CONCEPTO 183840 DE 2021

(junio 11)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

Doctor

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS – CREG -

jorge.valencia@creg.gov.co

luz.rojas@creg.gov.co

contactenos@creg.gov.co

henry.navarro@creg.gov.co

Asunto:	Radicación:	21-183840
Trámite:		396
Evento:		310
Actuación:		440
Folios:		25
Referencia:	Concepto de Abogacía de la Competencia (artículo 7, Ley 1340 de 2009) Proyecto de Resolución “Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del sistema nacional de transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural” (en adelante, el “Proyecto”).

Respetado Doctor Valencia:

En atención a la comunicación radicada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante, “CREG”) el 3 de mayo de 2021, identificada con el radicado No. 21-183840, esta Superintendencia rinde concepto sobre el Proyecto indicado en la referencia. Para tal fin se presentará: (i) el fundamento legal de la función de abogacía de la competencia, (ii) los antecedentes normativos del Proyecto, (iii) una descripción general de su contenido, (iv) el análisis del Proyecto desde la perspectiva de la libre competencia económica y, finalmente (v) se expondrán algunas recomendaciones.

1. FUNDAMENTO LEGAL

De acuerdo con el Artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, reglamentado por el Capítulo 30 del Título 2 de la Parte 2 del Libro 2 del Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo, Decreto 1074 de 2015:

“La Superintendencia de Industria y Comercio podrá rendir concepto previo sobre los proyectos de regulación estatal que puedan tener incidencia sobre la libre competencia en los mercados. Para estos efectos las autoridades de regulación informarán a la Superintendencia de Industria y Comercio de los actos administrativos que se pretendan expedir (...)”.

En consonancia con lo anterior, en concepto del 04 de julio de 2013, la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado se pronunció sobre el efecto jurídico que podría derivarse del incumplimiento de las obligaciones del artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 por parte de una autoridad de regulación, en los siguientes términos:

“El efecto jurídico que podría traer para la autoridad de regulación el no remitir un proyecto regulatorio a la Superintendencia de Industria y Comercio para su evaluación dentro de la función de abogacía de la competencia, o el de apartarse del concepto previo expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio, sin manifestar de manera expresa los motivos por los cuales se aparta, en principio, sería la nulidad del acto administrativo y violación de las normas en que debe fundarse, causales que deberán ser estudiadas y declaradas, en todo caso, por la Jurisdicción de lo Contencioso Administrativo”^[1]. (Subrayado fuera de texto).

Adicionalmente, es importante destacar que, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.2.30.7 del Decreto 1074 de 2015, la autoridad de regulación, a efectos de dar cumplimiento con el trámite de abogacía de la competencia:

“(…) deberá dejar constancia expresa en la parte considerativa [del acto administrativo] acerca de si consultó a la Superintendencia de Industria y Comercio o no y si esta emitió concepto o no”.

Así pues, en la parte considerativa de un acto administrativo con fines de regulación que pueda tener cualquier tipo de incidencia en la libre competencia, deberá indicarse (i) si se consultó a la Superintendencia en sede de abogacía de la competencia; y (ii) si la Superintendencia emitió concepto o no.

2. ANTECEDENTES

A continuación, se exponen los antecedentes normativos del Proyecto.

2.1. Ley 142 de 1994

El numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, establece que la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible. Por su parte, el artículo 73 de la Ley dispone que la CREG debe establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, dentro de lo cual le es dable determinar topes máximos y mínimos de tarifas. Todo lo anterior con sujeción a los criterios que orienten el régimen tarifario.

A su turno, el artículo 74 de esta Ley establece como funciones a cargo de la CREG: (i) asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; (ii) propiciar la competencia en el sector de minas y energía y (iii) adoptar las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante, de modo que exista una liberación gradual de los mercados hacia la competencia. Por otro lado, esta Ley establece criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre éstas y los grandes usuarios.

Por su parte, el artículo 81 y siguientes establecen los criterios que deben ser considerados para el planteamiento de estructuras tarifarias para el servicio público de gas combustible y sus actividades conexas. Adicionalmente, el artículo 126 de esta norma señala que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que exista acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la CREG para modificar o prorrogar dicho período.

2.2. Resolución CREG 126 de 2010

A través de esta Resolución se establecieron los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural, así como el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte (en adelante “SNT”), y los criterios para la expansión de las redes. Como se observa, este acto administrativo contiene la metodología tarifaria vigente para la remuneración del transporte de gas natural.

2.3. Resolución CREG 095 de 2015

Mediante este acto administrativo la Comisión definió la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de Gas Licuado de Petróleo (en adelante “GLP”) por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.

2.4. Resolución MME 40052 de 2016

Con objeto de desarrollar el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural al que se refiere el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, esta resolución le encarga a la UPME a presentar ante el Ministerio de Minas y Energía (en adelante “MME”), en un plazo de tres meses, un estudio técnico que contenga los planes y proyectos necesarios para garantizar el abastecimiento y confiabilidad en el servicio de gas natural en el corto plazo.

2.5. Resolución CREG 114 de 2017

La resolución CREG 114 de 2017 tiene como objeto regular aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. En esta se establecen los servicios a cargo del gestor del mercado, así como su selección y remuneración. Adicionalmente, se listan las modalidades de contratos permitidas para la adquisición del servicio de contrato de transporte, los requisitos mínimos de los contratos de suministro y transporte, la estructura, participantes y mecanismos de comercialización del gas natural, los métodos de negociación de capacidad de transporte, en los mercados primario y secundario, entre otros.

2.6. Resolución CREG 107 de 2017

En este acto administrativo la CREG estableció los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural mediante procesos de selección. Allí se definen las denominadas “Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte” (en adelante, “IPAT”). Se entienden como IPAT aquellos proyectos embebidos en el sistema de transporte de gas natural realizados por el transportador incumbente, este es, quien se encuentra prestando activamente el servicio.

2.7. Resolución CREG 21 de 2019

La Resolución CREG 21 de 2019 tuvo por objeto la modificación de algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG 114 de 2017. Por ejemplo, el parágrafo segundo del artículo sexto regula lo relativo a la duración de los contratos de transporte de gas en el mercado secundario. El artículo establece que los contratos para el servicio de transporte tendrán la duración que fijen las partes, siempre que la fecha del servicio inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato.

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

A continuación, se presenta la descripción del Proyecto a partir de las principales temáticas abordadas por la iniciativa regulatoria frente a la actividad de transporte de gas natural. Lo anterior, acompañado de los cambios principales en relación con las temáticas centrales de la metodología tarifaria vigente contenida en la Resolución CREG 126 de 2010.

