Publicada en la WEB CREG el:	5/24/2023

Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

RESOLUCIÓN No. 502 024 DE 2022

( 15 JUL. 2022 )

Por la cual se resuelve una actuación administrativa y se ajustan los cargos regulados del sistema de transporte de TGI S.A. E.S.P.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994, 1260 de 2013, y

1.Antecedentes

De conformidad con lo establecido en el artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible “es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.

Según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por su uso, se regirán exclusivamente por dicha Ley.

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

El artículo 109 de la Ley 142 de 1994, en relación con las facultades con las que cuenta la Comisión dentro del ejercicio de las actuaciones administrativas que se adelanten en materia regulatoria, ha previsto que, al practicar pruebas, las funciones que corresponderían al juez en un proceso civil las cumplirá la autoridad, o la persona que acuerden la autoridad y el interesado.

Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 se estableció la metodología general para determinar los cargos que deben aplicar las empresas que realizan la actividad de transporte de gas natural a través del Sistema Nacional de Transporte.

Mediante la Resolución CREG 110 de 2011 se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., TGI S.A. E.S.P., de acuerdo con los criterios previstos en la Resolución CREG 126 de 2010.

Que mediante Resolución CREG 121 de 2012 se resuelven los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 110 de 2011, por la cual se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de la Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., TGI S.A. E.S.P. Dentro de dicha actuación se aclaró que:

“Se considera que los proyectos denominados 'Actualización tecnológica en sistemas de medición' y 'Compra de equipos nuevos de medición', excepto el proyecto sobre el remplazo del analizador de humedad en Ballena, hacen parte de las ampliaciones y actualizaciones de que trata el segundo párrafo del artículo 34 de la metodología. En tal sentido, es pertinente incluir en la base de activos los valores correspondientes a estos proyectos.”

Mediante la Resolución CREG 162 de 2015, en el artículo 5, se aprobaron los siguientes valores VAO y VRAN:

“Artículo 5. Costo de reposición a nuevo, VRAN, y valor a reconocer para los activos de TGI S.A. E.S.P. que se mantengan en operación, VAO_t. De conformidad con lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 se aprueban los siguientes valores correspondientes al costo de reposición a nuevo, VRAN, de los activos de TGI S.A. E.S.P. que hacen parte de la presente actuación administrativa, y los valores a reconocer para aquellos activos que hacen parte de la presente actuación administrativa que se mantengan en operación, VAOt:

Que la Resolución CREG 162 de 2015 fue recurrida, mediante radicado CREG E-2015-011641 interpuesto por TGI, cuyo recurso se resolvió mediante la Resolución CREG 008 de 2016, en el cual la decisión fue no reponer y confirmar en su integralidad la Resolución CREG 162 de 2015.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2016-008882 TGI informó la decisión sobre la reposición de activos, tal como se presenta en la siguiente tabla:

Mediante la Resolución CREG 085 de 2016 se aprobaron los siguientes valores VAO y VRAN:

“

Artículo 1. Costo de reposición a nuevo, VRAN, y valor a reconocer para los activos de TGI S.A. E.S.P. que se mantengan en operación, VAO_t. De conformidad con lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 se aprueban los siguientes valores correspondientes al costo de reposición a nuevo, VRAN, de los activos de TGI S.A. E.S.P. que hacen parte de la presente actuación administrativa, y los valores a reconocer para aquellos activos que hacen parte de la presente actuación administrativa que se mantengan en operación, VAOt:

Nota: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009”

Que la Resolución CREG 085 de 2016 fue recurrida mediante radicado CREG E-2016-008463 interpuesto por TGI, cuyo recurso se resolvió mediante Resolución CREG 167 de 2016, y en el cual la decisión fue no reponer y confirmar en su integralidad la Resolución CREG 085 de 2016.

