velocidad, máxima caída de presión, confiabilidad del sistema y rango de operabilidad.”
8.2 Cómo afectan las condiciones y la composición de un gas eI diseño del equipo requerido para su transporte?
“La composición del gas afecta el dimensionamiento y la eficiencia de un sistema de transporte. Un flujo bifásico (gas-liquido) tiene un comportamiento hidráulico diferente a un flujo monofásico traducido en altas caídas de presión y regímenes de flujo cambiantes lo que ocasiona altas velocidades sobre flujo estratificado de liquido y erosión al interior de la tubería
El manejo conjunto de gas y líquidos incide en el diseño de un sistema de transporte y se traduce en mayores diámetro de tubería y equipos de separación de líquidos de mayor capacidad.”
8.3. Cuál seria el diámetro adecuado para el gasoducto Opón El Centro - Galán teniendo en cuenta el volumen a transportar y cual su costo eficiente?
“La revisión hidráulica del sistema se efectuó por separado para los tramos Opón - El Centro y el Centro - Galán.
Tramo Opón - El Centro
Para determinar el comportamiento hidráulica del sistema se utilizo el simulador HYSYS - HYSIM aplicando la ecuación de flujo de Beggs & Brill para sistemas multifásicos. Dada la importancia de la composición del gas en el dimensionamiento del sistema se evaluó la hidráulica para mezcla gas – liquido y el caso hipotético de considerar el transporte de gas y liquido por tubería independiente.
Fluido Gas - Liquido
Línea 16" de diámetro.
Capacidad máxima de flujo a caída de presión disponible ( P1 = 1250 psia, P2 = 510 psia): 178 MMPCSD
Caída de presión a flujo de 100 MMPCSD: 140.9 psi
Caída de presión a flujo de 70 MMPCSD: 80 psi
Línea de 12" de diámetro
La capacidad de flujo máxima a la caída de presión disponible está muy por debajo de los requerimientos de manejo de 100 MMPCSD de flujo bifásico.
Lo anterior demuestra que la decisión de utilizar una línea de 16" para el manejo de la mezcla gas - liquido es acertada.
Fluido Gas Húmedo
Línea de 16” de diámetro
Caída de presión para un flujo de 100 MMPCSD: 88 psi
Línea de 14" de diámetro
Caída de presión para un flujo de 100 MMPCSD: 149 psi
Línea de 12” de diámetro
Caída de presión para un flujo de 100 MMPCSD: 396 psi
Flujo máximo a la caída de presión disponible: 138 MMPCSD
Línea de 10" de diámetro
Caída de presión por encima del valor disponible.
Por lo anterior se deduce que una línea de 12” de diámetro es suficiente para el manejo de gas húmedo.
En concordancia al manejo separado líquido y gas se obtuvo que una línea de 6" de diámetro era suficiente para el transporte de los líquidos de Opón al Centro.
En cuanto al tramo Opón - El Centro podemos concluir que el sistema fue correctamente dimensionado para transportar mezclas de gas y líquido, pero aplicando el criterio que solo se debe aceptar las inversiones debidas al manejo de gas húmedo para la definición para la tarifa de conexionado se ratifica la línea de 12” de diámetro como la inversión real debida al manejo de gas.
De otra parte el alto volumen de líquidos exige mayores inversiones en los sistemas de separación por lo que se debe reajustar el valor de la inversión al dimensionamiento del equipo para el manejo de condensado formado en la línea por el efecto de caída de presión.
Tramo El Centro - Galán
Para este tramo al igual que el anterior se utilizó el simulador HYSYS - HYSIM aplicando ecuaciones para flujos monofasicos. Dadas las características del fluido (gas seco) las caídas de presión son uniformes a lo largo del trayecto.
Línea de 16~ de diámetro
Presión salida de planta: 510 psia
Presión mínima en estación Galán: 350 psia
Capacidad (MMPCSD) | AP (psi) | Presión en Galán (psia) |
130 | 205 | 305 |
110 | 138 | 374 |
90 | 86 | 424 |
70 | 50 | 460 |
Línea de 12" de diámetro
Ante la exigencia de 350 de psia mínimo en punto de entrega en la estación Galán la línea de 12” no garantiza el manejo del volumen de diseño requerido (100 MMPCSD).
La línea de 16" de diámetro en el tramo fue correctamente dimensionada y cumple los volúmenes de diseño a manejar.
8.5 Cuáles son los gastos de contingencias razonables inherentes a la construcción?
Los costos debidos a la administración de un proyecto en la industria petrolera son afectados por una serie de variables y contingencias dependientes del tipo de proyecto, la localización geográfica donde se desarrolle, del monto de la inversión y la categoría de las empresas participantes.
Haciendo un análisis de los gastos presentados por Amoco en el campo de la administración del proyecto es importante hacer algunas observaciones las cuales obedecen a mi experiencia de 23 años en la industria petrolera y la participación en proyectos similares al del objeto de este estudio.
El área donde se desarrollo el proyecto posee características especiales a tener en cuenta, la seguridad de las personas y los bienes es afectada por la presencia de grupos subversivos que demanda mayores costos en cuanto a la seguridad como en los traslados del personal haciéndose mas critico cuando los participantes son extranjeros.
La necesidad de la presencia física de personal administrativo en los sitios de ejecución del proyecto requiere de medios de transporte especial, tal como el helicóptero, pues las vías de acceso a las áreas por donde tiene el trazado el gasoducto son complicadas e inseguras.
Se entiende por overhead los costos debidos a la dependencia de una unidad de negocio que por situación geográfica o por que maneja un campo de actividad especifico le reporta a su casa matriz como retribución por la responsabilidad, manejo y participación que asume en la ejecución del proyecto. El overhead se aplica a los proyectos y actividades que se desarrollan en ECOPETROL.
