RESOLUCIÓN 69 DE 2004
(septiembre 30)

<Publicada Página WEB de la Comisión de Regulación de Energía y Gas>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se resuelve la petición en interés particular para la solución del conflicto suscitado entre EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN S.A. E.S.P., en su calidad de representante comercial de ECOPETROL para la generación de la Termoeléctrica de Ocoa, e ISA, en su calidad de representante del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC-, con ocasión de la liquidación por reconciliaciones positivas de los días 30 y 31 de enero de 2002 realizada por el ASIC en virtud del contrato de mandato suscrito entre las dos empresas.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y el decreto 2461 de 1999 y,


CONSIDERANDO:

I. ANTECEDENTES Y COMPETENCIA

Que la Ley 142 de 1994, artículo 73.8, asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de resolver los conflictos que surjan entre empresas, por razón de los contratos o servidumbres que existan entre ellas y que no corresponda decidir a otras autoridades administrativas. Mediante Resolución CREG-066 de 1998 la Comisión definió las reglas aplicables a la resolución de conflictos en virtud de la función mencionada.

Que mediante el radicado 005157 de mayo 31 de 2002, Empresas Públicas de Medellín E.S.P., en adelante EEPPM, actuando como representante comercial de ECOPETROL para la planta Termoeléctrica de Ocoa, presentó petición en interés particular con el fin de que la Comisión solucione el conflicto que se suscitó entre dicha empresa e ISA S.A. E.S.P., como representante legal del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), con ocasión de los recursos de reposición interpuestos contra las facturaciones de transacciones diarias realizadas por el ASIC para la mencionada planta. La solicitud versa especialmente sobre la facturación correspondiente al mes de enero de 2002 contra la cual se interpuso recurso de reposición que fue decidido en forma desfavorable por el ASIC mediante Resolución 1124 de mayo del mismo año.

II. OBJETO DE LA SOLICITUD

Que la empresa peticionaria formula las siguientes solicitudes:

"1. De conformidad con lo expuesto solicito a la Comisión solucionar el conflicto surgido entre ISA (ASIC) y las Empresas Públicas de Medellín E.S.P., en su condición de representante comercial de ECOPETROL, respecto de las transacciones de la planta termoeléctrica, OCOA en el Mercado de Energía Mayorista, determinando la interpretación justa y adecuada de las normas regulatorias, de acuerdo con la situación particular de la planta termoeléctrica Ocoa, de tal forma que en la liquidación mensual realizada por el ASIC para su generación de seguridad, se le reconozca la totalidad de los costos variables en los cuales incurre la planta para entregar la energía al sistema.

Consecuentemente con lo anterior, se solicita a la Comisión disponer que las inconsistencias en la liquidación de las transacciones diarias del mercado mayorista, correspondiente a los días 30 y 31 de enero de 2002, y las liquidaciones de los períodos de facturación subsiguientes, sean subsanadas por el ASIC, considerando que la planta termoeléctrica OCOA entró en operación bajo condiciones especiales y por solicitud expresa y directa del Ministerio de Minas y Energía.

2. Formulación de mecanismos para la recuperación de costos para ECOPETROL durante los tiempos en que la planta no genera por no despacho central."


III. FUNDAMENTOS DE LA SOLICITUD

Que EEPPM sustenta su solicitud en los argumentos de hecho y de derecho que se resumen a continuación.

3.1. Fundamentos de hecho presentados por EEPPM.

1. El 23 de enero de 2002 el Ministerio de Minas y Energía dirigió a ECOPETROL una comunicación solicitando poner en operación la Planta Termoeléctrica de Ocoa con el fin de mitigar el racionamiento de energía en la zona oriental del país ocasionado por la voladura de torres. Para estos efectos el Ministerio de Minas expidió la resolución 180048 del 25 de enero de 2002 y la CREG envió la comunicación MMECREG-0408 de enero 29 de 2002.

2. Posteriormente ECOPETROL y EEPPM suscribieron un contrato interadministrativo con fundamento en el cual ésta última ejercería la representación comercial de la planta de Ocoa ante el Mercado Mayorista.

3. Habiendo entrado en operación la planta, el ASIC elaboró la facturación final de las transacciones diarias del mercado mayorista de los días 30 y 31 de enero de 2002 la cual fue puesta a disposición de los agentes para comentarios el día 25 de febrero

4. En la liquidación se observaron diferencias en la variable de Costos de Transporte de Combustible –CTC- de la planta de OCOA por lo que se presentó recurso de reposición con fundamento en los hechos que se resumen a continuación:

- El valor del CTC calculado por el ASIC, con base en la información de los archivos Resumendía 0131.tx3 y tdiasis0131.tx3, fue sustancialmente menor que el valor calculado por EEPPM con base en los valores de transporte reportados por ECOPETROL.

- Para el calculo de los valores de transporte ECOPETROL consideró todos los costos como variables. Se argumenta que: "Debido a que esta planta se reincorporó al Mercado de Energía Mayorista obedeciendo las instrucciones y solicitudes realizada por el Ministerio de Minas y Energía para mitigar el racionamiento existente en el Departamento del Meta, carece de contratos tanto para el suministro como para el transporte de gas natural. Teniendo en cuenta la no existencia de contratos, la estructura de costos de combustible obedece en su totalidad a componentes variables."

- Debido al compromiso previo existente entre ECOPETROL y la empresa GAS NATURAL para abastecer la demanda de gas natural en Bogotá, el gas que debía destinarse a la planta de Ocoa debía ser sustituido por un volumen equivalente del campo de la Guajira, lo que ocasionó costos adicionales de suministro y de transporte.

- ECOPETROL reportó a EEPPM su estructura de costos teniendo en cuenta los cargos por uso y por capacidad de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-57 de 1996.

- La determinación de los costos fijos y variables por concepto de transporte de gas se hizo con base en los compromisos contractuales. Dado que en este caso no había contratos vigentes tanto los cargos por uso como los cargos por capacidad constituían costos variables.

- La Resolución CREG-034 de 2001 establece que el Costo de Transporte Combustible (CTC) es la parte variable del costo de transporte, que es posible sustentar y en consecuencia EEPPM en representación de ECOPETROL sustentó los costos al ASIC.

- El ASIC en su liquidación incluyó únicamente los cargos por uso, considerando que los cargos por capacidad siempre son componente fija del costo, sin considerar la existencia de contratos. Bajo esta interpretación no se remuneró la totalidad de los costos variables en los cuales incurre la planta.

- La liquidación del ASIC tampoco incluyó todos los tramos de transporte asociados a la planta de Ocoa y para el caso del tramo Barranca-Villavicencio la aplicación de los cargos no fue consecuente con la dirección de los flujos a la que se refiere el artículo 58 de la Resolución CREG 057 de 1996.

- Como consecuencia de lo anterior no se remuneró la generación de la planta de Ocoa con el valor correcto del Precio de Reconciliación –PR- calculado de conformidad con lo que establece la regulación vigente. Para EEPPM el valor PR era de 127,883.30 $/MWh en tanto que el ASIC lo liquidó en 90,521.20 $/MWh.

5. Mediante Resolución 1124 de mayo de 2002 el ASIC resolvió el recurso presentado por EEPPM negando las peticiones de la empresa con fundamento en las siguientes razones:

- El valor máximo de CTC que se usó es de 0.4909 USD/kpc, el cual fue calculado de conformidad con lo establecido en las resoluciones CREG 034 de 2001 y 057 de 1996.

- En cuanto al cargo por capacidad, la regulación vigente no establece que este cargo sea variable permitiendo que este concepto sea facturado por las empresas transportadoras de gas dependiendo del volumen transportado.

- El ASIC cumple en sus actuaciones las disposiciones taxativamente contenidas en las normas sin discutir su aplicabilidad.

6. Notificados de la resolución por la cual el ASIC resolvió el recurso de reposición ECOPETROL y EEPPM no encuentran razonable ni equitativa la decisión, teniendo en cuenta las circunstancias excepcionales en las que entró a operar la planta de Ocoa y por ende insisten en su inconformidad y por tal razón, acuden a la CREG para que solucione el conflicto, reiterando los argumentos presentados en el recurso interpuesto ante el ASIC.