3.1. Aplicación de la metodología en dos etapas

En primer lugar, la metodología tarifaria propuesta tendrá una aplicación temporal diferente a la que se usó para la transición hacia la metodología vigente contenida en la Resolución CREG 126 de 2010. Así, los efectos de la mencionada Resolución CREG 126 de 2010 sobre el componente tarifario de la actividad de transporte se dieron una vez fueron actualizados los cargos para cada transportador^[2]. En otras palabras, en dicha oportunidad se mantuvieron vigentes los cargos de la metodología anterior hasta tanto fueran actualizados los cargos de acuerdo con las variables introducidas por la nueva norma.

En contraste, el Proyecto que nos ocupa propone dos fases o etapas de aplicación. Una primera etapa, desde el mes siguiente a la entrada en vigencia de la resolución, en la cual se calculan los cargos vigentes en pesos colombianos y se da aplicación a la nueva tasa de descuento a partir del WACC aprobado por la CREG en resolución aparte. Esta última tasa aún no ha sido expedida oficialmente por la CREG, pero fue publicada para comentarios mediante la Resolución CREG No. 038 de 2021. Por otro lado, una segunda etapa en la cual se expiden los nuevos cargos para los transportadores con base en la metodología establecida en el Proyecto. A continuación, se presenta la línea de tiempo de aprobación de cargos que fue elaborada por la CREG para ejemplificar las diferencias entre este modelo y el “proceso típico”:

Figura No. 1: Línea de tiempo aprobación de cargos

 Fuente: CREG (2020)^[3]

Los documentos soporte del Proyecto exponen que la división en dos etapas, la aplicación inmediata de la conversión a pesos colombianos y el uso de la nueva tasa de descuento a partir del WACC, que será aprobado por la CREG, son medidas necesarias para dar aplicación al principio tarifario de eficiencia económica. Lo anterior, debido a que, en opinión del regulador, usar el “proceso típico” de transición entre metodologías mantendría el sobrecosto en la remuneración de las inversiones al reconocer una rentabilidad superior a la de mercado y el riesgo cambiario permanecería en cabeza de los usuarios hasta tanto se aprueben los nuevos cargos. En este sentido, la implementación de la metodología en dos fases le permite a la CREG enfrentar de una manera inmediata las problemáticas identificadas en las líneas anteriores.

3.2. Remuneración de inversiones en pesos

En el presente Proyecto, el regulador propone la metodología para la estimación de cargos asociados al transporte de gas en términos de inversión, gastos y vida útil normativa de los activos. Es importante resaltar que los cálculos y estimaciones de los cargos propuestos buscan expresar todos los resultados en pesos colombianos para su efectiva comparación. De esta forma, el artículo 5 incluye: (i) el procedimiento para calcular los valores de la base de activos en dólares americanos, para después transformarlos a pesos colombianos utilizando la Tasa Representativa del Mercado (en adelante “TRM”) con corte al 31 de diciembre de 2020; (ii) el procedimiento para calcular los valores de gastos de administración, operación y mantenimiento (en adelante “AOM”) en pesos colombianos; y (iii) el procedimiento para la estimación de cargos fijos y variables en pesos colombianos.

A su vez, en los cálculos descritos en el artículo 16 para la obtención del valor de gastos asociados al gas de empaquetamiento, el regulador incluye la TRM de la fecha base para convertir el valor del gas de empaquetamiento a pesos colombianos en aras de compararla con la tasa promedio de costo de capital, la cual está expresada en la misma moneda. El artículo 25 del Proyecto busca presentar las inversiones a reconocer en activos que cumplan el periodo de vida útil normativa en pesos colombianos, incluyendo la opción de presentar el valor real de las inversiones que mantiene el activo en operación con la transformación respectiva que resulta de la aplicación de la TRM de la fecha de puesta en operación comercial. Esto otorga claridad y uniformidad a los cálculos, lo que permite la consideración de activos presentados en dólares americanos y su respectiva comparación frente a activos nacionales. Con lo anterior, el transportador cuenta con capacidad de manejar el riesgo cambiario asociado.

3.3. Clasificación de las redes de transporte de gas natural

Al igual que la metodología vigente contenida en la Resolución CREG 126 de 2010, el Proyecto distingue entre red tipo I de transporte y red tipo II de transporte. En primer lugar, los gasoductos que pertenecen a la red tipo I se encuentran listados en el Anexo 7 del Proyecto, sin embargo, la CREG tiene la potestad de incorporar nuevos gasoductos a la red tipo I, si cumplen con alguno de los siguientes criterios:

a. Que el gasoducto de transporte conecte campos de producción o importación de gas natural con el SNT.

b. Que el nuevo gasoducto conecte el SNT con una ciudad capital de departamento.

Por otro lado, la red tipo II consiste en aquellos gasoductos no incluidos en el Anexo 7 del Proyecto, que la CREG no incorpore mediante resolución dentro de la categoría de red tipo I y que se clasifiquen dentro de alguna de las siguientes categorías:

a. Los gasoductos que se deriven de gasoductos de la red tipo I o tipo II del SNT.

b. Los gasoductos que conecten una nueva fuente de suministro con un sistema de distribución no conectado al SNT.

c. Los gasoductos que se construyan desde un sistema de distribución existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente, para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos, que no tengan interés económico entre sí, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6 de la Resolución CREG 057 de 1996, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

Adicional a las categorías de tipo I y tipo II, el Proyecto reconoce que existen otra clase de gasoductos que no pertenecen a la clasificación binaria anterior, como lo son: (i) los gasoductos de conexión ejecutados mediante los procedimientos de la Resolución CREG 033 de 2018; (ii) los gasoductos ejecutados mediante el mecanismo de Open Season de la Resolución CREG 155 de 2017; y (iii) los gasoductos dedicados.

3.4. Componentes de inversión incluidos

El regulador presenta en el Proyecto los diferentes tipos de inversiones que realiza el transportador y que deben ser tenidas en cuenta para la estimación de cargos asociados al transporte de gas. En el artículo 2 incluye los conceptos de: (i) Inversión Existente (en adelante “IE”), entendida como el valor eficiente de los activos necesarios para operar; (ii) Inversiones en Aumento de Capacidad (en adelante “IAC”), que expresan los valores de los proyectos que el transportador pondrá en operación comercial; (iii) Programa de Nuevas Inversiones (En adelante “PNI”), que considera los valores eficientes de los proyectos anteriormente descritos y; (iv) Vida Útil Normativa (en adelante “VUN”), la cual se establece en 20 años para recuperar el valor asociado de inversión realizada.