Por lo anterior recomiendo se le reconozca los gastos que por seguridad, movilización y overhead presenta Amoco como costos de inversión a incidir en la tarifa de conexionado. ”
9.6.2. Solicitud de aclaración y ampliación del dictamen pericial por parte de la CREG.
El Director Ejecutivo de la Comisión, mediante comunicación CREG - 863 del 15 de Mayo de 1998, solicitó al perito aclaración sobre algunos puntos determinados del informe presentado por el mismo, dentro de los cuales se incluyeron los solicitados por la empresa AMOCO:
“ Se requiere precisión sobre las cifras de ingeniería y diseño, overhead y todo lo relacionado con los gastos preoperativos y de movilización, ya que a pesar de que usted habla de valores “lógicos” no existe sustento de los mismos. A esto se adiciona el hecho de que la Comisión posee otros porcentajes presentados por un ingeniero, consultor que había sido contratado por la CREG anteriormente para dar un concepto sobre el mismo tema, y que presentó los cuadros que le estamos anexando y en donde puede observar valores ostensiblemente menores a los que muestra la empresa AMOCO en el proyecto en cuestión. Esta precisión se requiere en la medida en que consideramos que la empresa puede estar incluyendo valores no relacionados directamente con el proyecto, como son los gastos correspondientes a la producción y a la Planta de Tratamiento de EL CENTRO.
Así mismo, adicional al sustento que se haga de las cifras del proyecto en cuestión, sobre los valores de ingeniería y diseño, seguridad, ayudas a la comunidad y transporte en helicóptero, nos gustaría observar estos datos en proyectos similares construidos recientemente en Colombia, con condiciones asimilables, así como la identificación clara de los mismos.
Por otro lado, deseamos entender la diferencia que existe entre el paquete separador de entrada que la empresa incluye y valora por US$718.373 y el que usted propone por valor de US$950.000.
De la misma manera, la Comisión considera que de las observaciones presentadas por el recurrente, se requiere sus observaciones respecto de los siguientes aspectos, los cuales para efectos de transparencia, los enviamos de manera textual.
“3) Dentro del punto 7.4 por que excluyó US$ 2.877.382 dólares que corresponde a la tasa de IVA?
4) En el punto 7.5.3 deseamos se nos aclare lo siguiente:
a) Cuales son las especificaciones del separador listado como un costo de US$ 950.000?
b) Cómo llegó a calcular el costo de dicho separador?
c) Cuantos líquidos asociados con el del gas húmedo serán liberados una vez que lleguen a la Planta de Gas de El Centro, y donde está el soporte técnico señalar que no se requiere un difusor en este caso?
d) Como llegó el señor perito a estimar que el costo total invertido en la línea de 16" fue de US$ 38.992.270?
5) En nuestra opinión la respuesta a la pregunta 8.4 no responde la pregunta en sí. Deseamos se aclare la misma en el sentido de precisar con toda claridad cuales serian los gastos pre-operativos para un desarrollo similar.
6) Solicito al señor perito que nos complemente y aclare su dictamen en el siguiente sentido:
Se concluye en el dictamen que la proporción al disminuir el Diámetro de la tubería de 16" a 12" implica una disminución de costos a un 75% de los costos incurridos, cual fue la metodología utilizada para llegar a esta conclusión?
7) Solicito que el señor perito nos complemente el Dictamen en el sentido de informarnos si al excluir la parte correspondiente a los líquidos tuvo en cuenta que dentro de la solicitud nuestra ya habíamos excluido dentro de la solicitud dicho rubro. En efecto, nosotros solicitamos una fijación para el cargo adicional de 0.604 centavos de dólar para el rubro referente exclusivamente a Gas seco. Si le adicionamos los líquidos tendríamos que efectivamente el costo del rubro de líquidos seria de 0.021 centavos adicionales esto es de 0.625 centavos. Se pregunta: Si excluimos el costo de la inversión para líquidos no estamos excluyendo dos veces el mismo concepto? Por favor ver el anexo 3 memoria descriptiva de la reposición numeral 4.
8) Solicitamos al señor perito nos complemente la explicación dada en el punto 7.5.7 "Costos Pre-operacionales” ya que no se entiende el alcance del mismo.
9) Solicitamos al señor perito nos aclare cual fue la base de calculo para incluir en sus tablas numeradas en la sección 5.1.4 unas caídas de presión tan bajas cuando operacionalmente los datos indican caídas de presión cuatro veces mayores a las indicadas en dichas tablas.”
Cabe anotar que las preguntas 1 y 2 solicitadas por el recurrente, no se envían al perito por ser de carácter regulatorio y por lo tanto no son de su competencia.
Así mismo, deseamos hacer la aclaración al señor perito, que respecto a la pregunta 7 expuesta por el recurrente, la tarifa final para el transporte de gas fue calculada incluyendo todas las inversiones y costos reconocidos en el gasoducto y posteriormente distribuyendo la misma, en una proporción del 95.4% para gas y 4.5% para líquidos, de acuerdo con la información dada por la misma empresa. (…) ”
9.6.3. Ampliación y aclaración del dictamen pericial.
Mediante comunicación radicada con el número CREG - 3213 de fecha 3 de junio de 1998, el señor Perito presentó las siguientes aclaraciones:
“ ACLARACIONES INFORME DE PRUEBA PERICIAL PROYECTO GASODUCTO OPÓN – EL CENTRO - GALÁN
PUNTO No. 1
MAYOR PRECISION SOBRE LAS CIFRAS DE INGENIERÍA Y DISEÑO,OVERHEAD, GASTOS PREOPERATIVOS Y DE MOVILIZACION.
Ingeniería y Diseño: US$ 4.261.324(6.89%)
El alcance de las actividades de Ingeniería y Diseño en un sistema de transporte va desde el diseño básico de proceso hasta el diseño detallado de ingeniería.
Dicha actividad puede definirse como un conjunto de cálculos matemáticos, diagramas detallados y hojas de especificaciones que deben llevarse a cabo para producir los planos y los documentos complementarios que sirvan posteriormente en la adquisición, fabricación, construcción e instalación de los equipos que conforman el sistema de transporte.
