Comisión de Regulación de Energía y Gas

CÁLCULO TARIFARIO PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE DE

ECOGAS

DOCUMENTO CREG-14MARZO 4 DE 2003

CIRCULACIÓN:M IEM BRO S DE LA CO M ISIÓ N DE REG ULACIÓ N DE EN ER G ÍA Y GAS

Sesión No. 210

CARGOS DE TRANSPORTE PARA ECOGAS NUEVO PERIODO TARIFARIO

1. ANTECEDENTES

La Empresa Colombiana de Gas (en adelante Ecogas) es una entidad descentralizada del orden nacional, con carácter de empresa industrial y comercial del Estado vinculada al Ministerio de Minas y Energía. La empresa fue creada mediante la Ley 401 de 1997, la cual ordenó escindir del patrimonio de ECOPETROL los activos y derechos vinculados a la actividad de transporte de gas natural, así como los derechos derivados de los contratos relacionados con dicha actividad para conformar el patrimonio inicial de Ecogas. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 8o de la Ley 401 de 1997, y el Decreto 958 de 1998, los activos escindidos de ECOPETROL fueron incorporados contable y financieramente al patrimonio de Ecogas al 80% del valor en libros de ECOPETROL de los respectivos activos a la fecha efectiva de escisión. Así mismo, el Decreto 958 de 1998 dispuso que Ecogas reembolse a ECOPETROL, mediante un esquema de pagos a 30 años, el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas de los BOMTs1.

Acorde con lo establecido en la Ley 401 de 1997, Ecogas tiene por objeto la planeación, organización, ampliación, mantenimiento, operación y explotación comercial de los sistemas de transporte de gas natural propios. También podrá explotar comercialmente la capacidad de gasoductos de terceros previo acuerdo con éstos. Cabe anotar que Ecogas no es dueño directo ni realiza las actividades de administración operación y mantenimiento -AO&M- de los gasoductos que forman parte de los BOMTs (Ballena - Barrancabermeja, Mariquita - Cali y Ramales de Boyacá - Santander). Sin embargo, Ecogas dispone de la capacidad de dichos gasoductos y la comercializa. La capacidad total de transporte del sistema de gasoductos de Ecogas incluye la de los gasoductos propios y de los BOMTs. La capacidad de transporte aproximada del Sistema de Transporte de Ecogas es 390 MPCD, con una longitud aproximada de 3,600 km de gasoductos troncales y regionales.

Ecogas ha aplicado diferentes tarifas en su Sistema de Transporte como se indica en la Tabla 1.

1 Los contratistas son: Centragas en el gasoducto Ballena - Barrancabermeja; Transgas de Occidente S.A. en el gasoducto Mariquita - Cali y Gases de Boyacá y Santander S.A. G.B.S. S.A. para los Ramales de Boyacá - Santander.

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Tabla 1. Cargos máximos aplicados por Ecogas en el anterior período tarifario

Gasoductos (US$/kpc) Período Estado

BallenaBarrancabermeja

Sistema del lnterior[2]

Boyacá - Santander

Morichal - Yopal

0.856 [1]

[3]

0.31

1.65

Dic-1995 a Dic-1998 Res. CREG- Vigente por más de 5057/96 años

Jun-1995 a Jun-1998 Res. CREG- Vigente por más de 5017/95 años

Oct-1997 a Oct-2002 Res. CREG- Vigente por más de 5201/97 años

Nov-1994 a Nov-1999 Res. CREG- Vigente por más de 5005/94 años

[1] Equivalente de 272 USD/kpcd-año y 0.111 USD/kpc asumiendo un F.C = 1[2] Comprende los gasoductos: Barranca - Sebastopol - Vasconla; Vasconia - Mariquita - Neiva; Mariquita - Cali; El

Porvenir - La Belleza - Vasconia; La Belleza - Cogua; Cusiana - Apiay - Villavicencio - Ocoa y Apiay - Usme.[3] Cargos basados en un esquema de entrada y salida más una estampilla para todo el Sistema del Interior.

Aunque para todos los cargos ya venció el período de vigencia previsto regulatoriamente, la empresa puede continuar aplicando dichos cargos mientras se aprueban cargos para un nuevo período tarifario de acuerdo con lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

De conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-057 de 1996, los cargos adoptados se basaron en un esquema de cargos de entrada y salida, en el cual los Comercializadores colocaban el gas en el Punto de Entrada de Vasconia y los Remitentes pagaban un cargo de salida desde este punto hasta el Punto de Salida correspondiente. En la práctica dicho esquema corresponde a un esquema de cargos por distancia que fue la se señal económica utilizada por los generadores termoeléctricos para ubicarse en el Magdalena Medio cerca al campo de Opón. Así, las tarifas contemplaban un cargo por distancia y varios cargos estampilla.

En este documento se presenta el cálculo detallado de las tarifas de referencia para el Sistema de Transporte de Ecogas, propuesto para el nuevo período tarifario, acorde con la metodología establecida en las Resoluciones CREG-001 de 2000 (en adelante Resolución01) y CREG-085 de 2000 (en adelante Resolución 085). De conformidad con lo establecido en la Resolución 01, es necesario analizar Inversión Base, Demandas (volumen y capacidad), gastos de administración, operación y mantenimiento y la estructura espacial de cargos (tramos de gasoductos). Para tal efecto se dispone de la información contenida en los siguientes documentos:

* Solicitud tarifaria de Ecogas, con radicación CREG-1524 de Marzo 2 de 2000.* Ayuda Memoria: Reunión de Revisión de la Base Tarifaria de Ecogas, Julio 5 y 6 de

2000 .* Respuesta a comunicación MMECRE-1345 de Junio 16 de 2000.* Solicitud de Revisión de Parámetros de la Resolución CREG-001 de 2000, radicación

CREG-5658 de 2000.* Información complementaria a la solicitud tarifaria, radicación CREG-9467 de 2000.* Información complementaria a la solicitud tarifaria, radicaciones CREG 170, 589, 1211,

1212 y 5349 de 2001.* Información complementaria a la solicitud tarifaria, radicaciones CREG 5122, 5618 y

5830 de 2002.

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* Información complementaria a la solicitud tarifaria, radicaciones CREG 998, 1135, 1209 y 1647 de 2003.

* Comunicación de Marzo 27 de 2001 con radicación CREG-2669 de 2001.* Comunicación de Julio 11 de 2001 con radicación CREG-6097 de 2001.* Comunicación de Agosto 9 de 2001 con radicación CREG-6963 de 2001.* Comunicación de Marzo 30 de 2002 con radicación CREG-4123 de 2002.* Comunicación de Febrero 3 de 2003 con radicación CREG-1035 de 2003.* Comunicación de Enero 30 de 2003 con radicación CREG-883 de 2003.* Informe final sobre ESCISIÓN DE ACTIVOS de ECOPETROL a Ecogas, elaborado por

Gilberto Borbón Acosta en 1998 (en medio magnético).* Estudio de Tarifas de Transporte de Gas Natural por Troncal; R. De La Vega, J.M Mejía y

A. Brugman; Marzo de 1995 (Incluye Hoja de Cálculo).* Metodología para el Cálculo de Costos índices de los Sistemas de Transporte de Gas en

Colombia; ITANSUCA, Proyectos de Ingeniería Ltda. UPME, Unidad de Planeación Minero Energética; Febrero de 1998.