Igualmente, el artículo 5 del presente Proyecto establece el procedimiento para realizar los cálculos de cargos de transporte de gas teniendo en cuenta dentro de la ecuación los valores de inversión en los cargos existentes, el PNI y el valor de las inversiones en ampliación de capacidad que hayan sido realizadas^[4]. En el artículo 6, el regulador presenta la metodología para realizar la actualización de las variables de inversión anteriormente mencionadas. Ahora, para ajustar los cargos definidos, esta actualización tendrá lugar dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de la resolución. Con esto, se pretende que los transportadores puedan solicitar el ajuste de los cargos por inversiones que hayan realizado, de conformidad con el trámite previsto en el artículo 108 de la Ley 142 de 1994 e incluyendo una presentación a la CREG de las inversiones existentes, las inversiones nuevas realizadas y su justificación, así como de los cargos preliminares calculados por el agente y el impacto que el transportador observa con la inversión en los nuevos cargos.

El Proyecto contiene en el artículo 11 el procedimiento para la estimación de la variable de PNI, en donde el transportador debe reportar los activos que pondrá en operación comercial durante el periodo calculado, junto con la información técnica y financiera requerida por la CREG. Con esta información, la CREG determina el valor a reconocer por los activos a partir de la metodología propuesta en el presente Proyecto y la información aportada por el transportador. De la misma forma, el artículo 13 detalla el proceso para la estimación de las IAC que declare el transportador y que la CREG debe considerar para determinar el valor a reconocer para este tipo de activos.

En el artículo 16 el regulador define el proceso para calcular los Gastos de AOM asociados a la IE. En este el transportador declara a la CREG los gastos de AOM registrados en su contabilidad en el periodo definido en el Proyecto para que, posteriormente, la Comisión calcule el valor a considerar por estos gastos de conformidad con la metodología. El transportador debe tener en cuenta todos los gastos asociados a los proyectos de inversión para que la CREG pueda realizar una estimación óptima de los gastos mensuales de AOM. Por su parte, en el artículo 20 el regulador presenta la metodología de cálculo de cargos fijos y variables para la remuneración de la inversión, relacionando los valores presentados por el transportador para la IE, inversiones PNI y aumento en capacidad. Estos valores son contenidos en las ecuaciones de cálculo en pesos colombianos y buscan incorporar todos los costos asociados a los diferentes tipos de inversión realizados por el transportador.

El Proyecto incluye en el artículo 25 el proceso para reconocer la inversión en los activos que cumplan el periodo de VUN y que sea declarado por el transportador para que, de esta forma, la CREG determine el costo de reposición de cada activo. Esta opción de reposición está sujeta a la decisión del transportador de continuar o no operando el activo existente. A su vez, el artículo 31 incluye la metodología para calcular el Ingreso Anual Esperado de los proyectos de IPAT. En esta metodología, el regulador relaciona los valores eficientes de la inversión del proyecto de conformidad con lo establecido en el artículo 29, en donde son descritos los costos administrativos asociados a servicios adicionales;los costos de servicios necesarios para realizar la inversión y la tasa promedio de costo de capital real remunerado por servicios de transporte a través del ingreso regulado. Las consideraciones frente a las estimaciones de ingresos permiten al transportador tener claridad sobre las tarifas y relacionar directamente los esfuerzos realizados con los costos asociados a toda la operación.  

3.5. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento

El Proyecto introduce varias modificaciones respecto de los gastos de AOM que se reconocerán a los transportadores. En primer lugar, se incluyen nuevos conceptos dentro de la categoría de AOM mediante el artículo 16.4 del Proyecto, como lo son la compresión asociada al sistema de transporte, corridas con raspador inteligente, gas de empaquetamiento y los terrenos e inmuebles empleados para la actividad de transporte de gas.

Ahora, la nueva metodología también pretende establecer una señal de eficiencia para los gastos de AOM en los siguientes términos:

Fórmula No.1 Señal de eficiencia para los gastos de AOM

Donde:

	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento para el horizonte de proyección, expresados en pesos colombianos de la fecha base.
	Gastos contables de AOM, promedio anual, expresados en pesos colombianos de la fecha base.
	Promedio de gastos anuales reconocidos de AOM, expresados en pesos colombianos de la fecha base.

Fuente: CREG (2021)^[5]

La señal de eficiencia que pretende establecer el regulador implica que en aquellos casos donde los gastos contables sean superiores 1.1 veces al promedio de gastos anuales reconocidos de AOM, el valor a ser reconocido sería el equivalente a 1.05 veces el promedio de gastos anuales reconocidos de AOM. De esta manera se evita el traslado de la totalidad de los incrementos en gastos de AOM al usuario, cuando estos superan en más de un 10% los promedios de los periodos anteriores.

Sin perjuicio de lo anterior, como lo establece el artículo 16.1.3 del Proyecto, cuando un transportador tenga un promedio anual de gastos contables de AOM superiores a 1.1 veces el promedio de gastos anuales reconocidos de AOM, la CREG podrá decretar una prueba para comprobar si la respectiva empresa tiene un valor de AOM eficiente superior a la señal regulatoria, con lo cual se podrá incorporar en los cargos de ese transportador una señal diferente a la contenida en el artículo 16.

3.6. Demandas

De acuerdo con el artículo 19 del Proyecto, las demandas esperadas de capacidad y de volumen se determinarán de conformidad con las siguientes reglas: Primero, el transportador se encarga de reportar las demandas esperadas de capacidad y de volumen según corresponda su tipo, ya sea la relacionada con la IE, la Inversión en Aumento de Capacidad (IAC) o el Programa de Nuevas Inversiones en gasoductos tipo II (PNI tipo II), para el horizonte de proyección de cada proyecto, además de la capacidad total contratada para cada proyecto. Estas demandas deberán contar con un soporte técnico^[6], y la información reportada debe ser consistente con la declarada ante el gestor del mercado, lo que también incluye la declaración a la CREG sobre la capacidad total contratada por tramo o grupo de gasoductos cuya definición tiene como objeto los efectos tarifarios. Cabe decir que la Demanda Esperada de Capacidad (DEC) y la Demanda Esperada de Volumen DEV no consideran proyectos IPAT. Posteriormente, el director ejecutivo de la Comisión se encarga de publicar las demandas en cuestión, como también la capacidad total contratada declarada por el agente. En la tercera etapa, una vez publicada la circular de demandas esperadas, se brindan 15 días hábiles para la recepción de preguntas y comentarios, las cuales serán atendidas en un período de la misma duración posterior al cierre del anterior.

