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RESOLUCIÓN 502 067 DE 2024

(junio 24)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

Diario Oficial No. 52.868 de 3 de septiembre de 2024

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 502 032 de 2023

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

CONSIDERANDO QUE:

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.

En la Resolución CREG 102 008 de 2022, la Comisión definió la regulación asociada con los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, y en su artículo 4, se establecieron las disposiciones relacionadas con la ejecución de inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte, IPAT, por parte del transportador incumbente.

Por medio de la Resolución 40304 del 15 de octubre de 2020, el MME adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, PAGN, en atención a lo dispuesto en el Decreto 2345 de 2015. Esta resolución derogó la Resolución 40006 de 2017.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2020-014776 del 1 de diciembre de 2020, la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, remitió a la Comisión la información relacionada con la identificación de los beneficiarios de cada una de las obras del PAGN, de la siguiente manera:

“La UPME, en concordancia con lo establecido en el inciso ii) del artículo 1 de la Resolución 40052 del 18 de enero de 2016, remite a través de la presente comunicación la identificación de los beneficiarios de cada una de las obras que forman parte del Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía a través de la Resolución 40304 del 15 de octubre de 2020, a saber:

1. Planta de regasificación del Pacífico (abreviada Planta de Regas. del Pacífico).

2. Gasoducto Buenaventura – Yumbo.

3. Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena.

4. Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

5. Bidireccionalidad Yumbo – Mariquita.

6. Interconexión Barranquilla – Ballena con Ballena - Barrancabermeja (abreviada Int. Ballena Costa e Interior).

7. Capacidad de Transporte en el tramo Mariquita – Gualanday

8. Ampliación Capacidad de transporte Ramal Jamundí (abreviada Ramal Jamundí)

En este contexto, la UPME suministra a la CREG la demanda identificada que hace uso directo[1] del servicio de gas natural a través de las citadas obras. Los beneficiarios se identifican a un nivel de resolución nodal, que es un modelo simplificado de la red de gas implementado por esta Unidad en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el cual consta de 105 nodos ubicados en a lo largo del SNT. En los documentos Excel anexos a la presente comunicación existe una hoja con el nombre “mapa”, en esta podrán consultar los nodos en SNT mencionados anteriormente.

Los beneficiarios se dividen en dos rubros principales que son, (i) abastecimiento y (ii) confiabilidad. El primero es el beneficiario que recibe gas de la obra en consideración en condiciones normales de operación y el segundo es la demanda que hace uso de la obra cuando se deben atender interrupciones de corta duración ante de fallas de la infraestructura.

A su vez, los beneficiarios de abastecimiento se descomponen en dos rubros: El primero es bajo demanda en condiciones normales, nombrada demanda media, correspondientes a condiciones hidrológicas que no estresan el sistema de gas y el segundo es demanda Niño, correspondiente a condiciones hidrológicas severas producto de la falta de agua para generación.

Los archivos Excel adjuntos al presente oficio son cuatro (4), beneficiarios obtenidos bajo demanda media, beneficiarios obtenidos bajo demanda Niño y beneficiarios obtenidos por confiabilidad; el cuarto archivo incluye la ponderación de los tres anteriores según los pesos como se indican a continuación, con resolución mensual iniciando desde diciembre de 2022 y finalizando en diciembre de 2040.

La primera ponderación se hace entre demanda Niño y demanda media, la cual, de acuerdo con las observaciones del ONI resultan en 11.2% y 88.8% respectivamente. Esta demanda es la que corresponde a abastecimiento. De acuerdo con la utilización del tubo que registra dicha demanda el resto de la capacidad de la obra se imputa a confiabilidad, y finalmente se obtiene un ponderado entre abastecimiento y confiabilidad determinado por la utilización del activo.”

Posteriormente, mediante comunicación con radicado CREG E-2021-000399 del 12 de enero de 2021, la UPME remitió a la Comisión un vínculo para acceder a los archivos en formato Excel con la información relacionada con los beneficiarios de los proyectos del PAGN.

Mediante la Resolución 00330 del 7 octubre de 2021, la UPME definió los proyectos IPAT del PAGN susceptibles de ser ejecutados en primera instancia por el transportador incumbente del sistema de transporte correspondiente.

Mediante la Resolución CREG 175 de 2021, la Comisión definió 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 además se dictaron otras disposiciones en materia de transporte de gas natural. El artículo 31 del capítulo II de la Resolución CREG 175 de 2021 estableció que:

Artículo 31. Inversión en proyectos de IPAT que ejecuta el transportador incumbente. Durante el período tarifario el transportador podrá ejecutar inversiones en proyectos prioritarios incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural aprobado por el Ministerio de Minas y Energía, que se encuentren embebidos dentro de su sistema de transporte, IPAT, para lo cual se aplicará el procedimiento establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.

Cuando se trate de gasoductos y estaciones de compresión, el transportador deberá declarar a la Comisión la información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución asociada al respectivo proyecto. Con base en esta información, y aplicando el mecanismo de valoración establecido en el Anexo 1 de la presente resolución, la Comisión determinará el valor a reconocer por los activos correspondientes a gasoductos y estaciones de compresión u otros activos, expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

Para el caso de activos distintos a gasoductos y estaciones de compresión, la Comisión establecerá el valor a reconocer de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga. Este valor estará expresado en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información.

Los anteriores valores corresponderán a las inversiones del plan de abastecimiento asociados a cada proyecto en el respectivo tramo de gasoducto.

Cada vez que un proyecto entre en operación comercial, y dentro de los tres meses siguientes, el transportador deberá declarar a la Comisión el valor real del respectivo activo. Estos valores se deberán declarar en el formato del Anexo 3 de la presente resolución, y deberán estar expresados en pesos colombianos del 31 de diciembre del año anterior a la declaración de información establecida en el Anexo 2 de la presente resolución.

[...]

La Comisión realizará el ajuste a que haya lugar, con el fin de incluir en el flujo de ingresos el valor ajustado de las inversiones del proyecto IPAT, IIPAT.

Parágrafo 1. La Comisión podrá verificar la información reportada en el Anexo 3 de la presente resolución mediante los mecanismos que considere pertinentes.

Parágrafo 2. Los valores eficientes que se determinen aplicando lo dispuesto en este artículo incluyen costos ambientales, sociales, de abandono y contingencias estándar.”

Mediante comunicación con radicado CREG E-2022-000404 del 6 de enero de 2022, PROMIGAS S.A. E.S.P. declaró la información correspondiente al proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena.

Mediante auto con radicado CREG I-2022-004775 del 22 de febrero de 2022, la Comisión decidió iniciar una actuación administrativa con el objeto de determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM del proyecto prioritario identificado en el PAGN como Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, de acuerdo con la solicitud de PROMIGAS S.A. E.S.P.

La Comisión mediante comunicaciones con radicado CREG S-2022-000619 y S-2022-000620, ambos del 22 de febrero de 2022, informó el contenido del auto con radicado CREG I-2022-004775 del 22 de febrero de 2022 a PROMIGAS S.A. E.S.P y a la UPME respectivamente.

La Comisión, mediante comunicación con radicado CREG S-2022-002334 del 17 de junio de 2022, solicitó a la UPME los valores de los análisis de beneficio - costo para cada uno de los proyectos IPAT: Capacidad de transporte en el tramo Mariquita – Gualanday, Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena, Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, Interconexión Barranquilla – Ballena con Ballena – Barranca y Ampliación de la capacidad de transporte ramal Jamundí – Valle del Cauca.

La UPME mediante comunicaciones con radicado CREG E2022009654, E2022009723, E2022009725, E2022009728 del 31 de agosto de 2022 y E2022009821 del 2 de septiembre de 2022, dio respuesta al requerimiento realizado por la CREG en relación con el costo beneficio de los proyectos IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, así:

“En respuesta a su solicitud le informamos que adjunto a la presente comunicación se remiten los resultados obtenidos por abastecimiento de la estimación del valor de racionamiento causado por la no disponibilidad del proyecto bajo los escenarios de oferta. Al respecto, es importante aclarar que:

1. De acuerdo con los análisis presentados por esta Unidad, se asume que el proyecto presenta un beneficio si su costo es inferior al promedio del valor de racionamiento total de los tres escenarios analizados (banda superior, media e inferior). 2. Conforme al numeral anterior, el beneficio identificado no es equivalente al valor de inversión de los proyectos IPAT en 2022 ni contiene la valoración económica de las externalidades asociadas al proyecto. 3. Los análisis realizados tienen como data de insumo la declaración de producción 2021 y proyección de demanda 2021.”

Para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, la UPME señala:

“Teniendo en cuenta los análisis presentados, se asume que este proyecto IPAT presenta beneficio si su costo es inferior al promedio del valor de racionamiento total de los tres escenarios analizados, el cual se determina en 1,463.3 MUSD (Valor Presente Dic. 2021).”

Tomando en consideración el valor de inversión y las especificaciones del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena propuestas por PROMIGAS S.A. E.S.P mediante comunicación con radicado CREG E-2022-000404 del 6 de enero de 2022, la Comisión identificó la necesidad de contar con un concepto técnico al respecto.

Mediante auto con radicado CREG I2022007056 del 7 de septiembre de 2022, la CREG ordenó decretar la práctica de una prueba pericial para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena para verificar la información y las especificaciones de este proyecto, en línea con el Plan de Abastecimiento de Gas Natural y determinar su valor y los gastos de AOM en pesos de diciembre de 2021, para una infraestructura embebida en una red de transporte.

Mediante comunicación con radicado CREG S2022003800 del 07 de septiembre de 2022, la Comisión comunicó a PROMIGAS S.A. E.S.P. el contenido del auto con radicado CREG I2022007056 del 7 de septiembre de 2022.

En atención al mencionado auto, mediante la Resolución CREG 502 028 del 29 de septiembre de 2022, la CREG decretó la práctica de seis pruebas periciales para cada uno de los siguientes proyectos: i. Capacidad de transporte en el tramo Mariquita – Gualanday (Capacidad 20 MPCD); ii. Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena (Capacidad 100 MPCD); iii. Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena (Capacidad 170 MPCD); iv. Interconexión Barranquilla – Ballena con Ballena – Barrancabermeja (Capacidad 170 MPCD) v. Ampliación capacidad de transporte ramal Jamundí – Valle del Cauca (Atención en el nodo Popayán 3 MPCD) y vi. Bidireccionalidad Yumbo – Mariquita (Capacidad 250 MPCD), con el objetivo de:

“i. Verificar que con la información y las especificaciones de los proyectos entregados por las empresas a la Comisión se puede prestar el servicio de acuerdo con las características que para cada proyecto se definen en el Plan De Abastecimiento de Gas Natural adoptado en la Resolución MME 40304 de 2020.

ii. Determinar el valor del proyecto en pesos de diciembre de 2021 y los valores de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, en pesos de diciembre de 2021, que requeriría el proyecto, teniendo en cuenta que se trata de una infraestructura embebida en una red de transporte existente y que, como consecuencia de ello, el transportador tendría unas economías o ahorros en los gastos de AOM.”

Mediante el artículo 2 de la Resolución CREG 502 028 del 29 de septiembre de 2022, se designó al perito Rafael Daniel Barragán Bohórquez para absolver el encargo citado en los dos numerales anteriores.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 3 de la Resolución CREG 502 028 de 2022, la posesión del perito, el Sr. Rafael Daniel Barragán Bohórquez, se realizó el 21 de octubre de 2022 ante la Dirección Ejecutiva de la CREG.

Con radicados CREG E2022015449 y E2022015463 del 15 de diciembre de 2022, el señor Rafael Daniel Barragán Bohórquez, en el marco de lo dispuesto en la Resolución CREG 502 028 de 2022, entregó a la Comisión el informe de prueba pericial junto con sus anexos correspondientes, referentes al proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena capacidad 170 MPCD.

La CREG a través de la comunicación con radicado CREG S2022006371 del 26 de diciembre de 2022, informó a PROMIGAS S.A. E.S.P. sobre la creación de los expedientes digitales 2022-0029 y 2022-0030 para permitir el acceso a dicha empresa a los informes realizados por el perito Rafael Daniel Barragán Bohórquez para los proyectos IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena y citó a audiencia de contradicción el 18 de enero de 2023.

La CREG con radicado CREG S2023000215 del 18 de enero de 2023, informó a PROMIGAS S.A. E.S.P. sobre la cancelación de la audiencia de contradicción programada para el día 18 de enero de 2023 para los proyectos IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena.

Mediante radicado CREG S2023000539 del 20 de enero de 2023, la CREG citó a PROMIGAS S.A. E.S.P. a la audiencia de contradicción de los informes periciales de los proyectos IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, para el día 24 de enero de 2023.

Mediante radicado CREG E2023001060 del 24 de enero de 2023, PROMIGAS S.A. E.S.P. informó a la Comisión que dicha empresa confirió poder especial, amplio y suficiente a la firma X 100LEGAL S.A.S. oficina de abogados identificada con NIT. 901.552.621–0, para asumir la representación y defensa de los intereses de PROMIGAS S.A. E.S.P. en el marco de las actuaciones administrativas y audiencia de contradicción de los peritajes del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

Mediante comunicación con radicado CREG E2023004751 del 17 de marzo de 2023, PROMIGAS S.A. E.S.P. informó al MME a la UPME y a la CREG acerca de la entrada en operación temprana y parcial del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena.

Mediante auto No. 024 del 27 de marzo de 2023, se vinculó de oficio a la UPME a la actuación administrativa del expediente 2022-0029, considerando que ésta cuenta con información que puede ayudar a dilucidar los hechos materia objeto de la mencionada actuación.

La Comisión mediante comunicaciones con radicado CREG S2023001962 y S2023001963, ambos del del 29 de marzo de 2023, informó el contenido del auto No. 024 del 27 de marzo de 2023 a PROMIGAS S.A. E.S.P y a la UPME respectivamente.

Mediante Resolución CREG 502 032 de 2023 del “se oficializan los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P.”, en donde se resolvió:

“Artículo 1. Objeto. Oficializar los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo del transportador incumbente PROMIGAS S.A. E.S.P.

Artículo 2. Conforme a lo ordenado en el ítem iii) del numeral 1 del artículo 1 de la Resolución 40281 del MME del 3 de agosto de 2022, PROMIGAS S.A. E.S.P. cuenta con 36 meses contados a partir de que el representante legal de dicha empresa transportadora manifieste por escrito su voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, para adelantar su ejecución.

Artículo 3. Conforme a lo establecido en el artículo 2 de la metodología de remuneración de transporte de gas natural, contenida en la Resolución CREG 175 de 2021, el periodo estándar de pagos, PEP, es de 20 años.

Artículo 4. El valor que se aprueba como inversión eficiente para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. es de $ COP. 384.732.498.366. Valor expresado en pesos colombianos de diciembre de 2021.

Artículo 5. El valor que se aprueba como ingreso anual para remunerar la inversión eficiente señalada en el artículo 4 de la presente resolución para el proyecto Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. es de $ COP. 48.123.589.062 para cada año del PEP. Valor expresado en pesos colombianos de diciembre de 2021.

Parágrafo. Para calcular el ingreso anual del proyecto IPAT se utilizó la tasa de descuento definida en el artículo 25 de la resolución CREG 175 de 2021, Tkip, cuyo cálculo está incluido en la Resolución CREG 103 de 2021.

Artículo 6. Los valores que se aprueban para remunerar los gastos de AOM del proyecto Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. en cada uno de los años del PEP se indican en la siguiente tabla (valores expresados en pesos de diciembre de 2021):

Año Valor AOM ($ COP de diciembre de 2021)
Año 1 4.276.304.846
Año 2 4.276.304.846
Año 3 11.130.795.813
Año 4 17.985.286.780
Año 5 4.276.304.846
Año 6 11.130.795.813
Año 7 40.148.119.449
Año 8 4.276.304.846
Año 9 4.276.304.846
Año 10 16.233.576.380
Año 11 24.839.777.747
Año 12 4.276.304.846
Año 13 4.276.304.846
Año 14 23.088.067.347
Año 15 28.190.847.914
Año 16 4.276.304.846
Año 17 4.276.304.846
Año 18 29.942.558.314
Año 19 11.130.795.813
Año 20 4.276.304.846

Parágrafo. Conforme al literal h del artículo 4 de la Resolución CREG 102-008 de 2022 estos valores se podrán ajustar incluyendo los costos de los servicios del auditor y del patrimonio autónomo.

Artículo 7. Una vez en firme la presente resolución el representante legal de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. dispone de cinco (5) días hábiles para manifestar por escrito a la CREG la voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto, en el formato que para el efecto se dispuso a través de la Circular 034 de 2023.

Artículo 8. A partir del momento en que PROMIGAS S.A. E.S.P. manifieste su voluntad irrevocable de ejecutar el proyecto, la empresa contará con sesenta (60) días calendario para radicar la información que se indica en el literal f) del artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, o aquella que la modifique o sustituya.

Artículo 9. Notificar a la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. y a la Unidad de Planeación Minero Energética el contenido de la presente resolución y publicarla en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto procede el recurso de reposición, el cual se podrá interponer ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.”

2. Recurso de reposición

Mediante comunicación con radicado E2023014069 del 28 de julio del 2023 PROMIGAS S.A. E.S.P remitió a la Comisión el recurso de reposición contra la Resolución CREG 502 032 de 2023 manifestando lo siguiente:

1. PRETENSIONES

PRIMERA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte resolutiva se especifique de manera clara y expresa, que la obligación de PROMIGAS respecto de la presión a la que debe entregar a TGI en Ballena para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena, está limitada a una presión máxima de 900 Psig.

SUBSIDIARIA A LA PRIMERA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023, si la CREG considera que es obligación de PROMIGAS entregarle a TGI en Ballena a una presión de hasta 1200 Psig, de modo que se apruebe la solución técnica propuesta por PROMIGAS para Ballena, y se reconozcan los valores de inversión de una unidad compresora y los gastos de AOM respectivos, teniendo en cuenta que TGI manifestó que requiere que el gas le sea entregado a una presión de hasta 1200 Psig, y a su vez, se ajuste el ingreso anual que remuneran los valores eficientes de la inversión y los gastos AOM.

SEGUNDA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte resolutiva se determine expresamente que las características funcionales que debe cumplir la configuración de la solución técnica que implemente el transportador incumbente, son las definidas por la UPME para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena así: i) una capacidad de transporte de hasta 170 MPCD entre Barranquilla y Ballena y ii) una presión de entrega a TGI en Ballena conforme se determine en la pretensión primera y su subsidiaria.

TERCERA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que se determine expresamente que el transportador incumbente cuenta con discrecionalidad técnica y operativa para definir la configuración técnica para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla-Ballena, que mejor convenga al servicio, a la operación del sistema de transporte, y que asegure en cualquier caso, el cumplimiento de los objetivos y las características funcionales definidas por la UPME para el mencionado proyecto, sin que esto implique una nueva evaluación de los valores eficientes de inversión y de los gastos de AOM correspondientes para el Proyecto.

PRIMERA SUBSIDIARIA A LA PRETENSIÓN TERCERA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que se acoja la solución técnica que se propone en el presente documento, la cual se desarrollaría sin que esto implique una nueva valoración de los valores eficientes de inversión y de los gastos de AOM correspondientes para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

SEGUNDA SUBSIDIARIA A LA PRETENSIÓN TERCERA: Que se revoque la Resolución CREG 502 032 de 2023, teniendo en cuenta que la configuración técnica propuesta por la CREG con base en el dictamen del Perito no permite garantizar los objetivos ni las características funcionales definidas por la UPME para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena.

CUARTA. Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte motiva y resolutiva se determine expresamente que la auditoría del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, según lo establecido en los artículos 23 y 24 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, se desarrollará sobre la configuración de la solución técnica que el transportador incumbente defina para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena conforme a su discrecionalidad técnica y operativa; y cuyo cronograma, curva S y características técnicas se presentarán ante el auditor al inicio de la ejecución del Proyecto.

SUBSIDIARIA A LA CUARTA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte motiva y resolutiva se determine expresamente que la auditoría del Proyecto IPAT, según lo establecido en los artículos 23 y 24 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, se desarrollará sobre la configuración técnica que se propone en el presente documento.

