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Publicación Diario Oficial No.: 50.737, el día:05/October/2018
Publicada en la WEB CREG el: 12/October/2018
RESOLUCIÓN No. 106 DE 2018
( 31 JUL. 2018 )
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 003 de 2018
En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 de 1994, 1437 de 2011 y en desarrollo de los Decretos 1523 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y,
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 esta Ley.
El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.
Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció 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 dictó otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.
En aplicación de lo dispuesto en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, el gasoducto Galán-Casabe-Yondó, propiedad de la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P., en adelante TGI, fue valorado a través de las resoluciones CREG 261 de 2016 y 058 de 2017. Sin embargo, para el caso de dicho gasoducto, si bien la empresa manifestó su intención de reponerlo, TGI posteriormente y mediante comunicación con radicado CREG E-2016-009373, con fundamento en el artículo 126 de la ley 142 de 1994, solicitó la “revisión y modificación por mutuo acuerdo de los cargos que definirán para TGI S. A. E.S.P. de conformidad con las Resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016”.
En atención a dicha solicitud de revisión tarifaria, dentro del trámite de la actuación administrativa la Comisión expidió el Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017. Como parte de los fundamentos que sustentan la expedición de dicho Auto, la Comisión: i) realizó un análisis del alcance de la metodología de transporte de gas natural prevista en la Resolución CREG 126 de 2010; ii) evaluó la aplicación de la revisión tarifaria de mutuo acuerdo del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 en el marco de los criterios tarifarios; iii) evaluó la procedencia y razonabilidad de la solicitud hecha por parte de TGI; iv) realizó un análisis de pertinencia, procedencia y razonabilidad de la solicitud de revisión tarifaria hecha por TGI. De esto la Comisión resolvió lo siguiente:
“Artículo 1. De acuerdo con los fundamentos expuestos en la parte motiva de la presente auto y dentro del trámite de la actuación administrativa que se viene adelantando a fin de resolver la solicitud de ajuste en los cargos realizada por la empresa Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. teniendo en cuenta lo dispuesto en el literal c del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el gasoducto Galán-Casabe-Yondó, se requiere a la Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P. para que el término máximo de diez (10) días hábiles contados al recibo de la comunicación que contenga el presente Auto, informe a esta Comisión a través de su representante legal, a cuál de los siguientes eventos corresponde la pretensión planteada en la comunicación con radicado CREG E-2016-009373, en atención a lo previsto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010:
a. Evento 1: Que la empresa pretende construir el gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó en 4” y su remuneración se hará con los cargos de transporte actualmente vigentes hasta cuando la Comisión apruebe nuevos cargos regulados bajo la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte. Es decir, en el periodo tarifario siguiente el valor eficiente de esta inversión se incluirá en la base tarifaria bajo la concepción de una inversión ejecutada y no incluida en el Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario anterior (IFPNIt-1). Esto sin perjuicio de la regla de aplicación de abandono de la infraestructura existente prevista en el numeral 4.4.4 del RUT
b. Evento 2: Que la solicitud de revisión de los cargos en atención a lo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 se realiza sobre los cargos de transporte de TGI que se encuentran vigentes a efectos de que se reconozca una infraestructura de 4” para el gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó en materia de transporte de gas natural, en la medida que el activo existente y que hace parte de la Inversión Existente (IE) ya ha cumplido su VUN, no va a continuar en operación y no va a ser reemplazado por un gasoducto con las mismas características de aquel que fue objeto de valoración en la Resolución CREG 162 de 2015.
Lo anterior bajo la consideración de que frente a dicha solicitud, la valoración deberá realizarse a través de lo previsto en la metodología y su Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Así mismo, que en el caso de que esta infraestructura llegue a ser reconocida, la misma deberá ser remunerada una vez sea aprobada, retirando de los cargos actuales el valor de la IE y a partir de dicho momento se contará un nuevo período de la VUN, informando igualmente en dicho momento el abandono de la infraestructura existente atendiendo lo previsto en el numeral 4.4.4 del RUT.
En este sentido, en el caso de que la pretensión de la empresa se ajuste a este último evento, se debe exponer por parte del transportador las consideraciones, argumentos de hecho y derecho que la sustentan, así como la información necesaria que le permitan al regulador establecer la procedencia de la solicitud. En este caso se podrá reiterar lo expuesto por TGI en su comunicación inicial.
Parágrafo 1. En caso de que no se obtenga respuesta en dicho plazo y una vez transcurrido el plazo previsto en el artículo 18 de la Ley 1437 de 2011, la Comisión podrá continuar de oficio con la actuación si la considera necesaria por razones de interés público. En tal caso la Comisión podrá continuar con el trámite de la actuación administrativa.
Parágrafo 2 Para el caso en el cual TGI decida acoger el Evento 2 deberá adjuntar dentro del plazo previsto en este artículo la información acorde al anexo 1 del presente auto.
Artículo 2. Comuníquese a TGI el contenido del presente Auto. Contra el mismo no procede ningún recurso en virtud de lo previsto en los artículos 40, 73 y 74 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo”.
TGI mediante comunicación E-2017-003142 expuso que su solicitud de revisión tarifaria por mutuo acuerdo en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, realizada a través de la comunicación con radicado CREG E-2016-009373, se ajusta al evento 2 a que hace referencia el Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017, razón por la cual se estableció que la misma es procedente atendiendo los lineamientos expuestos en dicho Auto de acuerdo con lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 y la aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994.
Mediante la Resolución CREG 003 de 2018, la Comisión resolvió la actuación administrativa iniciada en virtud de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, ajustando los cargos regulados del sistema de transporte de TGI, a efectos de reconocer y aprobar los cargos para una infraestructura denominada gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó de 2 y 6 pulgadas de diámetro y 13.2 Km de longitud. Lo anterior, toda vez que se ha advertido dentro del trámite de la actuación administrativa la existencia de una condición más eficiente para la prestación del servicio, en este caso a través de un gasoducto de un diámetro inferior a la infraestructura existente de acuerdo con los antecedentes que se exponen en dicho acto administrativo.
Así mismo, y como resultado del ajuste en los cargos, se dispuso que el activo existente denominado ramal Galán–Casabe–Yondó de 10, 6 y 3 pulgadas de diámetro y que hace parte de la Inversión Existente (IE), si bien ya ha cumplido su VUN y fue objeto de valoración por parte de esta Comisión en la Resolución CREG 162 de 2015, se establece que el mismo no continuaría en operación en los términos del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 y no sería reemplazado por un gasoducto con las mismas características de aquel que fue objeto de valoración.
Igualmente y de acuerdo con lo expuesto en la parte motiva de la resolución y ateniendo lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, se estableció que el reconocimiento de dicha infraestructura deberá ser remunerada una vez sea aprobada, retirando de los cargos actuales el valor de la IE asociada al ramal Galán – Casabe – Yondó y a partir de dicho momento se contaría un nuevo período de la VUN.
Para efectos regulatorios el gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó de 2 y 6 pulgadas de diámetro tendría el tratamiento de una inversión del Plan de Nuevas Inversiones PNI. Sin perjuicio de lo anterior, la Comisión evaluará el tratamiento regulatorio de dicho activo dentro de la aprobación de cargos que se realice para el sistema de TGI, con base en la metodología que reemplace la Resolución CREG 126 de 2010, entre otros, acorde con el estado de avance en la puesta en servicio del gasoducto atendiendo lo dispuesto en el artículo 9 de la resolución CREG 003 de 2018.