7. Es necesario reiterar que la planta de Ocoa entró al mercado para mitigar la situación de racionamiento del Departamento del Meta ocasionada por los atentados terroristas no por voluntad de ECOPETROL, por tal razón no contaba con contratos de suministro de gas o de transporte y por tanto todos los gastos originados por estos conceptos son variables para la empresa. La contribución de la empresa a la crisis energética no puede ocasionarle pérdidas.

8. Tal y como lo expuso la empresa a la Comisión en comunicación radicada con el número 3420 de 2002 la diferencia entre el precio de reconciliación positiva calculado por el ASIC y el calculado por EEPPM se origina en la interpretación de la variable CTC la cual para el primero es de 0.4909 USD/KPC y para el peticionario es de 1.86 USD/KPC.

9. La remuneración tal y como la calculó el ASIC no permite la recuperación de los costos variables de generación al propietario de la planta. Adicionalmente cuando la planta no es despachada incurre en costos fijos que no le son reconocidos como: costos de operación y mantenimiento, de representación comercial, cargos de CND y SIC.

3.2. Fundamentos de derecho presentados por EEPPM

1. La Resolución CREG-029 de 2001 prevé que los agentes pueden interponer recursos contra las decisiones adoptadas por el ASIC, sin perjuicio de que puedan acudir ante la Comisión haciendo uso de los mecanismos contenidos en las leyes 142 y 143 de 1994.

2. Adicionalmente son aplicables los artículos 73.8 y 73.9 de la Ley 142 de 1994 y 23 de la Ley 143 de 1994, las resoluciones 24 de 1995, 54 de 1996, 66 y 67 de 1998, y 34, 38 y 94 de 2001.

VI. LA ACTUACIÓN SURTIDA

4.1 Aclaración de la solicitud

Que mediante comunicación CREG 2717 de 2002 el Director Ejecutivo de la Comisión solicitó a EEPPM aclarar su petición en el sentido de indicar si lo que estaba solicitando era la solución de conflictos en aplicación de lo establecido en los artículos 73.8 y 73.9 de la Ley 142 de 1994 o la definición del conflicto mediante el trámite arbitral consagrado en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994.

Que en respuesta la apoderada de EEPPM remitió la comunicación radicada el día 20 de agosto de 2002 con el número 007428, en la cual manifiesto:

"Para subsanar la imprecisión le aclaro que la intención de las Empresas es que la CREG, en uso de las facultades concedidas en el artículo 73, núm. 73.8 de la Ley 142 de 1994 y mediante el procedimiento establecido en la Resolución CREG – 066 de 1998, solucione el conflicto surgido entre esta entidad, como representante comercial de ECOPETROL, e Interconexión Eléctrica S.A. (ASIC), con motivo de los recursos de reposición interpuestos contra las facturaciones de las transacciones diarias del Mercado Mayorista de Energía realizadas por el SIC para la Planta OCOA, en especial, la facturación correspondiente al mes de enero de 2002, cuyo recurso fue decidido en forma desfavorable para EE.PP.M. mediante la Resolución 1124 de 14 de mayo de éste mismo año."

Junto con la aclaración la apoderada de la peticionaria remitió copia del contrato de mandato suscrito con Interconexión Eléctrica S.A.

4.2 Citación a ISA-ASIC.

Que mediante comunicación CREG-2997 de septiembre 17 de 2002 la Dirección Ejecutiva de la Comisión informó al Gerente del Mercado Mayorista sobre la solicitud presentada por EEPPM, le remitió copia y estableció un plazo de cinco días para que se pronunciara sobre la misma.

V. INTERVENSIÓN DE ISA – ASIC.

Que dentro del plazo establecido en la comunicación MMECREG-2997 de 2002 la apoderada de ISA presentó escrito con radicación 9032 de octubre 8 de 2002 en el cual se opone a la solicitud presentada por EEPPM y a su vez solicita a la Comisión:

"1. En cuanto a la petición de EEPPM efectuada en el numeral 1o del acápite denominado "Petición", de la comunicación contentiva de la solicitud de solución de conflicto con radicación CREG 005157 del 31 de mayo de 2002; Interconexión Eléctrica S.A. ESP.- ISA, en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC-, considera que la liquidación efectuada a EEPPM es correcta y se encuentra sujeta a las Resoluciones CREG 034 de 2001, CREG 038 de 2001, CREG 094 de 2001 y demás regulación aplicable, razón por la que no accedió a la solicitud de modificación de la Liquidación efectuada por EEPPM, mediante recurso de reposición interpuesto a través de la comunicación radicada en ISA bajo el No. 007427-3 del once (11) de marzo de 2002, resuelto mediante Resolución 1124 del 14 de mayo de 2002.

No obstante, como quiera que le corresponde a la CREG la labor de interpretación de sus Resoluciones con carácter de autoridad y de resolver los conflictos que surjan entre empresas por razón de los contratos, se solicita a la CREG, que se sirva decidir sobre la solicitud de solución de conflictos presentada por EEPPM, determinando cuál es la interpretación y aplicación que se debe dar a la regulación vigente, para el caso del cálculo del precio de reconciliación positiva de la planta Ocoa, representada ante el Mercado de Energía Mayorista por EEPPM, en lo ateniente a los costos de suministro y transporte de combustible.

Lo anterior, para efectos de que rija no sólo en cuanto a la liquidación del mes de enero de 2002, objeto de la solución de conflicto planteada por EEPPM, sino también para los meses subsiguientes durante los cuales la Planta Ocoa estuvo generando.

2. Desestimar la solicitud de EEPPM efectuada en el numeral 2o del acápite denominado "Petición", teniendo en cuenta que a la fecha, la Planta Ocoa no ha estado en la situación allí planteada, es decir, que no se ha incurrido en no generación por no despacho central de la planta. En este sentido, este punto no ha sido objeto de recurso de reposición presentado por EEPPM contra la liquidación del mes de enero de 2002 materia de la solución de conflicto, ni contra los meses subsiguientes, razón por la que no debe ser materia de la solicitud de solución de conflicto y por tanto, la Comisión no debe pronunciarse."

Que la empresa fundamenta su respuesta a la solicitud de EEPPM en los argumentos de hecho y derecho que se resumen a continuación:

5.1 Fundamentos de hecho presentados por ISA-ASIC.

Que en relación con los hechos argumentados por la peticionaria la apoderada del ASIC manifestó:

1. Con respecto a los hechos que dieron lugar a la entrada en operación de la planta de Ocoa y el contrato que para el efecto suscribieron EEPPM y ECOPETROL la apoderada del ASIC manifestó atenerse a lo demostrado en el proceso.

2. Manifestó también que en efecto EEPPM presentó recurso de reposición contra la liquidación del ASIC correspondiente al mes de enero de 2002 y que dicho recurso fue resuelto en forma negativa mediante Resolución 1124 de mayo 14 de 2002, por considerar que la liquidación cuestionada había sido realizada de conformidad con las normas del Reglamento de Operación.

3. Concluyó, que el ASIC dio cabal aplicación a lo establecido en las Resoluciones CREG 034, 038 y 094 de 2001 y demás normas aplicables, en relación con la remuneración de los costos asociados al transporte y suministro de combustible de los agentes generadores y los costos de arranque y parada.