QUINTA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023 de modo que para calcular el flujo de ingresos anuales que remuneran los valores eficientes de la inversión del Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, se aplique la tasa de descuento vigente para la actividad de transporte de gas natural de 11,88%, conforme fue aprobado y establecido a través de la Resolución CREG 102 002 de 2023 que modificó la Resolución CREG 103 de 2021.

SEXTA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023 de modo que se ajuste el cálculo del flujo de ingresos anuales que remuneran los valores eficientes de la inversión del Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, con el fin de que dicho ingreso anual garantice la rentabilidad regulada establecida para la actividad de transporte de gas natural sobre la inversión aprobada.

(…)

3. PROCEDENCIA Y OPORTUNIDAD DEL RECURSO

De acuerdo con el artículo 74 del CPACA, el recurso de reposición procede contra los actos administrativos, “ante quien expidió la decisión para que la aclare, modifique, adicione o revoque”. De igual forma, el artículo 76 del CPACA establece la oportunidad legal para interponerlo, dentro de los 10 días siguientes a la notificación.

En línea con lo anterior, el artículo 113 de la Ley 142 de 1994 establece que, contra las decisiones de las comisiones de regulación que pongan fin a las actuaciones administrativas sólo cabe el recurso de reposición, que podrá interponerse dentro de los cinco días siguientes a la notificación o publicación.

En el presente caso, la Resolución CREG 502 032 de 2023 fue notificada personalmente a PROMIGAS el 19 de julio de 2023, lo que significa que me encuentro dentro del término previsto en la ley para presentar recurso de reposición.”

La Resolución CREG 502 032 de 2023 fue notificada a Promigas S.A. E.S.P. mediante notificación personal del 19 de julio de 2023 atendiendo lo dispuesto en el artículo 67 [1] de la Ley 1437 de 2011.

Una vez establecida la fecha de notificación y verificada la fecha de interposición del recurso, se establece que el recurso de reposición fue interpuesto en tiempo, toda vez que el plazo máximo vencía el día 28 de julio de 2023.

En virtud de lo anterior y una vez verificado el cumplimiento de los requisitos a los que hace referencia el artículo 77 [2] del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, procede la CREG a realizar un análisis y pronunciarse en relación con los argumentos en que se sustenta la impugnación.

Argumentos del recurso

Promigas S.A. E.S.P presentó los siguientes argumentos para sustentar el recurso de reposición:

“2. FUNDAMENTOS DEL RECURSO

2.1 Aspectos generales asociados a la actuación administrativa

Para el desarrollo de las inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte o proyectos “IPAT”, la Comisión definió una normativa nueva y distinta al régimen tarifario con el cual se venía desarrollando la infraestructura de transporte de gas en el país. Bajo esta figura, es el Estado a través de la UPME, el que identifica los

La CREG, dentro de las potestades de la regulación establecidas para los proyectos IPAT, contrató un Perito cuya labor fue definida por la misma Comisión, de la siguiente manera:

RESOLUCIÓN CREG 502 028 DE 2022, ARTÍCULO 1. PRUEBA PERICIAL. Decretar la práctica de seis pruebas periciales, con el fin de que se dictamine de manera clara y concreta lo siguiente:

i. Verificar que con la información y las especificaciones de los proyectos entregados por las empresas a la Comisión se puede prestar el servicio de acuerdo con las características que para cada proyecto se definen en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado en la Resolución MME 40304 de 2020.

ii. Determinar el valor del proyecto en pesos de diciembre de 2021 y los valores de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, en pesos de diciembre de 2021, que requeriría el proyecto, teniendo en cuenta que se trata de una infraestructura embebida en una red de transporte existente y que, como consecuencia de ello, el transportador tendría unas economías o ahorros en los gastos de AOM.

El Perito, conforme a las declaraciones que hicieron las empresas Promigas S.A. E.S.P. y TGI S.A. E.S.P., deberá resolver lo descrito en los numerales i y ii del presente artículo, para cada uno de los siguientes proyectos:

(…)

iii. Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena. Capacidad 170 MPCD

(…)

En los peritajes se deberá observar lo siguiente.

a. Cada informe pericial deberá incluir:

i. Informe detallado del peritaje con los supuestos y las exclusiones

ii. En cada informe pericial debe ser clara la metodología que tuvo en cuenta el Perito.

iii. La memoria de cálculo en Microsoft Excel.

iv. Las fuentes de información que consideró para el peritaje.

b. Si hay necesidad, siempre con la presencia de la CREG, el Perito podrá solicitar y realizar reuniones con las empresas y solicitar la información que requiera a través de la CREG para aclarar alguna situación que considere necesaria.

c. Si se realizan reuniones con las empresas, en el informe pericial el Perito debe dejar constancia de esas reuniones y de sus resultados.

d. En la determinación sobre si el proyecto declarado por la empresa, y los valores de inversión y de gastos de AOM determinados por el Perito, debe haber el suficiente detalle para que la Comisión y las partes interesadas puedan comprender el ejercicio que hizo el Perito.

e. 10 días hábiles después de que el Perito presente los 6 informes periciales, se realizarán las audiencias para que las partes interesadas puedan exponer sus observaciones a cada uno de los informes periciales, a las cuales el Perito deberá asistir y dar respuesta.” (subrayado y negrilla fuera de texto)

De acuerdo con lo anterior, el Perito emitió su concepto, en el cual validó que la propuesta de PROMIGAS cumplía con los objetivos establecidos por la UPME (como lo reconoció en la audiencia de contradicción), pero, contrario a lo que suponía su competencia, propuso una configuración técnica diferente, que se muestra a continuación:

“(…)

- No se considera procedente la estación Ballena. Sin embargo, no era consecuente en el tema de la política de respaldo de Promigas, presentaba un esquema 1+1, una funcionando y una de respaldo. Mientras que en las otras dos estaciones presenta Promigas esquema de 2+1, donde se tiene dos funcionando y una de respaldo. Se plantea para manejar el proyecto con una máquina los 170 MPCD con un esquema 1+1, respectando la política de la empresa de confiabilidad e indisponibilidad.

- Se plantea la utilización de una máquina de mayor potencia en Caracolí por el manejo de los 432 MPCD, para dar continuidad al volumen total con una sola máquina, para el valor presentado por el Perito se plantea un compresor de 13000 hp y se deja de respaldo uno de los compresores existentes de 7800 HP que en un momento sirve de respaldo para 160 MPCD, del proyecto IPAT. Se efectúo una simulación de respaldo al respecto con la herramienta QUE$TOR 2022 que es la base de datos más actualizada, Anexo 1 de este documento, que indica incluso el tipo de compresor centrifugo Solar Mars 90, del cual se tiene cotización

- Para la estación Palomino se deja la maquina existente de 7800 HP y se traslada la otra maquina existente actualmente en Caracolí, para quedar con 2 centrífugos de 7800 que pueden mover en promedio 160 MPCD a 170 MPCD, lo que da flexibilidad de manejar los dos o incluso tener uno prácticamente de respaldo.

- Los trabajos adecuación en tubería para las estaciones compresoras de gas para que sea Bidireccional, necesita una comunicación de las líneas de entrada y salida de la estación para que por medio de manipulación de válvulas se permita el cambio de dirección de flujo (bidireccionalidad). Esto implica realización de 2 Hot Tap's en las líneas de entrada y salida del gasoducto a la estación de compresión.

- Los costos o inversiones para las adecuaciones de los compresores existentes, trampas y válvulas de dejan los presentados por el transportador.

(…)”

En el siguiente diagrama se compara la solución técnica presentada por PROMIGAS y la aprobada por la CREG según lo establecido por el Perito. La configuración aprobada, establecida por el Perito, difiere de forma importante de la que propuso PROMIGAS:

La configuración técnica propuesta por el Perito y aprobada por la CREG:

i) Asume que la presión de entrega a TGI no debe ser de hasta 1200 Psig en Ballena, sino de 900 Psig, lo que implica que, en caso de que TGI requiera la entrega de gas a una presión de 1200 Psig, el gas no podrá ser inyectado a su sistema y, por tanto, no se cumplirá el objetivo principal del Proyecto. Incluso, el Perito asumió elementos ajenos a lo acordado entre PROMIGAS y TGI, tal como se muestra a continuación:

“De acuerdo con comunicación de TGI el tema de presiones se estableció en conjunto entre los dos transportadores para tener la presión de succión necesaria en la primera estación del otro transportador sin necesidad de los 1200 de una estación en Ballena; “La presión de llegada a Ballena se determinó en reuniones conjuntas entre Promigas y TGI con el fin de determinar las presiones que se requerían para los dos IPATS que llegan a Ballena. Como conclusiones de dichas reuniones se tiene que la presión necesaria es de 900 Psig. De estas reuniones no existe actas o memoria escrita, por lo cual se envió un correo a Promigas solicitando que ratifique la información acá entregada y el cual enviaremos una vez tengamos la respuesta.”

ii) No garantiza las características funcionales definidas por la UPME para el Proyecto ni los compromisos de los contratos de transporte, en la medida en que la configuración de compresores propuesta en la estación Caracolí, impide el transporte de volúmenes en un rango de aproximadamente 100MPCD, entre 216 MPCD y 312 MPCD. Asimismo, el equipo propuesto de 13.000 HP no podría operar de forma eficiente para el flujo máximo de 432 MPCD requerido en la misma estación.

Sobre el último punto, y como se expresó anteriormente, la CREG solamente debía validar que la solución de configuración técnica propuesta por el transportador incumbente cumpliera con los objetivos funcionales definidos por la UPME y determinar los valores eficientes del mismo. No obstante, el regulador validó una propuesta de un tercero – el Perito – que no fue sustentada técnicamente con un modelo dinámico de fluidos que asegurara que el servicio podría prestarse de manera continua e ininterrumpida (como, en efecto, lo aceptó el Perito en la audiencia de contradicción), sino que, además, difiere de forma importante de la que propuso PROMIGAS en su solicitud.

Es necesario ratificar, como se solicita en este recurso, que PROMIGAS como transportador incumbente goza de discrecionalidad técnica y operativa para definir la configuración de la solución técnica para el Proyecto, y que la solución que PROMIGAS presente al auditor será la de objeto de control, sin que esto implique una nueva evaluación de los valores eficientes de inversión y de los gastos de AOM correspondientes para el proyecto.

Con independencia de la solución técnica, también es necesario que la CREG ajuste el cálculo del ingreso anual que remunera las inversiones del Proyecto por las siguientes razones:

2.2 Fundamentos de la Pretensión Primera y su pretensión subsidiaria

PRIMERA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte resolutiva se especifique de manera clara y expresa, que la obligación de PROMIGAS respecto de la presión a la que debe entregar a TGI en Ballena para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena, está limitada a una presión máxima de 900 Psig.

SUBSIDIARIA A LA PRIMERA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023, si la CREG considera que es obligación de PROMIGAS entregarle a TGI en Ballena a una presión de hasta 1200 Psig, de modo que se apruebe la solución técnica propuesta por PROMIGAS para Ballena, y se reconozcan los valores de inversión de una unidad compresora y los gastos de AOM respectivos, teniendo en cuenta que TGI manifestó que requiere que el gas le sea entregado a una presión de hasta 1200 Psig, y a su vez, se ajuste el ingreso anual que remuneran los valores eficientes de la inversión y los gastos AOM.

El RUT estableció las normas de carácter general que rigen la actividad de transporte, siendo la presión de operación uno de los principales aspectos, que determina un elemento común para todos los que hacen uso del Sistema Nacional de Transporte. Desde la perspectiva de la teoría de la regulación económica, estos parámetros son necesarios en industrias desintegradas verticalmente en la medida que establecen un parámetro objetivo, que garantiza la continuidad del servicio, de forma que todos los equipos se diseñen con ese parámetro, para disminuir costos de transacción entre los agentes y conflictos entre las diferentes partes de la cadena.

La CREG, en el artículo 6.3 del RUT estableció la obligación de entrega del gas natural a la presión de operación del gasoducto de hasta 1200 Psig:

“6.3. CALIDAD DEL GAS.

El Gas Natural entregado al Transportador por el Agente, en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte y por el Transportador en el Punto de Salida, deberá cumplir con las especificaciones de calidad indicadas en el Cuadro 7. (…)

Salvo acuerdo entre las partes, el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, y el remitente están en la obligación de entregar Gas Natural a la presión de operación del gasoducto en el Punto de Entrada hasta las 1200 Psig, de acuerdo con los requerimientos del Transportador. El Agente que entrega el gas no será responsable por una disminución en la presión de entrega debida a un evento atribuible al Transportador o a otro Agente usuario del Sistema de Transporte correspondiente.

Si el Gas Natural entregado por el Agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT, el Transportador podrá rehusar aceptar el gas en el Punto de Entrada.” (subrayado y negrita fuera de texto)

Según lo establecido en el RUT y con el fin de diseñar la solución técnica del Proyecto presentado a la Comisión, PROMIGAS envió una comunicación a TGI solicitándole la presión máxima de entrega requerida para recibir en Ballena los 170 MPCD establecidos para el Proyecto, a la que TGI responde que la presión necesaria es de 1200 Psig. Si bien estas comunicaciones fueron anexadas a la actuación administrativa, se anexan nuevamente a este recurso de reposición.

Por las razones expuestas anteriormente, PROMIGAS incluyó en la solución técnica presentada a la CREG una estación de compresión en Ballena, justo antes de la interconexión con el sistema de transporte de TGI, para poder realizar la entrega de un volumen de 170 MPCD según las condiciones de presión que requiere TGI.

No obstante, el Perito designado por la CREG diseñó una solución técnica sin inversiones de compresión en Ballena con la que se podría entregar a TGI a una presión de hasta 900 Psig y no a 1200 Psig, según se expone en el documento soporte de la Resolución CREG 502 032 de 2023, lo que implica que PROMIGAS se encuentre en una ambivalencia, al tener que estar en capacidad permanente de entregar en Ballena hasta 1200 Psig según lo establecido en el RUT, y según lo requerido por TGI, sin tener las inversiones y AOM aprobados por la CREG para poder cumplirlo.

En ese sentido, como pretensión primera, se solicita a la Comisión que aclare y determine de manera clara y expresa en la parte resolutiva de la Resolución a través de la cual se resuelva el recurso de reposición a la Resolución CREG 502-032 de 2023 que PROMIGAS sólo está obligado a entregar a TGI en Ballena a una presión de hasta 900 Psig. Esto permitiría que todos los agentes, incluyendo a PROMIGAS, TGI y los que contraten la capacidad de transporte, tengan claro que la obligación de entrega es hasta 900 Psig. Por lo anterior, si el regulador determina que la presión de entrega es de 900 Psig, y de manera clara y expresa lo incorpora dentro de la parte resolutiva de la resolución definitiva, no habrá lugar a ajustes ni de la solución técnica, ni tampoco de los valores aprobados de inversión y AOM en Ballena.

Si el regulador, por el contrario, no acepta la pretensión primera y, por ende, ratifica que es necesario que la entrega en Ballena a TGI se realice hasta los 1200 Psig, debe reconocer el valor eficiente de las inversiones y AOM necesarios propuestos por Promigas para cumplir con la presión de entrega requerida. Lo anterior, como parte de las funciones que le asisten de remunerar las

inversiones eficientes que sean necesarias para la prestación del servicio de transporte y para aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural.

En caso de que la CREG no tome alguna de las pretensiones planteadas, le resultaría imposible a PROMIGAS poder entregarle a TGI en Ballena a la presión de 1200 Psig, lo que le generaría un daño al transportador al obligarlo a prestar un servicio en condiciones técnicas de presión que no podría cumplir, o lo forzaría a realizar inversiones para cumplirlas, inversiones para los cuales no recibiría remuneración.

Las alternativas presentadas en la pretensión primera principal, y en la subsidiaria a la misma, son las únicas posibilidades que se ajustan a los parámetros establecidos en la ley, según se explica a continuación:

2.2.1 La CREG tiene la obligación de remunerar las inversiones eficientes que sean necesarias para la prestación del servicio

A través del Decreto 2345 de 2015 se adicionó el Decreto 1073 de 2015 con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural.

De manera particular, en este Decreto se definió el concepto de “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”. Asimismo, definió el concepto de “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”.

De acuerdo con lo anterior, en el Decreto 2345 se estableció que, con el fin 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 (MME) tendría a su cargo adoptar un Plan de Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez (10) años. Ahora bien, el decreto dispuso adicionalmente que, mientras no fuese definido el Plan definitivo, el Ministerio podría adoptar un Plan Transitorio de Abastecimiento en el cual se incluyeran los proyectos prioritarios necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural en el corto plazo.

Por su parte, a la CREG le fue asignada la función de expedir la regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural.

Posteriormente, mediante la Resolución MME 40052 de 2016 (por medio de la cual el Ministerio estableció los criterios a considerarse para la elaboración del Plan de Abastecimiento de Gas Natural por parte de la UPME) se estableció que en dicho estudio técnico debían ser considerados los proyectos asociados a la 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; y asimismo, debía realizarse la identificación de los beneficiarios de cada proyecto.

De acuerdo con lo anterior, por medio del Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural (Resolución MME 40006 de 2017), la UPME desarrolló el estudio técnico con los proyectos necesarios para garantizar la seguridad y confiabilidad del servicio en el corto plazo (5 años). Posteriormente, mediante la Resolución 40304 de 2020, el MME adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural definitivo, y derogó la Resolución 40006 de 2017.

Conforme a estos mandatos, a través de la Resolución CREG 107 de 2017 la Comisión estableció los mecanismos centralizados conforme a los cuales se debe adelantar la ejecución de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptado por el MME. Luego, a través de la Resolución CREG 102 008 de 2022 se realizaron algunos ajustes y se compiló la Resolución CREG 107 de 2017.

Específicamente respecto de los proyectos IPAT, el artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022 estableció lo siguiente:

ARTÍCULO 4. PROCEDIMIENTO PARA QUE EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE EJECUTE EN PRIMERA INSTANCIA PROYECTOS DE IPAT. Durante el período tarifario t el transportador podrá ejecutar proyectos IPAT 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 ante la UPME y ante la CREG el nombre de los proyectos IPAT que prevé realizar. En la declaración ante la CREG, el transportador incluirá (i) el valor de la inversión de cada proyecto, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración; (ii) la fecha de entrada en operación, la cual deberá corresponder con la fecha establecida en el plan de abastecimiento de gas natural; (iii) la información para determinar el valor eficiente de estas inversiones y los gastos de AOM para el período estándar de pagos, y la demás información que permita verificar que el proyecto presentado por el transportador cumple las condiciones de servicio solicitadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Los parámetros y requerimientos de este literal estarán determinados en la resolución CREG 175 de 2021 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

(…)

b) La CREG verificará que la información recibida en cumplimiento del literal a) del presente artículo esté completa y cumpla con lo previsto para el respectivo proyecto IPAT. Si no se cumple con lo dispuesto en el numeral (ii) del literal a) del presente artículo y/o con el contenido de alguno de los numerales restantes de que trata el inciso primero del literal antes citado, se le solicitará al transportador que la complete o corrija en un término de hasta tres días hábiles contados a partir del día siguiente al recibo de la solicitud. Si pasado el plazo antes mencionado no se atiende la solicitud enviada por la CREG, se rechazará la misma, se le devolverá, y el proyecto IPAT se asignará en un proceso competitivo.

c) Utilizando el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, la CREG determinará el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a cada proyecto declarado por el transportador incumbente.

d) Con base en el literal c), la CREG oficializará, mediante resolución, los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT declarado por el transportador incumbente. Se identificarán, entre otros aspectos: (i) el nombre del proyecto y el nombre del transportador incumbente; y, (ii) el ingreso en pesos colombianos que recibirá el transportador incumbente en cada uno de los años del PEP.

La remuneración para cada proyecto se adoptará con base en lo establecido en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. La remuneración será asumida por: (i) los compradores de capacidad de transporte de los proyectos de los planes de abastecimiento, conforme a las disposiciones de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; y, (ii) los beneficiarios del proyecto, identificados por la UPME según lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del MME, o en aquella que la modifique o sustituya.

e) Una vez en firme la resolución que oficializa los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT, el transportador incumbente dispondrá de cinco (5) días hábiles, contados a partir de la fecha de ejecutoria de la resolución en mención, 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 la Dirección Ejecutiva de la CREG a través de Circular.