El grado de complejidad del sistema estuvo centrado en dos puntos específicos: los primeros 10 kilómetros del tramo Opón - El Centro por la topografía del terreno que aunque no se puede considerar de altura crítica, si las pendientes que presentaba el terreno ofrecían dificultades para el manejo de sistemas multifásicos y el segundo los cruces especiales por ríos, quebradas y zonas pantanosas lo que exigía recubrimiento de concreto para evitar la flotabilidad de la tubería.
Los costos de ingeniería y diseño del sistema multifásico son mayores que los debidos al transporte de gas seco.
La labor desarrollada en la actividad de Ingeniería y Diseño para el caso de AMOCO se vio complementada por las labores de administración y manejo de compras según consta en los contratos firmados con las firmas Brown & Root y Halliburton constatados personalmente ante la solicitud de chequeo sugerida por el perito.
Una vez analizado el objetivo, alcance y campos de actividad de la ingeniería contratada por AMOCO en los diferentes documentos presentados considero que el costo de US$ 4.261.324 (6.89%) corresponde a la realidad de lo ejecutado. De igual manera el porcentaje asignado a Ingeniería está en el rango entre el 5% y 10% que todo proyecto debe considerar. Es importante hacer la observación que el ruteo seleccionado no tuvo las facilidades de otros proyectos que comparten derechos de vía con otros sistemas de transporte, aspecto a tener en cuenta cuando se quiere comparar con otros proyectos.
Administración del proyecto: U$D 10'741.778 (17.37%)
En la administración del proyecto se contemplan los siguientes costos:
| Personal de AMOCO asignado al proyecto | U$D | 2'314.795 |
| Seguridad – Vigilancia | U$D | 1'260.496 |
| Movilización - Gastos viaje | U$D | 1'881.262 |
| Overhead | U$D | 5'285.225 |
PersonaI de AMOCO asignado al proyecto
El proyecto del Gasoducto Opón – El Centro- Galán contó con la asignación de personal por parte de AMOCO para el seguimiento de las diferentes actividades propias del proyecto, algunos con dedicación parcial, otros de tiempo completo
AMOCO desarrolló simultáneamente actividades en el campo del transporte de gas como en el área de facilidades de producción lo que requería la comprobación de la independencia de los gastos, en especial en aquellos ítems
donde se compartían recursos físicos y humanos, para lo cual presentó un cuadro de inversiones durante 1.997 del área de producción y su comparación con los gastos del gasoducto en el mismo periodo. Esta distribución es auditada por Ecopetrol y por una firma externa contratada por la Asociación AMOCO - Ecopetrol.
El proyecto de Revamping de la Planta de Procesamiento en El Centro está a cargo de Ecopetrol y AMOCO no interviene en él, según información suministrada por AMOCO, pues el proyecto de la planta no está incluido dentro del Contrato de Asociación AMOCO - Ecopetrol.
Según el gasto reportado (US$ 2'314.795) y sobre la base de 30 meses de duración del proyecto desde su inicio (1994) hasta su puesta en servicio (1997), con la asignación de 12 personas promedio involucradas al proyecto durante dicho periodo se tiene una inversión por persona de US$ 6430 mensuales, cantidad lógica si se tiene en cuenta que buena parte del personal eran extranjeros.
Seguridad y Vigilancia
El área donde se desarrolló el proyecto posee características especiales las cuales deben ser tenidas en cuenta, a saber:
· Presencia de grupos guerrilleros que afectaba la seguridad de las personas y de los activos de la empresa.
· Dificultades para acceder a los sitios donde se desarrollaba el proyecto.
2. Pre - Arrancada del Sistema
Una vez aceptada la terminación mecánica y antes de proceder a llenar el sistema debe realizarse una serie de trabajos previos tales como limpieza y soplado de tubería, revisión de empaquetaduras y cierres mecánicos revisión y puesta en servicio de sistemas de regulación, alarmas seguridad, etc. Este trabajo es realizado por el propietario del proyecto con su propio personal bajo la supervisión del contratista (Construcción e Ingeniería) y los especialistas de los proveedores de los equipos.
Adicionalmente se deben ejecutar pruebas a equipos especiales tales como instrumentación, equipos de seguridad y relevo y sistema SCADA. Para desarrollar esta actividad se debe disponer de personal altamente calificado.
3. Puesta en Servicio
En esta actividad se busca integrar todos los sistemas y equipos instalados en el proyecto buscando una óptima puesta en servicio de la red de transporte.
Se debe dejar en claro que los gastos de operación solo se reportan una vez el sistema haya entrado en servicio y el equipo haya sido probado y aceptado respecto a la construcción y el diseño. Todas las actividades previas a la aceptación del sistema por parte del propietario son consideradas como pre- operativas.
PUNTO No. 6
SE CONCLUYE EN EL DICTAMEN QUE LA PROPORCION AL DISMINUIR EL DIAMETRO DE LA TUBERIA DE 16" A 12" IMPLICA UNA DISMINUCION DE COSTOS A UN 75% DE LOS COSTOS INCURRIDOS, CUAL FUE LA METODOLOGIA UTILIZADA PARA LLEGAR A ESTA CONCLUSION?
Costo Construcción Gasoducto = Factor de construcción (U$D/pulgada-metro) * diámetro * longitud
Suponiendo que: a. Longitud es similar para los dos casos
b. Que el factor de construcción para casos de evaluación de
sistemas ya construidos se considera que el F16”  = F12” 
[Costo 16"  / Costo 12"  ] [ F16”  * 16 * L] / [F12”  * 12 * L]
Costo 12"  = (12" / 16” ) Costo 16"
Costo 12"  = 0.75 Costo 16” 
Nota : En casos de evaluación de alternativas para construcción los factores de construcción son diferentes y el factor para una línea de 16"4> es un poco menor que el de una línea de 12".