Una vez cubiertas las tres primeras etapas, la Comisión procede a realizar un escrutinio de la información suministrada por el transportador. En este proceso de verificación no se aceptan las demandas que sean inferiores a las que resulten de aplicar el factor de utilización normativo correspondiente^[7] conforme el artículo 19.1, aunque en caso de que sean superiores, tendrá como cota límite las Capacidades Máximas de Mediano Plazo (en adelante “CMMP”)^[8]. Estas demandas analizadas serán las utilizadas en el cálculo de los cargos, según corresponda su tipo, los cuales se basarán en el siguiente conjunto de información: (i) la demanda entregada proyectada; (ii) las observaciones sobre las proyecciones; y (iii) la información del valor de la demanda para cada tramo o grupo de gasoducto en los últimos 3 años. Esta información será otorgada a los agentes económicos por parte del gestor de mercado.

El cambio metodológico de este Proyecto en términos de la demanda se presenta en relación con el cálculo de los cargos. En efecto, estos deberán contemplar la información de los históricos de las demandas, de manera tal que los valores sean igual o mayor a los últimos 3 años. Lo anterior, en atención a que se espera una coherencia entre la demanda estimada y la evolución reciente de la misma. De hecho, ante el escenario en el que la demanda declarada en el horizonte del proyecto sea inferior al valor promedio de los últimos 3 años, el literal i del artículo 19 sugiere que la CREG promediará la “… demanda del gestor en los años que estén por debajo de dicho promedio, salvo en los casos en los que el transportador demuestre lo contrario”. Esto significa que, ante menores proyecciones de demanda, las transportadoras podrán ponerlas a disposición de la CREG.

3.7. Modelo de valoración

En esta sección se describe el Modelo de Valoración de inversiones y gasoductos, estaciones de compresión y otros activos. Si bien la descripción no pretende plasmar el conjunto de elementos a un alto nivel de detalle, sí busca ser exhaustiva en la manera en que se presentan las ideas generales de cada arista. Con este preámbulo, esta sección se divide en tres partes: La primera parte se ocupará del proceso de valoración per se, esto es, del algoritmo común de valoración por el cual se llega al valor reconocido dentro de los cargos. La segunda parte abordará el modelo de valoración en gasoductos. Por último, la tercera parte presentará el modelo de valoración en compresión.

3.7.1. Proceso de valoración

En el Anexo 1 del Proyecto se discute la Valoración de inversiones en gasoductos, estaciones de compresión y otros activos, cuyo mecanismo guarda el mismo patrón, independientemente del tipo de valoración que se lleve a cabo. Dicho mecanismo puede observarse en la Figura No. 2 denominada Flujograma del modelo de valoración. En efecto, la descripción contenida en este soporte gráfico es la siguiente: (i) El procedimiento inicia con la revisión de información de gasoductos o estaciones de compresión, cuya verificación permitiría la estimación del valor de referencia correspondiente. La verificación incluye la revisión de las características de los activos en aras de conocer si la información está (línea verde) o no (línea roja) dentro del rango de aplicación. (ii) En caso de estar dentro del rango de aplicación, se determina el valor de referencia, el cual se obtiene del Modelo de Valoración de Gasoductos de Referencia y del Modelo de Valoración de Estaciones de Compresión. Posteriormente, la CREG podrá verificar si trasladar los costos ineficientes al usuario vía cargos de transporte, o simplemente no reconocérselos al transportador. Para esto último, requerirá de la aplicación de costos eficientes de otros activos comparables para, de esta forma, verificar si los valores de referencia están dentro de los valores históricos – eficientes. Si el paso anterior pasa el filtro inicial (línea verde), podrá proceder a la definición del valor de referencia.

Figura No. 2: Flujograma del modelo de valoración

Fuente: CREG (2021)^.[9]

Hasta este punto se ha abordado cómo el flujograma lleva a la definición de valor de referencia cuando las etapas de decisión (rombos azules) concluyen una coherencia con el rango de aplicación o el alusivo a valores históricos – eficientes. No obstante, el mecanismo propone que, si la información no está dentro del rango de aplicación del paso^[10] y/o los valores de referencia no estén dentro de los valores históricos – eficientes^[11], se procede con (iii) la búsqueda de fuentes de información alternativas que, como sugiere la Figura No. 2, comprende entre estudios y otra información disponible como también la comparación con activos similares. El objetivo de esta tercera etapa es disponer de una adecuada valoración de los activos basada en los mejores estimadores, lo cual concluiría en una definición del valor de referencia, tal como los escenarios descritos en el párrafo anterior.

Ahora bien, la definición del valor de referencia es sometido a (iv) una comparación con los valores reales sujetos a una banda de ajuste como se muestra en la Fórmula No. 2 denominada Valor a reconocer según banda de ajuste^[12], cuyo resultado es el valor a reconocer en los cargos. Cabe decir que el valor de referencia elegido para esta etapa será el valor solicitado por el agente sólo si es, a lo sumo, el valor determinado por la CREG.

Fórmula No. 2: Valor a reconocer según banda de ajuste

Fuente: Proyecto.

Ahora bien, el valor que es reconocido para los cargos puede observarse gráficamente en la Figura No.3 donde se muestra la sensibilidad del efecto de la banda de ajuste.

Figura No.3: Sensibilidad del efecto de la banda de ajuste

Fuente: CREG (2021)^[13]

3.7.2. Modelo de valoración de gasoductos de referencia

El modelo de valoración del gasoducto depende de tres elementos: El Valor Base, los multiplicadores y los Costos cruces especiales. Lo anterior está dado en la siguiente expresión:

Asimismo, el proceso de valoración consta de cinco pasos. El primero inicia con la Determinación del valor base del gasoducto, el cual depende de: (i) la longitud del gasoducto (en metros), (ii) el diámetro (pulgadas) y (iii) los coeficientes que se relacionan con las dos magnitudes anteriores. Este valor base contempla condiciones en todo el trazado, como: la inclinación del gasoducto (entre 0% y 5%); el tipo de suelo; el tipo de vegetación; la localidad clase (class location), etc. El segundo paso concierne al Cálculo de multiplicadores al valor base, cuyo objetivo es incluir los componentes social, ambiental, abandono y contingencia. Dichos multiplicadores capturan la complejidad en trazado, la cual se deriva de: la localidad clase (clase 1 a clase 4); el suelo (arcilloso, arenoso o rocoso); la inclinación del suelo (desde el 0% hasta más de 25% en categorías); la vegetación (tundra, bosque templado, selva subtropical, desierto árido, estepa seca, sabana, selva tropical o tundra alpina); los cruces cuerpos de agua (perforación horizontal dirigida, cruce aéreo, o zanja); el nivel freático (sean sumideros y zanjas, sistema de aspiración, o ataguías); la media ladera, los costos efecto de combustible (USD/galón); los costos de conexión (en términos de diámetros); y otras variables (como cruces sísmicos, doble junta, o terreno cultivado).