(…)” (subrayado y negrilla fuera de texto)

De esta manera, la resolución determina claramente las reglas conforme a las cuales, una vez definidos los proyectos IPAT y declarado el interés por parte del respectivo Transportador incumbente para su ejecución, la CREG debe:

i) Verificar que la información y las especificaciones presentadas por el transportador cumpla con lo previsto para el respectivo proyecto IPAT.

ii) Determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM del proyecto, utilizando para el efecto el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la metodología tarifaria de transporte vigente.

iii) Oficializar el ingreso anual para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT.

Este es el contexto y el marco regulatorio conforme al cual la CREG debe analizar la información presentada por los transportadores incumbentes que han declarado su intención de ejecutar el respectivo proyecto IPAT. Así entonces, si el regulador determina que la presión de entrega es de 900 Psig, y de manera expresa lo incorpora dentro de la parte resolutiva de la resolución definitiva, no habrá lugar a ajustes ni de la solución, ni tampoco de los valores.

Si el regulador no acepta la pretensión primera y, por ende, asume que en efecto es necesario que la presión de entrega en Ballena a TGI sea de hasta 1200 Psig, entonces debe que reconocer el valor eficiente correspondiente a las inversiones propuestas por PROMIGAS en Ballena, ya que, de otra forma, no solo se afectaría la legalidad del acto administrativo, sino que resultaría imposible cumplir con esa presión.

Lo anterior sería así, ya que, en primer lugar, el regulador estaría por fuera de los parámetros de las normas antes mencionadas, lo cual viciaría de nulidad por contradicción de su propia norma y de norma superior el acto administrativo. En segundo lugar, la CREG estaría omitiendo un deber que no solamente deviene de actos administrativos legales y vigentes (Decreto 2345 de 2015), sino que, además, estaría actuando en contra de sus propios actos. En efecto, la misma CREG determinó en la Resolución CREG 102 008 de 2022 el alcance específico de su función, el cual estaría incumpliendo.

2.2.2 En caso de no tomar alguna de las alternativas, la CREG le estaría induciendo un daño al Transportador al obligarlo a prestar un servicio en unas condiciones para los cuales no está recibiendo una remuneración

Ahora bien, no acceder a la Pretensión Principal o la subsidiaria, implicaría que PROMIGAS se vería obligado a prestar un servicio que no le está siendo remunerado, y en ese sentido, se estaría causando un daño. Al tener la obligación de entregar el gas a una presión de hasta 1200 Psig a TGI, pero no tener la remuneración asociada a las inversiones necesarias, PROMIGAS, tendría que realizar dichas inversiones para efectivamente cumplir la obligación prevista en el RUT.

Esa diferencia entre los activos que realmente se remunerarían, y los activos que deberían remunerar, configuraría un daño, que la CREG le estaría causando con su medida a PROMIGAS, y que PROMIGAS no estaría en la obligación de asumir, no solamente por el marco regulatorio asociado a IPAT, sino en virtud del principio de suficiencia financiera y de eficiencia económica de la Ley 142 de 1994.

2.3 Fundamentos de la Pretensión Segunda

SEGUNDA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte resolutiva se determine expresamente que las características funcionales que debe cumplir la configuración de la solución técnica que implemente el transportador incumbente, son las definidas por la UPME para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena así: i) una capacidad de

transporte de hasta 170 MPCD entre Barranquilla y Ballena y ii) una presión de entrega a TGI en Ballena conforme se determine en la pretensión primera y su subsidiaria.

Conforme a los criterios establecidos por el Ministerio de Minas y Energía, la UPME elaboró el Plan de Abastecimiento de Gas Natural y definió los proyectos asociados a la infraestructura necesaria para cumplir los objetivos de confiablidad y seguridad de abastecimiento, instituidos por el Gobierno Nacional a través del Decreto 2345 de 2015 que adicionó el Decreto 1073 de 2015.[3]

De acuerdo con lo anterior, en el numeral 8.2. del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural se estableció el proyecto “Reverso Barranquilla – Ballena”, con el cual se busca cubrir contingencias del sistema y prestar un servicio de confiabilidad. En el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural fue adoptado por el MME a través de la Resolución 40304 de 2020 y establece que el mencionado proyecto consiste en el “Diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria para garantizar una capacidad de transporte bidireccional en el tramo Barranquilla - Ballena de 170 MPCD”.

En este sentido, la UPME definió las características principales (características funcionales) del Proyecto para cumplir con los objetivos propuestos de confiabilidad y seguridad de abastecimiento, pero no determinó una configuración específica que tuviese que ser cumplida por el agente encargado de su ejecución. De ser así, la regulación que la CREG ha expedido conforme a su mandato para estos procesos, no habría incluido la posibilidad de que el agente incumbente pudiera presentar, en primera instancia, una propuesta (solución) para ejecutar el proyecto embebido en su infraestructura.

Así entonces, con el fin de garantizar los objetivos y las características definidas para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, PROMIGAS en su calidad de transportador incumbente, estructuró una propuesta y planteó una configuración específica que no sólo permite asegurar la prestación del servicio de transporte conforme a los contratos vigentes, sino que, además, permite lograr los objetivos de bidireccionalidad y de eficiencia que exige la normatividad.

No obstante, tal y como se relató con anterioridad [2.1], la solución técnica propuesta por PROMIGAS, si bien fue validada por el Perito, no fue acogida por la Comisión como la solución a realizar.

Considerando que la CREG acoge la propuesta del Perito, que no es el que va efectivamente a construir los activos, ni a prestar el servicio, ni a asumir la responsabilidad de su ejecución, se hace necesario que, para efectos de llevar a cabo el proyecto IPAT por parte del transportador incumbente dentro de los parámetros y los valores aprobados, sea éste, quien, conforme a su discrecionalidad técnica y operativa, y su autonomía empresarial y financiera, decida la configuración técnica que mejor convenga al servicio y a la operación del sistema de transporte, y que asegure en cualquier caso, las características funcionales definidas por la UPME para el mencionado proyecto, esto es, una capacidad de transporte de hasta 170MPCD entre Barranquilla y Ballena.

En este orden de ideas, la finalidad de la pretensión segunda es que la CREG determine de forma clara y expresa que las características funcionales que debe cumplir la solución que se implemente, con independencia de la configuración que finalmente determine el transportador incumbente de acuerdo con su discrecionalidad técnica y operativa, son las definidas por la UPME para el Proyecto Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, así: i) una Capacidad de Transporte de hasta 170 MPCD entre Barranquilla y Ballena, y ii) una presión de entrega en Ballena según se determine conforme a la Pretensión Primera y su subsidiaria.

2.4 Fundamentos de la Pretensión Tercera y sus pretensiones subsidiarias

TERCERA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que se determine expresamente que el transportador incumbente cuenta con discrecionalidad técnica y operativa para definir la configuración técnica para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla-Ballena, que mejor convenga al servicio, a la operación del sistema de transporte, y que asegure en cualquier caso, el cumplimiento de los objetivos y las características funcionales definidas por la UPME para el mencionado proyecto, sin que esto implique una nueva evaluación de los valores eficientes de inversión y de los gastos de AOM correspondientes para el Proyecto.

PRIMERA SUBSIDIARIA A LA PRETENSIÓN TERCERA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que se acoja la solución técnica que se propone en el presente documento, la cual se desarrollaría sin que esto implique una nueva valoración de los valores eficientes de inversión y de los gastos de AOM correspondientes para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

SEGUNDA SUBSIDIARIA A LA PRETENSIÓN TERCERA: Que se revoque la Resolución CREG 502 032 de 2023, teniendo en cuenta que la configuración técnica propuesta por la CREG con base en el dictamen del Perito no permite garantizar los objetivos ni las características funcionales definidas por la UPME para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

Como lo ha reconocido la CREG en reiteradas oportunidades, el transportador es un agente activo en la búsqueda de eficiencias. En este sentido, si bien con base en la regulación tarifaria asociada al desarrollo de los proyectos IPAT se reconoce un ingreso regulado en el que los riesgos de demanda no se encuentran en cabeza del transportador, la metodología sigue incentivando al transportador a la búsqueda de eficiencias y a la reducción de costos y gastos, los cuales redundan en beneficio tanto de la empresa como del servicio.

En línea con lo anterior, toda la regulación asociada a la actividad de transporte de gas natural reconoce y acepta que el transportador goza de discrecionalidad técnica y operativa, así como de autonomía empresarial y financiera, para decidir las inversiones a realizar y definir la configuración técnica que asegure el cumplimiento del servicio público y se ajuste a la operación de su sistema, garantizando una prestación eficiente, continua, segura y de calidad.

Así, el objetivo de la Pretensión Tercera es que la Comisión aclare la resolución objeto del presente recurso, de modo que se reconozca expresamente la autonomía y la discrecionalidad técnica y operativa del transportador incumbente para definir la configuración técnica para el Proyecto IPAT que mejor convenga al servicio público y a la operación del sistema de transporte, y que asegure en cualquier caso el cumplimiento de los objetivos y las características funcionales definidas por la UPME. Asimismo, que busca que se aclare y se determine expresamente que el transportador incumbente no está obligado a seguir ni a implementar la configuración técnica utilizada por la CREG para definir el valor eficiente para el proyecto IPAT, particularmente en los activos para la estación de Caracolí, en donde se plantea utilizar un solo compresor de mayor potencia.

Frente a este último punto, es claro para PROMIGAS que el ejercicio realizado por la CREG para determinar el valor eficiente de las inversiones del Proyecto, a partir del dictamen pericial, no implica que la Comisión exija al transportador incumbente asumir el riesgo de ejecutar un proyecto diferente a la solución técnica que este propuso. Aún más, cuando la configuración técnica planteada en el dictamen pericial, (con la selección de una marca y una referencia específica para el equipo de compresión, no sólo no es viable, sino que no cuenta con el sustento técnico correspondiente, al no haber sido validada con modelaciones ni cálculos hidráulicos (como expresamente lo reconoció el Perito tanto en su informe como en la audiencia de contradicción). Además, el Perito no es quien ejecutará el Proyecto y asumirá el riesgo y la responsabilidad de que el mismo no cumpla con los objetivos definidos por la UPME ni con los compromisos contractuales del transporte de gas natural.

En otras palabras, si bien el dictamen y la configuración que plantea el Perito fue utilizada para determinar el valor eficiente de las inversiones, la Comisión no debe obligar al transportador incumbente a ejecutar dicha configuración de equipo de compresión, a pesar de que PROMIGAS ha advertido que la misma no es viable técnicamente, resulta ineficiente y no permite garantizar la prestación del servicio de transporte de gas natural, ni los objetivos definidos por la UPME. Una interpretación en tal sentido resultaría arbitraria y contraria a la regulación, al modificar el objeto y alcance que tiene el dictamen pericial según lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 102 008 de 2022.

Dicho artículo determina claramente las reglas conforme a las cuales, una vez definidos los proyectos IPAT y declarado el interés por parte del respectivo transportador incumbente para su ejecución, la CREG debe:

Ø Verificar que la información y las especificaciones presentadas por el transportador cumpla con lo previsto para el respectivo proyecto IPAT.

Ø Determinar el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM del proyecto, utilizando para el efecto el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la metodología tarifaria de transporte vigente.

Ø Oficializar el ingreso anual para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT.

A pesar de que la CREG solamente debía validar que la solución técnica propuesta por el transportador incumbente cumpliera con los objetivos funcionales definidos por la UPME y determinar los valores eficientes del mismo, el regulador aprobó una configuración técnica específica de un tercero – el Perito – que no está respaldada por cálculos de ingeniería y no cumple con lo previsto para el proyecto IPAT.

Asimismo, PROMIGAS no puede comprometerse con una configuración específica de la solución técnica, amarrada a una marca y referencia de equipo de compresión, considerando que, precisamente con el objetivo de evaluar las distintas soluciones competitivas disponibles en el mercado y que la escogida sea la más eficiente, se busca que los fabricantes de equipos de compresión, en un proceso licitatorio, propongan el dimensionamiento óptimo de los equipos a partir de las condiciones operacionales requeridas.

Es así como, los Términos de Referencia del proceso de selección para el desarrollo del Proyecto fueron diseñados con un amplio alcance donde sólo se especifican las condiciones operacionales requeridas con el fin de no limitar la presentación de las ofertas de los proveedores a una configuración de equipos de compresión especifica. A continuación, se evidencia el objeto y alcance del proceso licitatorio actualmente vigente, abierto el 29 de mayo de 2023, a las 5:04 p. m., cuyos Términos de Referencia “TDR para Solución de Compresión en Tres Estaciones Compresoras Existentes de Promigas” se encuentran adjuntos. A continuación, se presenta imagen de la sección 2 Objeto y Alcance de este documento:

Por lo anteriormente expuesto, y con el fin de lograr eficiencias, se reitera la necesidad de la discrecionalidad técnica y operativa que debe tener el trasportador incumbente para definir las configuraciones técnicas de los proyectos.

2.4.1 Obligar a PROMIGAS a implementar la configuración de equipo de compresión, amarrada a una marca y referencia específica, propuesta por el Perito conllevaría a transgresión de los principios de eficiencia, transparencia, igualdad, neutralidad y libre competencia en los procesos de selección

Si la CREG le establece al transportador incumbente la obligación de implementar una configuración de equipo de compresión específica, por un lado, se verían afectados los principios de transparencia y libre competencia, pues se estarían limitando las ofertas, los equipos y los proveedores que se podrían evaluar, para cumplir con un mismo objetivo, a una sola opción de marca y referencia de equipo. Por otro lado, se transgredirían los principios de igualdad y neutralidad al restringir el desarrollo natural de los mercados, imponiendo discriminaciones de carácter tecnológico, que además podrían socavar la eficiencia.

En este sentido, se debe garantizar que el agente encargado de la infraestructura tenga una discrecional técnica y operativa para definir la mejor configuración para el Proyecto, que cumpla, por supuesto, con los objetivos funcionales del mismo y no obligarlo a implementar una configuración específica que limita la posibilidad de encontrar una solución técnica viable y eficiente.

Con esta configuración, como expresamente lo reconoció el Perito en la audiencia de contradicción, no se puede garantizar un nivel de continuidad y confiabilidad de las estaciones compresoras, sin exceder las 120 horas establecidas en artículo 12 de la Resolución CREG 185 de 2020, en el Capítulo II, Requisitos mínimos de los contratos de transporte.

Específicamente para Caracolí, el Perito planteó un equipo de 7.800 HP existente actualmente en la estación y un equipo nuevo de 13.000 HP de referencia Solar Mars 90, para atender el servicio de la Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena y los contratos de transporte. No obstante, esta configuración de equipo de compresión en Caracolí no garantiza las características funcionales definidas por la UPME para el Proyecto ni los compromisos de los contratos de transporte, debido a:

i) La potencia disponible del equipo Solar Mars 90 (13.000 HP) es menor a la requerida bajo las condiciones operacionales de la estación Caracolí para el flujo máximo de 432 MPCD, según los dos requerimientos de capacidad, la del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena y los contratos de transporte. A continuación, se presenta correo del representante del fabricante Solar confirmando esta limitación.

ii) El representante del fabricante Solar, en el correo anterior, indica que el siguiente equipo con la potencia requerida para el flujo máximo de 432 MPCD, es el Mars 100 (15.000 HP). No obstante, este equipo también presenta limitaciones para el cumplimiento de los dos requerimientos de capacidad, la del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena y los contratos de transporte, de acuerdo con lo siguiente:

- El flujo mínimo que puede ser manejado por el equipo Mars 100 (15.000 HP) es 312 MPCD, según reporte adjunto de Solar “Análisis de Equipo Mars en la Estación Caracolí”.

- En la configuración aprobada en la estación Caracolí se considera un solo equipo existente de 7.800 HP, el cual puede manejar un flujo máximo de 216 MPCD, según reporte adjunto de Solar “Análisis de Equipo Mars en la Estación Caracolí”.

- Teniendo en cuenta lo anterior, en la estación Caracolí, con un equipo existente de 7.800 HP y uno nuevo Mars 100 (15.000 HP), existe un rango de flujo entre 216 y 312 MPCD, en el cual no se podría manejar el flujo de gas en la estación.

- De acuerdo con lo anterior, en un escenario promedio de flujo, no se podrían cumplir los contratos de transporte ni los requerimientos del proyecto IPAT. Se adjunta informe técnico operativo “Escenario Operacional Promedio Flujo Estimado para Bidireccionalidad UPME-170 MPCD Barranquilla a Ballena – TGI a 900 psig”. En este informe se presenta la modelación hidráulica del sistema bajo un escenario promedio de flujo tomando como base el año 2023, el cual arroja que se requerirían manejar flujos intermedios en la estación Caracolí dentro del rango de 216 y 312 MPCD, no cubierto por la configuración de equipos de compresión aprobada.

Entonces, es claro que la alternativa propuesta por el Perito y acogida por la CREG para la estación de Caracolí no es viable técnicamente para operar bajo las capacidades de transporte requeridas, contrariando así no sólo el principio de eficiencia, sino, además, la autonomía técnica y operativa que la misma regulación reconoce a favor del transportador. Una operación menos flexible conlleva a ineficiencias en la prestación del servicio en contravía de los criterios tarifarios establecidos en la ley y desarrollados en la regulación.

Por lo anterior, la solución técnica planteada por Promigas contempla operar los 2 equipos existentes en Caracolí de 7.800 HP con un equipo nuevo adicional, que garantice la flexibilidad de operación para escenarios con volúmenes en todo el rango requerido, hasta el flujo máximo en Caracolí de 432 MPCD (170 MPCD del Proyecto y 262 MPCD de los contratos de transporte) y de igual manera permite flexibilidades para resolver escenarios de contingencia al tener equipos de compresión con tecnologías similares.

Como se mencionó anteriormente, PROMIGAS adelantó un proceso de selección para la compra de los equipos de compresión que se utilizarían para el Proyecto, según los objetivos definidos por la UPME. Así, definió los términos de referencia y en estos estableció las condiciones operacionales o características funcionales requeridas en cada una de las estaciones. En el caso de la estación de Caracolí, para la que se especificaron las condiciones previamente expuestas, esto es, una presión de succión de 534 Psig, una presión de descarga de 850 Psig y un flujo máximo de 432 MPCD, ninguno de los proveedores del mercado ofertó un equipo con las características planteadas por el Perito, pues saben que esta no sería una solución viable ni eficiente.

Se recibieron ofertas de tres (3) proponentes, Siemens, Solar y Baker. Para Caracolí, no se recibieron ofertas que incluyan equipos con potencias en el orden de los 13.000 HP y tampoco propuestas que consideren traslados de uno de los equipos de Caracolí a Palomino.

El resumen de las propuestas para Caracolí son:

De acuerdo con lo anterior, la solución técnica que PROMIGAS implementaría para el Proyecto corresponde a la siguiente configuración de equipos que garantiza el cumplimiento de los contratos de transporte y de los requerimientos especificados por la UPME:

La configuración antes señalada, no implica ni pretende modificar los valores aprobados por la CREG.

2.5 Fundamentos de la Pretensión Cuarta y su pretensión subsidiaria

CUARTA. Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte motiva y resolutiva se determine expresamente que la auditoría del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, según lo establecido en los artículos 23 y 24 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, se desarrollará sobre la configuración de la solución técnica que el transportador incumbente defina para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena conforme a su discrecionalidad técnica y operativa; y cuyo cronograma, curva S y características técnicas se presentarán ante el auditor al inicio de la ejecución del Proyecto.

SUBSIDIARIA A LA CUARTA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte motiva y resolutiva se determine expresamente que la auditoría del Proyecto IPAT, según lo establecido en los artículos 23 y 24 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, se desarrollará sobre la configuración técnica que se propone en el presente documento

De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 23 de la Resolución CREG 102 008 de 2022[4] todos los proyectos que se ejecuten bajo procesos de selección o a través del transportador incumbente según se establece en el artículo 4 de la mencionada Resolución, deben contar con una firma auditora en los términos y condiciones que la regulación establece.

Asimismo, el artículo 24 de la misma resolución señala que dentro de las actividades que debe desarrollar el auditor seleccionado para el proyecto, este debe presentar un informe de seguimiento cada noventa (90) días calendario contados a partir del momento en que se legalice su respectivo contrato donde se presente “el resultado de verificación del cumplimiento del cronograma, de la curva S, de los Hitos de la curva S y de las características técnicas establecidos para el proyecto”.