PUNTO No. 7
SE EXCLUYE EL COSTO DE LA INVERSION POR MANEJO DE LIQUIDOS DOS VECES?
El análisis de gastos realizado por el perito solo tiene en cuenta los egresos realmente efectuados durante la ejecución del proyecto y en su concepto técnico concluye que aquellos gastos debidos al manejo de líquidos deben ser excluidos en la determinación de la tarifa de transporte de gas.
La deducción por líquidos planteada por AMOCO (US$ 0.021/103 PCSD) reafirma la posición del perito en no tener en cuenta el sobredimensionamiento del sistema (tubería 16 " en lugar de tubería de 12") y la instalación del slug - catcher para separar los líquidos.
Para la determinación de la tarifa se sugiere aplicar los gastos debidos al manejo del gas húmedo (Ver anexo 2) sin establecer deducciones posteriores que impliquen una doble penalización. IHG1]
PUNTO No. 8
COSTOS PRE-OPERACIONALES
Ver Punto 5
PUNTO No. 9
CUAL FUE LA BASE DE CALCULO PARA DETERMINAR LAS CAlDAS DE PRESION CUANDO OPERACIONALMENTE LOS DATOS INDICAN CAlDAS DE PRESIÓN CUATRO VECES MAYORES A LAS INDICADAS EN DICHAS TABLAS ?
Para el calculo de cada presión y dimensionamiento del sistema de transporte se utilizó el simulador HYSYS - HYSIM. Ecuación de flujo multifásico Beggs and Brill.
El análisis hidráulico realizado para determinar el dimensionamiento óptimo de la tubería a utilizar en el diseño del gasoducto Opón - El Centro y El Centro - Galán se hicieron teniendo en cuenta las consideraciones básicas suministradas por AMOCO a saber:
a) Composición del gas (análisis cromatográfico) para los tramos Opón – El Centro y El Centro - Galán.
b) Rata de flujo multifásico (mezcla de líquidos y gas) para el tramo Opón – El Centro de 100 MMPCSD, 70 MMPCSD, 40 MMPCSD.
c) Condiciones del sistema construido para el tramo Opón - El Centro (diámetro ruteo, etc.)
d) Rata de flujo de gas seco para el tramo El Centro - Galán de 110 MMPCSD
e) Condiciones del sistema construido para el tramo El Centro - Galán (diámetro ruteo, etc.)
f) Se estableció la presión de entrada a la planta de gas de El Centro de 510 psia, la presión máxima de operación de las facilidades de producción del Campo Opón de 1250 psia y presión de entrada del gas seco en la Estación Galán de 350 psia.
Resultados de la Evaluación
Se evaluó el sistema utilizando diámetros de 12" y 16" para cada tramo en particular, ya que en un análisis preliminar realizado se descartó la línea de 20" por sobredimensionamiento.
Las caídas de presión para el tramo Opón - El Centro son las siguientes:
Línea 16"O
| CAPAClDAD DE FLUJO | P1 : PRESION EN OPON | P2: PRESION EN EL CENTRO |
| A. 100 MMPCSA (*) | 1250 psia | 1112 psia |
| B. 70 MMPCSA (*) | 1250 Psia | 1170 psia |
| C. 40 MMPCSD (*) | 1250 psia | 1218 psia |
| D. 178 MMPCSD (*) | 1250 psia | 452 psia |
| E. 100 MMPCSD | 1250 pisa | 1162 psia |
(*) lNCLUYE LOS LÍQUIDOS
Línea 12” O
| CAPAClDAD DE FLUJO | Pl : PRESION EN OPON | P2: PRESION EN EL CENTRO |
| A. 100 MMPCSD (*) | 1250 psia | 380 psia |
| B. 70 MMPCSD (*) | 1250 Psia | 510 psia |
| C. 40 MMPCSD (*) | 1250 psia | 750 psia |
| D. 100 MMPCSD | 1250 psia | 854 psia |
(*) INCLUYE LOS LÍQUIDOS
Si comparamos los resultados obtenidos por la evaluación del perito con los datos gráficos entregados por AMOCO(Ver gráficas anexas) utilizando el mismo simulador (HYSYS - SYSIM) y la ecuación de flujo multifásico de Beggs and Brill se encuentra concurrencia en caídas de presión.
Anexo 1
DISTRIBUCION DE COSTOS EN PROYECTO OPON EL CENTRO - GALAN
ACTIVIDAD: RUTEO DEL GASODUCTO -
TOPOGRAFIA
ADQUISICION DE TIERRAS | $1.750.209 <2.83%>
295.635
1.454.574 |
| ACTIVIDAD:ESTUDIOS AMBIENTALES | 954.144 (1.54%) |
PROTECCION AMBIENTAL
AYUDAS A LA COMUNIDAD | 501.903
452.241 |
| ACTIVIDAD: COMPRA DE EQUIPOS Y MATERIALES | 16.258.032(26.30%) |
TUBERIA
RECUBRIMIENTO
VALVULAS
EQUIPO DE RASPADORES
EMPAQUE TERMOENCOGIBLE
ACCESORIOS
SISTEMA SCADA
FILTRO ENTRADA ELC
SEPARADOR Y FILTRO – GALAN
SISTEMA DE MEDICIÓN
DERECHOS DE ADUANA
FLETE MARITIMO
FLETE TERRESTRE
SLUG CATCHER
SEPARADOR | 6.388.402
1.091.244
602.474
315.515
69.922
327.896
278.446
185.473
179.828
298.641
1.746.226
1.906.455
191.837
1.957.300
718.373 |
| ACTIVIDAD: CONSTRUCCION | 22.365.244 (36.18%) |
CUBRIMIENTO DE CONCRETO
INSTALACION TUBERIA
INSTALACION SCADA
OTRAS INSTALACIONES
CRUCES ESPECIALES
ESTACION DE VALVULAS
ESTACION SISTEMA DE RASPADORES
PROTECCION CATODICA
INSTALACION EQUIPO MEDICIÓN
INSTALACION FILTRO/SEPARADOR GALAN
INSTALACION SLUG CATCHER
INSTALACION SEPARADOR/FILTRO EL CENTRO
ACTIVIDAD: INTERVENTORIA | 1.574.682
14.339.265
502.149
268.084
2.794.294
315.849
235.517
162.306
186.074
200
1.423.304
363.74
1.593.993(2.58%) |
| INTERVENTORIA | 1.593.993 |
| INGENIERIA | 4.261.324 (6.89%) |
| INGENIERIA BROWN OCROOT | 1.576.462 |
INGENIERIA HALUBURTON
INGENIERIA AMOCO HOUSTON
SERVICIOS DE SOPORTE DE TERCEROS | 1.892.959
616
175.903 |
| ACTIVIDAD: ADMINISTRACION DEL PROYECTO | 10.741.778 (17.37. %) |
PERSONAL DE AMOCO ASIGNADO AL PROYECTO
SEGURIDAD – VIGILANCIA
GASTOS DE VIAJE Y ALIMENTACION PERSONAL
PROYECTO
OVERHEAD | 2.314.795
1.260.496
2.685.180
.