Por otro lado, el tercer paso se refiere al Cálculo de costos de cruces especiales, los cuales comprenden un conjunto de variables que representan obras y equipos específicos y que, a criterio del regulador, requieren de un análisis puntual. Estos costos adicionales comprenden: (a) sumideros y zanjas; (b) sistema de aspiración; (c) ataguías; (d) cruces húmedos; (e) perforación horizontal dirigida; (f) cruces aéreos; y (g) cruces sísmicos. El cuarto paso alude al Costo total del gasoducto o Valor gasoducto, el cual se obtiene del producto entre el valor base ponderado y los multiplicadores, más los costos unitarios asociados a cruces especiales.

Finalmente, el quinto paso consiste en la Actualización. Este proceso tiene como insumo el valor base afectado por multiplicadores y complejidades, la fecha base, la fecha de valoración y la fecha en la cual inicia la operación. En caso de que la actualización afecte el valor de un gasoducto existente, se lleva a cabo la respectiva actualización de la fórmula tomando como insumo la fecha en la que el gasoducto entró en operación. Dicha fórmula es, básicamente, multiplicar el valor base por la suma de las actualizaciones referidas al acero, la mano de obra y otros costos. En caso de que la actualización se refiera a valorar un gasoducto no existente, se tomará como insumo la mejor información disponible al momento de la actualización, siguiendo la misma lógica del escenario anterior.

3.7.3. Modelo de valoración de estaciones de compresión

El modelo de valoración de estaciones de compresión tiene como objeto la obtención de valores eficientes de estaciones de compresión, para lo cual toma como insumo el estudio que la CREG requirió en 2014. Este estudio fue realizado por Calvin Peter Oleksuk, experto internacional en construcción de estaciones de compresión, cuya publicación se hizo por la Circular No. 081 de 2014. Este modelo se encuentra dado en la siguiente expresión:

La idea general es que el costo a reconocer por caballo de fuerza instalado para la unidad reciprocante o para la unidad centrífuga depende de un coeficiente^[14] que, a su vez está sujeto al tipo de unidad (como lo hace la constante), y de la potencia de la unidad en cuestión.

Las variables que inciden en el costo estándar de inversión en estaciones de compresión dependen del tipo de unidad, ya sea reciprocante o centrífuga. En el núcleo común, ambas comparten variables: de equipos, como compresor, enfriador, transporte, bodegaje, seguros, porteo, IVA, arancel y otros; de materiales, como simentaciones, estructuras, edificios, tuberías, y controles; de construcción, como contratos, subcontratos y costos indirectos; de ingeniería; costos locales, como ambiental, consultas públicas, y legal; y adicionales, lo referido a edificios y bodegas, conexión hot tap y vías.

3.8. Proyectos IPAT

En el literal c) del Artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017 se establece que la remuneración para cada proyecto de IPAT que ejecute el transportador incumbente se adoptará con base en lo establecido en la metodología vigente al momento de efectuar el cálculo, para remunerar la actividad de transporte de gas natural. En ese entendido, el Proyecto constituiría la normatividad complementaria para determinar la remuneración de las inversiones que sean consideradas como IPAT. Ello resultaría en un complemento a la regulación vigente, sobre la cual se pronunció esta Superintendencia mediante el concepto de abogacía de la competencia identificado con el radicado 20-239911^[15].

En el artículo 19 son fijadas las metodologías para el cálculo de la Demanda Esperada de Capacidad – DEC y la Demanda Esperada de Volumen – DEV, haciendo claridad en que estas no considerarán a los proyectos IPAT para su cálculo. Lo anterior, debido a que los proyectos IPAT cuentan con su propia metodología para encontrar los valores eficientes ajustados, el flujo de ingresos para remunerar la inversión durante el periodo estándar de pagos al transportador incumbente, el flujo de ingresos para remunerar los gastos de AOM y la remuneración de tramos o grupos de gasoductos donde haya proyectos de IPAT, definiendo capacidades máximas de mediano plazo para encontrar los ingresos totales máximos que deban tener en cuenta los transportadores para la prestación del servicio.

3.9. Estampillamiento

Finalmente, el Proyecto trae consigo algunos aspectos asociados al mecanismo de incentivo para la optimización del uso de la infraestructura de transporte, también conocido como “estampilla”. Ella tiene como fin reconocerle al transportador una especie de costo asociado a la optimización de la prestación del servicio de transporte en diferentes tramos del gasoducto. En ese entendido, el Proyecto dispone que para el estampillamiento de determinado tramo del gasoducto deberá acudirse a un análisis costo-beneficio que sustente las razones por las cuales determinado tramo puede ser beneficiario de dicho reconocimiento. Lo anterior, a partir de diferentes metodologías de análisis costo – beneficio que se disponen en la literatura.

4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA PERSPECTIVA DE LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

4.1. Comentarios generales al Proyecto

La Superintendencia de Industria y Comercio analizó la solicitud de concepto de abogacía de la competencia presentada por la CREG junto con los documentos anexos, y observa que el Proyecto está estructurado en siete (7) ejes fundamentales a saber:

(i) Remuneración de las inversiones (CAPEX) en pesos colombianos (COP), transfiriendo el riesgo cambiario a los transportadores y no a los usuarios.

(ii) Actualización de la tasa de descuento aplicable a las inversiones realizadas por los transportadores.

(iii) Valoración de los activos.

(iv) Ajuste en el reconocimiento de costos de AOM (p.e. costos de combustible en estaciones de compresión, reconocimiento de un máximo del 10% sobre costos de AOM de los últimos años).

(v) Aclaración de las señales sobre la demanda de capacidad de transporte de gas.

(vi) Incentivos para el uso eficiente de tramos a través del estampillamiento.

(vii) Reglas para remuneración de IPAT.

En líneas generales los cambios adoptados por el Proyecto se pueden percibir como positivos en la medida en que responden y corrigen problemáticas tales como: la volatilidad de las tasas de cambio presentadas en los últimos años, la adecuación de las condiciones de remuneración de las inversiones y de los activos de acuerdo con las últimas expansiones del SNT, y, la falta de incentivos para una mayor y mejor expansión del STN a la luz de las normas vigentes.