Finalmente se estableció que le corresponde a TGI informar a la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios al momento de entrada en operación del gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó de 2 y 6 pulgadas de diámetro, el abandono de la infraestructura existente atendiendo lo previsto en el numeral 4.4.4 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o sustituyan.
Los análisis y cálculos realizados se encuentran consignados en el Documento soporte de la Resolución CREG 003 de 2018.
Mediante escrito radicado en esta Comisión a través de las comunicaciones con radicados número E-2018-002882, E-2018-002883, E-2018-002884, E-2018-002885, E-2018-002886, E-2018-002887, E-2018-002888, de 2 de abril de 2018, el representante legal suplente de la empresa TGI interpuso recurso de reposición contra la Resolución CREG 003 de 2018 para lo cual realizó las siguientes solicitudes:
“Solicito se MODIFIQUE la decisión contenida en la Resolución CREG 003 de 2018, por las razones que a continuación se exponen”.
La Resolución CREG 003 de 2018 fue notificada a TGI mediante Aviso 025 de 2018, con fecha de notificación del 22 de marzo de 2018 atendiendo lo dispuesto en el artículo 69 1“Ley 1437 de 2011. Artículo 69. Notificación por aviso. Si no pudiere hacerse la notificación personal al cabo de los cinco (5) días del envío de la citación, esta se hará por medio de aviso que se remitirá a la dirección, al número de fax o al correo electrónico que figuren en el expediente o puedan obtenerse del registro mercantil, acompañado de copia íntegra del acto administrativo. El aviso deberá indicar la fecha y la del acto que se notifica, la autoridad que lo expidió, los recursos que legalmente proceden, las autoridades ante quienes deben interponerse, los plazos respectivos y la advertencia de que la notificación se considerará surtida al finalizar el día siguiente al de la entrega del aviso en el lugar de destino.” de la Ley 1437 de 2011. El soporte donde se verifica la fecha de notificación se adjunta en la siguiente imagen:
Una vez establecida la fecha de notificación y verificada la fecha de interposición del recurso, así como teniendo en cuenta lo previsto en el artículo 69 de la Ley 142 de 1994, el cual establece que dicha notificación por aviso se considerará surtida al finalizar el día siguiente al de la entrega del aviso en el lugar de destino, se establece que el recurso de reposición fue interpuesto en tiempo toda vez que el plazo máximo vencía el día 2 de abril de 2018.
En virtud de lo anterior y una vez verificado el cumplimiento de los requisitos a los que hace referencia el artículo 77 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:
2.2	Fundamentos del recurso, análisis y respuesta de la CREG
Los argumentos del recurso de reposición interpuesto por TGI hacen referencia a lo siguiente:
2.2.1	Actualización de la información de la caracterización del gasoducto
Sobre este punto TGI anota:
“I.	Valor máximo de inversión a reconocer.
La CREG realiza una valoración de acuerdo a la metodología contenida en la Resolución 126 de 2010, no obstante, el valor de 3.963.870,9 USD obtenido por la Comisión para el gasoducto Ramal Galán - Casabe - Yondó, es inferior al presupuesto del proyecto en un 42%. Si bien la Comisión se basa en parámetros de eficiencia, no debe dejar de observarse el criterio de suficiencia financiera para el régimen tarifario de servicios públicos establecido por la Ley 142 de 1994.
Por lo anterior, se solicita que se revise nuevamente el valor máximo a reconocer del Ramal Galán - Casabe - Yondó, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:
1 Se solicita nueva valoración con la nueva caracterización cada 100 metros del trazado que cuenta con la mejor información disponible a la fecha, y que se anexa al presente recurso. Se debe tener en cuenta que la caracterización inicial realizada en marzo de 2017 se elaboró a partir de información secundaria y con el desarrollo de una ingeniería conceptual; por tanto la precisión de la información ha mejorado con el desarrollo de la siguiente etapa que corresponde a la Ingeniería Básica en donde se realizó topografía de precisión, estudios de suelos, sondeos geoeléctricos, batimetrías, recorridos de campo, cálculos de tubería y demás estudios e información primaria que permiten tener una mayor certeza sobre las características del nuevo Ramal Galán-Casabe-Yondó.
Para ilustrar lo anterior, se presenta el resumen de los cambios identificados en la caracterización del trazado:
Tener en cuenta la nueva caracterización para valorar el Ramal Galán -Casabe -Yondó reduce el riesgo asociado a la incertidumbre relacionada con las características del trazado que afectan su valor de construcción, tales como el tipo de terreno y la clase de localidad. Además, se sugiere que el Regulador considere que TGI SA ESP incurre en costos al afinar el presupuesto del proyecto, generando desde ya eficiencias en la futura construcción. Se anexa la caracterización ajustada”.
2.2.1.1	Análisis y respuesta de la CREG
TGI mediante el recurso de reposición interpuesto en contra de la Resolución CREG 003 de 2018 adjunta una serie de ajustes a la caracterización inicial en virtud de una nueva información producto de la ingeniería básica adelantada para la ejecución del proyecto.
En relación con lo anterior y a efectos de establecer la procedencia y pertinencia de tener en cuenta dicha información con el objeto de resolver el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 003 de 2018, esta Comisión debe llevar a cabo un análisis de lo dispuesto en la Ley 1437 de 2011 en relación con las disposiciones que hacen referencia: i) al objeto del recurso de reposición; ii) la posibilidad de aportar información y solicitar pruebas dentro de una actuación administrativa, así como; iii) el contenido de las decisiones por parte de la administración, a efectos de establecer su aplicación coherente y concordante en este punto.
En relación con esto el artículo 40 de la Ley 1437 de 2011 establece 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. (…)” (Resaltado fuera de texto)
En concordancia con lo anterior el artículo 42 de la misma norma consagra:
“Artículo 42. Contenido de la decisión. Habiéndose dado oportunidad a los interesados para expresar sus opiniones, y con base en las pruebas e informes disponibles, se tomará la decisión, que será motivada.
La decisión resolverá todas las peticiones que hayan sido oportunamente planteadas dentro de la actuación por el peticionario y por los terceros reconocidos.” (Resaltado fuera de texto)
Así mismo el artículo 74 de la Ley 1437 de 2011 establece:
1. El de reposición, ante quien expidió la decisión para que la aclare, modifique, adicione o revoque. (…)” (Resaltado fuera de texto)
Finalmente, el artículo 80 de la Ley 1437 de 2011 en relación con la decisión de los recursos establece lo siguiente:
“Artículo 80. Decisión de los recursos. Vencido el período probatorio, si a ello hubiere lugar, y sin necesidad de acto que así lo declare, deberá proferirse la decisión motivada que resuelva el recurso.
La decisión resolverá todas las peticiones que hayan sido oportunamente planteadas y las que surjan con motivo del recurso.” (Resaltado fuera de texto)
De lo establecido en las normas anteriormente citadas y en el marco de las actuaciones administrativas de carácter particular adelantadas por esta Comisión, ateniendo los fines que persigue el ejercicio de la función regulatoria con la que cuenta esta Comisión en materia tarifaria, se establece que un peticionario cuenta con la posibilidad de aportar y pedir pruebas, así como allegar información durante el trámite de la actuación administrativa y hasta antes de que se profiera la decisión de fondo.