Que mediante radicado CREG E-2017-000298 TGI informó la decisión sobre la reposición de activos, tal como se presenta en la siguiente tabla:

Que TGI mediante radicado CREG E-2018-013794 solicitó una prórroga para la entrada en operación de los ramales Yariguíes - Puerto Wilches, Zona Industrial Cantagallo - Cantagallo y Cantagallo - San Pablo, tal como se expone a continuación:

(…)

El motivo de la presente es solicitarle una prórroga de cinco (5) meses a partir del 29 de abril de 2019, para la entrada en operación de los ramales Yariguíes – Puerto Wilches, Zona Industrial Cantagallo – Cantagallo y Cantagallo – San Pablo, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

(…)

aun cuando para la construcción de los citados ramales no se requiere del trámite de licenciamiento ambiental, por tratarse de gasoductos con diámetros inferiores a 6 pulgadas, se requiere por norma1•2 obtener y previo al inicio de las obras, por parte de las autoridades ambientales nacionales y regionales, los permisos y autorizaciones para el aprovechamiento de los recursos naturales; trámites que han dilatado el inicio de las actividades constructivas debido a los retrasos en la evaluación por parte de estas instancias (…)

Que mediante radicado CREG E-2020-014442 La SSPD confirmó la entrada en operación de los ramales Yarigüíes – Puerto Wilches, Zona Industrial Cantagallo – Cantagallo, Cantagallo – San Pablo y Pompeya, donde señala que:

“Con base en la información aportada por la empresa, en relación con las fechas de entrada en operación de los activos objeto de análisis, se puede concluir que éstos fueron puestos en operación en fechas posteriores al plazo de tres años, establecido en las resoluciones CREG162-2015 y CREG085-2016, como se muestra en la siguiente tabla:

Por otra parte, la empresa informa que la demanda no se vio afectada durante el tiempo en que se adelantaron las obras para reposición de los activos.

Así́ las cosas, es importante señalar que, la Dirección Técnica de Gestión de Gas Combustible realizo solamente la verificación documental, con los soportes aportados por la empresa sobre las fechas de entrada en operación de cada uno de los ramales objeto de esta comunicación, debido a la imposibilidad de realizar las verificaciones correspondientes, de manera presencial, en razón a las medidas de confinamiento obligatorio establecidas por el gobierno nacional en el marco de la emergencia sanitaria por causa del coronavirus COVID-19, declarada por el Ministerio de Salud mediante resolución 385 del 12 de marzo de 2020.”

La Comisión, al observar la entrada en operación posterior a las fechas previstas mediante radicado CREG S-2021-004114 solicitó a TGI:

“le solicitamos que, complementario a la comunicación E-2018-013794 donde se abordó de manera inicial las causas de las demoras, sea diligenciado el formato anexo a la presente comunicación con el fin de documentar los hechos para cada uno de los gasoductos que llevaron a que no se cumpliera el plazo máximo de tres (3) años establecidos en las Resolución CREG 162 de 2015 y CREG 086 de 2016, y se puedan tener los soportes respectivos.”

Frente a lo cual, mediante radicado CREG E-2021-013218 TGI aclaró:

“

En ninguno de los ramales citados en la referencia, durante el tiempo adicional requerido para la terminación de su reposición y puesta en operación de los nuevos gasoductos, se presentaron problemas en la prestación del servicio de gas natural. En este periodo se dio continuidad y se garantizó́ el servicio.

El ramal Pompeya se excluye de la información aportada en el cuadro anexo, considerando que este alcanzó su reposición antes de los 3 años establecidos por el Parágrafo 1 del Artículo 1 de la Resolución CREG 085 DE 2016. Lo anterior en concordancia con la comunicación de radicado S-2018-005383 del 30 de noviembre de 2018, en la cual la CREG indica que, según lo contenido en la citada resolución, el plazo máximo para la entrada en operación del ramal Pompeya era el 26 de diciembre de 2019 y este fue puesto en operación el 12 de diciembre de 2019.

De acuerdo con el Decreto 1076 de 2015 (Decreto Unico Reglamentario del Sector de Ambiente y Desarrollo Sostenible), para el desarrollo de actividades constructivas que no se encuentren bajo los lineamientos establecidos para la solicitud de licenciamiento ambiental y que requieran del aprovechamiento de recursos naturales, deberá́ surtirse con las Corporaciones Autónomas Regionales -CAR- las solicitudes respectivas para el uso de estos recursos naturales. Igualmente, establece para su momento que, en los casos que se requiera adelantar adicionalmente los tramites de levantamientos de veda del nivel nacional y/o sustracción de reservas, el concepto y su autorización deberá́ darse previamente a la expedición de las licencias y/o permisos que involucren el aprovechamiento de recursos. Igualmente, su evaluación es competencia del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible -MADS-.