Además, la disposición determina que “en caso de incumplimiento de requisitos técnicos del proyecto”, el informe debe indicar las desviaciones en los requisitos respecto de las normas y estándares aplicables según el proyecto.

En línea con lo anterior, el artículo 25 de la resolución determina como una de las situaciones que constituyen un incumplimiento insalvable, aquella en la cual en el informe referenciado del Artículo 24, el auditor verifique que el adjudicatario, o el transportador incumbente que ejecuta en primera instancia el proyecto IPAT, “omitió corregir desviaciones, identificadas en el informe previo, que no corresponden a las características del proyecto definido en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado por el MME y en los documentos de selección del inversionista, siendo obligación de este hacerlo”.

Conforme a lo anterior, es claro que las “características técnicas” de los proyectos a las que se refiere la Resolución CREG 102 008 de 2022 para ser auditadas, corresponden a aquellas características funcionales básicas que fueron definidas por la UPME para cada uno de los proyectos IPAT, pero no así, a aquellas características que hayan podido ser consideradas por la Comisión para evaluar y calcular el valor eficiente de las inversiones del proyecto puesto a su consideración, según el dictamen pericial y lo aprobado en la Resolución CREG 502 032 de 2023.

De lo contrario, la CREG estaría desconociendo lo establecido en la regulación, la cual establece que la Comisión solamente debía validar que la solución técnica propuesta por el transportador incumbente cumpliera con los objetivos funcionales definidos por la UPME, y a partir de dichos objetivos, se definen los hitos que le serán auditados al transportador incumbente.

Por otro lado, la CREG no podría obligar al trasportador incumbente a cumplir o se ceñirse a la configuración propuesta por el Perito.

2.6 Fundamento de la Pretensión Quinta del recurso

QUINTA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023 de modo que para calcular el flujo de ingresos anuales que remuneran los valores eficientes de la inversión del Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, se aplique la tasa de descuento vigente para la actividad de transporte de gas natural de 11,88%, conforme fue aprobado y establecido a través de la Resolución CREG 102 002 de 2023 que modificó la Resolución CREG 103 de 2021.

El parágrafo del artículo 5 de la Resolución CREG 502 032 de 2023 establece que “para calcular el ingreso anual del proyecto IPAT se utilizó la tasa de descuento definida en el artículo 25 de la de la Resolución CREG 175 de 2021, Tkip, cuyo cálculo está incluido en la Resolución CREG 103 de 2021.” Asimismo, el documento soporte de la Resolución recurrida, en el numeral 4.3.1. indica que “Para construir el flujo de ingresos para remunerar la inversión eficiente del proyecto IPAT se utilizó una la tasa de descuento TKIP definida en la Resolución CREG 103 de 2021, esto es, 10,94%. (…)”

No obstante, el 21 de junio de 2023 la CREG publicó en el Diario Oficial la Resolución CREG 102 002 de 2023 la cual actualizó la tasa de descuento para la actividad de transporte de 10,94% a 11,88%.

“Artículo 2. Modifíquese el artículo 4 de la Resolución CREG 103 de 2021 el cual quedará así:

“ARTÍCULO 4. Tasas de descuento para la actividad de transporte de gas natural. La tasa de descuento que regirá para la actividad de transporte de gas en la remuneración de los servicios de capacidad a través de cargos fijos, Tkc, servicios de volumen a través de cargos variables, Tkv y por servicios de transporte a través de ingreso regulado, Tkip será 11,88% en pesos colombianos constantes antes de impuestos, para cada una de ellas (…)” (Subrayado y negrita fuera de texto)

Lo anterior significa que para calcular el ingreso anual del proyecto IPAT Barranquilla – Ballena la CREG utiliza una tasa de descuento que fue modificada por la Comisión en la Resolución CREG 102 002 de 2023.

Aplicar al Proyecto la tasa del 10,94% y no del 11,88% vigente, implica que el acto administrativo:

- Esté en contra de los objetivos por los cuales la Comisión definió la señal establecida en el parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021, sobre la actualización de las tasas de descuento ante cambios en el impuesto de renta.

- Esté viciado de nulidad por falsa motivación. La CREG incurre en un error de derecho por violación directa de la Ley y violación del principio de buena fe al contrariar sus propios actos.

- Viole el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, específicamente de los criterios tarifarios de eficiencia y suficiencia financiera.

Por lo anterior, a través de la pretensión quinta del recurso se solicita a la CREG que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023 y, en ese sentido, se corrija el cálculo del ingreso anual del Proyecto, toda vez que se utilizó una tasa de descuento fue modificada y es distinta al valor actualmente vigente y aplicable a la actividad de transporte, correspondiente al 11,88%.

2.6.1 No cumple los objetivos del mecanismo establecido por la CREG para actualizar las tasas de descuento ante cambios en las tasas de impuesto de renta.

El ajuste de la tasa de descuento de la actividad de transporte de 10,94% a 11,88% obedece lo establecido en el parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021:

“Parágrafo. Cuando la tarifa Tx, aplicable a una vigencia fiscal, sea distinta a la tarifa Tx con la que se aprobó la tasa de descuento vigente de una actividad, se efectuará el recálculo de dicha tasa de descuento con la nueva tarifa Tx y actualizando todos los demás parámetros, con la información disponible al corte de diciembre del año anterior al inicio de la aplicación de la nueva tarifa Tx. En caso de que el valor absoluto de la variación porcentual en la tasa de descuento, producto del mencionado recálculo, sea superior al 4%, la CREG actualizará la tasa de descuento con el valor recalculado”.

Aplicar la tasa de descuento de 10,94% al Proyecto, implicaría estar en contra de los objetivos por los cuales la Comisión definió la señal establecida en el parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021. Precisamente, previendo los cambios en las tasas de impuesto por reformas tributarias y con el propósito de mitigar esta situación para el inversionista, la Comisión estableció el mecanismo de ajuste de la tasa de descuento que justamente busca “mantener la señal que recibe el inversionista al momento de establecerse la remuneración de la actividad”[5] Puntualmente, el regulador en el documento soporte de dicha regulación[6] señala:

“5.3. Tasa de impuestos

5.3.1. Andesco “(…) Con respecto a los cambios en la tasa de descuento derivados de los cambios en la tasa de impuestos, consideramos que el mecanismo propuesto podría proporcionar inestabilidad e incertidumbre al cálculo de la tasa de descuento. Además, no se define como se determina el 4% de variación por cambios de la tasa de impuestos. Hoy en día es claro que cuando la normativa cambia, la tasa de descuento se ajusta. (…)”

Respuesta. Las tasas de descuento se calcularán y definirán para cada metodología tarifaria por el plazo del respectivo periodo tarifario. No obstante, previendo los efectos sobre la remuneración de los costos de inversión por cuenta de posibles reformas tributarias y con el objeto de mitigar esta situación, en la propuesta en consulta se estableció que dichas tasas de descuento puedan revisarse. La modificación de la tasa de descuento se dará en el evento en que se observe una variación porcentual, positiva o negativa, mayor al 4%, después de efectuar el cálculo actualizando todos los parámetros, incluida la nueva tasa de impuestos.”

(Subrayado y negrita fuera de texto)

La Comisión previó ajustes en la tasa de descuento para mantener “las condiciones de tributación que se encuentren vigentes”[7] por lo que, aplicar una tasa de descuento que no recoja la tasa de impuesto de renta vigente, implica que el transportador asuma una sub-remuneración de los costos de inversión. Lo anterior considerando que en la ejecución de las inversiones el transportador tendría que asumir un impuesto de renta de 35%, mayor que el 31% reconocido en la tasa de descuento del 10,94% utilizada por la CREG para calcular los ingresos anuales del Proyecto.

2.6.2 Falsa motivación por inaplicación de la Ley y violación del principio de buena fe

De acuerdo con el artículo 137 del CPACA[8] una de las causales para declarar la nulidad de actos administrativos es la falsa motivación. En caso de que la Comisión no realice la corrección de la tasa de descuento aplicable se afectaría la validez del acto administrativo, configurándose un error de derecho, que conllevaría a una falsa o indebida motivación de este. La CREG incurre en falsa motivación por dos razones:

- Error de derecho al no aplicar la Resolución CREG 102 002 de 2023 que modificó la Resolución CREG 103 de 2021 y;

- Contrariar sus propios actos y, por tanto, transgredir el principio de la buena fe.

De acuerdo con la doctrina, el error de derecho “se caracteriza porque determina una errónea formación de la voluntad, debido a que la información legal del sujeto se encontraba falseada en cuanto su existencia o interpretación.” Consecuentemente establece que “no es excusable para la administración el desconocimiento del ordenamiento legal al que debe someter sus decisiones”, pues debido a su misma naturaleza normativa, “la administración pública debe conocer y manejar el ordenamiento positivo”.[9]

Tratándose de actos administrativos, la doctrina ha establecido que el error de derecho puede traducirse en cuatro modalidades específicas: violación directa del orden positivo; falsa interpretación del orden positivo; error de interpretación del orden positivo, y violación por aplicación indebida del orden positivo.[10] En lo que respecta a la violación directa del ordenamiento positivo, la doctrina[11] ha considerado que:

“Se configura la irregularidad en las eventualidades en que, con conocimiento o sin éste, el órgano administrativo competente para desarrollar la respectiva actividad ejercita la misma como si la norma no existiere. Se produce, en consecuencia, una inaplicación directa de las normas superiores que corresponden, provocando de hecho un vacío que es llenado de manera arbitraria por las autoridades.”

(Subrayado y negrita fuera de texto)

Así entonces, la no aplicación de la Resolución CREG 102 002 de 2023 por parte de la CREG, que modificó expresamente el artículo 4 de la Resolución CREG 103 de 2021 y ajustó la tasa de descuento del 10,94% a 11,88%, tasa de descuento vigente al momento de la notificación de la Resolución CREG 502 032 de 2023, implica que se cometió un error de derecho por violación directa de la Ley que vicia de nulidad el acto administrativo por falsa motivación.

Por otro lado, la buena fe es un principio general del derecho consagrado en la Constitución Política de Colombia en el artículo 83 [12] norma superior que introduce el postulado de la “bona fides” en el ámbito del derecho público para regular las relaciones entre la Administración Pública (Estado) y los ciudadanos (administrados), a fin de establecer un límite a las potestades de que está investida la Administración Pública para evitar que su actuar se torne en arbitrariedad.[13]

El principio de la buena fe ha sido entendido por la jurisprudencia[14] “como una exigencia de honestidad, confianza, rectitud, decoro y credibilidad que otorga la palabra dada y a él deben someterse las diversas actuaciones de las autoridades públicas, de tal forma que estas resulten congruentes con el comportamiento leal, fiel y honesto que le es exigible a la administración y a los particulares, pero que adquiere un grado mayor de exigencia tratándose de la autoridad pública, en razón a su poder, posición dominante y garante de las finalidades del Estado y de los derechos de los particulares”, de manera que la buena fe debe orientar “el ejercicio de las facultades discrecionales de la administración pública y ayudar a colmar las lagunas del sistema jurídico”[15]

En este mismo sentido, el Consejo de Estado ha señalado:

“El principio de la buena fe que se sustenta en el valor ético de la confianza constituye la base de las relaciones jurídicas, que impone a los sujetos de derecho determinados comportamientos y reglas de conducta, tanto en el ejercicio de sus derechos como en el cumplimiento de sus obligaciones.

“La buena fe ha sido considerada por la doctrina como el tipo de conducta social que se expresa en la lealtad en los tratos, el proceder honesto, esmerado y diligente que supone necesariamente no defraudar la confianza de los demás, ni abusar de ella, guardar fidelidad a la palabra dada y conducirse de forma honrada en cada una de las relaciones jurídicas[16] también ha señalado que todo comportamiento de una de las partes (deudor o acreedor, autoridad o súbdito), contrario a la honestidad, a la lealtad, a la cooperación, etc., entraña una infracción del principio de la bona fides porque defrauda la confianza puesta por la otra parte, que es el fundamento del tráfico jurídico.[17] (…)”[18]

En este orden de ideas, la jurisprudencia ha establecido que la aplicación de la buena fe en las actuaciones de los particulares y del Estado no sólo es un principio general del derecho y de ética de comportamiento, sino que es un precepto de obligatorio cumplimiento.[19] En virtud del principio general de la buena fe se derivan diferentes reglas o sub-principios, íntimamente relacionados entre sí, pero con identidad propia, dentro de los cuales se encuentran el principio del respeto por el acto propio (“venire contra factum proprium non valet”).[20]

Así, por ejemplo, el principio de la buena fe implica un deber de comportamiento que incorpora el respeto por el acto propio, el cual inadmite un comportamiento que pese a su eventual licitud formal resulta contradictorio con la primera conducta realizada. Por ello no se puede ir contra los actos propios.

El Consejo de Estado ha sostenido que la doctrina de los actos propios “consiste en la necesidad de observar en el futuro la conducta que los actos anteriores hacían prever”[21] Para esta Corporación, “la regla del venire contra factum proprium non valet” es una expresión del principio general de la buena fe y está prevista como un mecanismo de protección de los intereses legítimos de determinados sujetos jurídicos que obliga a otro a mantener un comportamiento coherente con los propios actos, habida cuenta de que la conducta de una persona puede ser determinante en el actuar de otra. Surge como una prohibición de actuar contra el acto propio”[22]

Por su parte, la Corte Constitucional ha señalado al respecto lo siguiente:

“La administración y el administrado deben adoptar un comportamiento leal en el perfeccionamiento, desarrollo y extinción de las relaciones jurídicas. Este imperativo constitucional no sólo se aplica a los contratos administrativos, sino también a aquellas actuaciones unilaterales de la administración generadoras de situaciones jurídicas subjetivas o concretas para una persona. El ámbito de aplicación de la buena fe no se limita al nacimiento de la relación jurídica, sino que despliega sus efectos en el tiempo hasta su extinción.

13. El principio de la buena fe incorpora la doctrina que proscribe el "venire contra factum proprium", según la cual a nadie le es lícito venir contra sus propios actos. La buena fe implica el deber de observar en el futuro la conducta inicialmente desplegada, de cuyo cumplimiento depende en gran parte la seriedad del procedimiento administrativo, la credibilidad del Estado y el efecto vinculante de sus actos para los particulares (…)”[23]

En este orden de ideas, la CREG estaría desconociendo el principio que le impone “no ir en contra de sus propios actos”, pues estaría actuando en contra de su propia regulación al decidir no darle aplicación a la Resolución CREG 102 002 de 2023, la cual expresamente modifica la tasa de descuento del 10,94% y establece la de 11,88%, y siendo esta última, la tasa vigente al momento de la notificación de la Resolución CREG 502 032 de 2023.

Asimismo, la Comisión también desconoce el principio de la buena fe y su doctrina de “no ir en contra de sus propios actos” cuando actúa en contra de sus propias afirmaciones sobre la aplicación de la nueva tasa de descuento. En efecto, desde abril que fue publicada la Resolución CREG 702 001 de 2023 y su documento soporte, proyecto de norma de la Resolución 102 002 de 2023 que estableció el 11,88%, la CREG tenía pleno conocimiento de que la tasa de descuento de la actividad de transporte sería actualizada y anunció expresamente que dicha tasa aplicaría a todas las actuaciones que se definieran a partir de la entrada en vigencia de la resolución de la nueva tasa.

“3. APLICACIÓN. La nueva tasa de descuento aplica a todas las actuaciones que se definan a partir de la entrada en vigencia de la resolución que ajuste la Resolución CREG 103 de 2021[24]”.

Manifestó lo mismo en el Documento CREG 902 002 de 2023, soporte de la Resolución CREG 102 002 de 2023, indicando:

“4.1 (…)

Respuesta

El ajuste a la Resolución CREG 103 de 2021 afecta a todas las actuaciones particulares que a partir de la firmeza de esa resolución se realicen.

(…)

Las actuaciones tarifarias en curso se resolverán con la nueva tasa de descuento.

4.2. (…)

Respuesta

Cuando en la aplicación del parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021 el análisis conduzca a un ajuste en la tasa de descuento, conforme a la Resolución CREG 175 de 2021, los efectos de la nueva tasa se reflejarán en las actuaciones particulares que a posteriori se resuelvan. (…)

En los casos en los que se de aplicación a esa disposición la tasa de descuento que se utilizará será la que en ese momento esté vigente.

(Subrayado y negrita fuera de texto)

De acuerdo con lo establecido por la Comisión en la regulación y documentos soporte es claro que la tasa de descuento que debía aplicar para calcular el flujo de ingresos del proyecto debe ser del 11,88% porque:

- La tasa de descuento vigente al momento de la notificación de la Resolución CREG 502 032 de 2023 objeto del recurso es la de 11,88%, establecida en Resolución CREG 102 002 de 2023.

- La resolución que aprueba el proyecto (Resolución CREG 502 023 de 2023) es una actuación particular notificada de manera posterior a la resolución que aprueba la tasa de descuento vigente de 11,88% (Resolución CREG 102 002 de 2023).

En este orden de ideas, aplicar la tasa de descuento de 10,94% al Proyecto se configura en un error de derecho por parte de la CREG, al violar el principio de buena fe, contrariar sus propios actos desconociendo lo que manifestó en las normas y documentos antes referenciados. Por lo tanto, el acto administrativo objeto de recurso debe ser modificado y corregido con el fin de evitar que resulte viciado de nulidad conforme a los argumentos expuestos.

2.6.3 Violación de los criterios de eficiencia y suficiencia financiera

Como es de conocimiento del regulador, en virtud del principio de eficiencia económica, el régimen de tarifas debe procurar por que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, y deben tener en cuenta no sólo los costos sino los aumentos de productividad esperados, los cuales deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo. Asimismo, de acuerdo con la Ley y en virtud del principio mencionado, en el caso de servicios públicos las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste.[25]

Por su parte, conforme al principio de suficiencia financiera, las tarifas deben garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; asimismo, deben permitir remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.[26]

Así entonces, en la medida que se apruebe un ingreso regulado para el Proyecto que no considere la tasa de descuento vigente para la actividad de transporte de gas de 11,88%, se estaría violando los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera previstos en la Ley 142 de 1994. Lo anterior, no sólo implicaría que la Comisión desconozca sus propios actos, sino también afectaría injustamente a PROMIGAS ya que:

- Recibiría una menor remuneración cuando los ingresos anuales son calculados con una tasa de descuento que no considera las condiciones del mercado en la forma como lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable y;

- No se le garantizaría su derecho a recibir un ingreso que considere la estructura de los costos económicos de prestar el servicio.

Por lo tanto, el acto administrativo objeto de recurso debe ser modificado y corregido con el fin de evitar que resulte viciado de nulidad conforme a los argumentos expuestos.

2.7 Fundamento de la Pretensión Sexta

SEXTA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023 de modo que se ajuste el cálculo del flujo de ingresos anuales que remuneran los valores eficientes de la inversión del Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, con el fin de que dicho ingreso anual garantice la rentabilidad regulada establecida para la actividad de transporte de gas natural sobre la inversión aprobada.

Para las inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte o proyectos “IPAT”, la Comisión estableció una metodología de remuneración en la que calcula un ingreso anual de 20 años sobre las inversiones utilizando la tasa de descuento de la actividad de transporte de gas natural vigente, lo que garantiza que la rentabilidad sobre la inversión aprobada para el transportador sea igual a la tasa de descuento regulada.

Para validar la rentabilidad sobre la inversión aprobada del Proyecto, se calculó la tasa interna de retorno (TIR) (Tabla 4) tomando el ingreso anual aprobado que remunera la inversión, los valores aprobados de AOM y el horizonte de ejecución de las inversiones (5 años). Dicho horizonte de inversión se calculó de la siguiente manera:

i) Se tomó la inversión solicitada presentada a la CREG en la que se especificó el año en que se ejecutarían las inversiones.

Tabla 1: Inversión solicitada

ii) Se calcularon los porcentajes de ejecución anual de los distintos conceptos de inversión.

Tabla 2: Ejecución anual por concepto de inversión solicitado

iii) Se aplicaron los porcentajes de ejecución anual por concepto solicitado sobre la inversión aprobada.

Tabla 3: Aplicación de la ejecución anual solicitada sobre la inversión aprobada.