5.285.225 |
| ACTIVIDAD: PUESTA EN SERVICIO | 1.021.845 (1.66%) |
| PRE-COMISISIONG-COMISSIONG Y PUESTA EN SERVICIO | 1.021.845 |
| IMPUESTOS | 2.877.382(4.65%) |
| IVA | 2.877.382 |
| TOTAL GASTOS DE INVERSION | 61.823.951(100%) |
Anexo 2
DISTRIBUCION DE COSTOS EXCLUYENDO EL MANEJO DE L¡QUIDOS
PROYECTO GASODUCTO OPON EL CENTRO - GALAN
| ACTIVIDAD: RUTEO DEL GASODUCTO - | $1.750.209 (3.42%) |
TOPOGRAFIA
ADQUISICION DE TIERRAS | 295.635
1.454.574 |
| ACTIVIDAD: ESTUDIOS AMBIENTALES | 954.144(1.86%) |
PROTECCION AMBIENTAL
AYUDAS A LA COMUNIDAD | 501.903
452.241 |
| ACTIVIDAD: MATERIALES CONSTRUCCION E IMPUESTOS | 30.904.711(60.33%> |
COSTO MATERIALES LINEA 16"
COSTO CONSTRUCCION LINEA 16"
COSTO IMPUESTOS ( IVA )
SUBTOTAL COSTOS LINEA 16"
.
.
.
SOBRECOSTO TUBERIA (CONSTRUCCION MATERIALES IVA) POR MANEJO DE LIQUIDOS (NUMERAL 7.5.3 INFORME)
VALOR SLUG – CATCHER
VALOR INSTALACION SLUG – CATCHER
VALOR PAQUETE SEPARADOR ENTRADA AL CENTRO | 16.258.032
22.365.244
2.877.382
41 .500.658 (A)
.
.
.
7.170.790
.
1.957.300
1.423.304
718.373 |
COSTO IVA (16%) EQUIPOS MANEJO DE LÖQUIDOS
SUBTOTAL COSTOS DEBIDO A MANEJO DE LIQUIDOS
.
.
COSTO EQUIPO SEPARACION CONDENSADO MANEJO GAS HUMEDO
IVA (16%) EQUIPO SEPARACION
SUBTOTAL COSTOS SEPARACION CONDENSADOS
. | 428.18
11 .697.947 (B)
.
.
950
152
1 .102.000 (C)
. |
.
COSTO MATERIALES, CONSTRUCCION E IVA SISTEMA DE
TRANSPORTE SIN INCLUIR MANEJO DE LIQUIDOS =
SUBTOTAL COSTOS LÖNEA 16" + (A) – SUBTOTAL COSTOS
DEBIDO A MANEJO DE LIQUIDOS (B) + SUBTOTAL COSTOS
SEPARAC ION CONDENSADOS (C) | .
.
.
.
30.904.711 |
| ACTIVIDAD: INTERVENTORIA | 1.593.993(3.11%> |
| INTERVENTORIA | 1.593.993 |
| INGENIERIA | 4.261.324 (8.32%> |
INGENIERIA BROWN OCROOT
INGENIERIA HALLIBURTON
INGENIERIA AMOCO HOUSTON
SERVICIOS DE SOPORTE DE TERCEROS | 1.576.462
1.892.959
616
175.903 |
| ACTIVIDAD: ADMINISTRACION DEL PROYECTO | 1 0.741 .778 (20.97.%) |
PERSONAL DE AMOCO ASIGNADO AL PROYECTO
SEGURIDAD – VIGILANCIA
GASTOS DE VIAJE Y ALIMENTACION PERSONAL PROYECTO | 2.314.795
1.260.496
2.685.180 |
| OVERHEAD | 5.285.225 |
| ACTIVIDAD: PUESTA EN SERVICIO | 1.021.845(2%) |
| PRE-COMMISISIONG-COMMISSIONG Y PUESTA EN SERVICIO | 1.021.845 |
| TOTAL INVERSION SIN INCLUIR MANEJO DE LIQUIDOS | 51.228.004(100%) |
”
9.6.4. Traslado de la aclaración rendida por el Señor Perito y objeción del peritazgo por parte de la empresa recurrente.
En cumplimiento de lo establecido en el Código de Procedimiento Civil, mediante comunicación CREG - 1051 del 8 de junio de 1998, se dio traslado al apoderado de AMOCO de las aclaraciones al dictamen pericial rendidas por el Ingeniero HERNANDO GALVIS BARRERA.