En relación con la modificación de la tasa de cambio para las inversiones (paso de USD a COP), se destaca como positivo el efecto que ello podría tener sobre la reducción de los costos de transporte de gas natural, y con ello, de las tarifas frente a los usuarios finales. Entiende esta Superintendencia que la motivación detrás de ello radica en el hecho de que el transportador se encontraría en mejores condiciones y capacidades para la administración de este riesgo dada su exposición a mecanismos de cobertura. En definitiva, la introducción de esa modificación estaría internalizando un costo que antes se encontraba en cabeza del usuario, quien no contaba con mecanismos para su control. Sin embargo, lo anterior demandaría para los transportadores el esfuerzo correspondiente para que esos mecanismos de cobertura no terminen disuadiendo la realización de inversiones en el mercado de transporte.

En cuanto a la actualización de las tasas de descuento, valuación de activos y el ajuste sobre el reconocimiento de costos de AOM, considera esta Superintendencia que con ello se estarían generando incentivos hacia una mayor eficiencia de parte de los agentes participantes del mercado de transporte de gas natural. Lo anterior, por cuanto no solo se estarían reconociendo los costos reales de las inversiones en términos de suficiencia financiera, sino que también, se estarían generando incentivos hacia una mayor oferta de capacidad de transporte de gas natural con el correlativo efecto que ello podría tener en términos de precios en el mediano y largo plazo beneficiando a los consumidores. En adición a ello, la medida supone una señal regulatoria favoreciendo la eficiencia asignativa en el mercado de transporte de gas natural, con las consecuencias que ello puede generar entre los competidores en el mercado.

En tercer lugar, en relación con el estampillamiento, ello puede verse como un incentivo positivo en la dirección de procurar no solo un mayor grado de eficiencia en la operación de los gasoductos, sino también, podría estar ayudando a mitigar el riesgo de demanda a cargo del transportador. y que con ello, pueda tener cierto grado de certidumbre que le permita, entre otros aspectos, realizar nuevas inversiones de acuerdo con las señales del mercado en términos de demanda.

Finalmente, en relación con los IPAT, para esta entidad resulta de la mayor importancia que se dé un mensaje claro al mercado respecto de la remuneración de dichas inversiones, máxime cuando es de público conocimiento que en el corto plazo se estaría llevando a cabo el proceso de selección para la construcción de la planta de regasificación de Buenaventura.

Sobre este proyecto en particular, esta Superintendencia se pronunció a través del concepto 20-239911^[16]. Con la estructura dispuesta en el anexo del Proyecto los agentes tendrán la posibilidad de estimar la conveniencia de resultar adjudicatarios del proyecto de regasificación, y con ello, la concurrencia en el proceso de selección incrementando la potencial presión competitiva.

4.2. Aplicación de la metodología por etapas

Como se expuso previamente en la sección 3.1, la CREG propone la aplicación de la metodología en dos etapas, argumentando que la primera etapa es necesaria para dar aplicación al principio tarifario de eficiencia económica, evitando sobrecostos a los usuarios por la asignación del riesgo cambiario y la aplicación de la tasa de descuento vigente. Esta Superintendencia considera que los objetivos que persigue la CREG con la primera etapa son legítimos, sin embargo, los documentos soporte no dan cuenta de un análisis sobre el impacto de la medida en las tarifas, así como tampoco sobre la suficiencia financiera de los transportadores para continuar con la prestación del servicio en las mismas condiciones.

En desarrollo de lo anterior, la CREG señala en múltiples oportunidades que la división en etapas no compromete la suficiencia financiera de la tarifa, pero se echa de menos un análisis que sustente esta afirmación. Por ejemplo, no es claro para esta autoridad de competencia si los transportadores están en capacidad de modificar su estructura de costos (incluida la renegociación de las deudas nominadas en dólares, la adquisición de coberturas del riesgo cambiario, entre otras) en el tiempo establecido por el Proyecto para iniciar con la etapa 1 de aplicación sin afectar las condiciones de prestación del servicio.

En conclusión, esta Superintendencia recomendará a la CREG que justifique cuantitativamente (i) los beneficios para el mercado derivados de dividir la aplicación de la metodología en dos etapas, y (ii) que no se comprometa la suficiencia financiera de los transportadores al aplicar la conversión a pesos colombianos y la nueva tasa de descuento de manera previa a la actualización de los cargos.

4.3. Apreciaciones sobre la fórmula

De acuerdo con el documento denominado Metodología de remuneración de transporte de gas natural: Análisis de comentarios a la Resolución de consulta CREG 160-2020, en relación con la metodología vigente contenida en la Resolución CREG 126 de 2010, no hay una diferencia metodológica más allá de la aplicación de los cambios propios que propone el Proyecto según lo que concierne a la aplicación del esquema de formación de la tarifa de la metodología de transporte de gas natural, entre los cuales ha de resaltarse lo relativo a la tasa de descuento y a la transferencia de riesgo. Es claro que estos cambios han de afectar las inversiones, el AOM y las demandas esperadas. No obstante, a esta Superintendencia le llama la atención la forma en que el Proyecto sugiere el cálculo de los cargos fijos y variables regulados de referencia para la remuneración de la inversión, el cual estaría determinado por las siguientes expresiones:

Donde,

-  es el Cargo fijo que remunera costos de inversión existente y las inversiones , expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

-  es el Cargo variable que remunera costos de inversión existente y las inversiones , expresado en pesos colombianos de la fecha base por kpcd-año.

- es el Valor de la IE, en COP de la fecha base.

- es el balance de las inversiones  (Valor Eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas en el periodo t) e  (Valor eficiente de las inversiones en IE, IAC y PNI en el periodo t-1 que estén o no continúen en operación comercial en el período tarifario t.

-  es el Valor ajustado de la inversión en variantes.

-  es el Valor ajustado de inversiones del PNI correspondientes a redes tipo II.

-  es el Valor ajustado de inversión en aumento de capacidad correspondiente a un gasoducto o a una estación de compresión.

-  es la Demanda esperada de volumen asociada a la IE, expresada en kpc.

-  es la Demanda esperada de volumen asociada a la inversión tipo II para el horizonte de proyección, expresada en kpc.

-  es la Demanda esperada de volumen asociada a proyectos IAC, en kpc.

-  es la Demanda esperada de capacidad asociada a la IE expresada en kpcd-año.

-  es la Demanda anual esperada de capacidad asociada a la inversión tipo II para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año.