* Pipeline Economics, Oil & Gas Journal, Aug. 4, 1997 OGJ SPECIAL* Oil and Gas Pipeline Fundamentals; John L. Kennedy. PennWell Books, PennWell

Publishing Company, 1993. Tulsa, Oklahoma.* ITANSUCA (2001), “Estudio de Alternativas para el Suministro de Gas Combustible a la

Ciudad de Cúcuta”. Estudio realizado para la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG.

1.1 Factores de Actualización y Tasas de Cambio

En las Tablas 2, 3 y 4 se ¡lustran los factores PPI, IPC y tasas de cambio utilizadas paraactualizar cifras acorde con lo establecido en la Resolución 01.

Tabla 2. Producer Price Index (PPI)Año/Mes Enero Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Agos. Sept. Oct. Nov, Die.

1990 121 121.4 121.8 122.1 122.1 122.5 122.9 123.3 123.8 124.1 124.5 124.81991 125.6 125.8 126 126.1 126.5 126.6 126.7 126.8 127.2 127.6 127.8 1281992 128.2 128.3 128.6 129 129 129 129.1 129.4 129.4 129.7 129.9 130.11993 130.4 130.7 130.9 131.1 131.2 131.1 131.5 131.6 131.7 131.8 132.2 132.41994 132.9 133.1 133.3 133.7 134.1 134.3 134.4 134.6 134.9 134.4 134.5 134.91995 135.6 135.8 135.9 136.2 136.5 136.6 136.9 137 136.8 137.6 138 1381996 138.1 138 138.1 138.1 138.3 138.4 138.4 138.6 138.4 138.4 138.4 138.41997 138.7 138.5 138.5 138.4 138.2 138.3 138.1 138.2 138.3 137.9 137.8 137.71998 137.7 137,6 137.7 137.6 137.4 137.4 137.5 137.3 137.6 137.6 137.8 137.61999 137.6 137.7 137.5 137.6 137.7 137.5 137.3 137.4 137.6 137.9 137.8 138

2000 138.2 138.2 138.3 138.4 138.7 138.7 138.9 139 139.3 139.3 139.3 139.62001 139.8 139.4 139.6 139.8 139.6 139.7 140 140 140.1 139.5 139.4 139.42002 139.5 139.6 139.5 139.2 139.1 139.3 138.7 138.6 138.7 139.2 138.9 138.4

Fuente: Bureau of Labour Statistics (http://stats.bls.gov/datahome.htm)

Series ID : WPSSOP3200

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http://stats.bls.gov/datahome.htm

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Tabla 3. Tasa Representativa del Mercado (Último día del mes - Col. $ / US $)Año Enero Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Agos. Sept. Oct. Nov. Die.

1991 668.57 643.42 638.611992 644,27 636.54 641.59 653.83 664.37 697.57 705.14 691.68 702.81 716.88 725.45 737.981993 746.05 758.03 766.41 774.94 779.56 787.12 801.35 806.86 810.84 817.03 811.73 804.331994 818.38 819.7 819.51 836.86 841.12 819.64 815.62 816.3 842 838.55 829.03 831.271995 856.41 856.99 880.23 877.9 876.36 881.23 897.63 960.19 966.78 994.5 998.16 987.6521996 1028.14 1039.81 1046.00 1058.90 1073.06 1069.11 1056.74 1042.32 1025.06 1005.83 1002.28 1005.331997 1070.97 1080.51 1059.88 1063.11 1077.09 1089.01 1109.65 1172.28 1246.27 1281.2 1305.66 1293.581998 1341.85 1344.25 1358.03 1365.72 1396.69 1363.04 1370.65 1440.87 1556.52 1577.19 1547.11 1542.111999 1582.9 1568.3 1533.51 1604.44 1671.67 1732.1 1809.5 1954.72 2017.27 1971.59 1923.77 1873.77

2000 1976.72 1946.17 1951.56 2004.47 2084.92 2139.11 2172.79 2208.21 2212.26 2158.36 2172.84 2229.18

2001 2240.8 2257.45 2310.57 2346.73 2324.98 2298.85 2298.27 2301.23 2332.19 2310.02 2308.59 2291.18

2002 2264.82 2309.82 2261.23 2275.35 2321.16 2398.82 2625.06 2703.55 2828.08 2773.73 2784.21 2864.79

Fuente: Banco de la República

Tabla 4. índice de Precios al Consumidor (IPC)Año Mes de diciem bre.1999 109.232000 118.792001 127.872002 136.81

Fuente: DANE

2. SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA

En Marzo 2 de 2000 Ecogas presentó a la CREG solicitud de Cargos Regulados para el nuevo período tarifario, en cumplimiento de lo previsto en la Resolución 01. Luego de analizar dicha propuesta, mediante comunicación MMECREG-1345 de 2000, la Comisión solicitó algunas aclaraciones y/o ampliaciones a la información presentada. La anterior información fue ampliada y actualizada por parte de la empresa, entre otros, mediante oficios con radicación CREG-9467 de 2000, CREG-589 y CREG-5349 de 2001, CREG-5122 y CREG-5618 de 2002, CREG-1209 y CREG-1647 de 2003. A continuación se describe brevemente la solicitud de la empresa y en la sección 3 se presenta el análisis detallado de dicha solicitud.

2.1 Inversiones

Ecogas presenta el rubro de Inversión desagregado en los siguientes componentes: i) activos y contratos (BOMTs) escindidos de ECOPETROL; i¡) inversiones ejecutadas durante el período 1995 - 2002 y; iii) nuevas inversiones previstas para ejecutar durante el nuevo período tarifario.

Activos y contratos BOMTs escindidos de ECOPETROL: la empresa reporta la información técnica y de costos para cada activo acorde con los tramos propuestos en su solicitud tarifaria como se indica en el anexo 1. Según la empresa, el costo asignado a los activos escindidos corresponde al valor por el cual Ecogas recibió de ECOPETROL dichos

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activos (80% del valor en libros de ECOPETROL en 1998). Para el caso de los contratos BOMTs escindidos, Ecogas se basa en el costo efectivo asignado en la Resolución 01 que corresponde al 70% del valor presente de los pagos que ECOPETROL debe realizar a los contratistas.

Inversiones ejecutadas durante 1995 - 2002: la empresa reporta la Información técnica y de costos para cada uno de los proyectos ejecutados durante el período 1995 - 2002. En el anexo 2 se indica la Información de costos. Es importante anotar que no obstante la creación de Ecogas en 1997 a partir de la Ley 401, se reportan inversiones anteriores a dicha fecha ya que la empresa operaba como una dependencia de ECOPETROL (Proyecto Ecogas). En la sección 3 de este documento se analizan las anteriores inversiones indicando los montos que se propone incluir para el cálculo tarifario.

Nuevas Inversiones: la empresa reporta el programa de nuevas inversiones para ejecutar en el nuevo período tarifario acorde con lo establecido en la Resolución 01 (ver anexo 3). Se puede notar que, excepto por la construcción de la variante El Hatillo - Chiquinquirá y la inversión en las compresoras de Casacará y Barranca, el programa de nuevas inversiones de Ecogas es moderado en términos relativos, pues prevé inversiones menores principalmente para mejorar la confiabilidad de su Sistema de Transporte. En la sección 3 de este documento se evalúa el programa de inversiones y las diferentes actualizaciones del mismo, presentadas por Ecogas durante 2001 a 2003.