Con excepción de Pompeya, todos estos ramales requirieron previo a su ejecución, varios de estos trámites administrativos relacionados con permisos y autorizaciones del Sector Ambiente y Desarrollo Sostenible, los cuales se resumen a continuación:

Con excepción de Pompeya, todos estos ramales requirieron previo a su ejecución, varios de estos trámites administrativos relacionados con permisos y autorizaciones del Sector Ambiente y Desarrollo Sostenible, los cuales se resumen a continuación:

Ramal Yariguíes - Puerto Wilches: a) Permiso de Aprovechamiento Forestal; b) Concesión de Aguas Superficiales; c) Ocupación de Cauces; estos tres trámites se gestionaron ante la Corporación Autónoma Regional de Santander -CAS-; y d) Levantamiento de la veda nacional establecida para algunas especies de flora encontradas en el nuevo trazado ; este trámite se gestionó́ ante la Dirección de Bosques B i o d i v e r s i d a d y S e r v i c i o s E c o s i s t é m i c o s - D B B S E - del M i n i s t e r io de A m b i e n t e y Desarrollo Sostenible -MADS-.

Ramal Zona Industrial Cantagallo - Cantagallo: a) Permiso de Ocupación de Cauces; ante la Corporación Autónoma Regional del Sur de Bolívar -CSB-. Considerando las dimensiones (500 m) y características técnicas de este gasoducto; por estrategia constructiva y de eficiencia en costos su inicio estaba atado al inicio de la construcción del Ramal Cantagallo-San Pablo.

Ramal Cantagallo - San Pablo : a) Permiso de Aprovechamiento Forestal ; b) Concesión de Aguas Superficiales; c) Ocupación de Cauces; estas gestiones se realizaron ante la Corporación Autónoma Regional del Sur de Bolívar -CSB-; d) Levantamiento de la veda nacional establecida para algunas especies de flora encontradas en el nuevo trazado ; e) Sustracción de la Reserva Forestal del Río Magdalena; ambos trámites realizados ante la Dirección de Bosques Biodiversidad y Servicios Ecosistémicos -DBBSE- del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible -MADS-; y f) Permiso de ocupación de bienes de uso público por actividad no portuaria ante CORMAGDALENA.

Es necesario tener en cuenta que la normativa que reglamenta este tipo de trámites y actuaciones administrativas no tiene definido un plazo para la evaluación de la solicitud y su resolución de fondo; es decir, con la negación o el otorgamiento de los permisos por parte de las CAR. Tales gestiones se desarrollan en el marco de la autonomía técnica y administrativa de dichas entidades. Por tanto, para la planeación del cronograma y ejecución de reposición de estos ramales, se entiende para los efectos que nos ocupan, que el plazo corresponde a un tiempo similar e incluso menor que el requerido para un licenciamiento ambiental, el cual por norma es fijado en aproximadamente 90 días hábiles (4,5 meses aproximadamente) para los tiempos de evaluación a cargo de la autoridad competente.

Por su parte , en el marco del artículo 240 del Decreto - Ley 2811 de 1974 (Código Nacional de Recursos Naturales), a través de la Resolución No. 213 de 1977 del INDERENA, se estableció́ la veda en todo el territorio nacional para el aprovechamiento, transporte y comercialización de las especies de musgos , líquenes , lamas , parásitas, quiches , orquídeas, entre otras; las cuales requieren el levantamiento de veda, previo a la autorización para el aprovechamiento de los ejemplares o sustratos donde se hospedan. Tal competencia para la época de los trámites ambientales del proyecto se encontraba en cabeza de la Dirección de Bosques, Biodiversidad y Servicios Ecosistémicos -DBBSE- del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible -MADS-, delegada mediante el Decreto Ley No. 3570 del 27 de septiembre de 2011; y quien en su página web establece que para este trámite se requieren 62 días hábiles (3 meses aproximadamente) para su evaluación.

De esta forma, dentro del escenario inicialmente contemplado para la puesta en operación de los proyectos, se consideró́ que el plazo en el otorgamiento de permisos ambientales seria de alrededor de 5 meses, plazo que fue excedido, y en algunos casos llegó a estar cerca a los 19 meses. Es decir, 14 meses adicionales, a pesar de la debida diligencia adelantada por TGI durante todos los trámites. Tales actividades se realizaron mediante reiteraciones escritas, diversas reuniones y citas adelantadas con cada autoridad como se soporta en los anexos; exhortando además la relevancia del tema por tratarse de la prestación de un servicio público.