-  es la Demanda esperada de capacidad asociada a proyectos IAC, para el horizonte de proyección, expresada en kpcd-año.

-  es la Tasa promedio de costo de capital, real antes de impuestos, remunerado por servicios de capacidad a través de cargos fijos en COP.

- : Corresponde a uno de los siguientes valores: 0, 0.2, 0.4, 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.9, 0.92, 0.94, 0.98, y 1

- : Corresponde a .

La razón por la cual se resalta lo anterior es porque dicho planteamiento difiere sustancialmente de lo planteado en la Resolución CREG 160 de 2020^[17], la cual presenta el cálculo de los cargos fijos y variables regulados de referencia para la remuneración de la inversión como la suma de elementos por separado con base a las siguientes fórmulas:

Así las cosas, a continuación se presentan los elementos individuales de los cargos fijos y variables contenidos en las expresiones anteriores.

Tabla No.1: Fórmulas de elementos individuales de los cargos fijos y variables

Variable	Cargos variables	Cargos fijos
IE
PNI
PNI tipo II
IAC		[18]

Fuente: Elaboración propia con base en la Resolución CREG 160 de 2020

La no justificación de los cambios en el cálculo de los cargos realizados en el Proyecto que hoy es objeto de revisión por parte de esta Superintendencia, en relación con la metodología contenida en la Resolución 160 de 2020 por medio de la cual se hizo pública la iniciativa regulatoria que nos ocupa, constituye un problema en la medida que se advierte una posible subestimación de los cargos reconocidos. Esto matemáticamente se evidencia en lo siguiente^[19]:

En conclusión, esta Superintendencia reconoce que la metodología de los cálculos se mantiene conforme está planteado en la Resolución CREG 126 de 2010, la cual conserva una lógica de agrupación. Sin embargo, resulta útil precisar a qué obedece el cambio en el cálculo de los cargos del proyecto inicial que sometió a comentarios respecto del proyecto definitivo que corresponde al presente trámite administrativo de abogacía de la competencia 21–183840^[20]. Esto especialmente porque las desigualdades anteriores podrían plantear una posible subaditividad, es decir, una situación en la cual el costo asociado a la suma de toda las unidades es inferior a la agregación de los costos asociados por cada unidad.

4.4. Sobre la codificación utilizada para el cálculo del WACC

Esta Superintendencia encuentra en el artículo 23 del Proyecto que el regulador utiliza la tasa de descuento incluida en la resolución CREG 004 de 2021, en donde el cálculo del WACC es realizado con base en un ponderador de costo de deuda asociado al código industrial de referencia Standard Industrial Classification – SIC Code. Sin embargo, en la Resolución 038 de 2021, publicada por el regulador se modifica esta metodología de tal forma que el WACC dependerá del ponderador asociado al código industrial de referencia Global Industry Classification Standard – GICS Code. Esta autoridad de competencia encuentra relacionada la metodología de la Resolución CREG 004 de 2021, pero no evidencia mención alguna respecto de la Resolución 038 de 2021 para considerar el cambio en el ponderador. Por lo anterior se sugiere incluir la aclaración frente a la codificación utilizada, en concordancia con lo estipulado en la resolución para el cálculo del WACC en este proyecto.

4.5. Sobre la participación de los distribuidores en la ejecución de redes tipo II

La CREG indica en su respuesta al cuestionario de abogacía de la competencia que sólo un aspecto de la metodología genera afectaciones desde la perspectiva de la libre competencia económica. Dicho aspecto hace referencia a la eliminación de la facultad de los distribuidores de participar en la ejecución de proyectos de infraestructura de transporte de red tipo II en los términos de los artículos 23 y 25 de la Resolución CREG 126 de 2010. La CREG indica en el documento soporte que la experiencia de dicho mecanismo para la participación de los distribuidores no fue positiva, ya que en los 10 años durante los cuales existió no hubo participación ni competencia por parte de los distribuidores para ejecutar los mencionados proyectos de red de transporte tipo II. Adicionalmente, el regulador argumenta que los transportadores “pueden identificar y llevar a cabo de manera más eficiente y efectiva la ejecución de este tipo de infraestructura cumpliendo los parámetros de eficiencia”^[21].

Como se indicó anteriormente, el principal argumento que presenta la CREG es que en los años en los que ha operado el mecanismo no ha habido participación de los distribuidores en la ejecución de esta clase de proyectos. Sin embargo, en ningún momento se analiza si la regulación y los procesos adelantados por la CREG fueron diseñados apropiadamente para promover la competencia mediante la participación de los distribuidores, por el contrario, el regulador concluye que la falta de participación se debe a la falta de interés de dichos agentes, conclusión a la cual llega el regulador sin el correspondiente análisis que soporte dicha relación de causalidad.

En efecto, una vez analizado el Proyecto y los documentos soporte, no se encuentra el sustento técnico de por qué este mecanismo debe eliminarse ni las ventajas que esto trae para el mercado, por el contrario, los comentarios de terceros generan el cuestionamiento de si el mecanismo efectivamente no se usó por falta de interés de los actores o si ello obedeció a problemas en la regulación y su aplicación.

En relación con la etapa de participación desarrollada con la Resolución CREG 160 de 2020, esta Superintendencia encuentra que múltiples comentarios de terceros solicitan que se mantenga la facultad de los distribuidores para participar en los proyectos de infraestructura de red de transporte tipo II^[22], en especial, se destaca el comentario recibido por la CREG transcrito en la página 163 del documento soporte, el cual sostiene que no se encuentra una razón económica justificable para que los distribuidores no puedan realizar esas inversiones a futuro. Así mismo, argumenta que el mecanismo no fue efectivo porque: (i) los tiempos y logística que se debían cumplir para atender este tipo de proyectos no respondieron a las necesidades reales de tiempo y oportunidad que tenían los agentes distribuidores para lograr la ampliación de cobertura y expansión del servicio de gas en sus mercados relevantes de distribución; (ii) dada la situación anterior, fue más económico y oportuno para los agentes distribuidores construir Gasoductos de Conexión desde el Sistema Nacional de Transporte para atender sus mercados y; (iii) en los eventos en los que los agentes transportadores solicitaron aprobación de cargos para gasoductos tipo II por parte de la CREG, estos fueron excesivamente altos para atender la demanda esperada y por ende no eran competitivos frente a otras opciones constructivas posibles para de atender dicha demanda.

En conclusión, esta Superintendencia recomendará a la CREG que analice en detalle las causas por las cuales el mecanismo de participación de distribuidores en la ejecución de proyectos de infraestructura de red de transporte tipo II no fue efectivo y sustente las razones por las cuales el mecanismo debe permanecer o eliminarse en el marco de la iniciativa regulatoria.