5.2 Fundamentos de derecho presentados por ISA-ASIC.

Que el ASIC sustentó su respuesta en los argumentos de hecho y de derecho que se resumen a continuación:

1. Ámbito regulatorio y legal:

La apoderada de ISA manifestó que según lo establecido en el artículo 167 de la Ley 142 de 1994 corresponde a la empresa encargada del servicio de interconexión la operación de los recursos del sistema y la administración del Mercado Mayorista de energía de conformidad con lo que establezca el Reglamento de Operación. La Ley 143 de 1994 define el Reglamento de Operación como el conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para el planeamiento, coordinación y ejecución del Sistema Interconectado Nacional y para regular el funcionamiento del mercado de energía. Es decir que existe una competencia expresa y reglada de ISA como operador de los recursos del SIN y como Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales - ASIC. Por ser una actividad reglada, es la ley la que delimita el organismo competente para actuar y las condiciones en qué debe hacerlo, por lo tanto ISA carece de poder para actuar por si mismo y de manera discrecional. El ASIC está obligado a actuar conforme a lo establecen la ley y el reglamento y no tiene competencia para modificar la regulación a la cual está sometida.

Así mismo aseguró que conforme a lo establecido en las leyes 142 y 143 a los Decreto 1524 y 2253 de 1994 le compete a la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el sector con sujeción a los parámetros definidos en la misma ley. Según la Ley 143 de 1994, artículo 20, la intervención del Estado en el sector debe buscar garantizar la prestación del servicio de energía haciendo un uso eficiente de los recursos. En concordancia con lo anterior el artículo 23 de la misma ley indica que la Comisión debe propender por una oferta energética eficiente para abastecer la demanda con criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera.

La apoderada de ISA concluyó diciendo que en este contexto la Comisión adoptó las resoluciones CREG 034, 038 y 094 de 1994<sic, es de 2001> las cuales establecen normas de funcionamiento del Mercado Mayorista y sobre la remuneración de los costos asociados al transporte y suministro de combustible destinado a la generación de energía eléctrica, normas que el ASIC debe aplicar para la liquidación de las transacciones del Mercado Mayorista.

2. En cuanto a la liquidación

En su escrito la apoderada de ISA hizo un recuento detallado de la forma en la que se realizó la liquidación cuestionada por EEPPM.

- Para el precio de reconciliación de la planta de Ocoa se usó el valor de CSC máximo regulado para el gas de la Guajira, ya que de conformidad con lo manifestado por ECOPETROL el gas con que se alimenta dicha planta corresponde a los mencionados campos. Sobre este aspecto la Resolución CREG 094 de 2001 establece que el Costo de Suministro de Combustible es la parte variable del costo del combustible, expresado en $/MWh que es posible sustentar. En el caso del gas natural el costo no podrá superar los precios máximos regulados. El valor usado es de 0.99913 USD/kpc.

- El valor CTC fue calculado de acuerdo con lo establecido en las Resoluciones CREG 034, 038 y 094 de 2001 y 57 de 1996. Concretamente la Resolución 094 de 2001 establece que el Costo de Transporte de Combustible es la parte variable del costo de transporte que sea posible sustentar y que en el caso del gas el costo del servicio no podrá ser superior a los cargos máximos variables autorizados por la CREG a las empresas transportadoras de gas. El valor CTC se calculó con base en los siguientes conceptos:

Tramo/Concepto	Costo (USD/Kpc)		Observaciones
Ballenas –Barranca	K	0.1110	Tomado del artículo 62 de la resolución CREG 057 de 1996.
Barranca-V/cencio	L	0.1180	Numeral 56.2 resolución CREG 057 de 1996. Entrada Barranca, salida Villavicencio =0.039+0.079=0.1180 USD/kpc
Estampilla Actualizada/Tramo Barranca/V/cencio	M	0.2299	Literal d del Numeral 56.6.1 Resolución CREG 057 de 1996. Valor de 0.15 USD/kpc actualizaod tal como lo establece el numeral 56.6.2 de la misma resolución = 0.2299USD/kpc
Otros cargos por uso /tramo Barranca-V/cencio	N	0.0320	Numeral 56.5 resolución CREG 057 de 1996.
CTC Total O=K+L+M+N	O	0.4990

Aunque la planta esta instalada en un tramo de gasoducto entre los nodos de Apiay y Villavicencio, el cargo por uso se tomó como si la planta estuviese en Villavicencio ya que la longitud del tramo Apiay-Villavicencio es de 32.4 kms

"Lo anterior teniendo en cuenta que ISA en su calidad de ASIC tiene el deber de liquidar y facturar las transacciones del Mercado Mayorista de Energía, de manera mensual, dentro de los diez (10) días hábiles del mes siguiente al que se factura, so pena de incurrir en las consecuencias, que determine la CREG, sin perjuicio de las sanciones que determine la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Esto, salvo que exista un impedimento general para liquidar la totalidad de las transacciones del mercado, lo cual no es el caso concreto.

En consecuencia, el ASIC, actuó de buena fé, liquidando a EEPPM lo correspondiente a la Planta de OCOA con la mejor información disponible, partiendo de la regulación expedida por la CREG. "

3. En cuanto a la solicitud de reconocimiento del Cargo por Capacidad de Transporte de Gas y en cuanto a los Cargos por Uso.

La apoderada del ASIC afirmó que artículo 56.3 de la Resolución CREG 057 de 1996 establece que los cargos por uso del Sistema de Transporte del Interior se componen de un cargo por capacidad y de un cargo por uso, y que, por tanto, no hay definición regulatoria que indique que el cargo por capacidad sea un cargo variable que se paga en razón al volumen transportado.

Adicionalmente manifestó que el ASIC aplicó la regulación vigente en relación con la remuneración de los tramos de gasoducto que llevan el gas a la planta de Ocoa y al sentido de los flujos de gas. En general, ISA circunscribió sus actuaciones a las disposiciones contenidas taxativamente en la regulación sin cuestionar la aplicabilidad de las mismas.

"Finalmente, con respecto a lo manifestado por el recurrente en el sentido de que la presunta inconsistencia de la liquidación del mes de enero de 2002 incide en el pago que debe hacer el recurrente a ECOPETROL debido a que considera que no se está remunerando la generación de la Planta OCOA con el valor correcto de PR, lo cual considera que genera unas menores ventas de EEPPM en la Bolsa de Energía, dado que considera que el valor indicado por ISA no es correcto, es preciso anotar que Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P., como responsable de la Coordinación de la Operación del Sistema Interconectado Nacional y Administradora del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC-, no tiene ninguna injerencia ni responsabilidad en las transacciones comerciales con que participan los Generadores en la Bolsa de Energía, ni en los riesgos que éstos asuman o en los beneficios que obtengan, producto de su actividad."

VI. PRUEBAS

6.1 Pruebas allegadas por EEPPM

Que las Empresas Públicas de Medellín adjuntaron a la solicitud las siguientes pruebas documentales:

- Copia del recurso de reposición presentado por la empresa contra la liquidación del mes de enero realizada por el ASIC.

- Copia de la Resolución 1124 de mayo de 2002 mediante la cual se resolvió el recurso presentado.

- Copia de los contratos interadministrativos celebrados entre EEPPM y ECOPETROL.

- Oficio de ECOPETROL No. TEU001058 de enero de 2002 dirigido al ASIC.

- Oficio No. 10023186 de abril 2002 dirigido a la CREG por el subgerente de transacciones de energía de EEPPM.

- Oficio No. TEU 003952 dirigido por ECOPETROL a EEPPM.

6.2 Pruebas decretadas por la Dirección Ejecutiva

Que mediante Auto del día 12 de febrero de 2003 la Dirección Ejecutiva de la Comisión ordenó allegar al proceso la siguiente información:

- Ordenó a EEPPM, en su condición de representante comercial de la planta de Ocoa, explicar la forma en que se calcularon los valores presentados en el oficio de ECOPETROL del día 31 de enero de 2002 (40400) especialmente el CTC de 1.94 USD/KPC.

- También solicitó a la empresa peticionaria desagregar el valor calculado de CTC de 1.86 USD/KPC referido en la página 7 de la petición de resolución de conflicto.

- Ordenó a ISA-ASIC, informar por escrito el procedimiento utilizado para determinar los cargos de transporte de combustible usado en el cálculo de la reconciliación positiva por generación de seguridad para la planta de Ocoa.

- Así mismo ordenó al ASIC informar el procedimiento utilizado para determinar los cargos de suministro de combustible aplicables para efectos de determinar el Precio de Reconciliación Positiva por generación de la planta en cuestión.