El apoderado de la empresa recurrente, dentro del término legal, y mediante comunicación radicada con número CREG 3512 del 23 de junio de 1998, dio respuesta a la comuniciación 1051 objetando por error grave el peritazgo. El recurrente fundamentó su objeción en los siguientes hechos:
“ 1) Consideramos que el señor perito al excluir en su dictamen la suma de Diez millones de dólares bajo el supuesto que dichos costos no estaban directamente relacionados con la actividad del transporte de gas, fundamento su decisión bajo el criterio errado que Amoco era un transportador de Gas y no un productor de Hidrocarburos. Esto trajo como consecuencia un error grave que llevó al señor perito en sus conclusiones a excluir unos costos que en la realidad han debido ser incluidos.
2) En efecto AMOCO solicitó a la CREG no una tarifa sino la fijación del componente del precio de gas que reflejara el reembolso del costo de la conexión entre los sistemas de recolección y la red troncal de transporte, tal y como lo afirma el Art. 28 de la Resolución 57 de 1996 de la CREG, el cual es un cargo adicional.
3) Bajo este criterio es claro que los parámetros que sirven para incluir costos de inversiones son totalmente diferentes para el caso de fijar un costo de Conexión para productores que para el caso de fijar una tarifa de transporte para los transportadores.
4) Tan esto es cierto que la misma CREG en su circular 29 del 13 de Octubre de 1995 fijo unos claros criterios para la fijación de estos costos de conexión. Al hablar de los niveles de inversión señalo muy claramente que la inversión incluirla todos los recursos necesarios para la construcción del gasoducto, tanto de capital de trabajo como de inversión directa. Para el caso que nos ocupa al tener como productores un gas húmedo con un alto contenido de Condensados se hizo necesario construir una línea bifásica por simple economía del proyecto pues en caso contrario este nunca hubiera sido económicamente viable. De conformidad con la mencionada circular es claro que la totalidad de los recursos han debido ser incluidos pues todos ellos fueron necesarios para la construcción del gasoducto y la realización del proyecto. Señalamos que donde el legislador no distingue no le es dado al interprete distinguir por lo tanto el señor perito no ha debido excluir dichos costos.
5) Caso contrario sucede para los transportadores quienes por regulaci6n solo pueden transportar gas con determinadas especificaciones (gas seco) y por lo tanto cualquier otro costo no relacionado con el transporte de gas bajo esas especificaciones debe ser lógicamente excluido.
6) Ese error en la clasificación que se nos dio obviamente trajo como consecuencia que el señor perito concluyera erróneamente la necesidad de excluir todos aquellos costos relacionados con el transporte de los líquidos.
7) No creemos que tarifa de transporte y cargos de conexión sean términos sinónimos o equivalentes, es claro que el primero involucra una retribución por un servicio que se presta mientras que el otro es simplemente un componente de un precio de un producto, que para este caso es el Gas. Que por razones de así disponerlo la CREG debe estar regulado, pero que cuyo fin ultimo es reconocer una rentabilidad apropiada al inversionista. El excluir los líquidos de la inversión en últimas esta es excluyendo una parte de la inversión que no se va a ver retribuida ni reconocida.”
Analizadas las objeciones presentadas por el recurrente frente a las aclaraciones entregadas por el perito, se considera:
a. En primer lugar las objeciones solamente proceden frente a los errores graves de hecho y de derecho, no frente a las apreciaciones que pueda tener el recurrente, y para el efecto determina el numeral 5) del artículo 238 del Código de Procedimiento Civil, que deberán pedirse las pruebas para demostrarlo.
b. De la misma manera, lo que el recurrente determina como un error grave del perito no lo es; en efecto, la actividad de transporte o de producción no se determina de acuerdo con el sujeto que las realice, sino por la naturaleza de las actividades que haga; la tarifa es de transporte sin que esto determine la calidad de la persona que realice la misma.
c. Frente a la objeción denotada bajo el número 2) es una afirmación del recurrente que no la determina el agente, sino que se califica de acuerdo con la naturaleza del tubo (Res CREG 092 DE 1997) y con las circunstancias particulares del mismo.
d. Frente a la objeción denotada bajo el número 3) no es propiamente una objeción, sino una afirmación que no consulta con la realidad de la regulación vigente; debe el recurrente tener claro que la tarifa de transporte o de conexión se fija con los mismos criterios, es decir, si lo que la CREG determinara por medio de la presente resolución fueran los cargos por conexión de los que habla el artículo 28 de la Resolución CREG 057 de 1996, la tarifa sería exactamente la misma.
e. Frente al punto denotado en las objeciones bajo el número 4) se desarrollan en la parte primera de la presente Resolución, y no es potestad del perito incluirlos o no sino de la Comisión por las razones de hecho, de derecho y económicos que se explicaron.
Frente a las objeciones relacionadas con bajo los números 5) 6) y 7), la Comisión no las considera como tales, y se pronuncia de acuerdo de la manera como se determina en los considerandos de la presente Resolución.
Por las anteriores razones, considera la Comisión que los argumentos expuestos por la empresa recurrente, en lo que denominada objeciones al dictamen por error grave, no constituyen error grave que hayan influido en las conclusiones del dictamen pericial, y por tal razón se consideran improcedentes.
9.7. Conclusiones del peritazgo para decidir el recurso.
La Comisión, una vez analizado y valorado el dictamen pericial en cuanto a su firmeza, precisión y calidad, encuentra que dicho dictamen fue emitido con base en los resultados de la verificación técnica, tanto sobre los planos remitidos aportados por AMOCO como en campo en el área de construcción del Gasoducto OPON-EL CENTRO-GALAN, y que la metodología adoptada por el señor Perito es consistente, razón por la cual considera la Comisión, debe proceder a tenerlo en cuenta como válido y razonable para efectos de la decisión que adoptará mediante esta resolución.