Con base en los insumos anteriores, la rentabilidad (TIR) resultante del Proyecto es de 9,42%, inferior a la tasa de descuento de 10,94% utilizada por la Comisión para establecer los ingresos anuales que remuneran la inversión.

Tabla 4: Flujo del Proyecto Promigas

Teniendo en cuenta el ejercicio planteado anteriormente, se evidencia que no se está cumpliendo lo estipulado por la CREG para la remuneración de estos proyectos, en la que, como se explicó al inicio de la pretensión, se le garantiza al transportador la rentabilidad regulada sobre la inversión aprobada. Bajo los cálculos de la CREG, como se evidencia en la Tabla 5, se alcanza la rentabilidad regulada al considerar la ejecución de todas las inversiones en un solo año, hecho que:

- Técnicamente es inviable.

- No va en línea con la proyección de ejecución de inversiones del Proyecto presentado por Promigas.

- No va en línea con los tiempos de ejecución del proyecto establecidos por la UPME de 36 meses.

- Genera un detrimento en la rentabilidad regulada que recibe el transportador.

Tabla 5: Flujo del Proyecto CREG

Como se observa en la Tabla 5, el ingreso anual aprobado por la CREG no considera la ejecución anual de las inversiones aprobadas presentadas por PROMIGAS y por consiguiente no va en línea con la teoría financiera al ignorar los conceptos del “valor del dinero en el tiempo” y el “costo de oportunidad del dinero”. Estos conceptos se refieren a cómo el dinero tiene un valor distinto en el futuro teniendo en cuenta la posibilidad de generar rendimientos con el dinero invertido y la renuncia a la posibilidad de utilizar ese dinero para distintas oportunidades de inversión. A su vez, son fundamentales para el cálculo de la rentabilidad y se refieren al mecanismo matemático que hace comparables valores monetarios ubicados en momentos de tiempo distintos mediante la aplicación de una relación de equivalencia financiera.

Por lo anterior, se requiere que la CREG ajuste el cálculo del ingreso anual, de forma que éste considere la equivalencia del dinero en el tiempo y su costo de oportunidad. Para corregirlo, la Comisión debe calcular nuevamente el flujo de ingresos considerando la ejecución anual solicitada de las inversiones, para lo cual debe actualizarlas o descontarlas hasta el año 0 según se ubique la inversión, como se demuestra a continuación.

Tabla 6: Valor de inversiones aprobadas considerando el costo del dinero en el tiempo y su costo de oportunidad

Dado el ajuste en la inversión mencionado anteriormente, se calculó nuevamente el ingreso anual obteniendo como resultado un ingreso anual de $54.192.833.882. Es decir, el ingreso anual aprobado debe ser ajustado por la CREG de $48.123.589.062 (aprobado) a $54.192.833.882. De esta forma, como se observa a continuación, se garantiza la rentabilidad regulada sobre las inversiones aprobadas del proyecto:

Tabla 7: Flujo del Proyecto ajustado según ejecución anual de la inversión

Tabla 8: Flujo del Proyecto CREG ajustado según ejecución anual de la inversión

Históricamente, la Comisión ha aplicado los conceptos del “valor del dinero en el tiempo” y el “costo de oportunidad del dinero” en el reconocimiento de las inversiones en transporte de gas natural, por lo que la petición incluida en este capítulo del recurso no es desconocida para el regulador. A manera de ejemplo, se expone el caso del Loop Cartagena – Sincelejo de 14” aprobado a través de la Resolución CREG 068 de 2013. Como se observa en la Tabla 9, las inversiones de dicho loop fueron aprobadas por la CREG considerando la proyección de ejecución de 3 años, lo que permitió, como se demuestra en la Tabla 10, que PROMIGAS recibiera la rentabilidad regulatoria sobre las inversiones aprobadas.

Tabla 9: Ejemplo aprobación Loop Cartagena - Sincelejo 14" considera el costo del dinero en el tiempo y su costo de oportunidad.

Tabla 10: Flujo del Proyecto Loop Cartagena - Sincelejo 14"

CREG garantiza la rentabilidad regulada vigente (15,02%) sobre las inversiones aprobadas.

Los argumentos expuestos anteriormente ponen de manifiesto la necesidad de ajustar el cálculo del ingreso anual del Proyecto, con el fin de que dicho ingreso garantice la rentabilidad regulada sobre las inversiones aprobadas. De acuerdo con lo anterior, el acto administrativo objeto de recurso debe ser modificado y corregido conforme a los argumentos expuestos.

Se anexa al recurso el archivo de Excel “Cálculos ingresos anuales con horizonte de inversión” con el detalle de los cálculos anteriormente mencionados.

Ahora bien, desde el punto de vista legal, es claro que la CREG, al no incorporar el ajuste en el cálculo del ingreso anual del Proyecto, y, por tanto, impedir que Promigas pueda obtener la rentabilidad que el regulador señala que va a reconocer, implica una violación clara al principio de suficiencia financiera, y una contradicción contra sus propios actos, tal y como se explica a continuación:

2.7.1 Violación del principio de suficiencia financiera

Tal y como se explicó en el fundamento de esta pretensión, el cálculo de los ingresos anuales en la forma como está propuesto en la Resolución que se recurre, no garantiza de un lado la rentabilidad que el regulador señaló que iría a reconocer, y por lo mismo, los ingresos que debería recibir, en caso de proceder a construir el activo.

En ese sentido, si se tiene en cuenta que es el regulador el que define la tasa que está dispuesta a reconocer para los proyectos IPAT, que define la tasa de riesgo equivalente, pero que el ingreso real calculado no permite obtener esa rentabilidad, el criterio de suficiencia financiera estaría siendo desconocido.

En efecto, el criterio de suficiencia financiera, establecido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, determina que las tarifas deben permitir una remuneración al patrimonio “de la manera en que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable”.

En el caso que nos ocupa, la tasa que remunera el riesgo comparable ya fue definida por la CREG, por lo que el parámetro de aplicación de la norma resulta claro, lo que implica que el flujo de ingresos que se establezca debe reflejar esa tasa, ya que, de lo contrario, violaría el principio de suficiencia financiera, y viciaría de nulidad el acto administrativo.

Así, en el presente caso, tal y como se demostró, el flujo de ingresos de la CREG iría en contra del principio de suficiencia financiera, razón por la cual debe ser ajustado.

2.7.2 Actuación en contra de sus propios actos

Ahora bien, por las mismas razones antes expuestas, la CREG en este caso particular, estaría actuando en contra de sus mismas disposiciones. En efecto, al decir que va a reconocer una tasa determinada en contraprestación a la construcción y operación del IPAT, pero el cálculo de los ingresos anuales no lo refleja, estaría actuando contra su propio acto, y por lo mismo, actuando por fuera de su competencia.”

1. Análisis del recurso

- Aspecto inicial. Procedencia del dictamen pericial solicitado.

- La prueba pericial solicitada

Dentro de las pruebas solicitadas por Promigas S.A. E.S.P., en el escrito del recurso de reposición se solicita un plazo para alegar un dictamen pericial que soporte las peticiones y argumentaciones realizadas por la empresa en el recurso de reposición.

Dicho dictamen pericial realizado fue remitido mediante radicado CREG E2023018617 con fecha del 20 de octubre de 2023, el cual es realizado por el señor por Gustavo Adolfo Delvasto Jaimes, el cual tenía por objeto “Realizar un peritaje de contradicción enfocado a evaluar la configuración propuesta por PROMIGAS y valorar las inversiones en las compresoras de Caracolí, Palomino y Ballena como parte primordial del proyecto IPAT de bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla-Ballena”. Así mismo, que el alcance de dicho dictamen es el siguiente:

“- Verificar que con la información y las especificaciones del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla-Ballena entregados por PROMIGAS a la Comisión se puede prestar el servicio de acuerdo con las características que para dicho proyecto se define en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado en la Resolución MME 40304 de 2020.

- Evaluar si con la configuración propuesta por el perito designado por la CREG se puede garantizar el cumplimiento de los objetivos del proyecto IPAT y su plena funcionalidad, conforme a lo establecido en el PAGN.

- Determinar el valor del proyecto propuesto por PROMIGAS en pesos de diciembre de 2021 y los valores de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, en pesos de diciembre de 2021, que requeriría el proyecto, teniendo en cuenta que se trata de una infraestructura embebida en una red de transporte existente y que, como consecuencia de ello, el transportador tendría unas economías o ahorros en los gastos de AOM”.

En relación con esto, se debe precisar inicialmente que las pruebas dentro de una actuación administrativa o judicial son medios señalados por el legislador dentro del ordenamiento jurídico, para crear en la autoridad administrativa o en el juzgador la certeza o el convencimiento sobre la verdad de los hechos que son materia de las actuaciones o los procesos que se adelanten, con el fin de que los mismos apliquen las normas a los casos concretos.

Desde el punto de vista procesal, en cuanto a la prueba pericial, dicho medio ha sido considerado como una declaración de carácter técnico, científico o artístico, sobre hechos que interesan al proceso o a una actuación administrativa, rendida por personas que por sus conocimientos y su experiencia son considerados expertos en la materia respectiva.

Es por esto que el artículo 226 del Código General del Proceso, (en adelante CGP), con respecto a la procedencia del dictamen pericial establece que “la prueba pericial es procedente para verificar hechos que interesen al proceso y requieran especiales conocimientos científicos, técnicos o artísticos”.

A partir de lo anterior, la jurisprudencia constitucional y administrativa ha expuesto lo siguiente en relación con el alcance de este medio probatorio y el objeto que este persigue, haciendo un análisis de los elementos y las características de la prueba pericial:

“Es, en primer término, un instrumento para que el juez pueda comprender aspectos fácticos del asunto que, al tener carácter técnico, científico o artístico, requieren ser interpretados a través del dictamen de un experto sobre la materia de que se trate. En segundo lugar, el experticio es un medio de prueba en sí mismo considerado, puesto que permite comprobar, a través de valoraciones técnicas o científicas, hechos materia de debate en un proceso. Es por esta última razón que los ordenamientos procedimentales como el colombiano, prevén que el dictamen pericial, en su condición de prueba dentro del proceso correspondiente, debe ser sometido a la posibilidad de contradicción de las partes”[27]

Sobre las características de este medio probatorio la misma Corte ha dicho:

“De acuerdo con el Código de Procedimiento Civil, la prueba pericial se caracteriza por: i) expresar conceptos cualificados de expertos en materias científicas, técnicas o artísticas, pero bajo ningún punto sobre aspectos jurídicos (artículo 236, numeral 1º), pues es evidente que el juez no requiere apoyo en la disciplina que le es propia; ii) quien lo emite no expresa hechos, sino conceptos técnicos relevantes en el proceso. En efecto, a los peritos no les consta la situación fáctica que origina la intervención judicial, puesto que, a pesar de que pueden pedir información sobre los hechos sometidos a controversia, su intervención tiene como objetivo emitir juicios especializados que ilustran al juez sobre aspectos que son ajenos a su saber. Esto es precisamente lo que diferencia el dictamen pericial del testimonio técnico, porque mientras en el segundo se han percibido los hechos, el primero resulta ajeno a ellos (artículos 213 y siguientes); iii) es un concepto especializado imparcial, puesto que el hecho de que los peritos están sometidos a las mismas causales de impedimentos y recusaciones que los jueces muestra que deben ser terceros ajenos a la contienda (artículo 235); iv) se practica por encargo judicial previo, de ahí que claramente se deduce que no es una manifestación de conocimientos espontánea ni su contenido puede corresponder a la voluntad de una de las partes (artículo 236, numeral 2º); v) ser motivado en forma clara, oportuna, detallada y suficientemente (artículo 237) y, vi) para que pueda ser valorado judicialmente, esto es, para que pueda atribuírsele eficacia probatoria requiere haberse sometido a las condiciones y al procedimiento establecido en la ley y, en especial, a la contradicción por la contraparte (artículos 236 a 241)”[28]

Ahora bien, el CGP establece en sus artículos 168 y 176 que las pruebas deberán ser apreciadas en conjunto, de acuerdo con las reglas de la sana crítica, sin perjuicio de las solemnidades prescritas en la ley sustancial para la existencia o validez de ciertos actos, por lo que le corresponde al juez exponer siempre razonadamente el mérito que le asigne a cada prueba. Igualmente, se atribuye al juez la facultad de rechazar, de manera motivada, las pruebas ilícitas, las notoriamente impertinentes, las inconducentes y las manifiestamente superfluas o inútiles.

De acuerdo con lo anterior, la prueba pericial se sujeta al cumplimiento de unos requisitos de existencia, validez y eficacia para que sea viable su valoración, de los cuales hacen parte unos principios generales como son la pertinencia, idoneidad y conducencia, principios que hacen parte de lo que la doctrina ha denominado los “requisitos intrínsecos y extrínsecos de la prueba[29]

Frente a estos requisitos, en el caso de la pertinencia la jurisprudencia ha expuesto lo siguiente:

“(…) el análisis sobre la pertinencia de la prueba se refiere a que la misma guarde relación con el objeto del proceso, como lo establece el artículo 178 del C.P.C. A renglón seguido, la norma señala que se rechazarán las pruebas legalmente prohibidas o ineficaces, las que versen sobre hechos notoriamente impertinentes y las manifiestamente superfluas”[30] (se subraya)

También ha dicho que “la pertinencia se refiere a la relación de la prueba con lo debatido”[31]

Y en el mismo sentido que:

“la pertinencia, tiene que ver con que dicha prueba no solo sea permitida por la Ley, (…) sino que la misma tenga una relación directa con lo que es objeto de debate. Lo anterior significa, que para efectos de determinar la pertinencia, el Juez debe estudiar si verdaderamente existe una relación directa entre la prueba y el hecho objeto de debate, para luego de ello rechazar aquellos medios probatorios que no resultan idóneos frente al problema jurídico a resolver”[32] (se subraya)

Asimismo, la Honorable Corte Constitucional ha dicho lo siguiente:

“(…) concierne al ámbito de competencia exclusiva de la respectiva autoridad judicial, la determinación acerca de la validez, aptitud, pertinencia y conducencia de las pruebas a partir de las cuales formará su convencimiento y sustentará la decisión final del litigio. (…) En consecuencia, la negativa a ordenar la práctica de determinadas pruebas 'sólo puede obedecer a la circunstancia de que ellas no conduzcan a establecer la verdad sobre los hechos materia del proceso o que estén legalmente prohibidas o sean ineficaces o versen sobre hechos notoriamente impertinentes o se las considere manifiestamente superfluas”[33]

Sobre la conducencia de la prueba ha expuesto el Honorable Consejo de Estado:

“Ahora bien. En cuanto concierne a la presunta violación de los artículos 56 y 59 del C.C.A.; y 29 de la Constitución Política de Colombia, la Sala debe precisar que si bien en la vía gubernativa los administrados tienen derecho a pedir la práctica de pruebas, el hecho de no decretarlas en razón de su inconducencia en forma justificada, no constituye ninguna irregularidad capaz de infirmar la legalidad del acto cuestionado”[34]

Finalmente, para el caso de los requisitos extrínsecos que deben cumplirse dentro de la prueba pericial, estos están relacionados con la oportunidad procesal y sus formalidades para el decreto y práctica.

A partir de lo expuesto, si bien el artículo 40 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo permite a las partes pedir pruebas dentro de las oportunidades procesales previstas en una actuación administrativa, como parte de los requisitos extrínsecos no es suficiente con que dicha solicitud se realice dentro de la oportunidad procesal prevista, sino que para que estas pruebas sean decretadas, practicadas y controvertidas deben cumplir los presupuestos generales y los principios para la aplicación de la prueba, so pena de que las mismas sean rechazadas.

De acuerdo con esto, a partir del contenido del dictamen pericial y el objeto de actuación administrativa en relación con la oficialización de los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo del transportador incumbente PROMIGAS S.A. E.S.P., la Comisión establece que el dictamen pericial solicitado no cumple con los requisitos de pertinencia y eficacia probatoria.

Con respecto a lo anterior, se advierte que en el presente caso la fuerza o valor probatorio en relación con establecer “las especificaciones del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla-Ballena” que permiten “la prestación del servicio de acuerdo con las características que para dicho proyecto se define en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado en la Resolución MME 40304 de 2020”, así como “garantizar el cumplimiento de los objetivos del proyecto IPAT y su plena funcionalidad”, no proviene de una prueba pericial como la solicitada y aportada por Promigas, “enfocado a evaluar la configuración propuesta por PROMIGAS”, sino por el contrario, esto ha de provenir de la información remitida por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, toda vez que al ser dicha Entidad quien lleva a cabo la identificación de las necesidades de las cantidades de gas natural necesarias para garantizar el abastecimiento pleno de la demanda nacional de esta energético reflejadas en infraestructura de suministro y/o transporte, las cuales se encuentran definidas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural -PAGN, lo cual incluye el diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria para garantizar una capacidad de transporte bidireccional en el tramo Barranquilla - Ballena de 170 MPCD en Ballena, es quien cuenta con la mejor información en relación con la verificación de estos puntos.

De ahí que la Comisión mediante comunicación del 17 de octubre de 2023 realizó el siguiente requerimiento a la UPME[35]:

“1. Simulación que permita verificar la presión de entrada mínima en el punto de conexión en Ballena del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla –Ballena, que permita garantizar una capacidad de transporte bidireccional en el tramo Barranquilla - Ballena de 170 MPCD en Ballena.

2. En caso de que, en el punto de conexión en Ballena, PROMIGAS S.A. E.S.P. no instale unidades de compresión, realizar una simulación para establecer a qué presión se le entregaría el gas natural al sistema de TGI S.A. E.S.P.

3. En caso de que, en el punto de conexión en Ballena, Promigas S.A. E.S.P. no instale unidades de compresión, realizar una simulación para establecer si se afecta la capacidad Máxima de Mediano Plazo, CMMP, del tramo regulatorio Ballena – Barrancabermeja. En caso positivo, realizar una simulación para establecer la magnitud de la afectación de la CMMP en el mencionado tramo.

4. Si no se quisiera afectar la CMMP del tramo Ballena – Barrancabermeja, por la entrada del gas natural proveniente del sistema de Promigas S.A. E.S.P., realizar una simulación para cuantificar cuál es el número de caballos de fuerza de compresión efectivos necesarios en el punto de conexión de Promigas S.A. E.S.P. en Ballena.

5. En caso de que se requieran unidades de comprensión en el punto de conexión en Ballena de Promigas S.A. E.S.P., realizar una simulación para confirmar exactamente en dónde se debería instalar la unidad de compresión. ¿Las unidades de compresión podrían ser instaladas en el sistema de TGI S.A. E.S.P.?

6. Simulaciones incluyendo dos escenarios para las estaciones de compresión, los cuales se describen a continuación:

i. Escenario de acuerdo con la solicitud de PROMIGAS S.A. E.S.P. Este escenario debe tener en cuenta las 2 unidades de compresión nuevas para cada una de las estaciones Ballena, Palomino y Caracolí solicitadas por PROMIGAS S.A. E.S.P., así como las unidades existentes en las estaciones compresoras Palomino y Caracolí.

ii. Escenario de acuerdo con el informe pericial. Este escenario debe tener en cuenta las unidades nuevas que son necesarias en la estación”.

Dicha solicitud fue atenida mediante comunicación con radicado CREG E2024006559 del 14 de mayo de 2024.

Es por esto que, se considera que en el presente caso los elementos aportados por la UPME en respuesta a esta comunicación, y que se expondrán más adelante, son los que brindan los elementos de juicio válidos a afectos de resolver la presente actuación administrativa y el trámite del recurso de reposición.

Entiende la Comisión, que el proyecto IPAT al estar definido en el PAGN a partir del estudio técnico adelantado por la UPME, es esta última entidad la que cuenta con la capacidad de establecer si las especificaciones de un proyecto IPAT permiten cumplir lo establecido en el PAGN y no un perito externo, cuyo análisis tiene como punto de partida un elemento diferente al estudio técnico, como lo es la configuración hecha por el transportador.

En relación con esto, si bien en el dictamen pericial aportado por Promigas S.A. E.S.P. se cita como “Marco documental para el peritaje referido al trámite del expediente de los proyectos IPAT de Promigas S.A E.S.P.” el “Documento “Estudio Técnico Para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural” versión julio de 2020”, esto no se refleja dentro de los análisis y las conclusiones del dictamen pericial, sino que por el contrario, se centra en “la valoración de las obras en las estaciones de compresión correspondientes al proyecto IPAT de bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla-Ballena”, así como los gastos de AOM.