Adicionalmente a lo indicado en los acápites anteriores, lo cual desborda cualquier planeamiento del cronograma inicial para la reposición de estos ramales, en el caso del Levantamiento de Veda se expidió́ la autorización condicionada mediante la Resolución 257 del 5 de marzo de 2019. Esta condición se impuso a pesar de haber tenido la DBBSE 18 meses de trámite para la debida evaluación y petición de información que considerara necesaria a TGI (13 meses más de lo planeado). La determinación se impuso mediante el Artículo Sexto de dicha resolución, la cual condicionó la intervención de TGI a la presentación, evaluación y aval previo, de un informe adicional y más detallado de las especies a intervenir; además de la caracterización de las áreas donde se realizarían las medidas de rescate y reubicación de los individuos de estas especies de flora. Tal documento y aval debía obtenerse antes de la remoción de la cobertura vegetal, actividad requerida para la apertura del derecho de vía del nuevo trazado de estos ramales, para luego proceder con el tendido de tubería. Dicho informe que requirió́ de una gestión administrativa y técnica adicional, fue presentado el 31 de mayo de 2019 a la DBBSE del MADS, quien emitió́ el Auto 421 el 2 de octubre 2019, dando así́ finalmente el aval de las actividades para el manejo de las vedas. (…) “

Los cargos regulados para el sistema de transporte de TGI vigentes fueron promulgados mediante la Resolución CREG 106 de 2018 en aplicación de lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010, donde se incluyó el valor dentro de la variable PNI el ramal Galán-Casabe-Yondó.

Que mediante radicado CREG E-2020-007419, TGI confirmó el reemplazo del ramal Galán-Casabe-Yondó el 30 de septiembre de 2020.

Mediante Resolución CREG 099 de 2021 se resuelven las solicitudes hechas por la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. para la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 en los gasoductos y estaciones de compresión que cumplieron su vida útil normativa.

Que en el documento D082 de 2021, soporte de la Resolución CREG 099 de 2021, se señala en el numeral 3.18, sobre los valores a retirar de la base de inversión que:

“En la revisión interna se ha identificado la valoración de las variantes señaladas en la comunicación en la información que reposa en la comisión cuyo resumen se incluye en la siguiente tabla:

Mediante radicados CREG E-2021-011979, E-2021-011980 y E-2021-011981, la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición (parcial) contra la Resolución CREG 099 del 6 de agosto de 2021, notificada a TGI S.A. E.S.P. el 05 de octubre de 2021.

Mediante la Resolución CREG 231 de 2021 la Comisión resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 099 de 2021.

En la Resolución CREG 099 de 2021 respecto a los ramales Albania, Briceño, Chiquinquirá, Florián, Tunungúa y el Tramo La Belleza - Sucre Oriental acorde a la nota 1) del anexo 1 señala que “Se consideró el valor VRAN del tramo existente como un valor indicativo debido a que estos gasoductos en caso de reemplazarse deben iniciar un proceso como nuevos activos por tanto solo se aplica un valor VAO”.

Conforme a lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, TGI, mediante la comunicación con radicado CREG E-2022-001432, y en concordancia con el parágrafo 1 del artículo 1 de la Resolución CRE 099 de 2021, declaró a la CREG su decisión de continuar operando o de reponer los gasoductos, tal como se incluye en la siguiente tabla:

En el mismo radicado, respecto a las estaciones de compresión, declaró, en concordancia con el parágrafo 1 del articulo 2, no repondrá ninguna de las estaciones, tal como se presenta la siguiente tabla:

Mediante la comunicación con radicado CREG E-2021-004729, la empresa TGI solicitó:

“Se inicie la actuación administrativa que adelante la modificación por mutuo acuerdo de los cargos existentes para los ramales Florián, Albania, Tunungúa, Briceño y el tramo remanente de 22” entre la válvula VC 11 B y Sucre Oriental pertenecientes al gasoducto de 22” La Belleza – Cogua, de conformidad con el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.”

Por otro lado, respecto al requerimiento del parágrafo 4 del artículo 1 de la Resolución CREG 099 de 2021, donde señala que:

Parágrafo 4. TGI como parte del Parágrafo 1 anterior, deberá presentar a la CREG el plan de atención a la demanda conectada al tramo La Belleza-Sucre Oriental teniendo en cuenta los antecedentes de los riesgos ya conocidos en su recorrido mientras desarrolla las nuevas inversiones en los ramales que allí se conectan y que van a cambiar su punto de conexión.