Por lo expuesto, la Comisión considera que resulta procedente modificar la tarifa de transporte aprobada mediante la resolución CREG-004 de 1998 de acuerdo con los resultados del nuevo cálculo efectuado teniendo en cuenta las siguientes conclusiones:
9.7.1. Frente al Diámetro del tubo
Del dictamen rendido por el señor Perito, se concluye que la tarifa de transporte debe consultar las características propias del gasoducto según el cual:
a. A la tarifa de transporte solamente pueden imputársele aquellos costos propios transporte del gas, de manera independiente del transporte de los líquidos.
b. Que los costos correspondientes al transporte de líquidos deben ser recuperados a través de la comercialización de los mismos, lo cual está fuera del ámbito de regulación de la CREG.
c. Que en este sentido, el diámetro del tubo de 16” para el tramo OPON – EL CENTRO, excede a las necesidades de transporte del gas producido en el Campo de Opón. Por lo tanto solamente podrán imputársele a la tarifa de transporte, la inversión que corresponda a un tubo de 12” de diámetro que es suficiente para los requerimientos de transporte del gas para el que fue construido dicho gasoducto.
d. Que para el tramo EL CENTRO – GALAN sí se hace necesario el diámetro de 16”, dadas las presiones de transporte requeridas.
Frente a las preguntas realizadas por el Director Ejecutivo, sobre las cuales se presentan aclaraciones, la Comisión considera que:
9.7.2. Frente a los gastos de seguridad y vigilancia
De acuerdo con el concepto del Perito, y la información solicitada por Amoco los costos de seguridad y vigilancia, se dividen en aquellos preoperacionales que se distinguen en el Anexo 1 del dictamen con el número 43., y los de seguridad relacionados en el renglón número 28.
De manera general, la Comisión no está en condición de establecer si los gastos de seguridad fueron necesarios o no dentro del proyecto, ni tampoco si los mismos fueron reales o no. Lo que sí es claro es que dentro de la rentabilidad que se reconoce para el proyecto, tal y como se explicó en la presente resolución, se encuentra una prima de riesgo país, la cual el inversionista nacional o extranjero evalúa al momento de tomar su decisión. En este sentido, estos gastos en principio no son aceptables para ser incluidos dentro de la tarifa, por cuanto ya están reconocidos dentro de la tasa rentabilidad del proyecto.
Sin embargo, dentro del rubro de seguridad (Renglón 28), se incluyó el costo de un convenio suscrito por AMOCO con el Ejército Nacional, para lo protección del proyecto. Ese costo lo reconoce la Comisión de manera excepcional, bajo el entendido que efectivamente se causó, y que se realizó con la fuerza pública legítimamente constituida en el País. De la misma manera, se incluyó dentro del cálculo de la tarifa los gastos de vigilancia reportados dentro del rubro de gastos preoperacionales, en la medida que los mismos la Comisión los encuentra razonables.
9.7.3. Frente a los gastos de movilización
En cuanto a los gastos de movilización, el Perito realiza un cálculo con base en la información suministrada por la misma empresa, en la que determina que se hacían un promedio de seis viajes en su mayoría desde Bogotá. De manera textual, el perito dice:
“El monto de gasto reportado por uso de transporte aéreo es de aproximadamente US$ 1.400.000 que a un valor promedio de hora de avión - helicóptero de US$1700 representa 823 horas contratadas lo que daría para un periodo de 30 meses del proyecto de 6.8 horas de contratación por semana. Por información suministrada por AMOCO el punto de salida en un alto porcentaje de los traslados era Bogotá lo que permitía deducir que en promedio se realizaban 6 viajes al mes. “
Para la Comisión en principio podría ser explicable que los gastos por concepto de traslados desde ciudades como Barrancabermeja o Bucaramanga, sean altos en la medida que requerían transporte especial, dada la naturaleza del proyecto. Sin embargo, no se explica porqué los vuelos desde Bogotá fueron especiales y no los comerciales que hubieran abaratado el proyecto. Este tipo de gasto es comprensible dentro del desarrollo de un contrato de asociación, donde son los socios los que sacrifican ingresos por mayores gastos. En el transporte de gas, entendiendo que la misma inversión se recupera vía tarifa, estos costos tienen que ser eficientes y necesarios, ya que los cancela el usuario final.
9.7.4. Overhead
En la sesión del pasado 25 de junio de 1998, el Comité de Expertos presentó a la Comisión una propuesta para resolver el recurso de reposición interpuesto por AMOCO, la cual incluyó las conclusiones del dictamen pericial. Una vez analizado el tema, la Comisión consideró necesario hacer claridad sobre el rubro de “Overhead”, para lo cual acordó que se aportara al trámite del recurso la información pertinente.
En una primera comunicación, radicada internamente con el número MMECREG-1168 del 30 de junio de 1998, se solicitó a AMOCO que enviara a la Comisión, información detallada sobre la cifra de Overhead presentada. Igualmente, se solicitó la descripción de cómo se llegó a dicha cifra y como se distribuyó o asignó entre los distintos negocios de la empresa recurrente.
La información presentada fue la siguiente:
Cuadro 1. Descripción de Overhead
| Descripción | Inversión Realizada
US$ |
Salarios y prestaciones sociales
Impuestos de nómina
Contratos por servicios laborales
Gastos de vehículos y transporte
Gastos de viaje y mantenimiento
Gastos de comunicación y sistemas
Gastos de materiales y suministros
Arrendamientos y servicios de oficina
Licencias y permisos
Servicios profesionales
Otros costos administrativos
Overhead contractual de la asociación
Gastos de equipo y mobiliario de oficina
Servicios técnicos externos | 1.739.259
99.425
358.263
178.434
124.620
324.722
144.334
293.272
30.125
60.438
57.171
681.160
426.607
343.327 |
| Total | 4.861.153 |
Nuevamente, la CREG, mediante comunicación número MMECREG-1396 del 30 de julio de 1998, solicitó a AMOCO la misma información, haciendo énfasis en el nivel de desagregación requerido.
Como respuesta a esta comunicación se recibió, con fecha 5 de agosto, la información anterior en forma más detallada.