2.2 Demandas: Volumen y Capacidad

Según la solicitud de Ecogas, las proyecciones de demanda que reporta se basan en los pronósticos suministrados por sus clientes y en las expectativas de producción de los diferentes campos productores de gas en el país. Para el caso eléctrico Ecogas toma en consideración los datos de consumo termoeléctrico dados por la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- en Enero de 20032.

Es importante anotar que las proyecciones de demanda reportadas por Ecogas consideran que el gas fluye de norte a sur desde Ballena hasta Cali y, de Vasconia a la Belleza fluye de occidente a oriente hasta el 2003 y a partir del 2004 fluye de oriente a occidente. Lo anterior considera que los campos de Cusiana y Cupiagua incrementan su producción (alrededor de 100 MPCD) a partir del 2005. En los anexos 4 y 5 se muestran las cifras totales de demanda (ponderadas por la respectiva probabilidad de ocurrencia) para el Horizonte de Proyección reportadas por Ecogas. Cabe anotar que la proyección final para el cálculo tarifario incluye, de acuerdo con la Resolución 085, un escenario que considera la demanda proyectada por la UPME para los sectores diferentes al termoeléctrico y la demanda proyectada por el CND para el sector termoeléctrico.

2.3 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AO&M

La empresa reporta los gastos de AO&M previstos para el Horizonte de Proyección como se indica en el anexo 6. Cabe mencionar que los gastos de AO&M para los gasoductos de los BOMTs están incluidos dentro del valor total a reconocer establecido en la Resolución 01, numeral 3.2.1.1. Estos aspectos se analizan en detalle en la sección 3.3.

2 Documento “Demanda de Gas Natural 2003 - 2015. Bogotá, enero 30 de 2003”.

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2.4 Estructura de la Agrupación de Gasoductos

De acuerdo con el Artículo 6.1 de la Resolución 01, las empresas transportadoras pueden someter a consideración de la Comisión, para efectos del cálculo de cargos regulados por el servicio de transporte, gasoductos independientes o grupo de gasoductos que los transportadores consideren adecuados para su Sistema de Transporte y para sus remitentes. Con base en lo anterior, Ecogas presentó a la CREG, en su propuesta tarifaria de Marzo 2 de 2000, 31 tramos de gasoductos los cuales se pueden agrupar en dos categorías: i) gasoductos que tienen tarifa aprobada por la CREG y; ¡i) gasoductos a los cuales la CREG no les ha aprobado tarifa alguna como se ¡lustra en la Tabla 5. La figura 1 ilustra de manera esquemática los principales tramos del Sistema de Transporte de Ecogas de conformidad con su solicitud tarifaria.

Tabla 5. Tramos Propuestos por EcogasGASODUCTOS CON TARIFA APROBADA POR LA CREG

1. Ballena - Barrancabermeja 9. Mariquita - Pereira2. Barrancabermeja - Sebastopol 10. Pereira - Armenia3. Sebastopol - Vasconia 11. Armenia - Cali4. Vasconia - La Belleza 12. Ramales de Boyacá - Santander5. La Belleza - El Porvenir 13. Cusiana - Apiay6. La Belleza - Cogua 14. Apiay-Bogotá7. Vasconia - Mariquita 15. Apiay - Villavicencio - Ocoa8. Mariquita - Neiva 16. Morichal - Yopal

GASODUCTOS SIN TARIFA APROBADA POR LA CREG [1117. Isabel López - Sabanalarga [2]18. Pozos Colorados - Aracataca [2]19. Riohacha - Maicao [2]20. Guepajé - Sincé - Corozal [2]21. Ramal a San Pedro [2]22. La Heroica - Mamonal [2]23. Ramal El Jobo - El Llano [2]24. Ramal Atunes - Corelca [2]

25. Ramal Galán - Termobarranca26. Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso27. Ramal Yariguíes - Puerto Wilches28. Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo29. Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo30. Ramal Galán - Casabe - Yondó31. Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar

Fuente: Propuesta tarifaria Ecogas, Radicación CREG-1524 de 2000.[1] Ecogas solicitó tarifa por primera vez para estos gasoductos, en esta solicitud tarifaria.[2] Gasoductos embebidos en el Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P. , incluidos en Res. CREG-014 de

2002 .NOTA: Los primeros 5 tramos se establecen regulatoriamente según el numeral 6.2 de la Resolución 01.

Es pertinente anotar que el Artículo 6.1 de la Resolución 01 se complementó con la Resolución 085 en el sentido que la CREG podrá definir las agrupaciones de gasoductos para el cálculo tarifario3.

2.5 Gasoductos de Otros Sistemas de Transporte

En la Tabla 6 se muestra un grupo de gasoductos que se derivan del gasoducto Ballena - Barrancabermeja y que son propiedad de PROMIGAS S.A. E.S.P. De conformidad con lo establecido en la Resolución 085, estos gasoductos se deben incluir en el cálculo tarifario del Sistema de Ecogas. Para tal efecto se utiliza la información reportada por PROMIGAS S.A. E.S.P. en su solicitud tarifaria (Radicación CREG-1506 de 2000).

3 Cabe anotar además que el Artículo 4o de la Resolución CREG-085 fue modificado mediante la Resolución CREG-016 de 2002.

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Tabla 6. Gasoductos de PROMIGAS S.A. E.S.P. Embebidos en el Sistema de Ecogas

G asoductos Diámetro(pulg.)Longitud

(km) ( US $ dic./2002)

Ramal a Hato Nuevo 2 67,444Ramal a Papayal 2 0.06 72,378Ramal a Barrancas 2 135,312Ramal a Fonseca 2 0.06 71,242Ramal a San Juan de Cesar 2 5.62 181,794Ramal a El Molino 2 7.2 256,325Ramal a Villanueva 2 4.6 200,217Ramal a Urumita 2 3.8 190,170Ramal a La Paz 2 1.4 105,752Ramal a Valledupar 4 11.2 714,009Sub-total Otros 1,994,642

Fuente: Propuesta de PROMIGAS para cálculo tarifario, radicación CREG-1506 de 2000.

2.6 Actualización Tarifaria a Febrero de 2003

Se debe notar que en la solicitud inicial de Ecogas (Marzo de 2000) la información de costos estaba referida a cifras de Diciembre 31 de 1999 lo cual correspondía al cálculo tarifario para el periodo 2000 - 2004. En Febrero de 2003 la empresa presentó su última actualización y complementación de información para la aprobación de cargos por parte de la CREG. Así, la Fecha Base debe ser Diciembre 31 de 20024 Alguna información de costos indicada en este documento está referida a cifras de diciembre 31 de 1999; sin embargo, en los cálculos tarifaros se incluyen las cifras actualizadas a la Fecha Base.

4 La Fecha Base corresponde al 31 de Diciembre del año anterior a la solicitud tarifaria. La actualización de información se considera como la última solicitud tarifaria.

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Hgiiin 1. PRINCIPA! I S TRAMOS DI I SISTEMA DL IRANSPORTE DE LCOC.AS

Ballena

Barrancabermeja

Sebastopol

Vasconia

La Belleza

Mariquita

El Porvenir.oguaUsme

Pereira

Apiay

VillavicencioArmeniaOcoa

Cali

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3. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD TARIFARIA

La actualización de información presentada por la empresa en Febrero de 2003 involucra algunos ajustes en demandas, con respecto a la propuesta de Marzo de 2000, e incluye las inversiones efectivamente ejecutadas durante 2000 a 2002. Las inversiones ejecutadas durante 2000 a 2002 se incluyen como inversión existente. Para efectos tarifarios Jas cifras de inversión y gastos de AO&M están referidas a Diciembre 31 de 2002 que corresponde a la Fecha Base.

3.1 Inversión Base

La Resolución 01 establece que los costos de inversión a reconocer, o Inversión Base, tienen tres componentes: i) activos reconocidos en la anterior revisión tarifaria; ¡i) inversiones eficientes efectivamente ejecutadas durante el actual periodo tarifario y; iii) las inversiones eficientes previstas para el siguiente periodo tarifario. A continuación se detallan los principales aspectos en cada componente de la Inversión Base de Ecogas para calcular los Cargos Regulados aplicables en el nuevo período tarifario.

3.1.1 Activos Reconocidos en la Anterior Revisión Tarifaria

3.1.1.1 Activos de contratos BOMTs

Para iniciar esta sección es necesario mencionar que la Resolución 01 estableció de antemano, con base en el Decreto 958 de mayo 27 de 1998, el costo de los activos que hacen parte de los BOMTs. La Tabla 7 ilustra dichos activos y el valor correspondiente a reconocer.

Tabla 7. Costo efectivo reconocido en la Resolución CREG 001/2000 para los gasoductosBOMTs

Gasoducto (mili. US $ dic./1997) (mili. US $ dic./2002)Ballena - Barrancabermeja 213.66 214.75Mariquita - Cali 392.75 394.75Boyacá - Santander 46.97 47.21

Total 653.4 656.70Fuente: Resolución 01, Numeral 3.2.1.1

Se debe tener en cuenta que las cifras indicadas en la Tabla 7 incluyen el monto de gastos AO&M, los cuales se deben descontar de la Inversión Base acorde con los gastos AO&M eficientes que se reconozcan a la empresa. Dicho aspecto será analizado en la sección 3.4.

Dado que en la propuesta de Ecogas el gasoducto Mariquita - Cali es dividido, para efectos tarifarios, en tres tramos (Mariquita - Pereira, Pereira - Armenia y Armenia - Cali) es necesario definir el costo efectivo correspondiente a cada tramo. La empresa propone tal asignación a prorrata de la longitud de cada tramo como se indica en la Tabla 8.

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Tabla 8. Asignación del costo efectivo por tramos para el gasoducto Mariquita - Cali

Tramo Longitud línea Principal (km) (mili. US $ dic./2002)

Mariquita - Pereira 154.8 178.11Pereira - Armenia 60.2 69.30Armenia - Cali 128 147.33Total 343 394.74Fuente: Resolución 01, Numeral 3.2.1.1 y Propuesta tarifaria Ecogas.NOTA: Estas cifras incluyen los gastos de AO&M.

De acuerdo con el inciso e) del numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, el costo de los gasoductos de los BOMTs (US $ 653,38 millones de diciembre 31 de 1997) incluye el valor presente de los gastos de AO&M que reconozca la CREG para dichos gasoductos. En cumplimiento de lo anterior es necesario separar el monto correspondiente a inversión y el monto correspondiente a AO&M en cada gasoducto, para lo cual se procedió de la siguiente forma:

* Gastos de AO&M por gasoducto: se consideraron los gastos de AO&M reportados por Ecogas (Radicación CREG-1209 de 2003)5. Dichos gastos incluyen los gastos de AO&M para cada gasoducto y estación compresora, los cuales se asignan a cada tramo como se indica en la sección 3.4 de este documento. A dichos gastos se les aplicó el resultado arrojado por la frontera de eficiencia, el cual corresponde a 90.5% (Documento CREG- 032 de 2001).

* Horizonte de Proyección: el Horizonte de Proyección para dichos gasoductos es de treinta años tal como se establece en el inciso c) del numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000.

* Tasa de descuento: se utiliza la tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad (Tkc) calculada con base en los procedimientos establecidos en la Resolución CREG-007 de 2001. Dicha tasa se ajustó de conformidad con lo establecido en el Artículo 4 de la Resolución CREG-007 de 2001 (ver Anexo 23). Para el caso de Ecogas dicha tasa es 12.536.

Con base en el anterior procedimiento se obtienen los resultados que se muestran en la Tabla 9.

6 Parte de la información reportada (Radicación CREG-1209 de 2003) es necesario distribuirla por tramos. Para dicha distribución se utilizaron las proporciones de distribución de AOM por tramo presentadas por Ecogas según radicación CREG-1212 de 2001.

6 Téngase en cuenta que en el cálculo de dicha tasa se considera la Inversión existente en la empresa, dentro de la cual se encuentra la inversión eficiente correspondiente a los gasoductos de los BOMTs.

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Tabla 9. Inversión y Gastos de AO&M para los gasoductos de los BOMT's _________ (US $ die JO 2)_________

Gasoducto Inversión Gastos de AO&M [1]Gastos de

AO&M (% de Inversión)

TOTAL

Ballena - Barrancabermeja 142,768,034 71,978,110 50 214,746,144Mariquita - Cali 276,446,923 118,299,628 43 394,746,550

Mariquita - Pereira 130,421,322 47,732,515 37 178,153,837Pereira - Armenla 42,955,334 26,326,714 61 69,282,048Armenia - Cali 103,070,267 44,240,399 43 147,310,666

Boyacá - Santander 32,233,082 14,975,690 46 47,208,773Total 451,448,040 205,253,427 45 656,701,467

[1] De conformidad con la metodología establecida en la Resolución 01, esta cifra corresponde al Valor Presente de losgastos AO&M previstos durante el Horizonte de Proyección (30 años para los BOMTs).

NOTA: Para mayor detalle ver Anexo 7

3.1.1.2 Activos Escindidos

Para establecer el monto de inversión a reconocer en los gasoductos restantes, es necesario revisar la memoria de cálculo para la aprobación tarifaria anterior, la cual corresponde a los cargos aprobados en las Resoluciones CREG-057 de 1996 (Sistema del Centro e Interior), CREG-201 de 1997 (Ramales de Boyacá y Santander) y CREG-005 de 1994 (gasoducto Morichal -Yopal). La Tabla 10 ilustra los gasoductos con la inversión asociada que fue considerada para el cálculo tarifario aprobado mediante las anteriores Resoluciones. Así mismo, a manera comparativa se muestra el valor de activos, o inversión existente a diciembre 31 de 1999, reportado por Ecogas para los mismos tramos.

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Tabla 10. Inversión Aprobada en Revisión Tarifaria Anterior Vs. Cifras reportadas por Ecogas

Tramo

Revisión Anterior = A Reporte Ecogas = B B ~ A(mili. US $

Ago./94) [11(mili. US $

dic./99) (Mill. US $ die. /99)(mili. US $

dic./99)Sistema Centro - Oriente

Barranca - Sebastopol 55.29 56.69 41.28 -15.41Sebastopol - Vasconia 25.4 26.04 24.25 -1.79Vasconia - Mariquita 35.4 36.29 40.29 4Vasconia - La Belleza 10.60 10.87 40.79 29.92La Belleza - Cogua 65.43 67.08 64.78 [4] -2.3Mariquita - Neiva 15 15.38 29.50 14.12

Subtotal Centro-Oriente 207.1 212.3 240.9 28.54

OtrosBallena - Barranca 144.52 148.15 214.13 65.98Mariquita - Cali 114.5 117.4 393.6 276.2Cusiana - La Belleza 57.40 [2] 58.85 62.72 [3] 3.87Cusiana - Apiay 16.28 16.69 46.31 29.62Apiay - Usme 8 8.2 13.95 [5] 5.75Boyacá - Santander 47.07 [6] 47.07 0Morichal - Yopal 1.1137 [7] 1.161 1.23 0.069Apiay - Ocoa 2.60 2.66 5.92 3.26Subtotal Otros 400.18 784.93 384.8

TOTAL 612.53 1025.82 413.29Fuente: Modelo Brugman; Resoluciones CREG-057 de 1996; 005 de 1994; 201 de 1997 y Documento CREG-007 deSept. 5/94; Decreto 958 de 1998; Propuesta de Cargos Regulados de Ecogas.[1] Corresponde a las cifras de inversión para los anos 1994 a 2000, consideradas para el cálculo de los cargos

aprobados mediante la Resolución CREG-057 de 1996. Debe tenerse en cuenta que la metodología de cálculo establecida en la Resolución CREG-057 de 1996 consideró Inversiones para el período 1996-2011.

[2] Corresponde a US $ 46.05 millones en 1996 y US $ 11.35 millones en 1997.[3] Inversión correspondiente al tramo El Porvenir - La Belleza. A Noviembre de 2001 el tramo El Provenir - Cusiana

era propiedad de la Asociación Santiago de las Atalayas, Tauramena y Río Chítamena (Radicación CREG-10439 de 2001).

[4] Se entiende que lo aprobado en la Res. 057 corresponde al tramo La Belleza - Cogua.[5] Se entiende que lo aprobado en la Res. 057 corresponde al tramo Apiay - Usme.[6] Valor establecido con base en el Decreto 958 de 1998.[7] Cifra en US $ mili, de 1993 (Documento CREG-007 de Septiembre 5 de 1994)

La última columna de la Tabla 10 indica las desviaciones entre la inversión considerada en la anterior revisión tarifaria y la reportada por Ecogas. Para el caso del sistema Centro - Oriente la desviación total es importante (US$ 28 millones) en relación con el monto total. Lamayor desviación se presenta en el gasoducto Vasconia - La Belleza. Con respecto a Otrosgasoductos se presenta una diferencia de US $ 385 millones con respecto a la cifra total. Las mayores desviaciones se presentan en los gasoductos de los BOMTs de Ballena - Barranca y Mariquita - Cali. Esto sugiere que en dichos gasoductos la inversión normativa, reportada a la Comisión por el Transportador en su momento y utilizada en la anterior revisión tarifaria, resultó ser bastante menor con respecto al valor final de los activos, asumiendo que el valor final está dentro de costos aceptables para este tipo de gasoductos.

El análisis sobre las cifras de inversión reconocida no ofrece una base comparativa sólida ya que estas inversiones correspondieron a obras proyectadas que actualmente pueden diferir físicamente, y consecuentemente en costos, de las previstas. De hecho, todos los gasoductos, con excepción de Morichal - Yopal, estaban en construcción o previstos para ser construidos al momento de realizarse la anterior revisión tarifararia (Res. CREG-017 de 1995 y Res. CREG-056 de 1996). De otra parte, cuando Ecogas recibió de ECOPETROL el 80%

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del valor de activos y 70% del Valor Presente Neto de las obligaciones financieras de los BOMTs, la Nación asumió parte del costo de los gasoductos a través de ECOPETROL (Decreto 2829 de 1997).

Con base en lo anterior, el valor más adecuado para considerar como inversión reconocida, y que refleja los costos de la prestación del servicio, corresponde al valor recibido por Ecogas de ECOPETROL (80% del valor en libros de ECOPETROL). De acuerdo con el anexo 1, Ecogas reporta haber recibido de ECOPETROL US $ 386,828,748 (cifras de die. 31 /99) por concepto de activos escindidos. Sin embargo, un análisis detallado del Balance de Escisión (ver anexo 8) indica que los bienes escindidos presentan un registro contable en Ecogas de US $ 308,864,738 (cifras de die. 31 /99) como se resume en el anexo 9. La diferencia radica principalmente en que la empresa no se basa en registros contables sino en un valor total de US $ 433 millones (de die. de 1995) que corresponde, según Ecogas, al valor de “ Inversión Inicial” considerado en la última revisión tarifaria de Julio de 1996. Dado que la cifra reportada por la empresa no corresponde al valor contable recibido de ECOPETROL, para efectos del presente cálculo tarifario se utilizarán los valores presentados en los anexos 8 y 9.

Para efectos tarifarios es necesario depurar las cifras del anexo 9 de tal forma que se considere únicamente el activo fijo actual. De hecho, en el análisis contable presentado en el anexo 8 se incluyen dos rubros correspondientes a activos no corrientes: i) dineros transferidos por ECOPETROL a Ecogas para gastos de funcionamiento y; i¡) anticipo de un contrato de asesoría jurídica a Ecogas. De otra parte, es necesario distribuir, entre los diferentes tramos de gasoductos, otros rubros como muebles, enseres y equipos de oficina, repuestos y accesorios, etc. Teniendo en cuenta estas consideraciones, en la última columna del anexo 9 se presentan los valores para cada tramo de gasoducto y en la Tabla 11 se muestra un resumen de las cifras a considerar en el cálculo tarifario teniendo en cuenta los anteriores valores.

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Tabla 11. Activos Reconocidos en la Anterior Revisión Tarifaria - Cifras de Inversión ______ para Cálculo tarifario __________________________

Tramo (US $ dic./02)Sistema Centro - Oriente

Barranca - Sebastopol 27,452,911.38Sebastopol - Vasconia 19,653,261.41Vasconia - Mariquita 34,896,548.62Mariquita - Neiva [1] 39,498,514.90Vasconia - La Belleza 24,705,212.09La Belleza - Cogua 54,563,466.92

Subtotal Centro-Oriente 200,769,915.32

OtrosBallena - Barranca [2] 142,768,034.24Mariquita - Cali [2] 276,446,922.76El Porvenir - La Belleza 56,744,609.94Cusiana - Apiay 31,357,114.53Apiay - Usme 9,441,920.93Boyacá - Santander [2] 32,233,082.50Morichal - Yopal 636,063.71Apiay - Villavicencio - Ocoa 6,156,439.91Subtotal Otros 555,784,188.53

TOTAL 756,554,103.85[3]Fuente: Ecogas y análisis CREG.[1] Incluye el tramo Dina - Neiva y Montañuelo - Gualanday.[2] Ver sección 3.1.1.1 de este documento.[3] Esta cifra se puede comparar con el valor reportado por Ecogas indicado en la Tabla 10 (1025 US $ mili, de 1999 ó

1028 US $ mili, de 2002)

El anterior análisis de inversiones corresponde a los tramos que tienen tarifa aprobada por la CREG. En el siguiente numeral se hará el análisis para los tramos a los cuales la CREG no ha fijado tarifa.

3.1.2 Inversiones Efectivamente Ejecutadas Durante el Período Tarifario

Las inversiones efectivamente ejecutadas se pueden dividir en aquellas aprobadas para ejecutar durante el período tarifario e inversiones diferentes, o adicionales, a las aprobadas en su momento.

3.1.2.1 Inversiones Aprobadas para Ejecutar Durante el Período Tarifario

Como se indicó anteriormente, al momento de aprobar las tarifas establecidas en la Resolución CREG-017 de 1995 y Resolución CREG-057 de 1996, la mayoría de proyectos estaban en ejecución o previstos para iniciar su ejecución. Dado que Ecogas se creó (Ley 401 de 1997) a partir de los activos y derechos vinculados a la actividad de transporte de gas que poseía ECOPETROL, podría decirse que la CREG no aprobó, al menos directamente, inversiones para que las ejecutara Ecogas durante el anterior período tarifario. Así, en esta parte se debe verificar que los proyectos considerados en las tarifas aprobadas en las Resoluciones 017/95, 57/96, 05/94 y 201/97 se hayan ejecutado. La Tabla 11 indica que tales proyectos fueron ejecutados ya que hacen parte de los activos de Ecogas que fueron ejecutados por ECOPETROL y transferidos en el proceso de escisión.

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3.1.2.2 Inversiones Adicionales

Estas inversiones se pueden dividir en dos categorías: i) las correspondientes a gasoductos escindidos de ECOPETROL a Ecogas y; ¡i) los proyectos ejecutados por Ecogas durante el período 1995 - 2002 y no aprobados por el regulador.

Acorde con la definición de Inversión Base (Artículo 2, Resolución 01), es necesario evaluar cada uno de los proyectos que forman parte de estas inversiones. Así, se deben analizar dos aspectos en cada proyecto: i) eficiencia en costos acorde con criterios disponibles en la CREG y; ii) eficiencia en la utilización de dicho gasoducto. Dado que la eficiencia en el uso de la inversión se evalúa a través del Factor de Utilización Normativo, el cual se relaciona con las demandas del respectivo gasoducto, en la sección de demandas se describe dicha evaluación. Por tanto, en esta sección se hace referencia a la evaluación de costos.

Gasoductos que no tienen tarifa aprobada por la CREG

Para estos tramos no hay información de inversiones aprobadas o consideradas en el período tarifario anterior. En consecuencia y para ser consistentes con lo expuesto en la sección 3.1.1.2, se propone considerar en la Inversión Base el valor por el cual Ecogas recibió dichos activos de ECOPETROL, como se indica en el anexo 9. La mayoría de estos gasoductos se encuentran en la Costa Atlántica y están inmersos en el Sistema de Transporte de PROMIGAS S.A. E.S.P. La Tabla 12 muestra las cifras correspondientes acorde con el anexo 9 e indica los gasoductos de Ecogas embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P.

Cabe anotar que en la escisión se asignó un valor simbólico de mil pesos ($ 1,000) a los gasoductos que presentaban un valor de cero (0) pesos en libros de ECOPETROL. De acuerdo con el informe final sobre ESCISIÓN DE ACTIVOS, el valor de cero (0) pesos se asignó a los gasoductos que estaban totalmente depreciados a la fecha de escisión (Enero de 1998) o para los cuales no se disponía de información contable. En dichos casos y para efectos tarifarios se incorpora la cifra reportada por Ecogas en su propuesta tarifaria (Anexo 1). Lo anterior considerando que: i) la metodología de la Resolución 01 prevé remunerar activos después de su Vida Útil Normativa (20 años) de acuerdo con su costo de oportunidad, lo cual es el caso para los gasoductos depreciados en ECOPETROL; ii) el costo reportado por Ecogas está dentro de valores eficientes considerados por la Comisión de conformidad con la información disponible a la fecha de esta evaluación y; ¡ii) no es conveniente asignar el valor contable de cero, para cálculos tarifarios, cuando dicho valor puede ser el resultado de deficiencias en la información contable.

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Tabla 12. Sistema Ecogas - Tramos sin Tarifa CREGTramo Diámetro Longitud ( US $ dic./1999)

(pulg.) (km)Isabel López - Sabanalarga 3 9.1 13,218.12Pozos Colorados - Aracataca [1] 10 50.1 2,109,146Riohacha - Maicao 3 71.9 1,041,883.86Guepajé - Sincé - Corozal 8 45 2,637,937.16Ramal a San Pedro 2 5.1 171,000.96La Heroica - Mamonal [1] 20 7.3 1,047,693Ramal El Jobo - El Llano [1] 6 17 252,595Ramal Atunes - Corelca [1] 10 3.2 410,000Sub-total gasoductos embebidos en 7,683,474.10Promigas S.ARamal Galán - Termobarranca [1] 6 1.7 146,897Ramal Yarlquies - Puente Sogamoso 2.5 0.5 3,607.09Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 2 2.8 1,680.8Ramal Z. Industrial Cantagallo - Cantagallo 6 0.8 3,472.07 [2]Ramal Z. Industrial Cantagallo - San Pablo 4 11.7 50,779.09 [2]Ramal Galán - Casabe - Yondó 10 10.1 1,226.18Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 2.8 0.8 3,472.07 [21Sub-total Otros 211,134.31TOTAL 7,894,608.40

Fuente: Propuesta Ecogas y análisis CREG.[1] En la Escisión se asignó un valor simbólico de mil pesos a estos gasoductos. Para efectos tarifarios se considera la

cifra reportada por Ecogas.[2] En la información sobre la Escisión se identifica un monto global para estos tres gasoductos (ver Anexo 9). Las

cifras indicadas en esta Tabla son el resultado de distribuir el monto global a prorrata de la longitud de cada gasoducto.

Aplicando los criterios generales establecidos en el Artículo 4o de la Resolución 085, modificado mediante la Resolución CREG-016 de 2002, los gasoductos de Ecogas embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P. fueron incluidos en la Resolución CREG-014 de 2002. Por lo anterior, dichos gasoductos no se tienen en cuenta para el restante análisis presentado en este documento.

Provectos ejecutados durante el período 1995 - 2002

Con base en el reporte presentado por la empresa, en la Tabla 13 se ¡lustra el monto de las inversiones ejecutadas por Ecogas durante el período 1995-2002.

