RESOLUCIÓN 15 DE 2021

(febrero 22)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se archiva el trámite de las actuaciones administrativas de los expedientes 2019-0172, 2019-0173, 2019-0174, 2019-0175, 2019-0176

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

C O N S I D E R A N D O Q U E:

De conformidad con lo establecido en el numeral 14.28 del artículo 14 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.

Según el numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene, conforme al artículo 73 de la Ley 142 de 1994, la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas, 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.

A través del Decreto 2345 de 2015 se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural, así:

· El artículo 2.2.2.1.4 define la confiabilidad como “la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural de prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en la infraestructura”, y adicionalmente define la seguridad de abastecimiento como “la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, bajo condiciones normales de operación, para atender la demanda en el mediano y largo plazo”.

· El artículo 2.2.2.2.28 establece que “Con el objeto de identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan de Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez (10) años”. En este Artículo también se establece que “En el lapso comprendido entre la expedición del presente decreto y la expedición del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el Ministerio de Minas y Energía podrá adoptar un Plan Transitorio de Abastecimiento, en el cual se incluyan los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural en el corto plazo”.

· El artículo 2.2.2.2.29 establece que la CREG deberá expedir regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural. En particular, en el numeral 1 de este Artículo, se establece que la CREG debe adoptar los “Criterios para definir cuáles proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente y cuáles se realizarán exclusivamente mediante mecanismos abiertos y competitivos”.

· El artículo 2.2.2.2.29 también establece la posibilidad de realizar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural a través de mecanismos abiertos y competitivos.

· El parágrafo del artículo 2.2.2.2.29 establece que “La UPME será responsable de la aplicación de los mecanismos abiertos y competitivos a los que se refiere este artículo”.

Con posterioridad, mediante la expedición de la Resolución 40052 de 2016 por parte del Ministerio de Minas y Energía, se desarrolló el Artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, modificado por el Artículo 4 del Decreto 2345 de 2015, y dictó otras disposiciones.

En el artículo 1 de la Resolución 40052 de 2016 se establece, entre otros aspectos, que:

· “Para la adopción del Plan de Abastecimiento de Gas Natural el Ministerio de Minas y Energía tendrá en cuenta el estudio técnico que deberá elaborar la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)”

· “En el estudio técnico se deberán considerar proyectos asociados a infraestructura para importación, almacenamiento, aumento de la capacidad de transporte, extensión de los sistemas de transporte, redundancias en gasoductos, redundancias en sistemas de compresión, conexiones entre sistemas de transporte, entre otros”.

· El estudio técnico que elabore la UPME contendrá la “identificación de los beneficiarios de cada proyecto”.

Mediante la Resolución 40006 de 2017 el Ministerio de Minas y Energía adoptó el Plan de Abastecimiento Transitorio de Gas Natural elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, en atención a lo dispuesto en el Decreto 2345 de 2015. En este plan transitorio se definen las siguientes obras:

“iii) Bidireccionalidad Yumbo-Mariquita

Adecuación de las facilidades para habilitar la bidireccionalidad en el gasoducto Yumbo-Mariquita mediante la disposición de cuatro (4) estaciones nuevas de compresión (El Cerrito, Tuluá, Zarzal y Manizales) y el aumento de potencia de la estación Padua para una potencial máxima total de compresión de 40.000 hp.

 Fecha de entrada en operación: enero de 2021.

iv) Construcción Loop 10”, Mariquita-Gualanday

Construcción de Loop de 10” en el ducto Mariquita-Gualanday con una longitud aproximada de 150 km.

 Fecha de entrada en operación: enero de 2020.

v) Bidireccionalidad Barrancabermeja-Ballena

 Adecuación de las facilidades del sistema para habilitar la bidireccionalidad en el gasoducto Barrancabermeja – Ballena y su interconexión con el gasoducto Ballena-Cartagena.

 Fecha de entrada en operación: enero de 2020.

vi) Bidireccionalidad Barranquilla-Ballena

 Adecuación de las facilidades para habilitar la bidireccionalidad en el Gasoducto Barranquilla

-Ballena y su interconexión con el Gasoducto Ballena-Barrancabermeja.