Que en cumplimiento de lo ordenado en el Auto de Pruebas la siguiente información fue remitida a la Comisión para servir como prueba dentro del proceso:

1. Información remitida por EEPPM:

Mediante comunicación del día 12 de marzo de 2003, radicado CREG 002483, la apoderada de EEPPM remitió la información solicitada en el Auto de Pruebas de la siguiente forma:

- Reiteró que la planta de Ocoa no contaba con contratos de transporte de gas por lo que la totalidad de dichos costos son variables.

- Reiteró que los compromisos contractuales con Gas Natural anteriores a la entrada en operación de la planta de Ocoa, obligaron a que el gas destinado a dicha planta fuera sustituido por un volumen equivalente traído desde el campo de Guajira, lo cual ocasionaba costos adicionales al transporte de gas que se calcularon sumando el costo de transporte de los siguientes tramos:

Costo Ocoa= (Costo Ocoa-Cusiana) + [(Costo Guajira-Bogotá) – (Costo Cusiana-Bogotá)]

- La estructura de costos fue reportada por ECOPETROL de conformidad con lo establecido en la regulación.

- El valor del tramo Cogua-Bogotá corresponde a la tarifa pactada entre Gas Natural y Ecogas durante 2001 hasta que se resolviera el recurso de reposición interpuesto contra la resolución CREG 017 de 2001.

1.Cusiana – Bogotá
Cargo por capacidad	0.6466
Cargo por uso	0.1050
Otros Cargos	0.1820
Total Cargos	0.9336
Impuesto de transporte (2%)	0.0187
Cuota de Fomento (1.5%)	0.0140
Total	0.9663
2. Cusiana-Ocoa
Cargo por capacidad	0.4274
Cargo por uso	0.1340
Otros Cargos	0.1820
Total Cargos	0.7434
Impuesto de transporte (2%)	0.0149
Cuota de Fomento (1.5%)	0.0112
Total	0.7694
3. Guajira-Bogotá
a. Ballenas-Barranca
Cargo por capacidad	0.6740
Cargo por uso	0.1110
Total Cargos	0.7850
Valor Considerado	0.7500
Nota: Este valor es inferior a la suma total de los cargos y fue el considerado por ECOPETROL para dicho tramo.
Impuesto de transporte (2%)	0.0471
Cuota de Fomento (1.5%)	0.0118
Total	0.8089
b. Barranca-Cogua
Cargo por capacidad	0.6493
Cargo por uso	0.0890
Otros cargos	0.1820
Total cargos	0.9203
Impuesto de transporte (2%)	0.0552
Cuota de Fomento (1.5%)	0.0138
Total	0.9893
c. Cogua- Bogotá (Tarifa pactada entre Gas Natural y Transcogas durante 2001, hasta tanto se resolviera el recurso de reposición a la Resolución CREG 017 de 2001)
Total cargos	0.3140
Impuesto de transporte (2%)	0.0188
Cuota de Fomento (1.5%)	0.0047
Total	0.3376
4. Costos de transporte OCOA
Costo OCOA = Costo Transporte Cusiana-Ocoa + [(Costo transporte Guajira-Bogotá) – (Costo Transporte Cusiana-Bogotá)]
Costo Transporte Cusiana-Ocoa	0.7694
Costo transporte Guajira-Bogotá	2.1358
Costo Transporte Cusiana-Bogotá	0.9663
Total con impuestos	1.9389
Total sin impuestos	1.8600

2. Información remitida por el ASIC:

Mediante comunicaciones radicadas con los números 2524 y 2540 de 2003 la apoderada de ISA-ASIC dio cumplimiento a lo ordenado en el auto de pruebas y aportó la información que se resume a continuación:

Cálculo del CSC: Los procedimientos aplicados por el ASIC para calcular el CSC de la planta de Ocoa fueron los establecidos en las Resoluciones CREG 034, 038, 094, de 2001, 023 de 2000 y en la Resolución 039 de 1975 proferida por la Comisión de Precios del Petróleo. La Resolución CREG 034 de 2001 establece que el CSC es el componente variable del costo de suministro del combustible, expresado en $/MWh que en el caso del gas natural no podrá superar los precios máximos regulados para el combustible en el punto de entrada del sistema de transporte. La Resolución CREG 023 de 2000 indica que el precio máximo del gas de los campos de Guajira es el fijado en la Resolución 039 de 1975 de la Comisión de Petróleos y de Gas Natural. Los valores actualizados publicados por ECOPETROL fueron:

- Para el período agosto 10 de 2001 hasta febrero 9 de 2002: 1.16339 USD/kpc.

- Para el período febrero 10 de 2002 hasta agosto 9 de 2002: 0.99913 USD/kpc.

- Para el período agosto 10 de 2002 hasta febrero 9 de 2003: 1.30148 USD/kpc.

El valor de CSC que se emplea para el precio de reconciliación es el mínimo entre el CSC máximo regulado y el CSC del reporte semanal del agente. A este valor se suma el impuesto al suministro y las pérdidas. Estos dos valores son reportados semanalmente por el agente (Res. 094 de 2001). El valor se convierte a unidades COL$/ kWh mediante la siguiente expresión:

CSC=(CSCmaximo*ConsumoTermicoEspecífico*TRM) / Poder calorífico

Cálculo del CTC: Los procedimientos aplicados por el ASIC para calcular el CTC de la planta de Ocoa fueron los establecidos en las Resoluciones CREG 034, 038, 094, de 2001 y 057 de 1996. La Resolución CREG 034 de 2001 establece que el CTC es el componente variable del costo de transporte del combustible, expresado en $/MWh que en el caso del gas natural no podrá superar los cargos máximos variables autorizados por la CREG. El CTC se calcula de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-057 de 1996. Se toma como punto de entrada al sistema el nodo de Barranca y como salida el de Villavicencio. Si bien la planta está ubicada entre los nodos de Apiay y Villavicencio se toma como si estuviera ubicada en Villavicencio. El anexo 1 del documento muestra la forma en que fueron calculados los valores por CTC para el periodo en que fue utilizada la planta. En resumen el documento indica:

- Enero de 2002 hasta junio 14 de 2002: 0.4909 USD/kpc.

Resumen del Calculo CTC (1)Cargo por uso sistema interior (2)Cargo estampilla en el sistema del interior (3)Cargo por uso sistema centro (4)Otros cargos por uso sistema centro Valor CTC máximo (1)+(2)+(3)+(4) =

0.1180 US$/kpc 0.2299 US$/kpc 01110 US$/kpc 0.0320 US$/kpc 0.4909 US$/kpc

- Junio 15 de 2002 hasta diciembre 14 de 2002: 0.5039 USD/kpc.

Resumen del Calculo CTC (1)Cargo por uso sistema interior (2)Cargo estampilla en el sistema del interior (3)Cargo por uso sistema centro (4)Otros cargos por uso sistema centro Valor CTC máximo (1)+(2)+(3)+(4) =

0.118 US$/kpc 0.2429 US$/kpc 0111 US$/kpc 0.032 US$/kpc 0.5039 US$/kpc

El valor CTC que se usa para la reconciliación corresponde al mínimo valor entre el valor máximo regulado y el CTC del reporte semanal del agente. A este valor se le suma el impuesto al transporte y este dato es reportado semanalmente por el agente. (Res. 094 de 2001). El valor se convierte a unidades COL$/ kWh mediante la siguiente expresión:

CTC = (CTCmaximo*ConsumoTermicoEspecífico*TRM) / Poder calorífico

VII. CONSIDERACIONES DE LA COMISIÓN

Que para resolver el conflicto que se somete a su consideración la Comisión de Regulación de Energía y gas considera:

7.1 El objeto de la controversia y alcance de la petición.

El conflicto entre EEPPM e ISA se suscita con ocasión de la liquidación realizada el ASIC, en virtud del contrato de mandato, por la operación de la planta de Ocoa para los días 30 y 31 de enero de 2002.