De acuerdo con esto, cuando el artículo 42 de la Ley 1437 de 2011 establece que la decisión se tomará con base en las pruebas e informes disponibles, así como con base en las peticiones que hayan sido “oportunamente planteadas”, entendemos que dicha oportunidad, entendida como aquello que “se hace o sucede en tiempo a propósito y cuando conviene” 3.http://dle.rae.es/?id=R6yAMCH , corresponde a hechos o información que se configura o de la cual se tiene conocimiento antes de que se profiera la decisión de fondo.
Esto es coherente y concordante con lo establecido en el artículo 80 de la misma Ley, el cual hace referencia a que la decisión que resuelva un recurso de reposición debe resolver las peticiones que hayan sido oportunamente planteadas y las cuales surjan con motivo del recurso.
En este sentido, dentro del recurso de reposición se podrán solicitar pruebas y aportar información generada o de la cual se tenga conocimiento con posterioridad a la toma de la decisión inicial objeto de recurso. La existencia de hechos configurados o de información de la cual se tenga conocimiento con anterioridad a la toma de la decisión recurrida, el momento oportuno hasta el cual esta puede ser aportada en los términos del artículo 40 de la Ley 1437 de 2011, es hasta antes de que se profiera la decisión de fondo 4“Ley 1437 de 2011. 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. (…)” (Resaltado fuera de texto).
Igualmente, esto es concordante con lo dispuesto en el artículo 80 de la misma norma, la cual expone que el objeto del recurso de reposición es aclarar, modificar, adicionar o revocar la decisión adoptada, es decir, el recurso de reposición como mecanismo de impugnación está dirigido a cuestionar la decisión de la administración, lo cual incluye que la decisión fue adoptada con la información disponible hasta dicho momento.
Esto igualmente debe considerar la obligación que tiene el peticionario en el marco del artículo 16 de la Ley 1437 de 2011 5Ley 1437 de 2011. Artículo 16. Contenido de las peticiones. Toda petición deberá contener, por lo menos: (…)
3. El objeto de la petición. (…)
5. La relación de los requisitos exigidos por la ley y de los documentos que desee presentar para iniciar el trámite. (…)”, así como del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 Salvo cuando esta Ley diga lo contrario en forma explícita, no se requiere autorización previa de las comisiones para adelantar ninguna actividad o contrato relacionado con los servicios públicos; ni el envío rutinario de información. Pero las comisiones, tendrán facultad selectiva de pedir información amplia, exacta, veraz y oportuna a quienes prestan los servicios públicos a los que esta Ley se refiere, inclusive si sus tarifas no están sometidas a regulación. Quienes no la proporcionen, estarán sujetos a todas las sanciones que contempla el artículo 81 de la presente Ley. En todo caso, las comisiones podrán imponer por sí mismas las sanciones del caso, cuando no se atiendan en forma adecuada sus solicitudes de información. de allegar la información exacta, veraz, oportuna y real para efectos de que la administración pueda tomar la decisión con los elementos de juicio y la información pertinente para que en este caso se pueda establecer el valor eficiente de una inversión para la definición de un cargo tarifario.
Es por esto que atendiendo el objeto del recurso de reposición dentro del trámite de una actuación administrativa de carácter particular en el marco del artículo 80 de la Ley 1437 de 2011, este no es procedente para: i) cambiar o modificar la solicitud inicial por parte del peticionario; ii) resolver nuevamente la petición; iii) controvertir su propia información; iv) generar una nueva decisión de la administración sobre otra petición diferente a la inicialmente planteada.
Una interpretación contraria de estas normas generaría un incentivo al peticionario de allegar dentro del trámite de la actuación administrativa una información que no es acorde a la realidad, y en el marco de la decisión que se adopte decidir de manera conveniente dentro del trámite de un recurso de reposición allegar en dicho momento la información que sí es ajustada a la realidad y de la cual este tenía conocimiento antes de la toma de la decisión por parte de la autoridad administrativa, cuando la obligación del peticionario es allegar la información veraz y ajustada a la realidad que permita a la Comisión adoptar la decisión que se ajusta a los fines y objetivos que persigue la ley 142 de 1994 y la regulación en materia tarifaria, como es la de establecer los costos y valores eficientes que habrán de ser incorporados en los cargos y tarifas de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible en cumplimiento de los criterios tarifarios a los que hace referencia el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el cual establece:
“87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste”. (Resaltado fuera de texto)
De acuerdo con lo anterior, se establece que en el caso concreto de la Resolución CREG 003 de 2018 la CREG llevó a cabo la valoración del gasoducto con base en la información (i.e. caracterización) remitida por TGI en marzo de 2017, la cual correspondía a la disponible al momento de la toma de la decisión. Sin embargo, se encuentra que la información de ingeniería básica aportada por TGI en el recurso de reposición corresponde a un evento nuevo derivado del desarrollo de una serie de actividades como parte del avance en la ejecución del proyecto llevado a cabo por la recurrente, la cual incluye elementos que permiten contar con un mayor nivel de detalle y exactitud sobre la caracterización del gasoducto frente al detalle remitido en la información inicial.
Este mayor nivel de detalle de la información y exactitud en relación con el tipo de suelo, la vegetación, nivel freático, clase de localidad, cruces de cuerpos de agua, cruces sísmicos y terreno cultivado, se estiman razonables y lógicos derivados de un ejercicio de ingeniería básica; razón por la cual esta se ha de considerar procedente para efectos de ser considerada dentro del trámite del recurso de reposición.
De acuerdo con lo expuesto y considerando la información allegada por TGI en el recurso de reposición se establece que esto modifica la decisión adoptada en la Resolución CREG 003 de 2018 en sus artículos 2, 4 y el Anexo 5 relativo al Programa de Nuevas Inversiones.
Una vez expuesto lo anterior, con respecto a dicha información se debe advertir que existen diferencias entre lo reportado en la comunicación del recurso y en lo incluido en el formato de caracterización del formato Excel allegado con el recurso, tal como se presenta en la siguiente tabla:
Tabla 1 Comparación reporte Caracterización en documento PDF recurso vs formato EXCEL
Considerando las diferencias incluidas en la Tabla 1, donde por ejemplo las sumas de los tipos de suelo no corresponden al total en el documento en PDF, se entiende que hubo un error de transcripción en el documento y se utilizará para el presente análisis la información consignada en el archivo Excel entregado en el radicado E-2018-002884.
Ahora bien, desde el punto de vista gráfico las variaciones en el trazado se presentan a continuación:
Ilustración 1 trazado Galán Casabe Yondó presentado en la solicitud y en el recurso
Fuente: TGI, E-2018-002884.
De acuerdo con lo anterior, las variaciones en la caracterización del gasoducto, frente a la información para la solicitud del cargo a partir de la cual se emitió la Resolución CREG 003-2018, se presentan a continuación:
NDP: No declarado en la primera caracterización
FUENTE: TGI radicados E-2018-002882
Como se puede observar TGI, bajo el argumento de información recolectada en la ingeniería básica, disminuyó en un 50% el suelo arcilloso e incluyó el suelo arenoso, aumentó en un 400% la longitud en ataguías, disminuyó la longitud en clases de localización 1 y 4 en un 45% y 33% respectivamente e incluyó longitudes en clases de localización 2 y 4, disminuyó el terreno cultivado en 8,3%. Considerando que existe un mayor nivel de detalle, ateniendo el análisis de pertinencia y oportunidad para aportar esta información de ingeniería básica y que para este caso particular no se considera necesario hacer una revisión en campo, se considerará esta información a efectos de establecer los cargos para el Gasoducto Galán-Casabe-Yondó.
Se procedió a aplicar lo estipulado en la metodología y su Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Los resultados de la valoración se presentan a continuación:
2.2.2	Complejidades del trazado no reconocidas asociadas con daños a predios y servidumbres
“2.	Dentro del formato en el cual se remite la caracterización del Ramal Galán - Casabe - Yondó, no es posible expresar las complejidades del trazado que se mencionan a continuación:
a.	El modelo utilizado por la CREG no contempla los valores que se deben reconocer a los propietarios por concepto de daños (en cultivos e infraestructura existente en los predios) y servidumbres (que corresponde al derecho legal constituido sobre el inmueble). El costo de servidumbres y daños de todo el ramal se estima que ascenderá a $529.728,12 USD de acuerdo con el inventario de daños y valores tasados por una empresa experta en la gestión predial (Ver anexo Soportes Predial).
b.	El trazado transcurre por área urbana y por tanto el costo de daños y servidumbres, según los estudios de valores realizados por una empresa especializada en este tipo de avalúos, se estiman en aproximadamente $393.300 COP por m2. Son aproximadamente 4720 m2 en estas zonas, para un total de $1.652.000.000 (Ver anexo Soportes Predial).
c.	Para la reposición del gasoducto se requerirá realizar la reubicación definitiva de 10 viviendas que se encuentran dentro del derecho de vía proyectado y se considera que esta condición no se encuentra incluida dentro de los costos asignados por la CREG. Adicionalmente, con motivo de estas demoliciones se realizan ubicaciones de las familias que las habitan y compensaciones económicas para no desmejorar sus condiciones de vida, así como un seguimiento social del proceso para garantizar la no fragmentación del tejido social. El valor estimado de la reposición de las viviendas asciende a 754.743.166 COP (Ver anexo Soportes predial)
Por las anteriores situaciones, se solicita revisar el valor máximo a reconocer para el Ramal Galán-Casabe-Yondó, ya que el modelo de valoración aplicado excluye los costos mencionados en que debe incurrir TGI para la construcción de la infraestructura”.
2.2.2.1	Análisis y respuesta de la CREG
En primera instancia se destaca que en cuanto a daños y servidumbres el modelo de comparación, desarrollado acorde a los lineamientos de la Resolución CREG 126 de 2010, incluye los valores estándar de daños y servidumbres en el monto global que se reconoce. Dicho monto es considerado eficiente para efectos regulatorios.
Por otro lado, considerando la información geográfica del trazado como se presentó en la ilustración 1, se observa que el trazado del gasoducto propuesto por TGI ocupa áreas pobladas. Al respecto se debe tener en cuenta que le corresponde al transportador definir el trazado eficiente entendido como aquel de menor costo y que cumpla con los requerimientos técnicos y de seguridad para las comunidades aledañas. Se entiende que por seguridad con las comunidades no es una práctica adecuada que el trazado de gasoductos esté inmerso en zonas pobladas.
En general, desde el punto de vista regulatorio los costos eficientes del trazado están dentro del monto global que reconoce la CREG. No se considera una señal de eficiencia el reconocer el traslado de 10 viviendas, dado que le daría una señal económica al transportador, donde preferiría resignar los esfuerzos de buscar un mejor trazado, prefiriendo ejecutar inversiones adicionales tales como la reubicación de las viviendas.
2.2.3	Cruce del Rio Magdalena
TGI anota:
“3. Sobre el cruce del rio Magdalena mediante el método de perforación horizontal dirigida (HDD), se evidencia que la Resolución CREG 003 de 2018 asigna un valor máximo a reconocer de 638.106,31 USD, se observa lo siguiente:
a. El cruce del rio Magdalena es de aproximadamente 1 KM de longitud y 27 metros de profundidad lo que requiere de equipos especiales con las características y potencia suficiente para la construcción de la perforación, garantizar el ángulo de entrada y salida para la instalación y posterior halado de tunería. Por las características del rio y considerando que es uno de los afluentes más importantes del país, es necesario determinar previamente:
-	La divagación del cauce. Esto es qué tanto se mueve el cauce del río a través de los años, se hace a partir de un estudio de imágenes satelitales de diferentes épocas y a partir de ellas se estima un ancho aproximado de cruce.
-	Batimetría del cruce con la cual se establecen las características topográficas del fondo del lecho del cauce.
-	Estudio hidrológico, hidráulico y de socavación, en el cual, a partir de información hidrometereológica en las diferentes estaciones cercanas al cauce, se determinan caudales promedio histórico y se estiman los niveles de la avenida máxima con periodos de retorno de 20, 50 y 100 años y la profundidad de socavación máxima esperada en el cauce, con la cual se establece un parámetro adicional para determinar la longitud y profundidad óptima de instalación de la línea del gasoducto.
-	Estudio geológico y de suelos para determinar las características del subsuelo y los estratos viables (más blandos) pata perforar bajo el lecho.
b. El método HDD es el más viable y eficiente para la construcción, pues el método de zanja abierta no es factible considerando su mayor costo, impacto ambiental y predial:
-	El manejo de aguas de este río que transporta un caudal de aproximadamente 7.200 m3/s, requeriría de un estudio complejo de la hidráulica y dinámica del cauce para la construcción de vastas obras temporales para la contención de aguas (construcción de muros, ataguías y canales de desvío).
-	La construcción a zanja abierta requeriría además de un permanente manejo de aguas con motobombas y equipos de gran envergadura. Lo anterior sin considerar las gestiones que deberían surtirse previamente ante diferentes entidades como la ANLA (Autoridad Nacional de Licencias Ambientales), CORANTIOQUIA, CAS, CORMAGDALENA, municipios, juntas de acción comunal y propietarios, para realizar cualquier intervención del río, incrementando así la complejidad para realizar la instalación de tubería a cielo abierto y los impactos ambientales y sociales generados.
c.	Presupuestalmente, el tramo del proyecto correspondiente al cruce en HDD del Río Magdalena es un 52% mayor al valor máximo a reconocer por la Creg según su Resolución 003 de 2018; 1.317.761,26 USD frente a 638.106,31 USD, respectivamente. A continuación, se presentan las valoraciones con información más reciente, precisa y que demuestra que son mayores los valores en todo caso respecto al máximo reconocido en la Resolución CREG 003 de 2018:
De hecho, el valor de un gasoducto de 1km de 6” sin complejidades del estudio de Lamberson anexo a la Circular Creg 094 de 2014 (Apéndice B), es menor en tal sólo 141.903,78 USD respecto al valor máximo reconocido en la Resolución 003 de 2018, cuando claramente un cruce en HDD de 1 km supera dicha cifra incluso tres veces su valor. Respecto al caso base, Lamberson indica que un cruce, con éste método HDD de 300m para un gasoducto de 6”, hace que aumente el costo base en 971.611,81 USD (Cifra indexada a diciembre de 2009). En este sentido, TGI SA ESP no solicita que la CREG se aparte de la metodología vigente, sino que use la mejor información disponible, incluyendo no sólo el informe de Lamberson, sino aquel más reciente y preciso presentado por Tipiel en la Circular 0017 de 2018, tal como indica el Artículo 6 de la Resolución 126 de 2010:
"Artículo 6. Programa de Nuevas Inversiones - PNlt. - . Para la estimación de esta variable se aplicará el siguiente procedimiento:
a)	El transportador reportará a la CREG el Programa de Nuevas Inversiones que proyecta realizar durante el Período Tarifario t, expresado en dólares de la Fecha Base. Así mismo deberá declarar la fecha de entrada en operación de estos activos.
b) La CREG establecerá el valor eficiente de estos activos a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga. Estos valores corresponderán al Programa de Nuevas Inversiones – PNIt’ Negrilla fuera de texto.
Por lo anterior, se solicita que sea modificado el valor del cruce HDD del Río Magdalena, para que se ajuste al valor presupuestado y solicitado por TGI SA ESP: 1.317.761,26 USD o en su defecto se utilicen los valores estimados por TIPIEL El no hacerlo, causaría una insuficiencia financiera que pondría en peligro la viabilidad del proyecto”.
2.2.3.1	Análisis y respuesta de la CREG
Sin perjuicio de lo expresado en el numeral 2.2.1 donde se consideró pertinente y procedente tener en cuenta la caracterización producto de la ingeniería básica para valorarla con el modelo de comparación a partir de lo definido en la Resolución CREG 126 de 2010, se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:
Es importante señalar que los estudios citados desarrollados por Tipiel y Lamberson corresponden a insumos que la Comisión viene analizando sobre su pertinencia y razonabilidad a efectos de ser tenidos en cuenta dentro de la nueva metodología de remuneración de transporte de gas natural que reemplace la Resolución CREG 126 de 2010, razón por la cual, es una información que no se pueda considerar como disponible a efectos de dar aplicación dentro de las actuaciones administrativas en materia tarifaria dentro de la actividad de transporte de gas natural, por tanto, no es factible considerar dichos valores en la presente actuación.
Igualmente, estima la Comisión que el valor establecido en la Resolución CREG 003 de 2018 y los ajustes hasta ahora realizados no afectan la suficiencia financiera de la empresa, sino por el contrario corresponden a valores eficientes que remuneran en debida forma los costos de la empresa asociados al gasoducto Galán-Casabe-Yondó que se ajustan a lo dispuesto en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.
2.2.4	Costo de Abandono
“II. Costo de abandono.
Sobre el costo de abandono de la infraestructura existente (Ramal Galán - Casabe - Yondó 3, 6,10), no sólo debe mencionarse la regla de aplicación de abandono de la infraestructura existente prevista en el numeral 4.4.4 del RUT a la que hace referencia el Resolución 003 de 2018, sino que debe reconocerse el costo real de dicha actividad, puesto que claramente en los 1.391 USD reconocidos por la Comisión en la Resolución 121 de 2012, no se incluyen esos valores.
Además del reconocimiento por las actividades de abandono de la infraestructura existente (Ramal Galán - Casabe-Yondó 3, 6,10), se solicita que se reconozca por parte de la CREG el valor de abandono de la infraestructura futura (Ramal Galán Casabe Yondó 2,	6), puesto que la metodología de la Resolución 126 de 2010 no incluye dichos costos. De igual forma, no se incluyen tales costos en el valor de los gasoductos utilizados en el modelo de valoración por comparación, sólo se consideran valores asociados a la construcción. La ausencia de los costos de abandono también se observa en los estudios de Lamberson sobre valoración de gasoductos, específicamente en las consideraciones del gasoducto, donde nuevamente en el caso base, sólo se incluyen costos de construcción.
Por lo anterior, se solicita que se reconozcan los costos de abandono para ambas infraestructuras así: para la futura infraestructura, un valor de 338.097,99 USD y para la existente, un 9% de los 10.371,549 USD correspondientes al Valor de Reposición a Nuevo reconocido para el activo Total Galán - Casabe - Yondó de la Resolución CREG 162 de 2015, es decir, se debería asignar para abandono futuro de la nueva infraestructura existente, un valor adicional de 933.39,41 USD”.
2.2.4.1	Análisis y respuesta de la CREG
Con respecto a los anteriores argumentos la CREG debe señalar que los valores de costos de abandono están considerados en el monto global eficiente que se reconoce para efectos tarifarios, tanto para los activos que se encuentran en la base tarifaria y que cumplen vida útil normativa. Así como, las valoraciones producto del modelo por comparación siguiendo los lineamientos de la Resolución CREG 126 de 2010 incluyen el costo de abandono.
En general, la metodología no contempla el reconocimiento de inversiones complementarias sobre los valores de las inversiones eficientes que se han reconocido 7Como referencia ver el Anexo 23 del documento CREG 092 de 2011, soporte de la Resolución CREG 117 de 2011..
2.2.5	Cálculo de los cargos
“III. Cálculo de los cargos- aplicación de la fórmula
En el anexo 5-Programa de nuevas inversiones de la Resolución CREG 003 de 2018, la Comisión indica que los siguientes son los valores que utilizará para los ramales:
Por su parte, del Anexo 3 de la Resolución CREG 160 del 2014, que modifica el anexo 6 de la Resolución CREG 110 de 2011, se tiene que las lAC para los ramales, son las siguientes:
En cuanto a los valores a retirar de la inversión existente, el Anexo 4 de la Resolución CREG 003 del 2018, expresa:
El valor de la inversión calculado por la CREG para construir el gasoducto es el siguiente:
Con la información anterior de inversiones, el valor de la inversión existente para gasoductos ramales y las demandas esperadas de capacidad y volumen, al aplicar las fórmulas para el cálculo de los cargos se obtiene lo siguiente:
Como se puede apreciar, en el valor del cargo fijo se encuentra la única diferencia está, que aunque pequeña, es preferible tener claridad al respecto. Lo anterior es solo la aplicación de las fórmulas vigentes y no implica que TGI SA ESP esté de acuerdo con los valores de inversión calculados por la CREG. Con fundamento en lo anterior, solicitamos realizar los ajustes pertinentes al cálculo de los cargos. Para mayor claridad respecto a la verificación hecha por TGI SA ESP a los valores de la Resolución Creg 003 de 2018, se anexa el archivo APLICACI0N-FORMULAS-CALCULO-CARGOS.xls”.
2.2.5.1	Análisis y respuesta de la CREG
En revisión detallada del cálculo y considerando los valores señalados por TGI, se observa que es factible incluir ajuste en los valores de los cargos estampilla, incluyendo además de este ajuste la nueva valoración producto de la información declarada por TGI a partir de la ingeniería básica tal como se presentó en el numeral 2.2.1.
2.2.6	Conexiones
“IV.	Valor de conexiones
Para la valoración del proyecto, la CREG no tuvo en cuenta las dos conexiones necesarias para unir el tramo del cruce subfluvial en HDD de 6” con el resto del gasoducto a 2”, en este caso, éstas conexiones no se asocian a un punto de entrada o salida del SNT, pero si implica un costo en que incurre el transportador durante el desarrollo del proyecto. No se puede justificar el no reconocimiento de obras necesarias debido a disponibles que no se ajustan a casos excepcionales como el aquí presentado, que si bien son reglas que buscan la eficiencia económica, no deben dejar a un lado el cumplimiento de normas técnicas para los diseños de construcción. Solicitamos su inclusión dentro de la valoración, conforme al modelo vigente.
Adicionalmente, es importante mencionar que es necesaria la construcción de trampas de raspadores de despacho y de recibo, tanto para el cruce de 6” como para los 12,164Km de 2”. Es pertinente aclarar que los valores asociados a las trampas representan el 2,96% del total de la obra y no están incluidos dentro de los valores determinados en la valoración del gasoducto, por lo que solicitamos incluirlos”.
2.2.6.1	Análisis y respuesta de la CREG
En general las conexiones consideradas en la metodología están asociadas a conexiones con otro transportador, mientras que el caso expuesto por TGI es diferente, en el cual se entiende que si se considera un gasoducto que tiene varios diámetros, tal como en los gasoductos de la muestra que se utilizan dentro del modelo de valoración por comparación, siguiendo los lineamientos de la Resolución CREG 126 de 2010, los cambios de diámetro ya están considerados en la valoración y por tanto no se incluye ningún valor adicional.
2.2.7	Tubería lastrada
“Para el presupuesto de construcción y considerando los problemas históricos que ha tenido este gasoducto por las conexiones ilícitas al mismo; se ha establecido que gran parte de la línea irá lastrada en concreto; es decir se ha estimado una longitud de instalación de tubería lastrada de 8.970 metros, lo cual agrega un costo de COP $1.112.997.600 (Ver anexo Soportes Técnicos)”.
2.2.7.1	Análisis y respuesta de la CREG
Se entiende que esta inquietud de TGI está relacionada con aspectos de seguridad en el entorno del trazado del gasoducto, concretamente con actos ilícitos sobre el gasoducto como son conexiones sin autorización del transportador.
Al respecto se debe tener en cuenta que para efectos regulatorios los costos asociados a actos ilícitos no son costos que se incluyen en la valoración eficiente que se reconoce por un activo. Estos costos pueden estar asociados al riesgo país que se reconoce en la tasa de costo de capital que se utiliza para calcular los cargos regulados 8Como referencia ver el Anexo 23 del documento CREG 092 de 2011, soporte de la Resolución CREG 117 de 2011.
2.2.8	Gas de Empaquetamiento
“V. Gastos Asociados al Gas de Empaquetamiento.
La metodología de cálculo de este concepto se definió en el numeral 8.5.2 de la Resolución CREG 126 de 2010, donde establece una fórmula para calcular el precio, definida como la relación de cantidades y precios de campos regulados. No obstante, no se observa en la Resolución CREG 003 de 2010 el precio para valorar el Gas de Empaquetamiento que debe calcular la Comisión y por tanto, los costos reconocidos para el mismo. Por lo anterior, se solicita que se incluya en el AOM los gastos asociados al Gas de Empaquetamiento de acuerdo al volumen informado por TGI S.A. E.S.P. en su oficio 002253 del 31 de marzo de 2017”.
2.2.8.1	Análisis y respuesta de la CREG
Para efectos regulatorios la valoración del gas de empaquetamiento se considera que está incluida y remunerada en la valoración del gas de los gasoductos troncales y ramales valorados inicialmente para la expedición de los cargos adoptados en la Resolución CREG 110 de 2011, donde se incluía el gasoducto ramal de Galán Casabe Yondó que cumplió su vida útil normativa, para lo cual es importante tener en cuenta lo señalado en el documento CREG 085-2011 donde se expone:
“La demanda asociada a las estampillas debe ser igual a la demanda total del sistema9 La estampilla es un cargo que deben asumir todos los usuarios del sistema Independientemente de la distancia que
utilicen. Por tanto la demanda asociada a las estampillas es la demanda de todo del sistema.. Esta demanda total se obtiene como la suma de las demandas de los tramos donde hay inyección de gas desde campos de producción. En el caso de TGI, y al momento de esta aprobación tarifaria, las inyecciones relevantes están en el tramo Ballena -Barrancabermeja para el gas de la Guajira y en el tramo Cusiana - El Porvenir para el gas de Cusiana y Cupiagua. Así, es necesario verificar que las demandas asociadas a las estampillas, reportadas por TGI, no sean inferiores a la sumatoría de las demandas eficientes (i.e. ajustadas por contratos y por factor de utilización) de los puntos de inyección de gas. La suma de las demandas esperadas, tanto de capacidad como de volumen, de estos dos puntos es inferior, con un amplio margen, a las cifras reportadas por TGI para las estampillas. El margen puede corresponder a las inyecciones de campos menores. En tal sentido, se consideran adecuadas las cifras de demandas reportadas por TGI para las estampillas”.
Considerando que las diferencias en longitud y diámetro no son significativas con el nuevo gasoducto de Galán Casabe Yondó desde la perspectiva del cálculo de la valoración del gas de empaquetamiento se considera pertinente mantener la valoración del gas de empaquetamiento incluido desde la Resolución CREG 110 de 2011, el cual es considerado dentro la Resolución CREG 003 de 2018 objeto de impugnación.
2.2.9	IVA
“VI. IVA
Se solicita también ajustar los valores máximos reconocidos, debido al cambio del porcentaje del IVA, actualmente del 19%”.
2.2.9.1	Análisis y respuesta de la CREG
Debido a que la valoración del gasoducto Galán Casabe Yondó se realizó considerando la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, a partir del modelo de valoración por comparación cuya información se basa en periodos de tiempo donde el IVA era del 16% se considera pertinente ajustar la valoración de este nuevo gasoducto, incluyendo el valor diferencial de 3% debido a que el IVA vigente es el 19%, ateniendo la vigencia de la Ley 1819 de 2016, en el artículo 184 donde señala:
ARTÍCULO 468. TARIFA GENERAL DEL IMPUESTO SOBRE LAS VENTAS. La tarifa general del impuesto sobre las ventas es del diecinueve por ciento (19%)(…)
2.3	Inclusión en PNI
Respecto al plan de nuevas inversiones se considera que el gasoducto Galán Casabe Yondó que se va a construir, aplicando los lineamientos del evento 2 del Auto I-2017-000491
(…) Lo anterior bajo la consideración de que, frente a dicha solicitud, la valoración deberá realizarse a través de lo previsto en la metodología y su Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Así mismo, que en el caso de que esta infraestructura llegue a ser reconocida, la misma deberá ser remunerada una vez sea aprobada, retirando de los cargos actuales el valor de la IE y a partir de dicho momento se contará un nuevo período de la VUN, informando igualmente en dicho momento el abandono de la infraestructura existente atendiendo lo previsto en el numeral 4.4.4 del RUT. (..)
Acogiendo dicho cálculo tarifario se incluyó el valor de 4.808.350 [USD dic. 2009], calculado con base en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, que corresponde al valor presente de la valoración del gasoducto. Este valor se le incluyó el ajuste del IVA del 3% y llevó al año 1 con la Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – Tkc, mediante la siguiente expresión
Como se muestra en la siguiente tabla.