TGI mediante comunicación CREG E-2022-001905 y E-2022-001960 remitió el plan de atención a la demanda conectada al tramo la Belleza- Sucre Oriental.

2.Análisis dentro de la actuación

2.1.Inclusión en cargos de activos repuestos por TGI ramales Yarigüíes – Puerto Wilches, Zona Industrial Cantagallo – Cantagallo, Cantagallo – San Pablo y Pompeya

Los gasoductos ramales Yarigüíes – Puerto Wilches, Zona Industrial Cantagallo – Cantagallo, Cantagallo – San Pablo y Pompeya asociados a las resoluciones CREG 162 de 2015 y 085 de 2016, se entiende considerando que mediante radicado CREG E-2020-014442, la SSPD confirmó la entrada en operación, en consecuencia, se procede a reemplazar los valores VAO por los valores VRAN en la base tarifaria acorde a la siguiente tabla:

2.2.Revisión sobre la solicitud de TGI de modificación por mutuo acuerdo de los cargos existentes para los ramales Florián, Albania, Tununguá, Briceño y el tramo remanente de 22” entre la válvula VC 11 B y Sucre Oriental

Respecto a esta solicitud, lo que procede es rechazarla acorde a la nota 1) del anexo 1 de la Resolución CREG 099 de 2021 en la cual se señala que “Se consideró el valor VRAN del tramo existente como un valor indicativo debido a que estos gasoductos en caso de reemplazarse deben iniciar un proceso como nuevos activos por tanto solo se aplica un valor VAO”, y señalar que, en caso de reemplazarse estos activos, deben ser declarados en la solicitud de cargos acorde a la Resolución CREG 175 de 2021 adjuntado la información respectiva para ser tratados como nuevos activos, donde se debe surtir el proceso de valoración y análisis previsto.

2.3.Aplicación Articulo 7 Resolución CREG 175 de 2021

La Comisión expidió la Resolución CREG 175 de 2021, “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”, la cual deroga la Resolución CREG 126 de 2010. Sin embargo, en el artículo 7 de se estableció la siguiente disposición:

“Artículo 7. Transición para activos VUN. Los cargos de transporte de los tramos que cuentan con activos que cumplieron el período de VUN a 31 de diciembre de 2020, y para los cuales la CREG aprobó o aprobará los valores a retirar, VRAN y VAO, se ajustarán de acuerdo con la metodología que originó la solicitud de valoración de los activos que cumplieron el período de VUN. Igual tratamiento se aplicará para los activos que: (a) ya fueron valorados, (b) la empresa declaró que los repondría, (c) la empresa declaró el remplazo y la puesta en operación comercial y (d) la SSPD verificó la puesta en operación.

Parágrafo. El presente artículo aplicará hasta el último día calendario del sexto mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.”

Mediante la Resolución CREG 102-006 de 2022, la Comisión modificó el parágrafo del artículo 7 de la Resolución CREG 175 de 2021, así:

“Parágrafo. El presente artículo aplicará hasta el último día calendario del noveno mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución”.

En atención a la disposición transcrita, la actualización de los cargos de TGI debe hacerse conforme a las disposiciones que regía la Resolución CREG 126 de 2010, considerando la decisión adoptada con ocasión de la Resolución CREG 099 de 2021 por parte de la empresa.

El ajuste en los cargos regulados del sistema de transporte de TGI en aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 consiste en ajustar exclusivamente los valores de las inversiones reconocidos en la base tarifaria, así: i) retirar los valores a que hace referencia el Anexo 3 de la Resolución CREG 231 de 2021 e ii) incorporar el valor VAO que se aprobó mediante los artículos 1 y 2 de la Resolución CREG 099 de 2021.

Mediante Auto con radicado CREG I-2022-006262 la Comisión inició una actuación administrativa con el objeto de ajustar los cargos regulados de TGI, de acuerdo con lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010. En el citado auto se reconoció a la empresa VANTI S.A. E.S.P. como tercero interesado.

Una vez surtido el procedimiento previsto en la Ley 142 de 1994, así como en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No.1182 del 15 de julio de 2022, aprobó la siguiente decisión mediante la cual se ajustan los cargos regulados del sistema de transporte de TGI de acuerdo con los valores VRAN y VAO aprobados en la Resolución CREG 099 de 2021 y lo establecido en el artículo 7 de la Resolución 175 de 2021.

R E S U E L V E:

“Artículo 3. Inversión Existente. Como inversión existente, IEt, se reconocen US$ 1.692.310.160 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos principales y US$ 139.228.254 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 4 de esta Resolución”.

“Artículo 4. Programa de Nuevas Inversiones. Para el programa de nuevas inversiones, PNIt, se reconocen los siguientes valores, con la desagregación presentada en el Anexo 5 de esta Resolución.

NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009.”

“Artículo 9. Cargos Regulados de Referencia para la Remuneración de los Costos de Inversión. Para remunerar los costos de inversión para el sistema de transporte definido en el artículo 1 de esta Resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban las siguientes parejas de cargos regulados:

Parágrafo. Para establecer los cargos fijos y variables aplicables en un punto determinado, se suman los cargos fijos y variables por distancia de cada tramo con la pareja de cargos fijos y variables por estampilla establecidos para el grupo de gasoductos ramales. Para el gasoducto Morichal – Yopal no se suman los cargos fijos y variables por estampilla”.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,

Dada en Bogotá D.C. a 15 JUL. 2022

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Anexo 1 Inversión existente

“Anexo 4

Inversión existente

Notas:

Fuentes: Resoluciones CREG 043 y 076 de 2002, Resolución CREG 125 de 2003 y análisis CREG

[1] Incluye Tramo Dina - Los Pinos

[4] Se ajustó acorde a las aclaraciones sobre estación compresora

[7] Mediante las comunicaciones E-2014-003562, E-2014-006243 TGI declaró que la longitud de estos gasoductos es distinta a la longitud registrada en la Resolución CREG 160 de 2014, reportado por la empresa en su momento. Con base en esto la CREG ajustó la longitud de estos gasoductos al valor declarado por TGI.

[8] Se actualizaron los diámetros y las longitudes considerando lo incluido en la Resolución CREG 099 de 2021

[10] Se actualizó el nombre del Gasoducto antes La Belleza - Cogua. Valor eficiente determinado de la suma de Sucre Oriental -Cogua Y Puente Guillermo- Sucre Oriental.

Notas:

Fuentes: Resoluciones CREG 043 y 076 de 2002, Resolución CREG 125 de 2003 y análisis CREG

[1] Incluye Tramo Dina - Los Pinos

[2] Corresponde al tramo reemplazado por la variante Puente Guillermo - sucre Oriental

[3] Se retira el valor actual y se valora como nuevo gasoducto aplicando Resolución CREG 126 de 2010, dicho valor se incluye dentro de las PNI.

[4] Se ajustó acorde a las aclaraciones sobre estación compresora

[5] Se incluyeron ajustes a los valores a retirar- ver considerandos

[6] Mediante las comunicaciones E-2014-003562, E-2014-006243 TGI declaró que el diámetro de estos gasoductos es distinto al diámetro registrado en la Resolución CREG 160 de 2014, reportado por la empresa en su momento. Con base en esto la CREG ajustó el diámetro de estos gasoductos al valor declarado por TGI.

[7] Mediante las comunicaciones E-2014-003562, E-2014-006243 TGI declaró que la longitud de estos gasoductos es distinta a la longitud registrada en la Resolución CREG 160 de 2014, reportado por la empresa en su momento. Con base en esto la CREG ajustó la longitud de estos gasoductos al valor declarado por TGI.

[8] Se actualizaron los diámetros y las longitudes considerando lo incluido en la Resolución CREG 099 de 2021

[9] Se Reemplazó el Valor VAO por el valor VRAN considerando que ya se repusieron los activos.

[11] Nombres ajustados considerando radicado E-2019-005444 antes Otros Ramales en Casanare y Piedemonte

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Anexo 2 Programa de nuevas inversiones

El Anexo 5 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:

“Anexo 5

Programa de nuevas inversiones

notas:

[1] se distribuye este valor entre todos estos gasoductos a prorrata del factor diámetro*kilómetro de cada gasoducto.

[2] Para el cálculo tarifario se incluyó el valor de 4.952.601 [USD dic. 2009], calculado con base en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, que corresponde al valor presente de la valoración del gasoducto. Este valor se llevó al año 1 con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc, como se muestra en esta tabla.

[3] Se actualizó el nombre del Gasoducto antes La Belleza - Cogua. Valor eficiente determinado de la suma de Sucre Oriental -Cogua Y Puente Guillermo- Sucre Oriental.

[4] Corresponde a los gasoductos denominados "gasoductos aislados" en la Res. CREG 125 de 2003.