 Fecha de entrada en operación: enero de 2020.

vii) Compresores El Cerrito-Popayán

 Instalación de una estación de compresión con potencia mínima de 500 hp.

 Fecha de entrada en operación: enero de 2020.”

Mediante la Resolución CREG 107 de 2017, la Comisión definió la regulación asociada con los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptados por el Ministerio de Minas y Energía. En el artículo 4 se establecen las disposiciones relacionadas con la ejecución de proyectos de inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT^[1], por parte del transportador incumbente. En dicha disposición se estableció lo siguiente:

“Artículo 4. Procedimiento para que el transportador incumbente ejecute en primera instancia proyectos de. Durante el período tarifario  el transportador podrá ejecutar proyectos de  que se encuentren embebidos dentro de su respectivo sistema de transporte, para lo cual se aplicará el siguiente procedimiento:

a) Dentro de los tres meses siguientes a la fecha en que la UPME defina los proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, el transportador podrá declarar a la UPME y a la CREG el nombre de los proyectos de  que prevé realizar. En la declaración a la CREG el transportador incluirá (i) el valor de inversión de cada proyecto, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración; (ii) el porcentaje del valor de la inversión de cada proyecto que solicita le sea remunerado en dólares americanos; este porcentaje no podrá ser superior al 42%; (iii) la fecha de entrada en operación, la cual deberá corresponder con la fecha establecida en el plan de abastecimiento; (iv) la información para determinar el valor eficiente de estas inversiones según lo previsto en la metodología vigente de remuneración de la actividad de transporte de gas natural; y (v) los gastos de AOM para el período estándar de pagos según lo previsto en la metodología vigente de remuneración de la actividad de transporte de gas. En el valor de inversión el transportador incluirá de manera desagregada, y expresado en pesos, el costo estimado de contratar la fiducia que contratará al auditor de que trata el Artículo 23 de la presente Resolución, el costo estimado por los servicios que prestará el auditor, y el costo estimado de constituir el patrimonio autónomo de que trata el Artículo 27 de la presente Resolución.

b) Con base en el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la metodología vigente de remuneración de la actividad de transporte de gas natural la CREG determinará el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a cada proyecto declarado por el transportador incumbente.

c) Mediante resolución la CREG adoptará el valor eficiente y la remuneración de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a cada proyecto de  declarado por el transportador incumbente.

La remuneración para cada proyecto 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. La remuneración será asumida por los beneficiarios del proyecto identificados por la UPME según lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del MME, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Una vez en firme la resolución que adopta el valor eficiente y la remuneración de la inversión y gastos de AOM correspondientes a cada proyecto declarado, el transportador incumbente dispondrá de 15 días hábiles para que el representante legal de la empresa manifieste por escrito a la CREG la voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto, en el formato que se defina por parte de ésta en la respectiva resolución. (…)” (Subraya fuera de texto)

Mediante las Resoluciones UPME 803 de 2017 (IPAT Ballena – Barrancabermeja, Bidireccionalidad Yumbo – Mariquita, Loop Mariquita – Gualanday) y 801 de 2017 (IPAT Ballena – Barranquilla), y las Resoluciones UPME 802 de 2017 y 280 de 2018 (Compresores El Cerrito – Popayán), se definieron las obras citadas como un proyecto IPAT considerado prioritario y susceptible de ejecutar en primera instancia por los Transportadores Incumbentes (TGI S.A. E.S.P. o Promigas S.A. E.S.P.), o en su defecto, a través de un proceso de selección, con el fin de asegurar su entrada en operación, de conformidad con el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución MME 40006 de 2017.

En atención a lo establecido en estas resoluciones UPME y en la Resolución CREG 107 de 2017, en el literal a de su artículo 4, mediante las comunicaciones con radicado CREG E-2018-002690, E–2018-002857, E-2018-002871, E–2018–002872, E-2018-009622, las empresas TGI S.A. E.S.P. y Promigas S.A. E.S.P. declararon a la Comisión la información requerida en el literal a) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, correspondiente a estas obras de IPAT.