La petición de EEPPM se centra en que la Comisión defina la interpretación adecuada de las disposiciones regulatorias aplicables a la liquidación que realiza el ASIC por la operación de la planta de Ocoa, teniendo en cuenta las circunstancias especiales en las que entró en operación, para que se le reconozca la totalidad de los costos en los que incurre la planta. Adicionalmente, la empresa solicita que se ordene subsanar las inconsistencias contenidas en la liquidación y que se formulen los mecanismos para que se garantice la recuperación de los costos de la planta cuando no está generando por no ser despachada.

Se observa que aunque en la petición se menciona la liquidación del mes de enero de 2002, el elemento de la misma que se cuestiona, y sobre el cual se pide a la Comisión determinar la interpretación adecuada de la regulación, es el correspondiente a los Costos de Transporte de Combustible, en lo relacionado con la forma y el costo a reconocer por el transporte en que incurrió la planta para generar. Así mismo ISA-ASIC solicita que la Comisión resuelva la petición de resolución de conflictos determinando cuál es la interpretación adecuada para la regulación vigente sobre la liquidación de la reconciliación positiva de la planta de Ocoa.

Dado que no es objeto de discusión entre las partes el punto de origen del gas, ni el costo al cual se remunera el combustible (CSC) para efectos de la reconciliación positiva la Comisión se abstendrá de pronunciarse sobre este aspecto.

7.2 Sobre la liquidación del CTC

7.2.1 Análisis de la liquidación hecha por cada una de las partes.

Para el análisis adecuado de los argumentos expuestos por las partes es pertinente considerar la situación de la Planta de Ocoa en el Sistema de Transporte en enero de 2002.

De acuerdo con la información reportada por ECOGAS en su solicitud tarifaria (Radicado CREG-1524 de 2000) la Termoeléctrica de Ocoa utiliza un tramo de gasoducto de 36.4 km desde Apiay y, Villavicencio utiliza un tramo de 32.4 km desde dicha estación y comparten el mismo gasoducto hasta el kilómetro 28.4 (figura 1). Así mismo, de acuerdo con la información reportada por ECOGAS, el gasoducto -ramal- que sirve para llevar gas desde la troncal que termina en Villavicencio hasta a la Termoeléctrica de Ocoa entró en operación en 1995. También existe un gasoducto paralelo al gasoducto Apiay–Villavicencio que transporta el gas hacia la estación de Usme en Bogotá.

En el mes de enero de 2002 físicamente no existía la posibilidad de alimentar la planta de Ocoa con gas proveniente de la Guajira por lo que el gas que consumió la termoeléctrica, tal y como lo indicó EEPPM en su solicitud, necesariamente debía provenir de los campos de Cusiana o de Apiay.

Figura 1. Ubicación esquemática de la Planta de Ocoa

7.2.1.1 Aplicación de Cargos por Parte de ISA -ASIC

La apoderada de ISA argumenta que el ASIC realizó la liquidación con fundamento en los cargos de transporte por uso establecidos en la Resolución CREG-057 de 1996.

En la Tabla 1 se indican los cargos variables utilizados por el ASIC con respecto a los cuales se observa que el cargo total (0.4909 US$/KPC) corresponde a la sumatoria de los cargos por uso asumiendo que el gas fluyó desde Ballenas hasta Villavicencio. Como se dijo anteriormente ISA asumió que la planta de Ocoa está ubicada en el nodo de Villavicencio establecido en la Resolución CREG-057 de 1996.

El ASIC señaló que los costos indicados en la Tabla 1 correspondían a los costos máximos que se podían reconocer según lo establecido en el artículo 1o de la Resolución CREG-094 de 2001. Se observa que para el cálculo del costo de transporte en el Sistema del Interior el ASIC suma, al costo del transporte Ballena Barranca, el cargo de entrada de Barranca con el cargo de salida de Villavicencio considerando el flujo físico de gas entre las dos ciudades, representado en la Figura 2. No obstante lo anterior, se reitera que en enero de 2002 no era posible que físicamente el gas de Guajira llegara a Villavicencio.

7.2.1.2 Aplicación de Cargos por Parte de EEPPM

Por su parte EEPPM consideró los cargos por capacidad y por uso establecidos en la Resolución CREG-057 de 1996. La empresa argumentó que dado que la Planta de Ocoa fue despachada por emergencia, no existían contratos de suministro ni de transporte de gas y que por lo tanto todos los cargos establecidos en la Resolución CREG-057 de 1996 eran variables. EEPPM consideró el intercambio de gas (gas de Cusiana por gas de Guajira) y asumío que la planta estaba ubicada en el nodo de salida de Villavicencio establecido en la Resolución CREG-057 de 1996. En la Tabla 2 se incluyen todos los cargos considerados por EEPPM.




De la tabla se desprenden los siguientes elementos de la aplicación de los cargos realizada por EEPPM:

- Para el cálculo del CTC EEPPM incluye los cargos por uso y los cargos por capacidad asumiendo que todos eran variables.

- EEPPM estableció el cargo de transporte de gas para la Termoeléctrica de Ocoa según la siguiente ecuación:

[Cargo tramo Cusiana-Ocoa ] + [(Cargo tramo Guajira-Bogotá) – (Cargo tramo Cusiana-Bogotá)]

- Para el tramo Cogua-Bogotá EEPPM consideró una tarifa pactada entre dos agentes, Gas Natural y Transcogas, a pesar de que en su momento no había tarifa aprobada por la Comisión para dicho gasoducto.

El flujo de gas asumido por EEPPM se representa en la siguiente figura:

Al respecto se observa que el flujo de gas asumido por EEPPM es factible en tanto que reconoce el intercambio de gas realizado entre el proveniente de Cusiana y el proveniente de Ballena, debido a la situación del sistema de transporte en enero de 2002.

7.2.2 Normas aplicables a la liquidación del Costo de Transporte de Combustible.

7.2.2.1 El cálculo del Costo de Transporte de Combustible.

El artículo primero de la Resolución CREG-057 de 1996 establece las siguientes definiciones:

"CARGO POR CAPACIDAD DEL SISTEMA DE TRANSPORTE: Cargo que se aplica a la demanda máxima promedio diaria de transporte de gas natural, en un período de tiempo dado.
(...)

CARGO POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE: Cargo que se aplica al volumen de gas transportado.
(...)

RAMAL: Derivación de un gasoducto, sistema o subsistema de gasoductos, generalmente de poca longitud y con un destino definido."

Posteriormente el artículo 56 de la misma resolución establece el esquema de cargos para remunerar la actividad de transporte en el Sistema del Interior:

"ARTICULO 56o. CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR.

56.1. ESQUEMA DE CARGOS: Es un esquema de cargos por entrada y salida que refleja el costo de transportar gas en el sistema de transporte del interior mediante el siguiente procedimiento:

1. Para efectos de esta resolución, el nodo de Vasconia es el centro de referencia para las transacciones de gas natural;

2. Los productores referenciarán en sus contratos el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia y todas las transacciones de gas se efectuarán con relación a este centro. Este cargo se denomina "cargo de entrada" y refleja el costo económico de transportar gas desde el nodo de entrada hasta el centro de referencia.

3. Los consumidores pagarán, entre otros, el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida. Este cargo se denomina "cargo de salida" y refleja el costo económico de transportar gas desde el centro de referencia hasta el nodo de salida asociado con cada consumidor.

PARÁGRAFO: Para los productores de zonas de producción marginales se aplicará la siguiente metodología para el cálculo de los cargos por uso y capacidad del sistema:

C = cargo

|Ce| = valor absoluto del cargo en el nodo de entrada

|Cs| = valor absoluto del cargo en el nodo de salida

56.2. CARGOS MÁXIMOS POR ENTRADA Y SALIDA: Los cargos máximos por entrada y salida son los siguientes:

CARGOS MÁXIMOS POR ENTRADA


CARGOS MÁXIMOS POR SALIDA

PARÁGRAFO 1: La Comisión definirá los cargos máximos de entrada en nodos adicionales a los contemplados en este artículo. La metodología para el cálculo de los cargos de salida en otros nodos intermedios se incluye en este capítulo. La lista de localidades atendidas por el Sistema de Transporte del Interior se establece en el artículo 58.