Adicionalmente, en sus conclusiones el peritaje de Promigas S.A. E.S.P. se expone que “la propuesta del perito CREG para una configuración 1:1 de las estaciones de compresión eleva el riesgo de incumplimiento de las entregas en la bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla-Ballena (..)”, así como “la configuración de la estación compresora Caracolí con una unidad compresora de 13.000 HPs hace inviable el manejo de flujos entre 216 Mmscfd y 312 Mmscfd pues de acuerdo al concepto del fabricante, el mínimo operativo de la máquina es de 312 Mmscfd y la unidad de respaldo solamente alcanza un máximo de 216 Mmscfd dejando con ello desatendido el rango intermedio”, a partir de las respuestas dadas por la UPME y con base en lo que se expondrá en los apartes siguientes, esto no corresponde a la realidad y permite establecer que dicho dictamen pericial remitido en el recurso de reposición no brinda elementos de juicio que generen certeza a la Comisión a efectos de resolver el recurso de reposición.

En este sentido, la Comisión estima que los análisis técnicos que resultan ser relevantes son los que realice la UPME en este punto, donde la información que entregue esta última es la que puede resolver de mejor forma cómo se puede prestar el servicio de acuerdo con la definición que se ha hecho en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado en la Resolución MME 40304 de 2020.

A partir de esto se concluye que la prueba pericial solicitada y aportada no es pertinente ni procedente dentro del trámite de la presente actuación administrativa, ni corresponde a un elemento de juicio necesario o que brinde elementos de utilidad a la Comisión para resolver el presente recurso.

Con base lo anterior, se debe rechazar el dictamen pericial anunciado por Promigas S.A. E.S.P. recurso de reposición, en aplicación de artículo 168 del CGP que establecen lo siguiente:

Artículo 168. Rechazo De Plano. El juez rechazará, mediante providencia motivada, las pruebas ilícitas, las notoriamente impertinentes, las inconducentes y las manifiestamente superfluas o inútiles”. (Resaltado fuera de texto)

Igualmente se debe precisar que frente a esta decisión no cabe ningún recurso de acuerdo con lo previsto en el artículo 40 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo el cual dispone lo siguiente:

“Artículo 40. Pruebas. Durante la actuación administrativa y hasta antes de que se profiera la decisión de fondo se podrán aportar, pedir y practicar pruebas de oficio o a petición del interesado sin requisitos especiales. Contra el acto que decida la solicitud de pruebas no proceden recursos. El interesado contará con la oportunidad de controvertir las pruebas aportadas o practicadas dentro de la actuación, antes de que se dicte una decisión de fondo.

Los gastos que ocasione la práctica de pruebas correrán por cuenta de quien las pidió. Si son varios los interesados, los gastos se distribuirán en cuotas iguales.

Serán admisibles todos los medios de prueba señalados en el Código de Procedimiento Civil.” (Resaltado fuera de texto)

· Análisis de las solicitudes

En relación con las pretensiones presentadas por PROMIGAS S.A. E.S.P. en el recurso de reposición, la Comisión realizó una solicitud a la UPME a efectos de llevar a cabo simulaciones relacionadas con las presiones de entrega en Ballena y los equipos de compresión necesarios para satisfacer el servicio identificado por la UPME en el plan de abastecimiento, esto es 170 MPCD. Lo anterior, en virtud de las competencias de la UPME en cuanto a la planeación de la infraestructura necesaria para transporte de gas natural, en términos de abastecimiento y confiabilidad a los que se ha hecho referencia.

De acuerdo con esto, mediante comunicación con radicado CREG S2023005035 del 17 de octubre de 2023, la Comisión realizó el siguiente requerimiento a la UPME:

“1. Simulación que permita verificar la presión de entrada mínima en el punto de conexión en Ballena del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla –Ballena, que permita garantizar una capacidad de transporte bidireccional en el tramo Barranquilla - Ballena de 170 MPCD en Ballena.

2. En caso de que, en el punto de conexión en Ballena, PROMIGAS S.A. E.S.P. no instale unidades de compresión, realizar una simulación para establecer a qué presión se le entregaría el gas natural al sistema de TGI S.A. E.S.P.

3. En caso de que, en el punto de conexión en Ballena, Promigas S.A. E.S.P. no instale unidades de compresión, realizar una simulación para establecer si se afecta la capacidad Máxima de Mediano Plazo, CMMP, del tramo regulatorio Ballena – Barrancabermeja. En caso positivo, realizar una simulación para establecer la magnitud de la afectación de la CMMP en el mencionado tramo.

4. Si no se quisiera afectar la CMMP del tramo Ballena – Barrancabermeja, por la entrada del gas natural proveniente del sistema de Promigas S.A. E.S.P., realizar una simulación para cuantificar cuál es el número de caballos de fuerza de compresión efectivos necesarios en el punto de conexión de Promigas S.A. E.S.P. en Ballena.

5. En caso de que se requieran unidades de comprensión en el punto de conexión en Ballena de Promigas S.A. E.S.P., realizar una simulación para confirmar exactamente en dónde se debería instalar la unidad de compresión. ¿Las unidades de compresión podrían ser instaladas en el sistema de TGI S.A. E.S.P.?

6. Simulaciones incluyendo dos escenarios para las estaciones de compresión, los cuales se describen a continuación:

i. Escenario de acuerdo con la solicitud de PROMIGAS S.A. E.S.P. Este escenario debe tener en cuenta las 2 unidades de compresión nuevas para cada una de las estaciones Ballena, Palomino y Caracolí solicitadas por PROMIGAS S.A. E.S.P., así como las unidades existentes en las estaciones compresoras Palomino y Caracolí.

ii. Escenario de acuerdo con el informe pericial. Este escenario debe tener en cuenta las unidades nuevas que son necesarias en la estación”.

Mediante comunicación con radicado CREG E2024006559 del 14 de mayo de 2024, la UPME atendió el requerimiento anteriormente mencionado, en los siguientes términos:

“1. Simulación que permita verificar la presión de entrada mínima en el punto de conexión en Ballena del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla –Ballena, que permita garantizar una capacidad de transporte bidireccional en el tramo Barranquilla - Ballena de 170 MPCD en Ballena.

Respuesta: La presión de entrada mínima en el punto de conexión en Ballena se asumió con un sistema de compresión existente en Caracolí y Palomino con presiones de entrega de 1200 psig. El valor obtenido de presión de llegada en Ballena se muestra en la siguiente tabla, de acuerdo a las condiciones simuladas:

2. En caso de que, en el punto de conexión en Ballena, PROMIGAS S.A. E.S.P. no instale unidades de compresión, realizar una simulación para establecer a qué presión se le entregaría el gas natural al sistema de TGI S.A. E.S.P.

Respuesta: En caso de que no se instale o existan unidades funcionales de compresión en la estación de Palomino, se simuló con una presión de salida de 1.200 psig desde la estación de compresión de Caracoli y una capacidad de entrega de 170 MPCD en Ballena, obteniéndose la presión de llegada ilustrado en la siguiente tabla:

3. En caso de que, en el punto de conexión en Ballena, Promigas S.A. E.S.P. no instale unidades de compresión, realizar una simulación para establecer si se afecta la capacidad Máxima de Mediano Plazo, CMMP, del tramo regulatorio Ballena – Barrancabermeja. En caso positivo, realizar una simulación para establecer la magnitud de la afectación de la CMMP en el mencionado tramo.

Respuesta: Considerando una presión de llegada a Ballena entre 1112.85 psig y 1168.57 psig, la simulación verificó que no se afecta la CMMP del tramo Ballena- Barrancabermeja. Al respecto, si se asume que la presión mínima de llegada en ballena es de 900 psig la presión de llegada a Hatonuevo es de 789 psig, lo cual no afectaría la condición de presión de entrada mínima a Hatonuevo que es de 650 psig ni la CMMP del tramo Ballena- Barrancabermeja que es de 260 MPCD.

4.Si no se quisiera afectar la CMMP del tramo Ballena – Barrancabermeja, por la entrada del gas natural proveniente del sistema de Promigas S.A. E.S.P., realizar una simulación para cuantificar cuál es el número de caballos de fuerza de compresión efectivos necesarios en el punto de conexión de Promigas S.A. E.S.P. en Ballena.

Respuesta: Asumiendo una capacidad de compresión en la estación Caracolí de 17191.94 HP y la no existencia de capacidad de compresión en Palomino, no se requerirían caballos de fuerza de compresión adicionales en Ballena, esto de acuerdo con los supuestos de simulación descritos en los numerales anteriores.

5. En caso de que se requieran unidades de comprensión en el punto de conexión en Ballena de Promigas S.A. E.S.P., realizar una simulación para confirmar exactamente en dónde se debería instalar la unidad de compresión. ¿Las unidades de compresión podrían ser instaladas en el sistema de TGI S.A. E.S.P.?

Respuesta: De acuerdo con los supuestos y resultados de simulación descritos en los numerales anteriores, no se requieren unidades de compresión en Ballena.

6.Simulaciones incluyendo dos escenarios para las estaciones de compresión, los cuales se describen a continuación:

6.1. Escenario de acuerdo con la solicitud de PROMIGAS S.A. E.S.P. Este escenario debe tener en cuenta las 2 unidades de compresión nuevas para cada una de las estaciones Ballena, Palomino y Caracolí solicitadas por PROMIGAS S.A. E.S.P., así como las unidades existentes en las estaciones compresoras Palomino y Caracolí.

Respuesta: Las potencias del escenario 6.1 exceden la requerida, mencionada en el punto 4, por ende la presión de entrega de Ballena está entre 1112.85 y 1168.57 psig de acuerdo a las condiciones de simulación antes descritas, dado que los compresores existentes en Caracolí entregan a 1200 psig.

6.2. Escenario de acuerdo con el informe pericial. Este escenario debe tener en cuenta las unidades nuevas que son necesarias en la estación compresora Caracolí de acuerdo con el informe pericial y las unidades de compresión existentes en las estaciones compresoras Palomino y Caracolí.

Respuesta: Las potencias del escenario 6.2 exceden la requerida, por ende, la presión de entrega de Ballena está entre 1112.85 y 1168.57 psig, de acuerdo con los supuestos y resultados de simulación descritos en los numerales anteriores”.

A partir de la anterior respuesta y frente a las pretensiones de Promigas y los fundamentos en que las sustentan se encuentra lo siguiente:

- En relación con la pretensión primera y su subsidiaria:

PRIMERA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte resolutiva se especifique de manera clara y expresa, que la obligación de PROMIGAS respecto de la presión a la que debe entregar a TGI en Ballena para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena, está limitada a una presión máxima de 900 Psig.

SUBSIDIARIA A LA PRIMERA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023, si la CREG considera que es obligación de PROMIGAS entregarle a TGI en Ballena a una presión de hasta 1200 Psig, de modo que se apruebe la solución técnica propuesta por PROMIGAS para Ballena, y se reconozcan los valores de inversión de una unidad compresora y los gastos de AOM respectivos, teniendo en cuenta que TGI manifestó que requiere que el gas le sea entregado a una presión de hasta 1200 Psig, y a su vez, se ajuste el ingreso anual que remuneran los valores eficientes de la inversión y los gastos AOM”.

Conforme a la simulación hidráulica que hizo la UPME, en respuesta a la comunicación que la Comisión le envió a esa entidad, desde el punto de vista técnico, para esta Comisión se evidencia que:

1. Con una configuración en la que se instalen unidades de compresión únicamente en el punto geográfico denominado Caracolí, es posible lograr una presión de entrega en Ballena de 1112 psig. Lo anterior atendiendo la respuesta a la segunda pregunta hecha por parte de la Comisión.

2. Con una presión mínima de entrada en Ballena de 900 psig, no se afecta la capacidad de transporte del tramo Ballena – Barrancabermeja. Lo anterior atendiendo la tercera pregunta hecha por parte de la Comisión.

De acuerdo con esto y a partir de lo expuesto por Promigas S.A. E.S.P. en su recurso de reposición, la empresa planteó que en la resolución recurrida no se aprobaron inversiones suficientes para cumplir las presiones de entrega establecidas en el RUT. Sin embargo, de las respuestas dadas por la UPME se establece que con una configuración en la que se instalen unidades de compresión únicamente en la estación de Caracolí es posible lograr una presión de entrega en Ballena de 1112 psig, y con esa solución es factible cumplir con el servicio requerido de 170 MPCD entre Barranquilla y Ballena.

Ahora bien, se debe tener en cuenta que como parte del valor de inversión que fue obtenido en desarrollo del peritaje asociado al proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena que fue definido en la Resolución CREG 502 032 de 2023, allí se incluyeron valores asociados a la estación compresora de Palomino. Lo anterior se observa del informe pericial cuando menciona lo siguiente:

“- Para la estación Palomino se deja la maquina existente de 7800 HP y se traslada la otra maquina existente actualmente en Caracolí, para quedar con 2 centrífugos de 7800 que pueden mover en promedio 160 MPCD a 170 MPCD, lo que da flexibilidad de manejar los dos o incluso tener uno prácticamente de respaldo.

- Los trabajos adecuación en tubería para las estaciones compresoras de gas para que sea Bidireccional, necesita una comunicación de las líneas de entrada y salida de la estación para que por medio de manipulación de válvulas se permita el cambio de dirección de flujo (bidireccionalidad). Esto implica realización de 2 Hot Tap's en las líneas de entrada y salida del gasoducto a la estación de compresión”.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que a partir de lo expuesto por la UPME en su comunicación, no se hace necesario especificar una presión de entrega en Ballena. De mantener los valores reconocidos inicialmente en la Resolución CREG 502 032 de 2023 se incorporarían inversiones, asociadas a la estación compresora de Palomino, que de acuerdo con la respuesta de UPME no serían requeridas para atender los requerimientos definidos en el PAG

De acuerdo con esto, en atención a la aplicación del criterio de eficiencia, así como el de suficiencia financiera previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el trámite de la presente actuación administrativa y la resolución del recurso de reposición deben considerar el reconocimiento de inversiones con una configuración en la que se instalen unidades de compresión únicamente en la estación de Caracolí.

En este sentido, a partir de la información que hace parte de la actuación administrativa, esta Comisión identifica que, desde el punto de vista regulatorio, la solución técnica de inversión propuesta por Promigas S.A. E.S.P. para la estación de Compresión Caracolí[36] como parte de su solicitud[37] – resulta ser eficiente para prestar el servicio requerido de 170 MPCD entre Barranquilla y Ballena.

Lo anterior, teniendo en cuenta que la capacidad de compresión declarada por Promigas S.A. E.S.P. para la estación de Caracolí de 23400 HP es mayor a la capacidad de compresión considerada por la UPME de 17192 HP, capacidad que es suficiente para cumplir con el requerimiento de 170 MPCD en Ballena.

En este sentido, los valores a reconocer para remunerar la solución propuesta por Promigas S.A. E.S.P. compuesta por 2 compresoras nuevas y una existente con una potencia total de 23400 HP de compresión en Caracolí, corresponden a $ 238.333.479.689 y 19.985.423.200 por concepto de inversiones para mantener unidad existente, para un total de $258.318.902.889.

De acuerdo con lo anteriormente expuesto, no es procedente lo solicitado por Promigas de reconocer el valor eficiente de las inversiones y AOM necesarios propuestos por Promigas para cumplir con la presión de entrega requerida, de ahí que sus pretensiones primera principal y subsidiaria son improcedentes.

Así mismo, los aspectos aquí analizados implican una modificación de los artículos 4 y 5 de la Resolución CREG 502 032 de 2023, de acuerdo con lo consignado en la parte resolutiva de la presente resolución.

- La procedencia de revisar los valores reconocidos en la Resolución CREG 502 032 de 2023 y la aplicación del principio de la no reformatio in pejus en la presente actuación administrativa

De acuerdo con lo expuesto hasta ahora, se debe tener en cuenta que del resultado de la información y la respuesta dada por la UPME, el valor eficiente a reconocer es inferior al establecido en la Resolución CREG 502 032 de 2023, sin embargo, frente a esto se encuentra procedente dar aplicación al antecedente de la sentencia de 23 de diciembre de 2015 del H. Consejo de Estado en su Sección Primera, expediente 2013-00757, donde se advirtió que en el trámite de los recursos de reposición ante la Comisión no es aplicable el principio de la no reforma en perjuicio o reformatio in pejus. En relación con esto, dicho fallo expuso lo siguiente:

“Ahora, cabe resaltar que cuando se expidió la Resolución núm. 121 de 2 de noviembre de 2012, ya estaba vigente la Ley 1437 de 2011 cuyo artículo 3 expresamente consagra que el principio de la non reformatio in pejus se aplica a las actuaciones administrativas SANCIONATORIAS, es decir, que no opera para todas las actuaciones administrativas, sino únicamente las que tengan dicho carácter.

Por lo demás, en el caso sub examine, no se evidencia el aspecto sancionatorio requerido para la aplicación del principio en estudio, ya que las Resoluciones demandadas no tienen carácter sancionatorio alguno, sino que a través de las mismas se establecieron los cargos regulados para remunerar el sistema de transporte de la actora, lo que descarta la violación de aquél y del principio de congruencia.

(…)

De los apartes antes transcritos del citado recurso y de lo expuesto en la mencionada Resolución, claramente se desprende que la disminución del valor reconocido, por concepto de las inversiones de cinco (5) loops, efectuada en la Resolución núm. 121 de 2012, teniendo en cuenta los criterios adicionales y la ampliación de la muestra a 32 gasoductos para aplicar el método de comparación, obedeció a lo solicitado y a las inconformidades planteadas por la actora, relacionadas con el valor de los loops y la metodología implementada por la CREG para valorarlos, así como con la muestra utilizada y con el señalamiento de que ella había cometido un error en la inclusión de los perfiles topográficos, que consistió en el intercambio de topográfico correspondiente al loops Samacá – Santa Sofía con el perfil topográfico correspondiente al loops Vasconia – El Camilo.

Es decir, que existió congruencia entre lo pedido por la actora en el referido recurso y lo decidido a través de la Resolución núm. 121 de 2012. Por tanto, no se observa la alegada violación al principio de congruencia.”

De acuerdo con lo anterior, entiende la Comisión que en las actuaciones administrativas que se adelanten ante esta entidad, lo cual incluya un recurso de reposición, no le es aplicable el principio de la no reformatio in pejus, toda vez que esto no tienen el carácter de una actuación administrativa de carácter sancionatorio.

Adicionalmente, en el marco del principio de congruencia, las peticiones de Promigas S.A. E.S.P. estuvieron dirigidas a cuestionar los valores aprobados para la inversión, los flujos de ingresos anuales y gastos de AOM para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena en la Resolución CREG 502 032 de 2023, al solicitar el reconocimiento del valor eficiente de las inversiones y AOM necesarios propuestos por Promigas S.A. E.S.P. para cumplir con la presión de entrega requerida.

Esto conlleva a una revisión en el marco del recurso de reposición de todos los elementos sobre el tema de inversiones a reconocer que hacen parte de la decisión.

Así mismo, se debe tener en cuenta lo expuesto en este fallo en relación con el deber que tiene la Comisión de dar correcta aplicación al criterio de eficiencia del trámite de las actuaciones administrativas que esta adelante. Lo anterior, cuando en dicho fallo, al analizar el trámite de los recursos de reposición interpuestos contra las decisiones que establecieron los cargos tarifarios de transporte de gas natural en atención a lo dispuesto en la Resolución CREG 126 de 2010, expone lo siguiente:

“Al respecto, conviene señalar que la actuación de la CREG no evadió el cumplimiento de la ley, ni fue arbitraria, ilegal e inconstitucional, ni sobrepuso la prohibición de la reformatio in pejus al principio de la eficiencia económica, pues a través de la Resolución núm. 121 de 2012 acusada, dicha entidad sujetó la valoración de las tarifas solamente a los costos eficientes de los loops y demás inversiones realizada por la sociedad actora, teniendo en cuenta que de acuerdo con la Corte Constitucional, dentro de las tarifas no se han de trasladar costos a los usuarios por una gestión ineficiente, en armonía con el citado principio de eficiencia.

Por tal razón, reconocer para los loops otros valores diferentes a los fijados mediante la mencionada Resolución, implicaría reconocer valores por fuera de los que se entienden como eficientes y, por ende, constituye un desconocimiento del criterio de eficiencia económica, ya que según este criterio las condiciones bajo las cuales debe establecerse el costo de la prestación del servicio debe reflejar ausencia de ineficiencias en las tarifas, vale decir, únicamente los costos y gastos propios de la operación”. (Negrillas y subrayas simultaneas fuera de texto)

Atender argumentaciones relacionadas con “la inducción al daño al trasportador” no son de recibo dentro del trámite del presente recuso, de la misma manera que desconocerían lo expuesto en dicho fallo, por lo que contrario a lo manifestado por la empresa, “no se está en obligación de prestar el servicio para los cuales no está recibiendo la remuneración”, sino que por el contrario, se ha buscado resolver la presente actuación administrativa, de la forma que mejor se permita dar cumplimiento a los criterios de eficiencia y suficiencia financiera previstos en la Ley.

En este sentido, se considera procedente la aprobación de un valor para las inversiones que propuso Promigas S.A. E.S.P. del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena de $ 258.318.902.889. Esto corresponde a un ingreso anual para remunerar la inversión eficiente de $ COP. $ 32.311.366.423 para cada año del PEP, expresado en pesos colombianos de diciembre de 2021.

- En relación con las pretensiones segunda y tercera y sus subsidiarias:

SEGUNDA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte resolutiva se determine expresamente que las características funcionales que debe cumplir la configuración de la solución técnica que implemente el transportador incumbente, son las definidas por la UPME para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena así: i) una capacidad de transporte de hasta 170 MPCD entre Barranquilla y Ballena y ii) una presión de entrega a TGI en Ballena conforme se determine en la pretensión primera y su subsidiaria”.

“TERCERA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que se determine expresamente que el transportador incumbente cuenta con discrecionalidad técnica y operativa para definir la configuración técnica para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla-Ballena, que mejor convenga al servicio, a la operación del sistema de transporte, y que asegure en cualquier caso, el cumplimiento de los objetivos y las características funcionales definidas por la UPME para el mencionado proyecto, sin que esto implique una nueva evaluación de los valores eficientes de inversión y de los gastos de AOM correspondientes para el Proyecto.

PRIMERA SUBSIDIARIA A LA PRETENSIÓN TERCERA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que se acoja la solución técnica que se propone en el presente documento, la cual se desarrollaría sin que esto implique una nueva valoración de los valores eficientes de inversión y de los gastos de AOM correspondientes para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

SEGUNDA SUBSIDIARIA A LA PRETENSIÓN TERCERA: Que se revoque la Resolución CREG 502 032 de 2023, teniendo en cuenta que la configuración técnica propuesta por la CREG con base en el dictamen del Perito no permite garantizar los objetivos ni las características funcionales definidas por la UPME para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena”.

En concordancia con la respuesta dada a las peticiones primera y primera subsidiaria, comprendiendo que técnicamente con una configuración en la que se instalen unidades de compresión únicamente en la estación de Caracolí, esta Comisión considera que la solución técnica propuesta por Promigas S.A. E.S.P. es la más eficiente para prestar el servicio requerido (170 MPCD entre Barranquilla y Ballena) y no se considera necesario incluir alguna señal adicional o complementaria en el texto de la parte resolutiva de la resolución en relación con la presión de entrega en Ballena.

Adicionalmente, entiende la Comisión que cuando en el recurso de reposición estas pretensiones están sustentadas en argumentos como la “(…) discrecionalidad técnica y operativa, y su autonomía empresarial y financiera”, dichos elementos que plantea el transportador deben estar en concordancia con lo establecido en la Ley 142 de 1994 en materia tarifaria, así como lo definido en el Plan de Abastecimiento de Gas de Natural – PAGN, de ahí la relevancia de la información y las pruebas con las que se cuentan dentro del trámite de la presente actuación en relación con lo que permita reflejar en debida forma la eficiencia económica y la remuneración suficiente de los activos IPAT, así como la información suministrada por la UPME.

Esto, toda vez que, como se ha expuesto, es esta Entidad quien lleva a cabo la identificación de las necesidades de gas natural para garantizar el abastecimiento pleno de la demanda nacional de este energético reflejadas en infraestructura de suministro y/o transporte, las cuales se encuentran definidas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural -PAGN, lo cual incluye el diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria para garantizar una capacidad de transporte bidireccional en el tramo Barranquilla - Ballena de 170 MPCD en Ballena.

Por lo anterior, las anteriores pretensiones no son procedentes y no conllevan a ninguna modificación de la resolución recurrida.

- En relación con la pretensión cuarta y su subsidiaria:

“CUARTA. Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte motiva y resolutiva se determine expresamente que la auditoría del proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, según lo establecido en los artículos 23 y 24 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, se desarrollará sobre la configuración de la solución técnica que el transportador incumbente defina para el Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena conforme a su discrecionalidad técnica y operativa; y cuyo cronograma, curva S y características técnicas se presentarán ante el auditor al inicio de la ejecución del Proyecto.

SUBSIDIARIA A LA CUARTA: Que se aclare y adicione la Resolución CREG 502 032 de 2023, de modo que en su parte motiva y resolutiva se determine expresamente que la auditoría del Proyecto IPAT, según lo establecido en los artículos 23 y 24 de la Resolución CREG 102 008 de 2022, se desarrollará sobre la configuración técnica que se propone en el presente documento”.

En línea con las respuestas anteriores, a partir de la conclusión de que sólo con la compresión en Caracolí es suficiente, esta Comisión acepta la propuesta técnica que hizo Promigas S.A. E.S.P. y por supuesto la auditoria que se realice debe tener en cuenta la propuesta que hace la empresa y las inversiones que efectivamente realice la empresa.

Para la Comisión es claro que Promigas S.A. E.S.P. tiene un compromiso de prestar el servicio ordenado en el plan de abastecimiento de gas natural, y siendo claro que (i) no se necesita una presión exacta de 1200 psig en Ballena para cumplir con el compromiso, y, (ii) sólo se necesita compresión en la estación de Caracolí, la empresa ejecutará las inversiones necesarias en Caracolí en línea con lo que declaró Promigas S.A. E.S.P. sobre la necesidad de tres compresores de 7800 HP, de los cuales dos son nuevos y otro ya en utilización. Si hubiere algún cambio en la propuesta técnica que hizo la empresa, para los efectos de la auditoría, se entiende que la empresa debería declararlo al auditor de manera que cuando se ponga el servicio en operación para todas las partes interesadas sea transparente con qué infraestructura se está prestando el servicio.

Una vez expuesto lo anterior, los argumentos y pretensiones del recurso no son válidas y no procede algún ajuste sobre este punto dentro de la resolución recurrida.

- En relación con la pretensión quinta:

“QUINTA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023 de modo que para calcular el flujo de ingresos anuales que remuneran los valores eficientes de la inversión del Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, se aplique la tasa de descuento vigente para la actividad de transporte de gas natural de 11,88%, conforme fue aprobado y establecido a través de la Resolución CREG 102 002 de 2023 que modificó la Resolución CREG 103 de 2021.”

Lo primero a señalar es que cuando se tomó la decisión contenida en la Resolución CREG 502 032 de 2023 la tasa de descuento definida en la Resolución CREG 103 de 2021 no había sido modificada.

Ahora, Promigas S.A. E.S.P. manifiesta que cuando se notificó la resolución la tasa de descuento ya se había modificado y que ello constituye un hecho objetivo para que la Comisión ajuste los cálculos.

Frente a la petición y argumentación expuesta por Promigas S.A. E.S.P. la Comisión manifiesta que, de acuerdo con lo establecido en la metodología en su artículo 33, el cálculo del flujo de ingresos para remunerar inversión de los IPAT, utiliza la tasa de descuento a que hace referencia el artículo 25 de este mismo acto administrativo. De acuerdo con esto, el cálculo del flujo de ingresos tiene en cuenta la información vigente al momento en el que se decidió la Resolución CREG 502 032 de 2023 a partir de lo dispuesto en la metodología.

En la hipótesis de que procediera el ajuste por modificación de la tasa de descuento ello podría significar que, si en el futuro la tasa de descuento se volviere a modificar, en aplicación de las disposiciones del parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021, la Comisión tendría que volver a ajustar los ingresos del proyecto de IPAT. En la Resolución CREG 175 de 2021 no hay ninguna disposición que valide esta hipótesis y en consecuencia no procede la solicitud.

Adicionalmente, de acuerdo con lo consignado en el recurso de reposición y los argumentos que allí se exponen, allí se hace referencia a lo establecido en la Resolución CREG 102 002 de 2023 y su documento soporte, en relación con el alcance y aplicación de esta resolución, así como resaltando algunos apartes de este documento, dándoles un alcance fuera de contexto y un entendimiento diferente al que tiene esta Comisión.

Frente a esto, la Comisión en comunicaciones con radicados CREG S2023003870, S2023005036 y S2024001443 precisó el alcance en relación con la aplicación de la tasa de descuento en materia de transporte de gas natural, lo cual se deriva a partir de lo establecido en la Resolución CREG 175 de 2021, así como de la Resolución CREG 102 002 de 2023 y su documento soporte. En relación con esto, en la primera de estas comunicaciones la Comisión expresó:

En línea con lo anteriormente mencionado se ratifica lo expresado en el documento CREG 902 002 de 2023 en cuanto a que la Resolución CREG 175 de 2021 no establece procedimiento alguno para que se actualicen los cargos una vez se realice un ajuste en la tasa de descuento y que la tasa de descuento definida mediante la Resolución CREG 102 002 de 2023 afecta a las actuaciones administrativas que se desarrollen con posterioridad a la entrada en vigencia de dicha resolución.

En cuanto a las actuaciones que actualmente se vienen desarrollando relacionadas con la definición de cargos de transporte de gas natural, en cumplimiento de lo establecido en la resolución CREG 175 de 2021, serán sujeto de aplicación de la tasa de descuento que se encuentre vigente para el momento en el que se expidan las resoluciones que resuelven dichas actuaciones administrativas”.

Adicionalmente en la segunda de las comunicaciones mencionadas se expuso:

1. Sobre la actualización de la tasa de descuento.

Conforme a la información remitida por TGI S.A. E.S.P. entendemos que esa empresa actualizó los cargos tarifarios con el valor de la tasa de descuento que en la Resolución CREG 102 002 de 2023 se determinó.

En relación con esta situación, debemos tener en cuenta lo dispuesto en el Documento CREG 902 002 de 2023, el cual contiene los análisis de la regulación que se incorpora en la Resolución CREG 102 002 de 2023 y en donde adicionalmente se dio respuesta a las preguntas respecto de la aplicación de la nueva tasa de descuento, llamando la atención sobre los siguientes aspectos, así:

'4.1 Comentario de Promigas S.A. E.S.P.

'(…) que la actualización de las tarifas con la nueva tasa de descuento sea realizada de manera automática por el transportador, de acuerdo con el artículo 6 de la Resolución CREG 175 de 2021. Así como el transportador actualizó sus tarifas en septiembre del 2022 con la tasa de descuento vigente y la conversión a pesos, de igual manera se habilita el ajuste de las tarifas con la nueva tasa de descuento'.

Respuesta

El ajuste a la Resolución CREG 103 de 2021 afecta a todas las actuaciones particulares que a partir de la firmeza de esa resolución se realicen.

Es importante notar que la Resolución CREG 175 de 2021 no tiene ninguna aplicación para repetir la aplicación del artículo 6, en caso de que cambiara el valor de la tasa de descuento.

Las actuaciones tarifarias en curso se resolverán con la nueva tasa de descuento.

4.2 Comentario de Promigas S.A. E.S.P.

'Una interpretación diferente generaría una distorsión indeseable en el mercado, ya que los transportadores que no han aplicado dicho artículo lo harán con la tasa de descuento actualizada, mientras que los que ya le dieron aplicación mantendrían una tasa de descuento inferior. Esto implicaría la aplicación de tasas de descuento diferenciales entre agentes, aún a pesar de ejercer la misma actividad. Una diferenciación de señales de carácter económico entre transportadores debería estar justificada en aspectos objetivamente sustentables que actualmente no existen'.

Respuesta

Cuando en la aplicación del parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021 el análisis conduzca a un ajuste en la tasa de descuento, conforme a la Resolución CREG 175 de 2021, los efectos de la nueva tasa se reflejarán en las actuaciones particulares que a posteriori se resuelvan. La metodología de transporte, en ninguno de sus apartes, tiene algún procedimiento que indique que los cargos tarifarios deben recalcularse cuando se cambie la tasa de descuento.

Adicionalmente, es importante mencionar que la metodología de transporte, en el artículo 28 contiene un mecanismo mediante el cual se podrán ajustar los cargos tarifarios cada dos años a partir de la fecha de entrada en vigencia de los cargos aprobados por la CREG. En los casos en los que se de aplicación a esa disposición la tasa de descuento que se utilizará será la que en ese momento esté vigente'.

Conforme al texto transcrito esta Comisión resalta que la aplicación del artículo 6 de la Resolución CREG 175 de 2021, en adelante en este escrito denominada 'la metodología', sólo debió ocurrir una vez.

Por otra parte, la aplicación de la tasa de descuento de la Resolución CREG 102-002 de 2023 ocurre para todas las actuaciones tarifarias que a partir de la firmeza de esa resolución sucedan en el desarrollo de la metodología.

La empresa TGI expone el siguiente texto del artículo 6 de la metodología para justificar la actualización de la tasa de descuento:

'Los agentes transportadores aplicarán los cargos resultantes para el cobro del transporte siguiendo el procedimiento que se describe en los siguientes literales de manera mensual y hasta que se actualicen los cargos, acorde con el Artículo 10 y siguientes de aplicación de la presente metodología. y estos se encuentren en firme.

Respecto a esta afirmación es importante aclarar que el artículo completo señala que:

(…)

De conformidad con el texto transcrito, tal como esta Comisión indicó en el Documento CREG 902 002 de 2023, en el artículo 6 de la metodología no hay una disposición que indique que las empresas deben o debían volver a aplicar las disposiciones del artículo 6.

Ahora bien, la razón por la cual en el mencionado artículo se indicó que las empresas aplicarían los cargos resultantes de manera mensual hasta que se actualicen los cargos se refiere a que la metodología tiene en el tiempo varias aplicaciones:

- Primera aplicación, las empresas ponen los cargos tarifarios en pesos de diciembre de 2021, conforme al procedimiento del artículo 6,

- Segunda aplicación, la CREG, conforme a las solicitudes que hicieron las empresas para actualizar los valores de las inversiones, las demandas y los gastos de AOM, emite actuaciones particulares con los nuevos cargos, y

- Tercera aplicación, a partir de la firmeza de los cargos tarifarios de la segunda aplicación, conforme al artículo 28 de la metodología la CREG puede actualizar los cargos para (i) incorporar valores de nuevas inversiones que se hayan ejecutado, (ii) retirar valores de inversiones que hubieran terminado el periodo de vida útil normativo, o (iii) incorporar los valores de las inversiones que requieren las empresas para mantener en operación un activo que terminó el periodo de vida útil normativo.

Teniendo en cuenta lo anterior, esta Comisión resalta que próximamente, cuando ocurra la segunda aplicación de la metodología, los cargos tarifarios de la aplicación del artículo 6 serán modificados por la CREG con resoluciones particulares (Cuando esto ocurra, la Comisión determinará los cargos con la tasa de descuento que esté vigente. Es decir, con el valor que se determinó con la Resolución CREG 102 002 de 2023.). El terminó mensual busca que se garantice que los cargos resultantes del artículo 6 se apliquen en mese completos”.

Finalmente, en la tercera de estas comunicaciones se precisó:

“Frente a las disposiciones del mencionado artículo 25 de la Resolución CREG 175 de 2021, es preciso resaltar que en el parágrafo de esa disposición quedó explícito que los cambios en la tasa de descuento, por efecto de la aplicación del parágrafo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021, sólo podrían aplicar, por parte de la CREG, cuando se diere aplicación a las disposiciones del artículo 28 de esa resolución, el cual contiene un mecanismo para ajustar los cargos tarifarios cada dos años a partir de la vigencia de los cargos aprobados por la CREG. El texto del parágrafo del artículo 25 de la Resolución CREG 175 de 2021 es el siguiente:

'PARÁGRAFO. Cuando se dé aplicación a lo previsto en el Artículo 28 y se ajusten los cargos, para el tramo o grupo de gasoductos objeto del cálculo tarifario, se utilizará en el cálculo la tasa de descuento con el procedimiento previsto en el parágrafo del artículo 4 de la Resolución CREG 004 de 2021, o la que la modifique o sustituya'”.

De acuerdo con esto, cuando en el documento soporte donde hace referencia a que la “(…) las actuaciones tarifarias en curso se resolverán con la nueva tasa de descuento”, “(…) los efectos de la nueva tasa se reflejarán en las actuaciones particulares que a posteriori se resuelvan” o que “(…) La nueva tasa de descuento aplica a todas las actuaciones particulares que se definan a partir de la firmeza de la resolución que ajusta la Resolución CREG 103 de 2021”, las actuaciones tarifarias en curso, particulares a posteriori y particulares que se definan a partir de la firmeza de la resolución CREG 102 002 de 2023, se refieren única y exclusivamente a: i) las actuaciones administrativas tarifarias del artículo 28 de la Resolución CREG 175 de 2021 para la inclusión de inversiones que han cumplido período de vida útil normativa; ii) a las actuaciones de los artículos 22, 23 y 24 de la Resolución CREG 175 de 2021, en lo que se denomina actualización de cargos y la definición de cargos máximos regulados por servicios de transporte de capacidad firme, y iii) las actuaciones administrativas del artículo 33 de la Resolución CREG 175 de 2021 dirigidas a oficializar los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM de nuevos proyectos IPAT, en la medida que exista una modificación al Plan de Abastecimiento de Gas – PAG de la Resolución 40304 de 2020[38] con posterioridad a la vigencia de la Resolución 102 002 de 2023.

En este sentido, la aplicación de los artículos 6 (i.e. cálculo de cargos actualizando Tasa de Costo de Capital y moneda de los cargos) y 33 (i.e. flujo de ingresos para remunerar inversión para cada proyecto IPAT definidos en el Plan de Abastecimiento de Gas – PAG de la Resolución 40304 de 2020) de la Resolución CREG 175 de 2021 implica tomar la tasa de descuento definida en la Resolución CREG 103 de 2021, independiente que esta haya sido modificada por la Resolución CREG 102 002 de 2023, toda vez que como se ha expuesto el inciso anterior, al momento en que esta última fue expedida se precisó que la aplicación de esta resolución para las actuaciones tarifarias en curso se refieren única y exclusivamente a las actuaciones administrativas tarifarias de los artículos 22, 23, 24, 28 y 33 de la Resolución CREG 175 de 2021, este último, en la medida que exista una modificación al Plan de Abastecimiento de Gas – PAG de la Resolución 40304 de 2020 con posterioridad a la vigencia de la Resolución 102-002 de 2023.

De lo contrario, una aplicación de la Resolución CREG 102 002 de 2023 a los eventos definidos inicialmente en los artículos 6 y 33 de la Resolución CREG 175 de 2021, hubiese implicado una modificación al contenido de estas disposiciones a efectos de que las situaciones ya definidas en estas disposiciones para el cálculo de cargos actualizando Tasa de Costo de Capital y moneda de los cargos al momento de la expedición de esta resolución, como de los IPATS ya adoptados en la Resolución 40304 de 2020, se les aplicará lo dispuesto en la Resolución CREG 102 002 de 2023.

Ahora, esta conclusión de lo establecido en la metodología en las disposiciones anteriormente citadas en relación con su aplicación y alcance es un análisis expuesto por la Comisión desde la expedición de dicho acto administrativo, como parte del proceso de consulta, el cual es concordante con la respuesta a los comentarios realizados a la Resolución CREG 102 002 de 2023 sobre cuáles son los eventos a los cuales les aplica este último acto administrativo.

Frente a esto, en los considerandos de la Resolución CREG 175 de 2021 la Comisión expuso en respuesta al concepto emitido por la Superintendencia de Industria y Comercio en materia de abogacía de la competencia se expuso lo siguiente:

En el cálculo posterior de los cargos de transporte que apruebe la Comisión se cumple también con el principio de suficiencia financiera, dado que se reconocerán todas las inversiones y AOMs eficientes y necesarios para el servicio público de gas natural y las demandas asociadas a estas inversiones, a partir de la información que reporten los transportadores en su solicitud de cargos, y, se utilizará la tasa de descuento vigente. Esta aplicación solo es posible luego de que la CREG verifique y evalúe la solicitud de cargos que presenten los transportadores. Adicionalmente, en esta nueva metodología el transportador tendrá la oportunidad de solicitar a la CREG que le modifique el cargo cada dos (2) años para incorporar nuevas inversiones, y sus correspondientes AOMs y demandas asociadas a dichas inversiones”. (Subrayado fuera de texto)

Esto es concordante con lo expuesto en el mismo documento soporte CREG-143 de este acto administrativo, el cual señala lo siguiente sobre la aplicación:

6.1.2.2 Aplicación

(…)

En este sentido, la utilización de la metodología durante el periodo de su vigencia necesariamente implica diferentes aplicaciones. Esto significa que, iniciada la vigencia de la metodología, ya se pueden aplicar los parámetros que estén disponibles y actualizados como es la tasa de descuento, definida en pesos, y las inversiones reconocidas en pesos. En este caso, la aplicación de la metodología propuesta es aquella en la cual se calcula el cargo con la tasa de descuento que resulte de la metodología de tasa de descuento vigente y el cálculo de las remuneraciones de dólares a pesos. Lo anterior se realizaría manteniendo las variables ya valoradas por la Comisión y que conforman los cargos actuales de los transportadores para cada uno de sus tramos.

Otra aplicación dentro del proceso de definición de cargos, según el esquema propuesto y definido en la resolución que soporta el presente documento, se haría para actualizar y ajustar los cargos con base en variables que reconocen las nuevas inversiones, los AOM y la estimación de la demanda, aplicando la tasa de descuento vigente para dicho momento (…)” (Resaltado fuera de texto)

Dicho entendimiento era de conocimiento de los agentes, lo cual se reflejó en los comentarios a la propuesta regulatoria de la Resolución CREG 702 001 de 2023, que culminó con la expedición de la Resolución CREG 102 002 de 2023, cuando en el comentario 4.1 del documento soporte 902 002 de 2023 se mencionó por parte del hoy recurrente:

“(…) que la actualización de las tarifas con la nueva tasa de descuento sea realizada de manera automática por el transportador, de acuerdo con el artículo 6 de la Resolución CREG 175 de 2021. Así como el transportador actualizó sus tarifas en septiembre del 2022 con la tasa de descuento vigente y la conversión a pesos, de igual manera se habilita el ajuste de las tarifas con la nueva tasa de descuento”.

Así mismo, se considera que la modificación del artículo 6 de la Resolución CREG 175 de 2021, realizada a través de la Resolución CREG 102 010 de 2022 no afecta el anterior análisis expuesto en relación con la aplicación y el alcance de la metodología.

Es por esto que, a partir de lo dispuesto en la Resolución CREG 175 de 2021 y no de la Resolución 102 002 de 2023, es en la metodología donde se establecen los ámbitos de aplicación de la tasa de descuento, por lo que no existe una omisión de esta Entidad en la aplicación de este último en la presente actuación, toda vez que, a partir de los elementos expuestos, este no es aplicable para el caso concreto.

Finalmente, se considera que el valor reconocido en el acto recurrido se ajusta al criterio de suficiencia financiera en condiciones eficientes, toda vez que garantiza que el proyecto sea ejecutable y sostenible para los transportadores incumbentes en relación con el valor de la inversión, así como de los gastos de operación y mantenimiento, asegurando la continuidad en la prestación del servicio público domiciliario.

De lo anteriormente expuesto, los argumentos presentados por el recurrente no son válidos a efectos de modificar el valor de la inversión que se aprobó con la Resolución CREG 502 032 de 2023. En este sentido, se debe confirmar lo resuelto en la resolución recurrida sobre este punto.

- En relación con la pretensión sexta:

“SEXTA: Que se modifique la Resolución CREG 502 032 de 2023 de modo que se ajuste el cálculo del flujo de ingresos anuales que remuneran los valores eficientes de la inversión del Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, con el fin de que dicho ingreso anual garantice la rentabilidad regulada establecida para la actividad de transporte de gas natural sobre la inversión aprobada.”

Argumenta PROMIGAS S.A. E.S.P. que “la rentabilidad (TIR) resultante del Proyecto es de 9,42%, inferior a la tasa de descuento de 10,94% utilizada por la Comisión para establecer los ingresos anuales que remuneran la inversión.” Lo anterior, de acuerdo con un flujo para el proyecto como el indicado a continuación:

Tabla 4: Flujo del Proyecto Promigas

Con respecto a la sexta pretensión de PROMIGAS S.A. E.S.P., se debe mencionar que la Comisión debe seguir el procedimiento indicado en la Resolución CREG 102 008 de 2022 para determinar los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM de los proyectos IPAT que son ejecutados en primera instancia por el transportador incumbente. Específicamente, en los literales c) y d) del artículo 4 de la mencionada resolución se establece lo siguiente:

“c) Utilizando el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, la CREG determinará el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM correspondientes a cada proyecto declarado por el transportador incumbente.

“d) Con base en el literal c), la CREG oficializará, mediante resolución, los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT declarado por el transportador incumbente. Se identificarán, entre otros aspectos: (i) el nombre del proyecto y el nombre del transportador incumbente; y, (ii) el ingreso en pesos colombianos que recibirá el transportador incumbente en cada uno de los años del PEP.

La remuneración para cada proyecto se adoptará con base en lo establecido en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 175 de 2021 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. La remuneración será asumida por: (i) los compradores de capacidad de transporte de los proyectos de los planes de abastecimiento, conforme a las disposiciones de la Resolución CREG 185 de 2020, o aquellas que la modifiquen o sustituyan; y, (ii) los beneficiarios del proyecto, identificados por la UPME según lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del MME, o en aquella que la modifique o sustituya”.

En cumplimiento de las disposiciones regulatorias, la Comisión, con el objetivo de determinar los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión del proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, realizó el cálculo utilizando las siguientes variables:

a) Tasa de descuento: 10,94%.

b) PEP: 20 años.

c) Valor de inversión obtenido como en el peritaje[39].

En este sentido, se debe hacer énfasis en que la Comisión aplicó las disposiciones regulatorias establecidas para calcular el valor de la inversión correspondiente al proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, a cargo en este caso de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P.

En este análisis se debe resaltar que conforme a las disposiciones que están en la Resolución CREG 175 de 2021, los valores de las inversiones y gastos de AOM eficientes de los proyectos IPAT se remuneran durante el periodo estándar de pagos, PEP[40], con un esquema de ingreso regulado. En otras palabras, el prestador del servicio no asume el riesgo de demanda en la infraestructura que se desarrolle.

Nótese que en este esquema regulatorio no hay una promesa de rentabilidad. De hecho, con la información disponible en la CREG, se entiende que algunos proyectos de IPAT tienen hoy entradas tempranas y parciales. Es decir, que hoy prestan el servicio, antes de la fecha de puesta en operación, FPO, y con una capacidad, no necesariamente, la prevista en la Resolución 40304 de 2020.

La Comisión entiende que la situación anterior es posible, e incluso deseable, y las empresas transportadoras se animan a hacerlo, primero, para satisfacer las necesidades de sus remitentes, y, por supuesto, porque en la regulación el servicio adicional de capacidad lo liquidan y facturan acudiendo al mismo cargo tarifario de transporte del tramo regulatorio en donde se encuentre el proyecto.

En el escenario de una promesa de rentabilidad o de un ingreso regulado que incorporara en el tiempo el flujo de inversiones que realiza la empresa, en la regulación habría sido necesario establecer cómo efectivamente ocurren las inversiones en el tiempo, a fin de incorporar esa situación en la fijación del ingreso.

Nótese también que a partir de la FPO la empresa empieza a recibir un ingreso regulado considerando una banda de ajuste que se establece entre los valores eficientes de las inversiones que se aprobaron y en las que efectivamente la empresa incurrió. Si además de lo anterior, la CREG hubiese decidido considerar el flujo de inversiones en el tiempo de la empresa, habría sido necesario generar un mecanismo para comparar el flujo de inversiones aprobado con el real.

En esta discusión, la Comisión también advierte que en el ejercicio regulatorio de fijación de un ingreso regulado no puede haber espacios para que un proyecto se sobre remunere o se sub remunere. Las señales que se han construido para remunerar el valor eficiente de unas inversiones y gastos de AOM, con un ingreso regulado, es decir, de medianos incentivos, en donde se le elimina al transportador el riesgo de demanda de utilización de la infraestructura durante el PEP.

En el ejemplo que la empresa, nótese que en la fórmula para la determinación del cargo tarifario estaba incluido un valor presente de un flujo de inversiones bajo un esquema de altos incentivos o precios techo. Esta situación no está presente en el caso de los proyectos de IPAT.

Así entonces, el flujo de inversión propuesto por PROMIGAS S.A. E.S.P. no es procedente teniendo en cuenta que esta Comisión considera el valor de inversión es definido como eficiente y suficiente para realizar el proyecto IPAT. Aplicar un procedimiento diferente implicaría trasladar al usuario unos costos que no son eficientes.

Por lo anterior, esta Comisión ratifica el flujo de ingresos para remunerar el valor eficiente de inversión para el Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena, que fue definido en la Resolución 502 032 de 2023. En consecuencia, no procede el ajuste solicitado.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1323 del 24 de junio de 2024, aprobó la siguiente resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. RECHAZAR la prueba pericial solicitada y aportada por PROMIGAS S.A. E.S.P. con radicado CREG E2023018617 con fecha del 20 de octubre de 2023, realizada por el señor por Gustavo Adolfo Delvasto Jaimes, cuyo objeto es “Realizar un peritaje de contradicción enfocado a evaluar la configuración propuesta por PROMIGAS y valorar las inversiones en las compresoras de Caracolí, Palomino y Ballena como parte primordial del proyecto IPAT de bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla-Ballena”. Lo anterior, con base en lo dispuesto en el artículo 40 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y el artículo 168 del Código General del Proceso.

ARTÍCULO 2. NEGAR las pretensiones principales y subsidiarias realizadas por la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P., dentro del recurso de reposición contra la Resolución CREG 502 032 de 023 de acuerdo con las consideraciones expuestas en la parte motiva del presente acto.

ARTÍCULO 3. Modificar los artículos 4 y 5 de la Resolución CREG 502 032 de 2023, los cuales quedarán de la siguiente forma:

“Artículo 4. El valor que se aprueba como inversión eficiente para el proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. es de $ COP. 258.318.902.889. Valor expresado en pesos colombianos de diciembre de 2021.

Artículo 5. El valor que se aprueba como ingreso anual para remunerar la inversión eficiente señalada en el artículo 4 de la presente resolución para el proyecto Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena a cargo de la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. es de $ COP. $ 32.311.366.423 para cada año del PEP. Valor expresado en pesos colombianos de diciembre de 2021.

Parágrafo. Para calcular el ingreso anual del proyecto IPAT se utilizó la tasa de descuento definida en el artículo 25 de la resolución CREG 175 de 2021, Tkip, cuyo cálculo está incluido en la Resolución CREG 103 de 2021.

ARTÍCULO 4. Notificar a la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. y a la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME el contenido de esta Resolución y publicarla en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno, toda vez que se entienden agotados todos los recursos que por ley son obligatorios En este sentido una vez expedida esta Resolución se debe dar aplicación a lo dispuesto en la resolución citada.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE,

Dada en Bogotá D.C. 24 de junio de 2024.

ANDRÉS CAMACHO MORALES
Ministro de Minas y Energía
Presidente

OMAR PRIAS CAICEDO
Director Ejecutivo

NOTAS DE PIE DE PÁGINA

1. “Ley 1437 de 2011. Artículo 67. Notificación personal. Las decisiones que pongan término a una actuación administrativa se notificarán personalmente al interesado, a su representante o apoderado, o a la persona debidamente autorizada por el interesado para notificarse.

En la diligencia de notificación se entregará al interesado copia íntegra, auténtica y gratuita del acto administrativo, con anotación de la fecha y la hora, los recursos que legalmente proceden, las autoridades ante quienes deben interponerse y los plazos para hacerlo. (…).”

2. “Artículo 77. Requisitos. Por regla general los recursos se interpondrán por escrito que no requiere de presentación personal si quien lo presenta ha sido reconocido en la actuación. Igualmente, podrán presentarse por medios electrónicos. Los recursos deberán reunir, además, los siguientes requisitos:

1. Interponerse dentro del plazo legal, por el interesado o su representante o apoderado debidamente constituido.

2. Sustentarse con expresión concreta de los motivos de inconformidad.

3. Solicitar y aportar las pruebas que se pretende hacer valer.

4. Indicar el nombre y la dirección del recurrente, así como la dirección electrónica si desea ser notificado por este medio. (…)”

3. De manera particular, en este Decreto se definió el concepto de “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”. Asimismo, definió el concepto de “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”.

4. Por la cual se hacen unos ajustes y se compila la Resolución CREG 107 de 2017 “Por la cual se establecen los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural”

5. Documento CREG 003 de 2021

6. Idem

7. Idem

8. “Artículo 137. Nulidad. Toda persona podrá solicitar por sí, o por medio de representante, que se declare la nulidad de los actos administrativos de carácter general. Procederá cuando hayan sido expedidos con infracción de las normas en que deberían fundarse, o sin competencia, o en forma irregular, o con desconocimiento del derecho de audiencia y defensa, o mediante falsa motivación, o con desviación de las atribuciones propias de quien los profirió (…)”

9. SANTOFIMIO, Jaime Orlando. Op. Cit. Pág. 369 - 370.

10. Idem. Pág. 370.

11. Ibidem.

12. El artículo 83 de la Carta establece: “Las actuaciones de los particulares y de las autoridades públicas deberán ceñirse a los postulados de la buena fe, la cual se presumirá en todas las gestiones que aquellos adelanten ante éstas.”

13. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera. Sentencia del 29 de agosto de 2007, Exp: 15469. Citado también en la Sentencia del 16 de septiembre de 2013. Consejero ponente: Mauricio Fajardo Gómez. Exp: 30571.

14. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera. Sentencia del 12 de noviembre de 2014. C.P.: Jaime Orlando Santofimio Gamboa. Exp.: 27578.

15. Corte Constitucional, sentencia de constitucionalidad 131 de 19 de febrero de 2004, M.P. Clara Inés Vargas Hernández

16. DAVILA VINUEZA, Luis Guillermo, Régimen Jurídico de la Contratación Estatal, Editorial Legis, 2003, página 662.

17. ESCOBAR GIL, Rodrigo, Teoría General de los contratos de la Administración Pública, Editorial Legis, Bogotá, 2000, página 459.

18. Consejo de Estado, Sección Tercera. Sentencia del 29 de agosto de 2007. Exp: 15469.

19. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera. Providencia del 5 de diciembre de 2005, Exp. 12558, C.P.: Alier Hernández Enríquez.

20. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera. Sentencia del 12 de noviembre de 2014. C.P.: Jaime Orlando Santofimio Gamboa. Exp.: 27578.

21. Consejo de Estado, sentencia de 13 de agosto de 1992, M.P. Julio Cesar Uribe.

22. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Cuarta, C.P.: Hugo Fernando Bastidas Bárcenas. Bogotá, D.C, diecisiete (17) de marzo de dos mil dieciséis (2016) Radicación número: 11001-03-15-000-2015-01573-00(AC).

23. Corte Constitucional, Sentencia T - 295 de 1999, M.P. Alejandro Martínez Caballero, en reiteración de la sentencia T - 475 de 1992, M.P. Eduardo Cifuentes Muñoz.

24. Documento CREG 702 001 de 2023

25. Ley 142 de 1994, Artículo, 87.

26. Ibidem.

27. Corte Constitucional, Sentencia C-124 de 2011.

28. Corte Constitucional, Sentencia T-417 de 2008.

29. Devis Echandía, Hernando, Compendio de Derecho Procesal, Tomo I, Pruebas Judiciales, Editorial Temis, 2002, págs. 264 y siguientes

30. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Primera. C.P. Martha Sofía Sanz Tobón. Rad: 25000-23-24-000-2003-90943-01. Providencia del 26 de abril de 2007.

31. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera. C.P. María Elena Giraldo Gómez. Rad. 52001-23-31-000-2002-00057-02(AP). Sentencia del 26 de enero de 2006.

32. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Segunda. C.P. Gustavo Eduardo Gómez Aranguren. Rad. 25000-23-25-000-2007-01109-02(1732-10). Sentencia del 17 de enero de 2011.

33. Corte Constitucional. Sentencia T-452 de 1998. M.P. Hernando Herrera Vergara.

34. Consejo de Estado, Sala de lo contencioso administrativo, Sección Primera, Consejero ponente: RAFAEL E. OSTAU DE LAFONT PIANETA, Bogotá D.C., cinco (5) de agosto de dos mil diez (2010) Radicación núm.: 11001 0324 000 2000 06252 01.

35. Al respecto, es importante que la regulación incorpore de manera general una etapa previa a la presentación ante la CREG de la propuesta del transportador incumbente para la ejecución de un proyecto IPAT en primera instancia, de tal manera que primero presente ante la UPME como mínimo, el listado de los equipos y las obras a desarrollar, el diseño técnico, la capacidad de transporte del proyecto en KPCD, las presiones de entrada y salida, y demás información que la UPME requiera. Esto, toda vez que la UPME sea quien verifique que la propuesta del transportador permita cumplir con las condiciones de prestación del servicio del proyecto adoptado por el MME en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, de acuerdo con el análisis beneficio-costo, la descripción del proyecto y el ejercicio que simula la operación del SNT con el proyecto incluido, que fueron los que llevaron a los resultados del Estudio Técnico de la UPME.

Lo anterior permite aprovechar de manera más eficiente los resultados del cumplimiento de las funciones asignadas por las diferentes entidades en la preparación y ejecución del Plan de Abastecimiento de Gas Natural. En este caso, aprovechar los desarrollos de diseño y estimación de costos de los proyectos propuestos en el Estudio Técnico de la UPME, para que dicha entidad evalúe el diseño técnico propuesto por un transportador incumbente que decide ejecutar un proyecto IPAT, con base en el cual procede la CREG para establecer la remuneración regulada, con costo eficiente a partir de los equipos involucrados en ese diseño. Así la UPME obtiene información que obligatoriamente le debe entregar el transportador incumbente, que le sirve para actualizar el detalle de sus modelos y establecer a posteriori los nuevos proyectos que haya que complementar en un futuro.

36. Específicamente, para la estación Caracolí PROMIGAS S.A: E:S:P. solicitó 2 compresoras nuevas por valor de $ 238.333.479.689 y 19.985.423.200 por concepto de Inversiones para mantener unidad existente (VUN 2022), para un total de $258.318.902.889. Lo anterior, corresponde a una potencia total de 23400 hp de compresión en Caracolí.

37. Comunicación con radicado CREG E-2022-000404 en la que se declara la información correspondiente al Proyecto IPAT Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

38. En relación con esto, dentro del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2028 sometido a consulta por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética UPME en las recomendaciones hechas en el numeral 10 de dicho documento se plantean 11 proyectos relativos a Inversiones en Proyectos de Infraestructura de Transporte Existentes - PAGN para el 2023-2038, diferentes a los establecidos en la Resolución 40304 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía.

39. Mediante comunicaciones con radicado CREG E20220154449 y E2022015463 del 15 de diciembre de 2022, el señor Rafael Daniel Barragán Bohórquez, en el marco de lo dispuesto en la Resolución CREG 502 028 de 2022, entregó a la Comisión el informe de prueba pericial junto con los anexos correspondientes, para el Proyecto IPAT de Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena.

40. El artículo 2 de la Resolución CREG 175 de 2021, establece la definición del periodo estándar de pagos aplicable a proyectos IPAT así:

“Período estándar de pagos al transportador, PEP: Tiempo durante el cual un transportador incumbente espera recibir el ingreso anual esperado, IAE, para remunerar un proyecto de IPAT, definido en 20 años. Durante este período el transportador se obliga a operar y mantener el proyecto de IPAT, incluyendo el abandono, y a cumplir las demás obligaciones adquiridas con la ejecución del proyecto.”

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