Al revisar la información presentada sobre el rubro de Overhead, llama la atención el hecho que el valor reportado inicialmente por AMOCO, es igual a US$ 5.285.225, valor que equivale al 14.6% de la inversión total reconocida a la empresa, pero en el detalle que presentó posteriormente, reportó una cifra igual a US$4.861.153 que equivale al 13.42% de la inversión total reconocida a la empresa.
Dentro del dictamen pericial, se define overhead de la siguiente manera:
“Overhead se define como aquellos cargos administrativos referidos a la ejecución de un proyecto, independiente de los gastos directos por asignaciones de personal al proyecto. El contrato de Asociación AMOCO - Ecopetrol suministrado al perito por Ecopetrol en su articulo 18.12 define sobrecargos administrativos como los servicios para las operaciones conjuntas, tales como contabilidad asesoría legal, tesorería, servicios industriales y otras similares, que serán suministrados por el operador. El operador estimará los sobrecargos administrativos para la cuenta conjunta aplicable al presupuesto de inversiones y al presupuesto de gastos de operación, aprobados por el Comité Ejecutivo y en la medida en que uno y otro se vayan ejecutando.”
De acuerdo con el alcance del concepto de Overhead, anteriormente transcrito, si se tiene en cuenta que para gastos de AOM la Comisión reconoce el 2% de las inversiones anualmente, gastos que incluye el mantenimiento del gasoducto de transporte de gas, la operación del mismo y la administración de las actividades operativas y comerciales relacionadas con el gasoducto, no tendría sentido reconocer más de dicho porcentaje para actividades de soporte administrativo, máxime cuando dentro de las inversiones totales se está reconociendo todos los gastos administrativos.del proyecto.
En este sentido, se aceptará el overhead contractual de la asociación, por un valor de US$681.160, para el cálculo de la tarifa, dado que este valor no supera el 2% de las inversiones reconocidas .
9.7.5. Comparacion con gasoductos similares
De acuerdo con lo que determina el dictamen pericial, los costos de ingeniería y diseño del proyecto OPON frente a otros proyectos resulta demasiado alto. En efecto si se compara este rubro frente al proyecto LA BELLEZA – VASCONIA, 11 puntos porcentuales, frente al de TRANSORIENTE una diferencia de 10 puntos porcentuales aproximadamente. Sin embargo, en el rubro de construcción, el proyecto resulta dentro de los estándares e incluso podría afirmarse que es más bajo. La Comisión considera que los parámetros utilizados por el Perito son válidos, y obedecen a información cierta. Sin embargo, la Comisión considera que como quiera que pueden existir rubros contables cruzados, es decir que en algunos proyectos se incluyeron costos de ingeniería dentro de la construcción y viceversa, lo que se adecuaría más a una realidad sería un promedio del rubro de Ingeniería y Diseño con el de Construcción, por lo que se reconoce la totalidad de esta inversión, así analizada, dentro del cálculo tarifario.
9.7.6. Separador de Gases.
Del texto del Peritazgo, se entiende que el perito considera que la maquina “Slug Catcher” no puede formar parte del cálculo de la tarifa de transporte, es también cierto que el mismo determinó que un separador de gases si podría ser determinado.
La forma de cálculo del valor del separador, es un criterio válido para la Comisión; es decir, el hecho que se consultara con el proveedor del mismo, es suficiente para que la CREG determine el valor que ajusta el peritazgo
9.7.7. IVA
Frente a la inclusión del IVA dentro del cálculo tarifario, es importante anotar que la CREG incluyó este impuesto sobre los activos de transporte que consideró dentro del Cálculo tarifario; es decir no se considero el impuesto de aquellos activos propios de producción.
Una vez analizadas las conclusiones del dictamen pericial y revisada nuevamente la información presentada por AMOCO, de acuerdo con las razones expuestas en esta resolución, la Comisión considera que resulta procedente modificar la tarifa aprobada mediante la resolución CREG-004 de 1998, y para el efecto, se aprobará la tarifa que resulta del respectivo cálculo, teniendo en cuenta las inversiones de acuerdo con las conclusiones anteriormente enunciadas.
10. Finalmente, la empresa recurrente, el día primero de septiembre radicó un escrito en el que solicita se ajuste la tarifa de acuerdo con los volúmenes reales con los que cuenta el gasoducto, lo cual se debe a que el Campo OPON no cumplió con las expectativas de producción que asumió el inversionista, la cual no será resuelta dentro de este acto, por haberse presentado en forma extemporánea en relación con el recurso de reposición.
Por las anteriores razones,
RESUELVE:
ARTICULO 1o. Modificar el artículo segundo de la resolución CREG-004 de 1998, el cual quedará así:
“ARTICULO 2o. TARIFA MAXIMA PARA EL GASODUCTO OPON - EL CENTRO - GALAN. Establécese una tarifa máxima de transporte para el gasoducto OPON - EL CENTRO - GALAN de 0.264 dólares por kilo pie cúbico (US $0.264/KPC).
Parágrafo 1o. Las tarifas definidas en esta Resolución no incluyen el impuesto de transporte, el cual será cancelado de conformidad con la ley.
Parágrafo 2o. Las tarifas a que se refiere esta Resolución están expresadas en dólares de los Estados Unidos de América de 1997”.
ARTICULO 2o. La presente resolución rige a partir de su expedición. Deberá publicarse en el Diario Oficial y notificarse Tpersonalmente al representante Legal de AMOCO PETROLEUM COMPANY, o a su apoderado, haciéndole saber que contra este acto no procede recurso alguno por la vía gubernativa.
Dada en Santa Fe de Bogotá, D.C., a los 4 días del mes de septiembre de 1998
Publicada en el Diario Oficial No. 43.399 de octubre 02 de 1998 |
NOTIFIQUESE, PUBLIQUESE Y CUMPLASE.
LUIS CARLOS VALENZUELA D.
Ministro de Minas y Energía
Presidente | JOSE CAMILO MANZUR J.
Director Ejecutivo |
|
Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Resoluciones CREG) |
Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Documento CREG) |
|