PARÁGRAFO 2: La Comisión analizará la evolución de los factores de carga promedios con el fin de verificar que los cargos de transporte al usuario garanticen la sustitución de combustibles más costosos por el gas.

56.3. LIQUIDACIÓN DE CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR: Estos cargos se liquidarán como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$/KPCD-AÑO) y un cobro por uso (US$/KPC). El cargo por uso del sistema de transporte del interior se liquidará dependiendo del tipo de servicio y de sus combinaciones de la siguiente manera:

a) Contrato en Firme

El cargo por capacidad se liquida en diciembre de cada año sobre la base de la capacidad firme contratada para el año siguiente y se factura mensualmente en doceavas partes. El cargo por volumen se factura mensualmente tomando como base los volúmenes efectivamente medidos.

b) Contrato Interrumpible

El cargo por capacidad se liquida en diciembre de cada año sobre la base de la capacidad interrumpible contratada para el año siguiente y se factura mensualmente. En caso de ser interrumpido total o parcialmente, el cargo por capacidad se liquidará sobre la base del volumen efectivamente transportado durante el período de interrupción. Dependiendo de si se trata de un contrato interrumpible por el contratante o por el contratista, este último podrá tener un descuento o un incremento respectivamente, sobre los cargos máximos permitidos. El cargo por volumen se factura mensualmente tomando como base los volúmenes efectivamente medidos.

En caso de tratarse de un incremento, el monto máximo del cargo no podrá ser superior al valor del cargo establecido en este capítulo, dividido por el factor de carga anualizado efectivamente transportado. Mensualmente se realiza la conciliación respectiva.

c) Contrato en Pico

El cargo por capacidad se liquida en diciembre de cada año sobre la base de la capacidad pico contratada en un período determinado dentro del siguiente año y se factura mensualmente. El cargo por capacidad no podrá ser superior al valor del cargo establecido en este capítulo, dividido por el factor de carga estimado en el respectivo contrato. El cargo por volumen se factura mensualmente tomando como base los volúmenes efectivamente medidos.

56.4. VIGENCIA Y ACTUALIZACIÓN DE LOS CARGOS: Los cargos vigentes se aplicarán hasta el 14 de junio de 1998. Por lo menos tres meses antes de esta fecha, la Comisión revisará los cargos aplicando lo dispuesto en el artículo 55, con base en información actualizada a la fecha de revisión.

Los cargos se liquidarán en pesos a la tasa representativa del mercado del día anterior a la fecha de facturación. La Comisión, en resolución aparte, definirá la fórmula regulatoria para actualizar los ingresos de la actividad de transporte de gas natural por tubería.

56.5. OTROS CARGOS POR USO: Además de los cargos de entrada y salida mencionados, los productores y consumidores pagarán un cargo de US$0,016/ KPC sobre el volumen facturado mensualmente, correspondiente a los costos de administración, medición y compresión asociados con el sistema de transporte del interior.

56.6. APLICACIÓN DEL CARGO ESTAMPILLA:

56.6.1. Sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolución, existirá un "cargo estampilla" para el sistema de transporte de gas natural del interior, tal como fue creado por la Resolución 056 de 1996, igual a US$ 0,15 por KPC de gas efectivamente transportado. Este cargo estampilla se establecerá en forma gradual en cuatro (4) cuotas iguales semestrales acumulativas, así:

a) 0,0375 US$/KPC, que será exigible a partir de la fecha de entrada en vigencia de la resolución 057 de 1996.

b) 00375 US$/KPC, adicional a la suma anterior, la cual será exigible a partir del 1o de enero de 1997. Por consiguiente, a partir de esta fecha el cargo estampilla será de 0,075 US$/KPC.

c) 0,0375 US$/KPC, adicional al acumulado que resulta de las sumas previstas en los literales a) y b) de este numeral, la cual será exigible a partir del 1o de julio de 1997. Por consiguiente, a partir de esta fecha el cargo estampilla será igual a 0,1125 US$/KPC. Y

d) 0,0375 US$/KPC, adicional al acumulado que resulta de las sumas previstas en los literales a), b) y c) de este numeral, a partir del 1o de enero de 1998. Por consiguiente, a partir de esta fecha el cargo estampilla será igual a 0,15 US$/KPC.

56.6.2. Una vez expire el plazo establecido en el numeral 56.4. de esta resolución, el cargo estampilla de que trata el numeral 56.6.1., se actualizará semestralmente con un índice igual a la variación en el índice de inflación de los Estados Unidos de Norte América en los últimos seis (6) meses anteriores a la fecha en la que se debe realizar la actualización, según valores que certifique el Bureau Census de los Estados Unidos de Norte América, más un incremento adicional de 4.3 (cuatro punto tres) puntos porcentuales.

Los artículos 59 y 60 de la misma resolución indican:

"ARTICULO 59o. NODOS DE ENTRADA Y SALIDA AL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DEL INTERIOR.

a. Nodos de Entrada

Los Nodos de entrada al sistema de transporte de gas natural del interior del país son los siguientes:

Barrancabermeja (Santander)

Cusiana (Casanare)

Apiay (Meta)

Neiva (Huila)

b. Nodos de Salida

Los nodos de salida del sistema de transporte de gas natural del interior del país son los siguientes:

1/ El cargo de salida para Medellín refleja los costos de transporte hasta el municipio de Girardota.

2/ El cargo de salida para Bogotá refleja los costos de transporte hasta el sitio denominado "Cogua" y la puerta de ciudad en Usme.

ARTICULO 60o. METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DEL INTERIOR.

(...)

60.2. Esquema de los cargos:

Se utilizó un esquema de cargos por entrada y salida, basados en el costo de proveer capacidad en la tubería para transportar un volumen dado de gas entre un punto de entrada y un punto de salida. Los cargos se dividen en cargos por capacidad y por volumen, de acuerdo con los costos que ocasione el transporte del gas.

Se seleccionó un esquema de cargos por entrada y salida que toma como referencia un centro hipotético de gravedad de la carga del sistema, el cual se considera localizado en el sitio de Vasconia (donde se espera que en el mediano plazo se encuentren los flujos de gas provenientes de los yacimientos del Magdalena Medio y del Piedemonte Llanero).

Dicho esquema se construyó a partir de la suma algebraica de los costos por tramos desde cada punto de entrada hasta Vasconia y desde este sitio hasta cada punto de salida.

A partir de identificar los puntos más importantes y ya previstos de salida del sistema, se propone un procedimiento sencillo para estimar los cargos de salida atribuibles a puntos intermedios mediante el prorrateo de los cargos correspondientes a los nodos aledaños tomando la distancia como referencia. El aparte 60.4. de este artículo, detalla el procedimiento. asumir

A estos cargos se adicionó un cargo independiente de distancia que cubre los costos comunes de compresión y administración que le da viabilidad a la actividad global del transporte del gas natural por troncal.

(...)

60.4. Metodología para el cálculo de los cargos de salida en nodos intermedios:

El sistema de transporte del Interior comprende los (13) trece tramos troncales que se incluyen en el Diagrama No. 1. Del artículo 58. Sobre estos tramos podrán establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularán en forma simple conforme a la siguiente metodología.

Sea el tramo de interés el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de LT(km) para el cual se calcularán los cargos de salida en el nodo intermedio I ubicado a una distancia LI(km), medida sobre la troncal desde el nodo A.