En este sentido, de acuerdo con lo establecido en los literales b) y c) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, para cada obra de IPAT la Comisión, con base en lo establecido en la metodología vigente para remunerar la actividad de transporte de gas natural, le corresponde: i) Determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM, y; ii) adoptar, mediante resolución, el valor eficiente y la remuneración de la inversión y de los gastos de AOM.

Mediante Autos I-2019-000039, I-2019-000043, I-2019-000040, I-2019-000041, I–2019-000042, la Comisión expuso que se debía adelantar una actuación administrativa, con el objeto de determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM para estas obras IPAT, de acuerdo con lo establecido en los literales b) y c) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017. Así mismo, la remuneración para cada proyecto se llevará a cabo con base en lo dispuesto en la metodología vigente de transporte de gas natural, así como que la remuneración debía ser asumida por los beneficiarios del proyecto identificados por la UPME, según lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del MME. Para cada uno de estos proyectos se ordenó la formación del expediente administrativo e incorporar a la presente actuación la información referenciada en cada Auto (Expedientes 2019–0172, 2019-0173, 2019-0174, 2019-0175, 2019-0176).

Dentro del trámite de las actuaciones administrativas, la Comisión ha solicitado a la UPME la información relativa a que hace referencia el literal c) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, el cual establece que, entre otros aspectos, “La remuneración será asumida por los beneficiarios del proyecto identificados por la UPME según lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del MME, o aquellas que la modifiquen o sustituyan”. Lo anterior en concordancia con lo dispuesto en el artículo 2.2.2.2.29. del Decreto 1073 de 2015, incorporado por el Decreto 2345 de 2015, la Resolución 40052 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía, así como la Resolución 40006 de 2017 del Ministerio de Minas y Energía, mediante la cual se adoptó el Plan de Abastecimiento Transitorio de Gas Natural. Estas solicitudes se encuentran consignadas dentro de cada uno de los expedientes administrativos.

Mediante Circular Externa UPME No. 003-2020 se publicó el “Estudio Técnico para Plan de Abastecimiento de Gas Natural” mediante el cual se “identifican los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural”. En dicho documento, en relación con las obras necesarias para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural en el corto y mediano plazo, se expone lo siguiente en su Tabla No 4:

Tabla 4. Obras identificadas Plan Abastecimiento de Gas Natural

Adicionalmente, en los numerales 6 “Análisis Económicos de las Obras de Infraestructura” (6.5 Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, 6.6. Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena, 6.7 Ampliación Capacidad de Transporte Ramal Jamundí, 6.8 Ampliación Capacidad de Transporte Mariquita – Gualanday), y 7 “Beneficiarios de las Obras” (7.1.2 Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, 7.1.3. Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena, 7.1.4. Ampliación Capacidad de Transporte Ramal Jamundí, 7.1.5. Ampliación Capacidad de Transporte Mariquita – Gualanday) se presentan una serie de análisis que justifican el desarrollo de estas obras por abastecimiento y/o confiabilidad, así como las demandas que se beneficiarían de dicho proyecto.

De acuerdo con lo anterior, la Comisión identificó, del contenido del documento “Estudio Técnico para Plan de Abastecimiento de Gas Natural”, que este presenta aspectos, que en caso de ser aprobados, modificarían o ajustarían el contenido del Plan Transitorio de Abastecimiento adoptado mediante la Resolución 40006 de 2017 del Ministerio de Minas y Energía, en relación con las obras de infraestructura, y frente a las cuales la Comisión adelanta las actuaciones administrativas de los expedientes 2019-0172, 2019-0173, 2019-0174, 2019-0175, 2019-0176. Adicionalmente, en dicho documento se presentan nuevos análisis económicos en relación de la demanda y los beneficiarios de dicho proyecto, los cuales consideran los ajustes propuestos al Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

Estos elementos motivaron por parte de la Comisión la expedición del Auto I–2020–000592, a través del cual se suspendió el trámite de las actuaciones administrativas de los expedientes 2019-0172, 2019-0173, 2019-0174, 2019-0175, 2019-0176, con el objeto de determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM para las obras IPAT, de acuerdo con lo establecido en los literales b) y c) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, hasta tanto no se defina si el documento “Estudio Técnico para Plan de Abastecimiento de Gas Natural” presentado por la UPME, conlleva a la modificación del Plan Transitorio de Abastecimiento adoptado mediante la Resolución 40006 de 2017 por parte del Ministerio de Minas y Energía.