5. RECOMENDACIONES

Por las consideraciones expuestas en el presente concepto de abogacía de la competencia, la Superintendencia de Industria y Comercio recomienda a la CREG:

- Justificar cuantitativamente los beneficios para el mercado derivados de dividir la aplicación de la metodología en dos etapas.

- Justificar cuantitativamente que la medida de división de la aplicación de la metodología en dos etapas no comprometa la suficiencia financiera de los transportadores al aplicar la conversión a pesos colombianos y la nueva tasa de descuento de manera previa a la actualización de los cargos.

- Precisar la causa del cambio en el cálculo de los cargos del proyecto inicial que sometió a comentarios respecto del proyecto definitivo, de cara a una posible subaditividad.

- Sustentar en detalle las causas por las cuales el mecanismo de participación de distribuidores en la ejecución de proyectos de infraestructura de red de transporte tipo II no fue efectivo.

- Sustentar las razones por las cuales el mecanismo de participación de distribuidores en la ejecución de proyectos de infraestructura de red de transporte tipo II debe permanecer o eliminarse.

Finalmente, esta Superintendencia agradece a la CREG que, al momento de expedir la regulación en cuestión, se remita una copia al correo electrónico amperez@sic.gov.co

Cordialmente,

JUAN PABLO HERRERA SAAVEDRA

SUPERINTENDENTE DELEGADO PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. El artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 establece que el regulador deberá explicar en la parte considerativa de la decisión, las razones por las cuales se aparta del concepto de abogacía de la competencia, de ser este el caso. Así mismo, el Consejo de Estado ratificó, en el concepto del 4 de julio de 2013, que los fundamentos para no acoger el concepto de abogacía deben presentarse en la parte considerativa del acto administrativo correspondiente. Consejo de Estado, Sala de Consulta y Servicio Civil. Concepto del 4 de julio de 2013.

2. Es importante resaltar que la remuneración de los transportadores se basa en los cargos aprobados de acuerdo con la metodología vigente, por lo que una transición completa se da una vez se aprueben los nuevos cargos para cada transportador.

3. CREG, 2020. Taller metodología de remuneración de transporte de gas natural. Disponible en: https://www.creg.gov.co/comunicaciones/presentaciones/presentaciones-2020/taller-metodologia-de-remuneracion-de-transporte-de-gas-naturalConsultado el 7 de junio de 2021.

4. Las inversiones referidas son incluidas en pesos colombianos teniendo en cuenta la TRM con corte a 31 de diciembre de 2020.

5. CREG. Metodología de Remuneración de Transporte de Gas Natural, aportado de forma virtual al expediente No. 21-183840.

6. Soporte que contiene información relacionada con escenarios macroeconómicos, infraestructura prevista, análisis de mercado, contratos firmes de transporte vigentes para el horizonte de proyección, etc.

7. Según el artículo 19.1, es un factor que considera “… la capacidad máxima de mediano plazo del tramo donde se encuentran los puntos d entrada o las inyecciones de gas del respectivo grupo de gasoducto”. Este factor cambia según el destino, ya sea que se refiera al STT (Sistema Troncal de Transporte), en el cual se emplea el 50%, o al SRT (Sistema Regional de Transmisión), en el cual se emplea el 40%. Este factor es una señal regulatoria independiente del período de vida útil normativo (VUN).

8. De acuerdo con el literal h del artículo 19, las CMMP estarán desagregadas para el sistema asociado a IE, IAC y la inversión en PNI Tipo II.

9. CREG. Metodología de Remuneración de Transporte de Gas Natural, aportado de forma virtual al expediente No. 21-183840.

10. Véase el paso (i) del párrafo anterior.

11. Véase el paso (ii) del párrafo anterior.

12. De acuerdo con el Anexo 1 del Proyecto:

- Valor a reconocer: Valor ajustado de la inversión que será incluido dentro de los cargos de transporte (COP).

- Est:Valor estimado mediante los modelos de valoración para gasoductos y estaciones de compresión de la Comisión o mediante la mejor información disponible (COP).

- Real: Valor real del activo determinado con base a la información reportada por el transportador conforme lo sugiere el Anexo 3 del Proyecto (COP).

13. CREG. Metodología de Remuneración de Transporte de Gas Natural, aportado de forma virtual al expediente No. 21-183840.

14. Igual a 25,607 para unidad reciprocante y 149,871 para unidad centrífuga.

15. Concepto de abogacía de la competencia Radicado No. 20-239911. Disponible en: https://www.sic.gov.co/sites/default/files/Fila%20440-20-239911.pdf Consulta realizada el 10 de junio de 2021.

16. Concepto de abogacía de la competencia Radicado No. 20-239911. Disponible en: https://www.sic.gov.co/sites/default/files/Fila%20440-20-239911.pdf Consulta realizada el 10 de junio de 2021.

17. Esta resolución tiene como objeto la publicación del proyecto de resolución sobre la cual nos pronunciamos en el presente concepto. El proyecto de resolución en cuestión se titula “Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del sistema nacional de transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural”.

18. Nótese que el artículo 18.8 de la Resolución CREG 160 de 2020 presenta un error en la fórmula, pues en el denominador agregaron el valor presente de la demanda esperada de volumen, cuando debía ser la demanda esperada de capacidad.

19. Los elementos de las fórmulas son valores estrictamente positivos. Aún en el escenario en que se tomen como unitarios los numeradores y denominadores y se fijen a una constante, la desigualdad planteada se sostiene. Tome como ejemplo la constante k. Con lo anterior, es claro que .

20. Puede entenderse que la justificación se basa en un enfoque práctico en la optimización. Esto porque se reemplazan cuatro funciones objetivas por una sola. El punto aquí es, en virtud de la bondad de lo práctico, ¿cuáles son las ventajas de plantearlo y calcularlas por separado aun cuando el interés final es expresar las parejas de cargos regulados agregados? (Remítase a: El artículo 15.3 de la Resolución CREG 126 de 2010; el artículo 18.9 de la Resolución CREG 160 de 2020; y el artículo 20.3 del Proyecto.)

21. CREG. Documento soporte de la Metodología de Remuneración de Transporte de Gas Natural, aportado de forma virtual al expediente No. 21-183840. Página 518.

22. CREG. Documento soporte de la Metodología de Remuneración de Transporte de Gas Natural, aportado de forma virtual al expediente No. 21-183840., páginas 149, 195 y 209.