Tabla 4 Detalle Calculo PNI incluido
Máximo valor a reconocer a:
Ramal Galán – Casabe – Yondó 2
$4.110.342
Ramal Galán – Casabe – Yondó 6
$698.008
Valoración modelo(USD dic. 2009)
$4.808.350
Ajuste IVA (3%)
$144.251
Total (USD dic. 2009)
$4.952.601
Tasa Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad – [Tkc]
PNI1(USD dic. 2009)
$5.696.481
Se incluye ajuste en Anexo PNI para incluir el nuevo valor acorde a lo expresado en el artículo 2 de la presente resolución.
Una vez expuestos los anteriores argumentos y resueltos los cargos expuestos por TGI, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 870 del 31 de julio de 2018, acordó expedir la presente resolución mediante la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 003 de 2018.
Artículo 1.	Modificar el contenido del artículo 1 de la Resolución CREG 003 de 2018 únicamente en relación con la longitud de la infraestructura denominada gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó de 2 y 6 pulgadas de diámetro la cual es de 13.164 m.
Artículo 2.	Modificar los artículos 3 y 4 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificados por el artículo 5 de la Resolución CREG 261, así como por el artículo 2 de la Resolución CREG 104 de 2017, así como el Artículo 2 de la Resolución CREG 003 de 2018 los cuales quedarán así:
“Artículo 3. Inversión Existente. Como inversión existente, IEt, se reconocen US$ 1.291.901.464 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos principales y US$ 87.276.476 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 4 de esta Resolución CREG 003-2018.
Artículo 4. Programa de Nuevas Inversiones. Para el programa de nuevas inversiones, PNIt, se reconocen los siguientes valores, con la desagregación presentada en el Anexo 1 de esta Resolución.
19.027.227
5.361.713
1.661.253
1.877.345
1.947.324
NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009.
Artículo 3.	Reemplazar el Anexo 5 de la Resolución CREG 003 de 2018, que corresponde al Anexo 5 de la Resolución CREG 110 de 2011, por el Anexo 1 de la presente resolución.
Artículo 4.	Modificar el artículo 9 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por el artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2017, así como por el artículo de la Resolución CREG 003 de 2018, el cual quedará así:
“Artículo 9. Cargos Regulados de Referencia para la Remuneración de los Costos de Inversión. Para remunerar los costos de inversión para el sistema de transporte definido en el artículo 1 de esta Resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban las siguientes parejas de cargos regulados:
Gasoducto Cifras a diciembre 31 de 2009
Barranca - Sebastopol CF - 13,393 26,786 33,482 40,178
CV 0,486 0,389 0,292 0,243 0,194
Sebastopol - Vasconia CF - 5,530 11,061 13,826 16,591
CV 0,271 0,217 0,162 0,135 0,108
Vasconia - Mariquita CF - 12,831 25,663 32,079 38,494
CV 0,310 0,248 0,186 0,155 0,124
Mariquita - Gualanday CF - 46,260 92,519 115,649 138,779
CV 0,774 0,619 0,464 0,387 0,309
Gualanday - Neiva CF - 85,840 171,681 214,601 257,521
CV 1,505 1,204 0,903 0,753 0,602
Montañuelo - Gualanday CF - 1.718,961 3.437,921 4.297,401 5.156,882
CV 27,126 21,701 16,275 13,563 10,850
Vasconia - La Belleza CF - 20,830 41,659 52,074 62,489
CV 0,497 0,397 0,298 0,248 0,199
La Belleza - Cogua CF - 11,107 22,214 27,767 33,320
CV 0,244 0,195 0,146 0,122 0,097
Cusiana - Apiay CF - 28,926 57,852 72,314 86,777
CV 0,473 0,378 0,284 0,236 0,189
Apiay - Usme CF - 42,594 85,187 106,484 127,781
CV 0,671 0,537 0,403 0,336 0,268
Apiay - Villavicencio - Ocoa CF - 23,469 46,937 58,672 70,406
CV 0,402 0,321 0,241 0,201 0,161
El Porvenir - La Belleza CF - 30,769 61,537 76,922 92,306
CV 0,686 0,549 0,411 0,343 0,274
Cusiana - El Porvenir CF - 4,124 8,248 10,310 12,371
CV 0,091 0,073 0,055 0,045 0,036
Gasoducto de La Sabana CF - 18,664 37,327 46,659 55,991
CV 0,392 0,314 0,235 0,196 0,157
Morichal - Yopal CF - 25,790 51,579 64,474 77,369
CV 0,407 0,325 0,244 0,203 0,163
Ballena - Barrancabermeja CF - 47,513 95,027 118,783 142,540
CV 1,193 0,954 0,716 0,596 0,477
Mariquita - Pereira CF - 27,153 54,307 67,883 81,460
CV 0,713 0,570 0,428 0,356 0,285
Pereira - Armenia CF - 9,542 19,084 23,855 28,626
CV 0,266 0,213 0,159 0,133 0,106
Armenia - Cali CF - 21,931 43,863 54,828 65,794
CV 0,640 0,512 0,384 0,320 0,256
Gasoducto Boyacá - Santander CF - 35,556 71,112 88,890 106,668
CV 0,782 0,625 0,469 0,391 0,313
Estampilla ramales [2] CF - 5,262 10,525 13,156 15,787
CV 0,120 0,096 0,072 0,060 0,048
C.F. = Cargo fijo expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año.
C.V. = Cargo variable expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpc.
[1] Porcentaje de la inversión remunerada con cargo fijo.
[2] Incluye ramales Sur de Bolívar.
Nota: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto.