Lo anterior, en la medida que, en caso de continuar con dichas actuaciones, se estarían adoptando decisiones por parte de la Comisión que no estarían ajustadas a los lineamientos del Decreto 2345 de 2015, así como las políticas en materia de abastecimiento y confiabilidad de gas natural expedidas por parte del Gobierno Nacional de acuerdo con la Resolución 40006 de 2017 del Ministerio de Minas y Energía.

Ahora, el Ministerio de Minas y Energía el 14 de octubre de 2020 expidió la Resolución 40304, a través de la cual se expidió el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, derogando expresamente la Resolución 40006 de 2017.

De acuerdo con lo anterior, se establece por parte de la Comisión que las solicitudes hechas por los agentes transportadores y que hacen parte de los expedientes administrativos 2019-0172, 2019-0173, 2019-0174, 2019-0175, 2019-0176, se sustentan en desarrollo de una serie de elementos dentro del Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas que han sido derogados, como es el caso de la identificación de obras y la fecha de entrada en operación de los proyectos, así como de una normativa regulatoria como el caso de la Resolución CREG 107 de 2017, cuyo desarrollo y aplicación se hacen considerando la expedición del Plan de Abastecimiento de la Resolución 40006 de 2017, el cual ha sido derogado.

Es por esto que, tal como lo expuso la Comisión en el Auto I-2020-000592, el resolver estas solicitudes implicaría desconocer los lineamientos de política en materia de seguridad en el abastecimiento de acuerdo con lo previsto en el Decreto 2345 de 2015 y la Resolución 40304 de 2020, por lo que, en el marco del artículo 43 de la Ley 1437 de 2011, se debe proceder el archivo de las presentes actuaciones administrativas, decisión que corresponde a un acto definitivo, el cual, y por las razones expuestas, se hace imposible continuar con dichas actuaciones. En relación con esto, el artículo 43 de la Ley 1437 de 2011 dispone lo siguiente:

“ARTÍCULO 43. Actos definitivos. Son actos definitivos los que decidan directa indirectamente el fondo del asunto o hagan imposible continuar la actuación.” (Resaltado fuera de texto)

Lo anterior, sin perjuicio de que, con base en la regulación que se expida a efectos de atender estos lineamientos de política, el Decreto 2345 de 2015 y el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado en la Resolución 40304 de 2020, los transportadores incumbentes puedan posteriormente realizar las solicitudes que correspondan.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 1082 del 22 de febrero de 2021, acordó expedir la presente resolución.

R E S U E L V E:

ARTÍCULO 1. Con base en los dispuesto en el artículo 43 de la Ley 1437 de 2011, ARCHIVAR el trámite de las actuaciones administrativas de los expedientes 2019–0172, 2019-0173, 2019-0174, 2019-0175, 2019-0176, con el objeto de determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM para las obras IPAT, de acuerdo con lo establecido en los literales b) y c) del artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, de acuerdo con las razones expuestas en la parte motiva de la presente resolución, las cuales hacen imposible continuar con su trámite.

ARTÍCULO 2. La presente resolución deberá notificarse electrónicamente a la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. y Promigas S.A. E.S.P., ateniendo lo previsto en el artículo 4o del Decreto Legislativo 491 de 2020. Contra lo allí dispuesto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE

   Bogotá D.C, 22 FEB. 2021

MIGUEL LOTERO ROBLEDO

Viceministro de Energía, delegado

del Ministro de Minas y Energía
Presidente

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>

1. Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural.