Source: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/d51dfad7cb96abb6052580d4005d7430?OpenDocument
Timestamp: 2020-08-14 13:31:30
Document Index: 171718016

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Publicada en la WEB CREG el: 27/February/2017
RESOLUCIÓN No. 261 DE 2016
( DIC. 26 2016 )
En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1523 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y,
En aplicación de lo dispuesto en dicha metodología mediante las resoluciones CREG 110 de 2011, 121 de 2012 se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de la empresa Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P., en adelante TGI.
La Comisión resolvió las solicitudes hechas por la empresa TGI para 10 gasoductos que habían cumplido su vida útil normativa mediante la Resolución CREG 162 de 2015. Así mismo mediante Resolución CREG 008 de 2016 se resolvió el recurso de reposición interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 162 de 2015
Conforme a lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, TGI y de acuerdo con lo consignado en el artículo 5 de la Resolución CREG 162 de 2015, mediante la comunicación con radicado CREG E-2016-005050 de fecha 29 de abril de 2016, declaró a la CREG, de forma condicionada en algunos casos, su decisión de reponer y en otros de continuar operando los gasoductos existentes que cumplieron el período de vida útil normativo y que fueron objeto de estimación del costo de reposición a nuevo, VRAN, en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016 para lo cual manifestó lo siguiente:
“Teniendo en cuenta la decisión adoptada por TGI S.A ESP, solicitamos a la Comisión que para aquellos gasoductos para los cuales se determinó continuar Operando el activo existente, la CREG realice el ajuste de cargos regulados a que haya lugar de conformidad con el valor VAOt, definido en el anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015.
En el mismo sentido, solicitamos a la Comisión que para aquellos gasoductos para los cuales se determinó su reposición, se realice el ajuste de cargos regulados una vez el nuevo activo entre en operación con el valor VRAN, y que durante el periodo comprendido entre la fecha en que el activo cumpla la vida útil normativa y la fecha de entrada en operación del nuevo activo se reconozca el valor VAOt.
Finalmente es oportuno mencionar que de acuerdo con la solicitud realizada por TGI a la Comisión mediante radicado N.° 03441 del 21 de abril de 2014 y con base en la información entregada de caracterización de los gasoductos, se solicitó un cambio de diámetro a 4 pulgadas en el ramal Galán - Casabe -Yondo, atendiendo a: i) el activo actual se encuentra construido con diferentes diámetros lo cual hace más difícil las actividades de integridad, ii) es más eficiente operar un gasoducto de un solo diámetro y iii) por aspectos de demanda existente o futura que permite una inversión más eficiente. Por estas razones solicitamos a la Comisión, de conformidad a lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 se defina de mutuo acuerdo el valor de la inversión del nuevo gasoducto con un diámetro de 4 pulgadas, considerando un nuevo trazado que permita mejorar las condiciones de operación, aspecto detallado en el anexo 1 de la presente comunicación.”
Teniendo en cuenta esta circunstancia, esta Comisión mediante comunicación S-2016-004934 de 21 de julio de 2016 y a efectos de dar correcta aplicación a lo previsto en el artículo 14 de la metodología, así como de las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016 donde se estableció el valor de reposición a nuevo de los gasoductos de TGI, le solicitó a esta empresa lo siguiente:
“De la lectura del contenido de su comunicación, entendemos que en respuesta al requerimiento hecho en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 y el parágrafo 1º del artículo 5 de la Resolución CREG 162 de 2015, usted manifiesta que se va a reemplazar el ramal Galán - Casabe – Yondo, incluyendo una condición a efectos de llevar a cabo el reemplazo de dicho ramal. Sobre el particular le informamos que atendiendo el contenido de estas disposiciones, no es factible incluir este tipo de condicionamientos en el anexo 1 de la Resolución CREG 162 de 2015, de tal manera que solicitamos comedidamente se diligencie nuevamente, sin alterar o adicionar el texto del formato dispuesto en el anexo 1 de la Resolución CREG 162 de 2015.
Respecto a la modificación de las características en cuanto a los diámetros del ramal Galán - Casabe -Yondo del sistema de transporte de TGI, se precisa que el reconocimiento de este tipo de infraestructura dentro de los cargos regulados implica formular una solicitud de revisión tarifaria en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 el cual establece lo siguiente: (…)
De acuerdo con lo anterior, para que la CREG pueda pronunciarse en relación con una modificación o revisión para el caso del ramal Galán - Casabe –Yondo y los cargos regulados de transporte de gas natural que se definirían, su petición debe dar cumplimiento a lo dispuesto los numerales 3, 4 y 5 del artículo 16 de la Ley 1437 de 2011, sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015.
Esto incluye que su petición este fundamentada en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 de acuerdo con las causales previstas y su aplicación para la actividad de transporte de gas natural de acuerdo con lo previsto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 (en adelante metodología), solicitando de manera expresa una modificación o revisión de los cargos regulados de transporte de gas natural definidos por esta Comisión, exponiendo las consideraciones, argumentos de hecho y derecho, los fundamentos de orden regulatorio que la sustentan, así como la información necesaria que le permitan al regulador establecer la procedencia de la solicitud (…) .”
En atención a lo expuesto por la Comisión y conforme a lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, TGI mediante comunicación E-2016-008882 de fecha 12 de agosto de 2016, declaró a la CREG su decisión de reponer 4 gasoductos (i. Ramal Yariguíes – Puerto Wilches, ii. Ramal Z. Industrial Cantagallo – Cantagallo; iii. Ramal Cantagallo – San Pablo; iv. Galán – Casabe – Yondó) y en otros 6 casos de continuar con los gasoductos que cumplieron el período de vida útil normativo y que fueron objeto de estimación del costo de reposición a nuevo, VRAN, en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016.
Ahora bien, dentro del documento soporte de la Resolución CREG 162 de 2015 se expuso lo siguiente en relación con la inversión existente:
“Ahora bien, frente a la actuación administrativa adelantada en atención a las solicitudes de TGI es necesario señalar que ésta conducirá a la revisión del valor de la inversión existente, y del valor del programa de nuevas inversiones, . En este punto es preciso mencionar que la revisión del valor de la inversión existente, , implica revisar los valores de las variables , , , e que correspondan a activos asociados a aquellos que cumplen la vida útil normativa. Lo anterior en atención a que de acuerdo con el principio ‘accesorium sequitur principale’ lo accesorio sigue a lo principal. En otros términos, no resulta razonable modificar lo principal sin lo accesorio. El carácter de accesorio en los gasoductos está contenido en los valores reconocidos a través de las variables , , e . Los valores de la variable también tienen carácter de accesorio en los gasoductos que cumplen su vida útil normativa de tal forma que esta variable se debe ajustar.
En consecuencia, los valores de las variables y , según la decisión que libremente tome TGI, remplazarán los valores de y de asociados a aquellos activos que cumplen la vida útil normativa. (…)”
Así mismo, en el numeral 2 del Anexo 2 del documento soporte de la Resolución CREG 162 de 2015 la Comisión expuso lo siguiente en relación con el valor a retirar:
“2. Valor a retirar de la base de inversión
El valor a retirar de la base de inversión para los gasoductos de la Tabla 9 será aquel reconocido para las variables , , , y , entendidas en los términos de la Resolución CREG 126 de 2010.(…)
En los anexos 4 y 5 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificados por las resoluciones CREG 121 de 2012 y 160 de 2014, se presentan los valores de inversión reconocidos para efectos tarifarios en los gasoductos principales y los ramales del sistema de transporte de TGI. Dentro de los gasoductos ramales se identifica un grupo denominado ‘gasoductos aislados’.
Al observar la información del anexo 4 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por las resoluciones CREG 121 de 2012 y 160 de 2014, se encuentra que los gasoductos de la Tabla 9 del presente documento se categorizan en gasoductos principales y gasoductos aislados. En la Tabla 10 se muestra esta categorización y el valor de inversión reconocido para cada gasoducto según lo indicado en los anexos 4 y 5 de la Resolución 110 de 2011, modificados por las resoluciones CREG 121 de 2012 y 160 de 2014.
Tabla 10. Valores indicados en los anexos 4 y 5 de la Resolución CREG 110 de 2011
En el anexo 5 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por las resoluciones CREG 121 de 2012 y 160 de 2014, no se muestran los valores de los siguientes proyectos del para varios gasoductos del sistema de TGI:
·	Actualización tecnológica en sistemas de medición
·	Compra de equipos nuevos para medición
El valor reconocido por estos proyectos para el caso de los gasoductos Cusiana – Apiay y Apiay – Usme es el indicado en la siguiente tabla:
USD de dic. De 2009
Actualización tecnológica en sistemas de medición
Compra de equipos nuevos para medición
Los anteriores valores se incluyeron en el cálculo de los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 121 de 2012 tal como se explica en las páginas 197 a 200 de la misma Resolución.
En la Tabla 11 se muestran los valores de inversión para cada gasoducto según lo indicado en los anexos 4 y 5 de la Resolución 110 de 2011 y considerando los valores para los proyectos de indicados antes para los gasoductos Cusiana Apiay- Apiay Usme
Tabla 11 valores a retirar de la base de inversión
En la última columna de la Tabla 11 del documento soporte de la Resolución CREG 162 de 2015 se presenta el valor total de inversión que es necesario retirar de la base de inversión para cada tramo de gasoducto en aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010. El valor total a retirar para todos los gasoductos será de USD 56.545.598(cifras a diciembre 31 de 2009).
Mediante comunicación con radicado CREG E-2016-001540 TGI solicitó el 16 de febrero de 2016 el inicio de la actuación administrativa para una serie de gasoductos troncales y ramales en aplicación de lo dispuesto en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 066 de 2013, ya que a juicio de la empresa dichos gasoductos cumplen su vida útil normativa en el año 2017.
Dentro de los gasoductos allí enunciados se encuentran seis (6) ramales del gasoducto Apiay – Usme. Mediante comunicación con radicado E-2016-001904 del 25 de febrero de 2016 TGI dio alcance a la comunicación E-2016-001540 solicitando incluir dentro de la actuación administrativa la estación compresora Cusiana Apiay.
Atendiendo esta circunstancia en relación con la estación compresora, se llevó a cabo un análisis de la información de la base tarifaria de TGI por parte de la Comisión, el cual permitió establecer que dicha infraestructura estaba incluida dentro del trazado del gasoducto Apiay – Usme. Con base en lo anterior mediante comunicación con radicado CREG S-2016-004935 esta Comisión solicitó a TGI el 21 de julio de 2016 la siguiente información y hacer las siguientes precisiones:
“Como lo manifestamos en la comunicación S-2016-004477, de acuerdo con la información que reposa en la Comisión (i.e. reporte de Santander Investment) la estación de Apiay tiene 1650 HP instalados y se comparte en un 50% con Ecopetrol.
En la comunicación con radicado CREG E-2016-007860 TGI anotó, entre otros aspectos, que la estación compresora de Apiay “cuenta con un total de 2475 HP instalados (825 HP por unidad) que permiten garantizar y atender la máxima capacidad de transporte de gas natural en el tramo Apiay – Usme de 17.78 MPCD”.
La información reportada por TGI en la comunicación E-2016-007860 (i) muestra que la capacidad instalada es 50% mayor a la reportada por Santander Investment y; (ii) no permite aclarar si la estación compresora de Apiay es compartida con Ecopetrol. Por tanto solicitamos a TGI:
1. Precisar cuál es la capacidad instalada en la estación compresora de Apiay.
2.	Indicar claramente si el uso de la estación compresora de Apiay se comparte con Ecopetrol o cualquier otro productor-comercializador que inyecte gas al sistema de transporte.
3.	Indicar qué capacidad instalada se utiliza exclusivamente para realizar la actividad de transporte de gas, en caso de que el uso de la estación se comparta con el productor-comercializador.
Para esto se debe tener en cuenta que el reglamento único de transporte de gas natural, RUT, establece que el productor-comercializador debe entregar el gas puesto en el sistema de transporte a una presión de hasta 1.200 psig. Esto quiere decir que es responsabilidad del productor-comercializador realizar compresión, si es necesaria, para poner el gas en el sistema de transporte a 1.200 psig, y la inversión y los gastos incurridos para realizar esta compresión no se remuneran en la actividad de transporte.
Agradecemos remitir esta información a la CREG dentro de los cinco (5) días siguientes al recibo de la presente comunicación.
En respuesta a esta solicitud, TGI mediante comunicación con radicado CREG E-2016-008531 dio respuesta en el siguiente sentido:
“1. R/ Tal como manifestamos en la comunicación anterior con radicado TGI No 005067 la estación de compresión de Apiay cuenta con una capacidad instalada de 2475 HP.
2. R/ Con respecto a la utilización de la estación de compresión, aclaramos que la totalidad de la capacidad instalada es utilizada para garantizar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo en el tramo Apiay – Usme. Esta situación se hace evidente en la condición actual en que el Campo Apiay no está inyectando gas al sistema de transporte y aun así, la estación de compresión debe mantenerse para asegurar la disponibilidad de capacidad de transporte en el tramo Apiay – Usme para llevar gas proveniente de Cusiana.
Así mismo, dadas las condiciones operativas del sistema de transporte, la presión a la que entrega el campo de producción, cuando el mismo está operativo, no puede ser superior a la presión del gasoducto que transporta el gas proveniente de Cusiana, Por esta razón las condiciones de presión de entrega del campo no coinciden en la capacidad de transporte del gasoducto y por el contrario, la estación de compresión si se requiere operativamente con una presión de descarga de 1300 psig para garantizar la CMMP del tramo Apiay- Usme, tal como se mencionó.
3. R/ Tal como mencionamos en la respuesta anterior, la totalidad de la capacidad instalada en la estación de compresión se requiere para garantizar la CMMP del tramo Cusiana – Apiay.”
“Artículo 126. Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas.
Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.”
El artículo 126 permite que dentro del período de vigencia de las fórmulas tarifarias se celebre un acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la Comisión para modificarlas. También establece dicho artículo que excepcionalmente, de oficio o a solicitud de parte, las fórmulas tarifarias sólo podrán modificarse cuando i) sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de las empresas, o ii) que existen razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometan en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas 1. Por el contrario, cuando ha habido razones de caso fortuito o fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas, se trata de hechos sobrevinientes, imprevisibles e irresistibles, no incorporados en las fórmulas, y que dan lugar a la modificación de las mismas.. Múltiples han sido los pronunciamientos hechos por la CREG 2. Ver entre otras las Resoluciones CREG 101 de 2000, 100 de 2000, 099 de 2000, 052 de 2000, 052 de 2000, 042 de 2002, 117 de 2003, 114 de 2003, 003 de 2003, 089 de 2004, 070 de 2004, 123 de 2005, 123 de 2005, 075 de 2005, 074 de 2005, 074 de 2005, 109 de 2006, 068 de 2006, 062 de 2006, 051 de 2006, 050 de 2008, 088 de 2009, 061 de 2009, 094 de 2010, 124 de 2011, 062 de 2010, 096 de 2011, 086 de 2011, 038 de 2001, 010 de 2011, 121 de 2014, 160 de 2014, 009 de 2015, 040 de 2015, 041 de 2015, 229 de 2015 y 175 de 2016. en relación con la forma en que opera lo consagrado en esta disposición.
Para la aplicación de esta disposición se debe precisar que la misma no se debe considerar como una norma aislada o que su aplicación se remita a su contenido literal y expreso, sino que por el contrario, la misma ha de ser entendida de forma integral, concordante y sistemática junto con aquellas normas que consagran los criterios tarifarios en materia de servicios públicos domiciliarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, los principios constitucionales (C.P. artículo 365) y legales en materia de servicios públicos domiciliarios (Ley 142 de 1994 artículos 1 a 14), así como los principios constitucionales (C.P. artículo 209) y legales (Ley 1437 de 2011 artículo 3) que guían las actuaciones administrativas de esta Comisión 3. En relación con el alcance con la que cuenta la CREG en ejercicio de sus facultades regulatorias, incluyendo aquella en materia tarifaria la H. Corte Constitucional en Sentencia C 150 de 2003, Magistrado Ponente Dr. Manuel José Cepeda Espinosa dispuso lo siguiente:
La regulación, en tanto que mecanismo de intervención del Estado, busca garantizar la efectividad de los principios sociales y el adecuado funcionamiento del mercado. En este orden de ideas, pasa la Corte a analizar los fines que en cada caso se persiguen y los criterios constitucionales que guían la acción del Estado para alcanzarlos (…)”..
Esto igualmente debe ser concordante y coherente desde el punto de vista constitucional respecto de los fines perseguidos por el ejercicio de las facultades regulatorias previstas en los artículos 73 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, las cuales han sido precisadas por la jurisprudencia constitucional 4. Ver entre otras las sentencias de la H. Corte Constitucional C-150 de 2003, C-1162 de 2000, C-186 de 2011. y administrativa, esto bajo la consideración de que su ejercicio debe entenderse como un mecanismo de intervención del Estado en la economía a fin de garantizar la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible y el buen funcionamiento del mercado, entre otros.
Teniendo en cuenta el contenido del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, se debe considerar que la aplicación del dicho artículo tiene un “carácter excepcional”, debido a que los hechos que ameriten una modificación deben tener la capacidad de convencer a la autoridad regulatoria sobre su procedencia de manera contundente, pues en su condición de excepción su procedencia debe ser restrictiva. Luego, el error a demostrar no es de cualquier tipo, sino aquel que demuestre que encaja en el objeto de la norma, en unión con los demás criterios tarifarios dispuestos en la Ley 142 de 1994.
Bajo estas mismas consideraciones, frente a la existencia de un error grave en el cálculo que lesione injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, la Comisión ha considerado que esta modificación procede de oficio o a petición de parte.
Tratándose de graves errores en su cálculo que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa, debe tratarse de graves errores presentes al momento del cálculo, esto es, de graves errores en los que se incurrió en la etapa de elaboración de los cálculos.
La doctrina mayoritaria de esta Comisión dentro de las decisiones administrativas que han resuelto las solicitudes de revisión tarifaria en virtud del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, por la causal del grave error de cálculo 5. Resoluciones CREG 118 de 2001, 052 de 2006, 117 de 2003, 114 de 2003, 070 de 2004, 038 de 2011, 084 de 2012, 025 de 2012, 160 de 2014, 040 de 2015 y 041 de 2015., han considerado que:
a)	El grave error de cálculo está asociado dentro de una actuación tarifaria a cualquier elemento que desde un punto de vista aritmético influye dentro de la determinación de las fórmulas tarifarias, al momento de establecer los cargos o la aplicación de las tarifas por parte de las empresas;
b)	Para que exista un grave error de cálculo dentro de los cargos se requiere que por efecto de la utilización de una cifra equivocada o de una operación matemática mal ejecutada, se concluya que el cargo debió haber sido diferente al que resultó teniendo en cuenta la información disponible en el momento del cálculo y que dicha variación afectó considerablemente los intereses de la empresa o de los usuarios;
c)	El grave error de cálculo debe ser una conducta imputable al actuar de la Comisión al momento de establecer las fórmulas o definir los cargos o las fórmulas tarifarias de acuerdo con la información, las pruebas, elementos y los argumentos con los que cuenta en dicho momento;
d)	No se considera procedente dentro de la causal del grave error de cálculo aquel error imputable a una conducta o a una omisión de la empresa dentro de las actuaciones administrativas al momento de establecer o definir los cargos o las fórmulas tarifarias;
e)	Para que sea procedente la causal del grave de error de cálculo se debe demostrar la existencia de una “lesión injusta” a los intereses de los usuarios o de las empresas. Al tener en cuenta que el ejercicio de esta facultad de revisión está ligada a las funciones con las que cuenta la CREG en materia tarifaria, la existencia de una “lesión injusta” se traduce en una incorrecta aplicación de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 desde el punto de vista práctico y operativo para una tarifa o un cargo en particular. De ahí que el error que se establece en la ley no es cualquier error sino aquel que sea “grave”;
f)	La aplicación de la causal relacionada con la existencia de un grave error de cálculo no está dirigida a cuestionar la validez o la legalidad de los actos administrativos en los cuales se sustenta la definición de los cargos o las tarifas.
Una vez se precisó por parte de esta Comisión frente a los gasoductos valorados por la CREG en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016 la decisión de TGI en relación con reponer a nuevo o mantener en operación el activo existente, así como ante la evidencia presentada en relación con la estación compresora de Apiay y el cálculo que se llevó a cabo a efecto de determinar los valores que se debían retirar de la inversión existente a que hace referencia el Anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015 y el numeral 2 del Anexo 2 del documento CREG 109 de 2015, soporte de dicha resolución, mediante Auto I-2016-005093 se ordenó la formación de un expediente administrativo a fin de:
1.	Adelantar la actuación administrativa con el objeto 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, lo resuelto en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016, así como lo manifestado en la empresa en su solicitud.
2.	Iniciar de oficio una actuación administrativa a fin de determinar la existencia de un grave error de cálculo en la forma como se llevó a cabo el cálculo y se determinaron los valores que se deben retirar de la inversión existente a que hace referencia el Anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015 y el numeral 2 del Anexo 2 del documento soporte de dicha resolución, cuando se realice el ajuste tarifario de que trata el artículo 2 de ese mismo acto administrativo, en particular para el caso del gasoducto Apiay – Usme.
3.	En aplicación de lo previsto en el inciso primero del artículo 36 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo se ordenó la acumulación de estas actuaciones administrativas en un solo expediente administrativo (2016-00241).
De acuerdo con lo establecido en el auto del 10 de octubre de 2016, y para cumplir con lo dispuesto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, en el Diario Oficial 50.024 del 12 de octubre de 2016 se publicó un extracto con el resumen de la actuación administrativa. Así mismo, mediante el aviso No.138 del 10 de octubre de 2016 se publicó en la página web de la CREG el extracto con el resumen de la actuación administrativa.
Ahora bien, en relación con la revisión tarifaria de oficio iniciada por la Comisión y la determinación de un grave error de cálculo en la forma como se llevó a cabo el cálculo y se determinaron los valores que se deben retirar de la inversión existente a que hace referencia el Anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015 y el numeral 2 del Anexo 2 del documento soporte de dicha resolución, se debe tener en cuenta, entre los siguientes elementos.
De otra parte, TGI cuenta con una estación de compresión en Apiay que para efectos tarifarios se incluyó como parte de la inversión del gasoducto Apiay – Usme 6. Ver Anexo 10 del documento CREG 014 de 2003, soporte de la Resolución CREG 013 de 2003. . Dado que en esta oportunidad la aplicación del Artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 se hace únicamente para gasoductos, es necesario retirar del gasoducto Apiay – Usme el valor correspondiente a la estación de compresión de Apiay 7. Cabe anotar que mediante la comunicación E-2016-001904 TGI solicitó el inicio de la actuación administrativa para aplicar las disposiciones del Artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 a la estación compresora de Apiay. .
De acuerdo con información disponible en la Comisión, el costo de inversión en compresión considerado para establecer los cargos adoptados mediante las resoluciones CREG 017 de 1995 y 057 de 1996 fue de 1.400 USD/HP (cifras a agosto de 1994) 8. Corresponde a información del estudio de tarifas de transporte de gas natural por troncal, presentado a la CREG por R. De La Vega, J.M. Mejía y A. Brugman en febrero de 1995. . De esta misma información se encuentra que el valor total de inversión considerado para el gasoducto Apiay – Usme fue de 8 millones de dólares (cifras a agosto de 1994) 9. Este valor también se puede observar en la Tabla 10 del documento CREG 014 de 2003. .
De acuerdo con lo manifestado por TGI mediante la comunicación con radicación CREG E-2016-008531, la potencia instalada en la estación de compresión de Apiay es de 2.475 HP. A partir de este valor y del costo unitario de 1.400 USD/HP se obtiene un valor de inversión de 3.465.000 USD (cifras a agosto de 1994) para la estación de compresión de Apiay. Este valor corresponde al 43% de los 8 millones de dólares considerados para el gasoducto Apiay – Usme en 1995.
A partir de lo anterior, se logra determinar que el valor de la estación de compresión de Apiay como el 43% del valor reconocido por la CREG en la variable del gasoducto Apiay – Usme indicada en la Tabla 11 del documento soporte de la Resolución CREG 162 de 2015. Es decir, el 43% de USD 12.779.593 (cifras de Dic. de 2009) que corresponde a USD 5.495.225 (cifras de Dic. de 2009).
Finalmente, en el anexo 5 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por las resoluciones CREG 121 de 2012 y 160 de 2014, se muestran valores de para los denominados gasoductos del Sur de Bolívar por concepto de geotecnia. Estos gasoductos son:
·	Galán - Termobarranca,
·	Yariguíes - Puente Sogamoso,
·	Yariguíes - Puerto Wilches,
·	Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo,
·	Z. Ind. Cantagallo - San Pablo,
·	Galán - Casabe - Yondó
·	Corregimiento Brisas de Bolívar,
·	Ramal a San Vicente de Chucurí.
Dado que en el anexo 5 se presenta un valor global para los anteriores gasoductos, se distribuye este valor entre todos estos gasoductos a prorrata del factor diámetro*kilómetro de cada gasoducto, en la presente actuación se procede a retirar los valores correspondientes a:
En la Tabla 1 se muestran los valores de inversión para cada gasoducto según (i) lo indicado en los anexos 4 y 5 de la Resolución 110 de 2011; (ii) los valores para los proyectos de indicados antes para los casos de los gasoductos Cusiana – Apiay y Apiay – Usme; y (iii) el valor a retirar del gasoducto Apiay – Usme por concepto de la estación compresora de Apiay.
Tabla 1 Valores a retirar de la base de inversión
Teniendo en cuenta lo anterior y en aplicación de los dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, se evidencia la existencia de un grave error de cálculo en la forma como se llevó a cabo el cálculo y se determinaron los valores que se deben retirar de la inversión existente a que hace referencia el Anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015 y el numeral 2 del Anexo 2 del documento soporte de dicha resolución en los eventos expuestos por la estación compresora Apiay para el caso del gasoducto Apiay – Usme, así como lo expuesto para los gasoductos del Sur de Bolívar.
En este sentido en la última columna de la Tabla 1 se presenta el valor total de inversión que es necesario retirar de la base de inversión para cada tramo de gasoducto en aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010. El valor total a retirar para todos los gasoductos será de USD 51.112.441 (cifras a diciembre 31 de 2009). Dichos valores reemplazan y ajustan los valores consignados en este punto en la Resolución CREG 162 de 2015.
Ahora, una vez identificada la procedencia y aplicabilidad del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, frente a 9 de los 10 gasoductos de TGI valorados en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016, corresponde realizar el ajuste en los cargos regulados del sistema de transporte de TGI en aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 066 de 2013, el cual consiste en ajustar exclusivamente los valores de las inversiones reconocidos en la base tarifaria, así: i) retirar los valores a que hace referencia el Anexo 2 de la Resolución CREG 163 de 2015 por concepto de los gasoductos que cumplieron su vida útil normativa con la revisión expuesta anteriormente; ii) incorporar los valores de la variable VAOt que se aprobaron mediante el artículo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015.
En el caso particular del gasoducto ramal Galán - Casabe – Yondó, si bien la empresa manifestó su intención de reponer dicho gasoducto, no se procede a realizar el ajuste en los cargos, toda vez que dicha empresa de forma posterior y mediante comunicación con radicado E-2016-009373, en aplicación del 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”; lo anterior, sin perjuicio de que en una comunicación inicial, TGI declaró igualmente a esta Comisión la intensión de llevar a cabo la reposición del gasoducto existente valorado en la Resolución CREG 162 de 2015.
En este sentido, esta Comisión se encuentra evaluando la procedencia, pertinencia y razonabilidad de dicha solicitud en el marco de la Ley 142 de 1994 y la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, con el fin de adelantar las actuaciones administrativas que correspondan. Lo anterior, toda vez que la empresa advierte en dicha comunicación 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.
Una vez surtido el procedimiento previsto en la Ley 142 de 1994, así como en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 754 del 26 de diciembre de 2016, aprobó la siguiente decisión mediante la cual se resuelve la revisión tarifaria iniciada de oficio por parte de esta Comisión atendiendo lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, así como se ajustan los cargos regulados del sistema de transporte de TGI S.A. E.S.P. de acuerdo con los valores aprobados en la Resolución CREG 162 de 2015.
Artículo 1.	En aplicación de lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y con base en lo expuesto en la parte motiva de la presente resolución, reemplazar el Anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015 por el Anexo 1 de la presente resolución.
Artículo 2.	Ajustar los cargos regulados del sistema de transporte de TGI S.A. E.S.P. incorporando los valores de la variable VAOt aprobados en el artículo 1 de la Resolución CREG 162 de 2015, conforme a la declaración de TGI S.A. E.S.P. conforme a la declaración de TGI S.A. E.S.P. de reponer los gasoductos: Ramal Yarigüíes - Puerto Wilches, Ramal Z. Industrial Cantagallo – Cantagallo, Ramal Cantagallo - San Pablo, así como de continuar en operación para el caso de los gasoductos: Yopal – Morichal, Ramal Yariguíez – Puente Sogamoso, Cusiana – Apiay, Apiay – Usme, Apiay-Villavicencio – Ocoa y Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar. Lo anterior, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 066 de 2013.
Artículo 3.	Modificar el artículo 3 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por el artículo 5 de la Resolución CREG 121 de 2012, así como por el artículo 2 de la Resolución CREG 160 de 2014, el cual quedará 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$ 84.362.842 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 2 de esta Resolución.
Artículo 4.	Remplazar el artículo 9 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por el artículo 5 de la Resolución CREG 121 de 2012, así como por el artículo 3 de la Resolución CREG 160 de 2014, 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:
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.	Modificar el artículo 4 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por el artículo 5 de la Resolución CREG 121 de 2012, así como por el artículo 2 de la Resolución CREG 160 de 2014, el cual quedará así:
Artículo 4. Programa de Nuevas Inversiones. Para el programa de nuevas inversiones, PNIt, se reconocen los siguientes valores, con la desagregación presentada en el Anexo 5 de esta Resolución.
13.330.746
5.391.085
1.903.909
Artículo 6.	Remplazar el Anexo 4 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por el artículo 7 de la Resolución CREG 121 de 2012, modificados a su vez por el artículo 5 de la Resolución CREG 160 de 2014, el cual quedará como se establece en el Anexo 2 de la presente Resolución.
Artículo 7.	Remplazar el Anexo 5 Programa de Nuevas Inversiones de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por el artículo 7 de la Resolución CREG 121 de 2012, modificado a su vez por el artículo 5 de la Resolución CREG 160 de 2014, el cual quedará como se establece en el Anexo 3 de la presente Resolución.
Artículo 8.	Notificar a la empresa TGI S.A. E.S.P. el contenido de esta 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.
Dada en Bogotá D.C., 26 DIC. 2016
Anexo 2. Inversión existente
Anexo 4 Inversión Existente (cont.)
Anexo 3. Programa de Nuevas Inversiones
Creg261-2016.docx Creg261-2016.pdf