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Sesión No. 210

Tabla 13. Inversiones Adicionales - Ecogas (US $ MUI. Pie. 2002)Tramo 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 95-02

Ballena - Barranca 0.24 0.63 1.7 31.33 0.27 34.17Gas. Boyacá - Santander 0.106 0.106Barranca - Sebastopol 0.94 2.4 1.03 0.65 0.03 0.21 5.26Sebastopol - Vasconia 0.61 0.34 0.49 0.14 0.002 1.58Vasconia - Mariquita 0.56 0.25 1.08 0.27 0.16 2.32Vasconia - La Belleza 0.87 0.84 15.93 1.1 0.12 0.01 18.87La Belleza - El Porvenir 0.2 2.61 5.3 0.97 0.25 0.05 9.38Mariquita - Pereira 1.48 0.02 0.09 0.83 0.2 2.62Pereira - Armenia 0.01 0.01 0.04 0.06Armenia - Cali 0.17 0.01 0.08 0.26Mariquita - Neiva 0.42 2.41 2.71 0.51 0.24 0.05 6.34Cusiana-Apiay 1.12 0.26 0.3 0.26 1.94La Belleza - Cogua 0.9 0.52 0.69 1.15 0.55 2.82 6.63Apiay - Usme 1.15 0.44 1.01 0.85 0.005 3.46Apiay - Villavicencio - Ocoa 0.85 2.77 0.05 0,05 3.72Morichal - Yopal 0.01 0 0.01Montañuelo - Gualanday 0.01 0.03 0.04San Vicente de Chucurí 0.546 0.418 0.964Infraestructura Ecogas 0.21 0.22 0.4 0.39 0.12 1.34Total 0.24 4.6 7.9 11.48 59.66 6.2 4.256 4.731 99.067

Fuente: Ecogas, Radicación CREG-1647 de 2003. Téngase en cuenta que las anteriores cifras no incluyen los compresores de Casacará y Barranca (ver parte final de este numeral).Para mayor detalle consultar el anexo 2.

Según la información presentada por la empresa, los principales montos de inversiones adicionales, correspondientes al período 1995 - 2002, se deben a la construcción de estaciones de compresión. A continuación se realiza el análisis de la inversión en las estaciones de compresión. En la tabla 14 se muestran las cifras de inversión solicitadas por Ecogas inicialmente (Radicación CREG-9467 de 2000). El análisis para los proyectos restantes se presenta en el anexo 10 indicando el valor a reconocer en cada proyecto.

Tabla 14. Inversión Adicional 1995 - 2002: Estaciones de compresión (US $ MUI. Dic./99)Proyecto 1995 1997 1998 1999 2000 2001 Tram oEstaciones Contratadas por ECOPETROL (Sin Opción de Compra)Pago por estación compresora de Casacará [1] 0.22 2.48 3.17 Pago por estación compresora Barrancabermeja [2] 2,17 5.31 5.58 Estaciones Contratadas por ECOGAS (Con Opción de Compra)Estación compresora Hato Nuevo [3] 12.02 Estación compresora Norean [3] 18.01 Estación compresora de Vasconia [3] 15

3.3735.53

3.5645.68

Ballena - B/ca. B/ca - S/pol

Ballena - B/ca. Ballena - B/ca. V/nia - La B/za

TOTAL 2.39 7.79 53.78 8.903 9.244Fuente: Ecogas, Radicación CREG-9467 de 2000 y CREG-589 de 2001.[1] Contrato ECG-126-97 entre ECOPETROL y COSACOL-HANOVER de noviembre 26 de 1997.[2] Contratos DIJ-1018 de Mayo de 1996, ECG-910-97 de Julio de 1997 y ECG-131-97 de Octubre de 1997, entre

ECOPETROL y COSACOL-HANOVER.[3] Estaciones construidas según contrato de Octubre 21 de 1998 entre Uniwhale de Colombia E.U. y Ecogas.

Las estaciones de compresión indicadas en la Tabla 14 tienen en común la figura de contrato de arrendamiento. Es decir, el contratista es el propietario y operador de dichas estaciones

D- 14 ECOGAS 32

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con las cuales presta el servicio de compresión al Sistema de Transporte de Ecogas. Como se indica en la Tabla 14, las estaciones de compresión se pueden clasificar en dos grupos de acuerdo con el contratante y la modalidad de contrato. El primer grupo corresponde a los contratos sin opción de compra realizados por ECOPETROL y transferidos a Ecogas en virtud del proceso de ESCISION realizado en 1998. En el segundo grupo están los contratos con opción de compra realizados directamente por Ecogas. A continuación se describen algunas particularidades de cada contrato.

Estación compresora de Casacará (7510 HP7): Corresponde a un contrato dearrendamiento sin opción de compra de la Estación de Compresión ubicada en el municipio de Casacará (Cesar) para su servicio en el gasoducto Ballena - Barrancabermeja. Es un contrato firmado por ECOPETROL, y cedido a Ecogas, con una vigencia de cinco años a partir de la entrada en operación de la Estación (fecha límite de iniciación: die. 1/97). Dentro de las consideraciones que justificaron este contrato están: i) necesidad de adicionar 40 MPCD de capacidad en el gasoducto Ballena - Barranca para satisfacer los compromisos de transporte de gas contratado y; ii) confiabilidad a las plantas térmicas para afrontar el fenómeno del niño a finales de 1997.

Estación compresora de Barranca (16485 HP): Corresponde a tres contratos dearrendamiento sin opción de compra firmados por ECOPETROL y cedidos a Ecogas, para instalar estaciones de compresión por 60 MPCD a finales de 1996, 90 MPCD en julio de 1997 y 50 MPCD en Octubre de 1997. Uno de estos contratos terminaría a finales de 2002 y los restantes a finales de 2003. La justificación técnica de estos contratos es similar a la dada para el aumento de compresión en Casacará: i) requerimiento de capacidad adicional de compresión para satisfacer los compromisos de transporte de gas contratado y; ii) confiabilidad en el transporte de gas requerido por plantas termoeléctricas para afrontar el fenómeno del niño de 1997-1998.

Estaciones compresoras de Hato Nuevo (6675 HP), Norean (10005 HP) y Vasconia (8335 HP): Corresponde a un contrato de arrendamiento con opción de compra firmado entre Ecogas y UNIWHALE DE COLOMBIA E.U. el 21 de octubre de 1998. La vigencia delcontrato es de 7 años a partir de 1999. Ecogas debe pagar US$2.8 millones al terminar elaño 7 del contrato en caso de que ejerza el derecho de compra de las estaciones. Las estaciones de Hato Nuevo y Norean permiten aumentar la capacidad del gasoducto Ballena - Barrancabermeja de 150 MPCD a 200 MPCD. La estación Vasconia, por su parte, permite aumentar la capacidad desde Vasconia hacia Mariquita y hacia la Belleza para abastecer la zona Cundiboyacense.

En su propuesta tarifaria (radicación CREG-9467 de 2000), Ecogas solicitó que el costo de las anteriores estaciones de compresión se considere como gastos de inversión de la siguiente forma:

* Estaciones de Cascará y Barrancabermeja. incluir el costo del pago contractual de arrendamiento durante el período de vigencia del respectivo contrato y, el monto de la inversión estimada para reemplazar dichas estaciones una vez terminen los contratos de arrendamiento. Lo anterior debido a que estas estaciones serían retiradas de servicio por los propietarios una vez terminen los contratos (2002 y 2003 respectivamente) ya que no

7 Potencia instalada.

D -14 ECOGAS 33

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hay opción de compra y, con los pronósticos de oferta y demanda actuales es necesario disponer de dichas estaciones.

* Estaciones de Hato Nuevo, Norean y Vasconia-, asumir que estas estaciones son propiedad de Ecogas y por lo tanto incluir un valor de adquisición según la potencia instalada en cada estación. Dicha inversión se asignaría al año en el cual entró en operación la respectiva estación. Lo anterior como resultado de la opción de compra que podría ejercer Ecogas al finalizar el contrato de arrendamiento (año 2004)8.