Los cargos de salida CI (capacidad en US$/KPCD-Año) y VI (uso en US$/KPC) en dicho nodo se calcularán a partir de los cargos de salida CA CB (capacidad en los nodos A y B) y VA, VB (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente fórmula:

60.5. El costo de transporte "en ramales" está incorporado a la tarifa de transporte en troncal para el nodo de salida de donde se desprende el "ramal". Por tanto, el precio del transporte hasta cualquier parte de un ramal será el costo calculado hasta el nodo de salida en troncal." (Hemos subrayado)

Finalmente, el artículo 60, parcialmente trascrito, indica que los cargos se calcularon basándose en supuestos de cómo se atendería la demanda desde cada uno de los campos de producción considerando los gasoductos existentes y las expansiones futuras previstas. En consecuencia, la resolución definió cargos para trayectos de gasoductos que no existían al momento de su aprobación previendo su construcción y entrada en operación para el futuro. Sin perjuicio de lo anterior y teniendo en cuenta lo establecido en el inciso tercero del artículo 60.2, el cálculo de los costos de transporte en cada caso deberá hacerse considerando el flujo físico real del gas.

En resumen el esquema de cargos transporte de gas definido en la Resolución CREG-057 de 1996 para el sistema del interior, el cual se aplica en el presente caso, se basa en los siguientes presupuestos:

- La infraestructura de transporte del Sistema del Interior se remuneraba a través de cargos por capacidad y cargos por uso. Los cargos por capacidad le permitían al usuario tener disponibilidad del gasoducto para transportar un volumen dado de gas entre un punto de entrada y un punto de salida. Los cargos por uso se causaban cuando efectivamente se transportaba un volumen dado de gas entre un punto de entrada y un punto de salida.

- Los cargos por capacidad eran cargos fijos y estaban expresados en US$/KPCD-AÑO.

- Tanto los cargos por capacidad como los cargos por uso debían ser aprobados por la regulación.

- El esquema de cargos por entrada y salida para el Sistema del Interior era el resultado de la sumatoria algebraica de los cargos por tramos de gasoductos desde cada punto de entrada hasta cada punto de salida. Los cargos por tramos implicaban la posibilidad de la existencia de flujo físico de gas entre en punto de entrada y el punto de salida.

- El transporte hasta puntos intermedios en una troncal se calculaba con una regla de proporcionalidad en relación a la longitud del tramo de la troncal efectivamente utilizado.

- El transporte por ramales de un gasoducto principal se entendía comprendido en el cargo de la respectiva troncal. Cuando el ramal se desprendía de un punto intermedio de la troncal debía aplicarse la regla de proporcionalidad mencionada anteriormente.

7.2.2.2 El costo de transporte en el tramo Cogua-Bogotá

Para determinar el costo del transporte por el uso del tramo Cogua-Bogotá, es pertinente considerar el contexto regulatorio.

Mediante Resolución CREG-079 de 1996 la Comisión aprobó los cargos de distribución para la empresa GAS NATURAL S.A. E.S.P., los cuales remuneraban la totalidad de los activos del sistema de distribución operado por dicha empresa, incluido el tramo de ductos entre Cogua y Bogotá.

En el mes de diciembre de 1998 se constituyó la empresa TRANSCOGAS S.A. E.S.P. quien en el mismo mes informó a la Comisión que mediante contrato de arrendamiento utilizaría la red de alta presión de la sabana perteneciente a GAS NATURAL S.A. E.S.P. para prestar el servicio de transporte y solicitó la aprobación de los cargos correspondientes. En consecuencia con la solicitud de TRANSCOGAS S.A. E.S.P., la Comisión informó a la empresa GAS NATURAL S.A. E.S.P. que debía solicitar el recálculo de los cargos de distribución, dado que la primera estaba solicitando la fijación de cargos de transporte para activos incluidos en su tarifa de distribución.

En el mes de julio de 1999 GAS NATURAL S.A. E.S.P. presentó la solicitud de recálculo del cargo de distribución. En febrero de 2001 la Comisión expidió las Resoluciones CREG 017 y 025 de 2001 mediante las cuales aprobó el cargo de transporte para el sistema de TRANSCOGAS y recalculó el cargo de distribución aprobado para GAS NATURAL, respectivamente. Los recursos de reposición interpuestos por las empresas fueron resueltos mediante las Resoluciones CREG 043 y 044 de 2002 de junio 24 de 2002.

En consecuencia con lo expuesto, hasta el momento de entrada en vigencia de las Resoluciones CREG 043 y 044 en el año 2002, los activos que conectan Cogua con Bogotá se encontraban comprendidos y por tanto eran remunerados en el cargo de distribución aprobado a la empresa GAS NATURAL mediante la Resolución CREG 079 de 1996 como parte de su red de distribución.

Como consecuencia de lo anterior: i) no habría lugar al reconocimiento de cargos adicionales por el transporte hasta la ciudad de Bogotá puesto que éstos se encontraban remunerados en el cargo de Distribución correspondientes; ii) la resolución CREG-034 y CREG-094 establecen que el CTC se calcula sobre la base de cargos regulados, y no sobre la base de cargos pactados entre las partes.

7.2.2.3 El CTC reconocido según lo establecido en la Resolución CREG 034 de 2001:

La Resolución CREG 034 de 2001 estableció:

"ARTÍCULO 1o. Precio de Reconciliación Positiva de los Generadores Térmicos. Para efectos de establecer el Precio de Reconciliación Positiva de los Generadores Térmicos, en el contexto de la Resolución CREG-063 de 2000, se tendrán en cuenta los siguientes conceptos:

(...)

Costo de Transporte de Combustible (CTC). Es la parte variable del costo de transporte de combustible, expresado en $/MWh, que es posible sustentar.

En el caso de generación con gas natural, el CTC no podrá superar el Cargo Variable Máximo autorizado a las empresas transportadoras y/o distribuidoras de gas que se encuentre vigente. Para verificar esta condición el ASIC usará el "Consumo Térmico Específico Neto Plantas / unidades Térmicas (Eficiencia)" declarado por el agente para el cálculo del Cargo por Capacidad vigente y un poder calorífico del gas natural equivalente a 1 MBTU/kpc.

En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CTC se asumirá igual a cero (0 $/MWh)." (Hemos subrayado)

Posteriormente la Comisión expidió la Resolución CREG 094 de 2001 "Por la cual se aclaran y modifican algunas disposiciones establecidas en la Resolución CREG-034 de 2001". El artículo primero de la resolución aclaró el alcance de las variables utilizadas en el precio de reconciliación positiva y estableció:

"ARTÍCULO 1o. Aclarar el alcance de las variables utilizadas en la determinación del precio de Reconciliación Positiva de los Generadores Térmicos, contenidas en el Artículo 1o. de la Resolución CREG-034 de 2001, así:

(...)

b )Costo de Transporte de Combustible (CTC)

El costo de Costo de Transporte de Combustible (CTC) al que se refiere la Resolución CREG-034 de 2001, es la parte variable del costo de transporte de combustible, expresado en $/MWh, que es posible sustentar.

En el caso de generación con gas natural, el costo unitario del servicio de transporte de gas no podrá superar los cargos máximos variables autorizados por la CREG que se encuentren vigentes, a las empresas transportadoras de gas.

El Costo de Transporte de Combustible (CTC) podrá incluir los impuestos o gravámenes legalmente establecidos para el transporte de gas natural, y para otros combustibles diferentes al gas natural." (Hemos subrayado)

Como se puede observar, tanto la Resolución 034 de 2001 como la Resolución 094 del mismo año, establecen con claridad que el Costo de Transporte de Combustible que se reconocerá para efectos de la reconciliación positiva no podrá superar los cargos máximos variables autorizados por la CREG a las empresas transportadoras.

7.2.3 Conclusiones

7.2.3.1 El Cálculo del Costo del Transporte del Combustible

Para efectos de establecer los cargos de transporte el ASIC asumió una ruta del flujo de gas entre el campo de Guajira y la Termoeléctrica de Ocoa (Villavicencio) que en enero de 2002 no era físicamente posible y, para realizar la liquidación, utilizó los cargos por uso de entrada y de salida de Guajira y Villavicencio, establecidos en la Resolución CREG-057 de 1996. Estos cargos fueron fijados por la mencionada resolución considerando la futura existencia de un gasoducto que permitiera el flujo físico de gas entre Guajira y Villavicencio, lo cual sólo ocurrió hasta mediados del año 2003. Por su parte, EEPPM consideró el intercambio de gas entre Cusiana y Guajira pero tuvo en cuenta los flujos físicos de gas por el sistema de transporte para efectos de establecer los cargos. Así mismo, EEPPM consideró los cargos variables por uso y los cargos fijos por capacidad considerándolos como variables asumiendo un factor de carga.