Barranca - Sebastopol CF 46,875 53,571 56,919 60,268 61,607
CV 0,146 0,097 0,073 0,049 0,039
Sebastopol - Vasconia CF 19,356 22,121 23,504 24,886 25,439
CV 0,081 0,054 0,041 0,027 0,022
Vasconia - Mariquita CF 44,910 51,326 54,534 57,742 59,025
CV 0,093 0,062 0,047 0,031 0,025
Mariquita - Gualanday CF 161,909 185,038 196,603 208,168 212,794
CV 0,232 0,155 0,116 0,077 0,062
Gualanday - Neiva CF 300,441 343,361 364,821 386,281 394,865
CV 0,452 0,301 0,226 0,151 0,120
Montañuelo - Gualanday CF 6.016,362 6.875,842 7.305,582 7.735,323 7.907,219
CV 8,138 5,425 4,069 2,713 2,170
Vasconia - La Belleza CF 72,903 83,318 88,526 93,733 95,816
CV 0,149 0,099 0,075 0,050 0,040
La Belleza - Cogua CF 38,874 44,427 47,204 49,981 51,091
CV 0,073 0,049 0,037 0,024 0,019
Cusiana - Apiay CF 101,240 115,703 122,935 130,166 133,059
CV 0,142 0,095 0,071 0,047 0,038
Apiay - Usme CF 149,078 170,375 181,023 191,672 195,931
CV 0,201 0,134 0,101 0,067 0,054
Apiay - Villavicencio - Ocoa CF 82,140 93,875 99,742 105,609 107,956
CV 0,121 0,080 0,060 0,040 0,032
El Porvenir - La Belleza CF 107,691 123,075 130,767 138,459 141,536
CV 0,206 0,137 0,103 0,069 0,055
Cusiana - El Porvenir CF 14,433 16,495 17,526 18,557 18,970
CV 0,027 0,018 0,014 0,009 0,007
Gasoducto de La Sabana CF 65,323 74,655 79,321 83,987 85,853
CV 0,118 0,078 0,059 0,039 0,031
Morichal - Yopal CF 90,264 103,159 109,606 116,054 118,633
CV 0,122 0,081 0,061 0,041 0,033
Ballena - Barrancabermeja CF 166,297 190,053 201,932 213,810 218,561
CV 0,358 0,239 0,179 0,119 0,095
Mariquita - Pereira CF 95,037 108,613 115,401 122,190 124,905
CV 0,214 0,143 0,107 0,071 0,057
Pereira - Armenia CF 33,397 38,168 40,553 42,939 43,893
CV 0,080 0,053 0,040 0,027 0,021
Armenia - Cali CF 76,760 87,725 93,208 98,691 100,884
CV 0,192 0,128 0,096 0,064 0,051
Gasoducto Boyacá - Santander CF 124,445 142,223 151,112 160,001 163,557
CV 0,235 0,156 0,117 0,078 0,063
Estampilla ramales [2] CF 18,418 21,049 22,365 23,680 24,207
CV 0,036 0,024 0,018 0,012 0,010
Barranca - Sebastopol CF 62,946 64,286 65,625 66,964
CV 0,029 0,019 0,010 -
Sebastopol - Vasconia CF 25,992 26,545 27,098 27,651
CV 0,016 0,011 0,005 -
Vasconia - Mariquita CF 60,308 61,591 62,874 64,157
CV 0,019 0,012 0,006 -
Mariquita - Gualanday CF 217,420 222,046 226,672 231,298
CV 0,046 0,031 0,015 -
Gualanday - Neiva CF 403,449 412,034 420,618 429,202
CV 0,090 0,060 0,030 -
Montañuelo - Gualanday CF 8.079,115 8.251,011 8.422,907 8.594,803
CV 1,628 1,085 0,543 -
Vasconia - La Belleza CF 97,899 99,982 102,065 104,148
CV 0,030 0,020 0,010 -
La Belleza - Cogua CF 52,202 53,313 54,423 55,534
CV 0,015 0,010 0,005 -
Cusiana - Apiay CF 135,951 138,844 141,736 144,629
CV 0,028 0,019 0,009 -
Apiay - Usme CF 200,190 204,450 208,709 212,969
CV 0,040 0,027 0,013 -
Apiay - Villavicencio - Ocoa CF 110,303 112,650 114,997 117,343
CV 0,024 0,016 0,008 -
El Porvenir - La Belleza CF 144,613 147,690 150,767 153,844
CV 0,041 0,027 0,014 -
Cusiana - El Porvenir CF 19,382 19,794 20,207 20,619
CV 0,005 0,004 0,002 -
Gasoducto de La Sabana CF 87,719 89,586 91,452 93,319
Morichal - Yopal CF 121,212 123,791 126,370 128,949
Ballena - Barrancabermeja CF 223,313 228,064 232,815 237,567
CV 0,072 0,048 0,024 -
Mariquita - Pereira CF 127,620 130,336 133,051 135,766
CV 0,043 0,029 0,014 -
Pereira - Armenia CF 44,847 45,801 46,755 47,710
Armenia - Cali CF 103,077 105,271 107,464 109,657
CV 0,038 0,026 0,013 -
Gasoducto Boyacá - Santander CF 167,112 170,668 174,224 177,779
CV 0,047 0,031 0,016 -
Estampilla ramales [2] CF 24,733 25,259 25,785 26,312
CV 0,007 0,005 0,002 -
Parágrafo. Para establecer los cargos fijos y variables aplicables en un punto determinado, se suman los cargos fijos y variables por distancia de cada tramo con la pareja de cargos fijos y variables por estampilla establecidos para el grupo de gasoductos ramales. Para el gasoducto Morichal – Yopal no se suman los cargos fijos y variables por estampilla”.
Artículo 5.	La presente Resolución deberá notificarse a la empresa Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra lo aquí dispuesto no procede recurso alguno por haber finalizado la actuación administrativa correspondiente a la presentación de recursos previsto en la Ley.
Artículo 6.	La Transportadora de Gas Internacional TGI E.S.P. S.A. dispone del término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta resolución, para manifestar expresamente si acepta lo dispuesto en los artículos 1, 3, 5, 6 de la Resolución CREG 003 de 2018, así como de los artículos 1, 2, 3 y 4 de la presente Resolución. Una vez hecha dicha aceptación por parte de TGI la Dirección Ejecutiva de la Comisión procederá al archivo de la actuación administrativa adelantada a efectos de ajustar los cargos de TGI incorporando la valoración hecha mediante la Resolución CREG 162 de 2015 en aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el ramal Galán – Casabe – Yondó.
Artículo 7.	Dentro del mes siguiente a la aceptación a que hace referencia el artículo anterior, el TGI enviará una declaración a través de su representante legal a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG donde informe de manera exacta el plazo en que entrará en operación el gasoducto Galán-Casabe-Yondó de 2 y 6 pulgadas de diámetro y13.164 m de longitud. Así mismo, a la finalización de cada año del período tarifario, TGI enviará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios una declaración sobre el estado de ejecución del proyecto, el porcentaje de ejecución, sin perjuicio de los requerimientos adicionales que pueda hacer la Superintendencia.
Artículo 8.	Los cargos establecidos en la presente Resolución se podrán aplicar a partir de su aceptación por parte de TGI S.A. E.S.P conforme al artículo 6 de esta resolución, previas las publicaciones de rigor. Vencido el período de vigencia de los cargos, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos. Si vencido el término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta resolución TGI S.A. E.S.P. no manifiesta su aceptación a los cargos aprobados mediante la presente Resolución, continuarán rigiendo los cargos vigentes.
Dada en Bogotá D.C., 31 JUL. 2019
Anexo 1 Programa de nuevas inversiones
El Anexo 5 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:
“Anexo 5 Programa de nuevas inversiones
Creg106-2018.docx Creg106-2018.pdf

References: RESOLUCIÓN 
 Resolución 
 artículo 28
 artículo 73
 Resolución 
 artículo 14
 Resolución 
 artículo 126
 Resolución 
 artículo 126
 artículo 14
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 126
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 18

Artículo 2
 artículo 126
 Resolución 
 artículo 126
 Resolución 
 artículo 126
 Resolución 
 artículo 14
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 9
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 69
 Artículo 69
 artículo 69
 artículo 77
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 40
 artículo 42
 artículo 74
 artículo 80
 artículo 42
 artículo 80
 artículo 40
 Artículo 40
 artículo 80
 artículo 16
 Artículo 16
 artículo 73
 artículo 81
 artículo 80
 artículo 87
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Artículo 6
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 87
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 184

ARTÍCULO 468
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 2
 resolución 
 Resolución 

Artículo 1
 artículo 1
 Resolución 

Artículo 2
 Resolución 
 artículo 5
 Resolución 
 artículo 2
 Resolución 
 Artículo 2
 Resolución 
 Resolución 

Artículo 4

Artículo 3
 Resolución 
 Resolución 

Artículo 4
 artículo 9
 Resolución 
 artículo 3
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 1
 Resolución 
 Resolución 

Artículo 5
 Resolución 

Artículo 6
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 14
 Resolución 

Artículo 7

Artículo 8
 Resolución 
 artículo 6
 resolución 
 Resolución