En consecuencia con lo expuesto en el punto 7.2.2.1 el esquema de cargos por uso del sistema de transporte aplicable al caso implica que el Transportador sólo puede cobrar cargos por tramos donde haya ocurrido transporte físico de gas y, así mismo, no debe ser remunerado tramos por donde no haya fluido el gas. Además, el intercambio de gas y las diferencia en el costo de transporte que este generó, no deben afectar la operación de Gas Natural. Ello implica que dicha empresa debe asumir los mismos costos en los que habría incurrido si el gas contratado con Cusiana no hubiera tenido que ser destinado para la generación de la Planta Ocoa. En este orden de ideas Ocoa estaría obligada a asumir el costo correspondiente a la diferencia entre costo total que debe reconocerse al transportador y aquel costo que debe ser asumido por Gas Natural, tal y como se muestra en la siguiente gráfica.

Adicionalmente, conforme con la regulación transcrita, dado que la Planta de Ocoa sólo utiliza una parte del ducto entre Cusiana y Villavicencio, se debe calcular el costo en proporción al segmento utilizado considerando que el costo de transporte a un ramal se entiende comprendido en la tarifa fijada para la troncal del cual se desprende.

En cuanto al cargo del tramo Cogua-Bogotá se explicó en el numeral 7.2.2.2, que en enero de 2002, estaba siendo remunerado como un activo de distribución dentro de tarifa aprobada a GAS NATURAL. Por lo tanto, el gas proveniente de la Guajira que hizo parte del intercambio realizado para llevar gas a la Planta de Ocoa, fue transportado hasta Cogua, punto a partir del cual fue entregado al sistema de distribución de GAS NATURAL, destinatario final del combustible.

Por las razones anteriores, no puede reconocerse a la Termoeléctrica Ocoa un costo en el que no debió incurrir mucho menos cuando se está fundamentando en una tarifa pactada entre otras dos empresas. Claramente, este costo no está validamente sustentado en los términos de la Resolución CREG-094 de 2001.

7.2.3.2 El CTC reconocido

En cuanto a los costos de transporte que se deben tener en cuenta para el cálculo del CTC se considera que la Resolución CREG-094 de 2001 es clara al establecer que para el caso de la generación de energía con gas natural se reconocen únicamente los cargos variables aprobados por la CREG a las empresas trasportadoras de gas. Los cargos variables para el transporte de gas que se aplican a este caso son aquellos expresados en US$/KPC (cargos por uso y cargos estampilla) y aprobados por la Resolución CREG-057 de 1996, artículo 56, trascrito en el punto 7.2.2.1. No es la existencia o no de un contrato lo que define la naturaleza de los cargos como variables o fijos. Como se anotó los cargos variables fueron definidos por la regulación, y como tal deben aplicarse para efectos del cálculo del CTC en los términos de la Resolución CREG-094 de 2001.

7.3 Las condiciones especiales en las que entró a operar la planta.

La empresa peticionaria alega que las circunstancias especiales en las que entró a operar la planta, para mitigar la demanda de energía en la zona oriental de país, deben ser tenidas en cuenta por la Comisión para resolver el conflicto que le plantea "determinando la interpretación justa y adecuada de las normas regulatorias,..., de tal forma que en la liquidación mensual realizada por el ASIC para su generación de seguridad, se le reconozca la totalidad de los costos variables en los cuales incurre la planta para entregar energía al sistema."

Al respecto se considera que las normas aplicables al calculo de los costos de transporte de gas y a la liquidación de la reconciliación positiva se encontraban vigentes al momento de entrar en operación la Planta de Ocoa. En consecuencia la aplicación de estas normas y los efectos que se derivaran de ella debieron ser consideradas por al empresa como parte de los factores determinantes para tomar la decisión de participar en el mercado. No puede el regulador entrar a crear reglas de excepción de aplicación retroactiva para un agente particular.

7.4 La Orden de Subsanar las Inconsistencias

El peticionario solicita a la Comisión ordenar al ASIC subsanar las inconsistencias de la liquidación correspondiente a los días 30 y 31 de enero de 2002.

Al respecto se considera que la competencia de la Comisión en la resolución del conflicto planteado en este caso se limita a definir la interpretación adecuada de las normas aplicables al caso para determinar la forma en que se deben realizar las Reconciliaciones Positivas. El procedimiento de liquidación previsto por la regulación ya fue adelantado por el ASIC y en él se interpusieron los recursos previstos en la regulación por lo que no puede ordenar la Comisión la reliquidación solicitada por la peticionaria. Adoptar una decisión en un sentido u otro proveyendo por la corrección de las liquidaciones emitidas por el ASIC sería asimilable a una condena lo cual excede la facultad invocada por el peticionario.

7.5 Solicitud de Modificación Regulatoria

En su solicitud EEPPM solicita que se modifique la regulación para que se reconozcan los costos en los que incurre la planta de Ocoa cuando no está generando. Al respecto se considera que esta petición no hace parte de la solución del conflicto suscitado con ISA-ASIC con ocasión de la liquidación realizada por este mismo en ejecución del contrato de mandato suscrito entre las partes. Por tal razón la Comisión se abstendrá de analizarlo para efectos de la petición que se resuelve en esta ocasión.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Resolver el conflicto suscitado entre EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN-EPM E.S.P., representante comercial de la Planta de Ocoa, propiedad de ECOPETROL, e ISA S.A. E.S.P., representante del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC-, en cuanto a la interpretación adecuada de las normas aplicables al cálculo de las reconciliaciones positivas liquidadas por el ASIC para la mencionada planta en el mes de enero de 2001 en el siguiente sentido:

a) De conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-094 de 2001 el cálculo del CTC en la generación de energía con gas natural se realiza únicamente los cargos variables aprobados por la CREG a las empresas trasportadoras de gas. Los cargos variables para el transporte de gas que se aplican a este caso son aquellos expresados en US$/KPC (cargos por uso y cargos estampilla) y aprobados por la Resolución CREG-057 de 1996, artículo 56.

b) Los costos de transporte que debe asumir el agente corresponden a la diferencia entre el cargo al que tiene derecho el transportador por el uso efectivo que se hizo de sus activos y el costo de transporte que en cualquier caso debía ser asumido por GAS NATURAL. Para este cálculo deberá tenerse en cuenta que la termoeléctrica OCOA sólo utiliza una parte del ducto entre Cusiana y Villavicencio por lo que el costo de transporte se debe calcular en proporción al segmento utilizado, tal y como lo establece la regulación.

c) Dado que el tramo Cogua-Bogotá estaba siendo remunerado por la tarifa de distribución de GAS NATURAL, destinatario final del gas proveniente de Ballenas, el agente (Ocoa) no debió incurrir en costo alguno por la utilización de dicho tramo. En consecuencia y según lo dispuesto en la Resolución CREG 094 de 2001, este costo no esta sustentado y no puede ser considerado para efectos del cálculo del CTC.

ARTÍCULO 2o. Negar la solicitud de EEPPM S.A. E.S.P. de ordenar la reliquidación de las reconciliaciones positivas del mes de enero de 2001

ARTÍCULO 3o. Negar la solicitud de modificación regulatoria formulada por EEPPM S.A. E.S.P. por no ser un asunto objeto de la resolución del conflicto del que trata esta resolución.

ARTÍCULO 4o. Contra la presente resolución procede el recurso de reposición en la vía gubernativa dentro de los cinco (5) días siguientes a su notificación.

NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. 30 septiembre de 2004

El Viceministro de Minas y Energía

delegado del Ministro de Minas y Energía,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Presidente.

La Directora Ejecutiva,

ANA MARÍA BRICEÑO MORALES.