En la actualización de información reportada en Febrero de 2003 (Radicación CREG-1647 de 2003), Ecogas presentó cifras de inversión, para estaciones de compresión en Casacará y Barranca, diferentes a las indicadas anteriormente. La tabla 15 muestra las nuevas cifras.

Tabla 15. Estaciones de compresión: Inversión solicitada por Ecogas en Feb./03 _______ (US$ Mili. Dic./02) _______________ ___ _________

E s ta c ió n 1999 2000 2001 2002 2003 2004Estaciones Contratadas por ECOPETROLEstación Casacará

Compra estación compresora Estación Barrancabermeja

8.677 8.677

Compra de estación compresora Estaciones Contratadas por ECOGASInversión estación compresora Hato Nuevo Inversión estación compresora Norean Inversión estación compresora de Vasconia

12.01518.00915.003

8.677 8.677

TOTAL 35.027 17.354 17.354Fuente: Ecogas, Radicación CREG-1647 de 2003.

En la comunicación con radicación CREG-1647 de 2003 Ecogas anota que tiene previsto el montaje de estaciones compresoras propias en Casacará y Barrancabermeja durante el 2003 y 2004. Es decir, la inversión en dichas compresoras hace parte del plan de inversiones para el período 2003 - 2007. Adicionalmente la empresa indica que la capacidad instalada en cada sitio será de 9380 HP de tal forma que el costo unitario por potencia instalada sería de USD 1850 por HP. Se puede notar que: i) la capacidad instalada en Casacará (9380 HP) será superior a la capacidad existente al momento de esta revisión tarifaria (7510) y; ii) la capacidad instalada en Barranca (9380 HP) será menor que la capacidad existente al momento de esta revisión tarifaria.

Para evaluar los costos propuestos por Ecogas es necesario considerar el costo eficiente de compra de cada estación. El costo estimado de compra o inversión para cada estación, según la empresa, se obtiene a partir de la potencia instalada (en Break Horse Power - BHP) utilizando un costo unitario de 1,800 - 1,850 US$/BHP, A continuación se evalúa el costo estimado de compra para cada estación propuesto por la empresa.

Costos para las Inversiones en Compresión

8 La opción de compra la podrá ejercer Ecogas mediante el pago de US $ 2.8 millones, cifra muy inferior al costo total de las estaciones (alrededor de US S 35 millones).

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Para realizar esta evaluación se confrontan cuatro diferentes aproximaciones al valor de las estaciones de compresión: i) valor propuesto por Ecogas, ii) valor aproximado de contrato de arrendamiento; iii) valor obtenido al usar el costo por BHP histórico de estaciones ejecutadas en Colombia según estudio UPME-ITANSUCA (1998) y; iv) valor obtenido a partir del costo medio por BHP para algunas regiones de Estados Unidos (USA) reportados en Oil & Gas Journal, Pipeline Economics (1997). En la Tabla 16 se ilustran los diferentes valores y en el anexo 11 se presenta en más detalle los respectivos cálculos.7

Tabla 16. Comparación de Costos para las Estaciones de Compresión de EcogasCostos (US$ / BHP )

Estación Ecogas Contratos UPME-ITANSUCA Costo medio en USACasacará 1,850 NA 2,061 1,673Barrancabermeja 1,850 NA 2,061 1,673Hato Nuevo 1,800 2,322 2,061 1,673Norean 1,800 2,468 2,061 1,673Vasconia 1,800 2,280 2,061 1,673Fuente: - Propuesta Ecogas, Radicación CREG-1647 de 2003.NA: No Aplica- Metodología para el Cálculo de Costos Indice de los Sistemas de Transporte de Gas en Colombia, UPME-

ITANSUCA, 1998.- Pipeline Economics, OII&Gas Journal, Aug. 4,1997 OGJ SPECIAL

- Contratos de Arrendamiento

De la Tabla 16 se puede concluir que los valores reportados por Ecogas son cercanos a los obtenidos al aplicar el costo medio por BHP instalado en USA y menores si se comparan con los obtenidos al aplicar el costo histórico dado por UPME-ITANSUCA. Lo anterior sugiere que los valores propuestos por Ecogas como monto de inversión para cada grupo de estaciones de compresión son adecuados en términos de costos. Así, se propone incluir en el cálculo tarifario las respectivas cifras en los años indicados en la tabla 15.

En el anexo 10 se presentan los proyectos que conforman las inversiones adicionales, y el plan de inversiones para el nuevo período tarifario, con su respectivo valor a incluir en la Inversión Base para el cálculo tarifario.

3.1.3 Nuevas Inversiones

La empresa presenta un plan de inversiones para el nuevo período tarifario por US $ 63.5 millones (dic./02) desagregados por tramos de gasoductos como se indicó en el anexo 3. La empresa manifiesta en su propuesta que dentro de las inversiones previstas están las relacionadas con obras de protección geotécnica en todos los gasoductos. Anota que dichas obras son especialmente importantes en los gasoductos del sistema de Centro - Oriente, Apiay - Usme y La Belleza - El Provenir.

En la propuesta inicial (Radicación CREG-1524 de 2000) Ecogas incluyó inversiones para los gasoductos Ayacucho - Cúcuta (conversión oleoducto Río Zulia - Ayacucho) y Yumbo - Caloto (construcción del gasoducto). En respuesta a la comunicación MMECREG-1345 del 16 de Junio de 2000, Ecogas aclara que las inversiones reportadas para estos proyectos se presentan a manera informativa sobre programas de expansión futura de la empresa y por lo tanto no solicita tarifa para dichos tramos. Sin embargo, mediante comunicación radicada internamente bajo el número CREG-5349 de 2001, Ecogas reportó información

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complementaria para el cálculo tarifario. En esta comunicación Ecogas incluyó en el plan de nuevas inversiones los siguientes proyectos: i) Construcción línea Puerto Salgar - Cogua (USD 84 millones de 2000) como parte del tramo de gasoducto Vasconia - Mariquita; ii) Construcción Gasoducto a Cúcuta en 12” (USD 77 millones de 2000) como parte del tramo de gasoducto Ballena - Barranca y; ¡ii) construcción del ramal a San Vicente de Chucurí. A continuación se analiza cada proyecto.

Construcción línea Puerto S a lg a r- Coaua

Con respecto a este gasoducto Ecogas anotó (Radicación CREG-5349 de 2001) que el mismo “tiene una considerable justificación técnica y social’. En reuniones de trabajo posteriores a dicha comunicación, Ecogas manifestó que el proyecto estaba en una etapa muy preliminar donde no se conocen las características técnicas del gasoducto (diámetro, longitud, trazado, etc.). Así mismo, Ecogas mencionó que dicha inversión proporcionaría mayor confiabilidad al suministro de gas en el área de Bogotá en caso de existir falla en el transporte vía Usme y La Belleza. En la actualización de inversión de Junio de 2002 (radicación CREG-5122 de 2002) Ecogás excluyó este proyecto del plan de inversiones.

Desde el punto de vista regulatorio este proyecto no está debidamente justificado. Es decir, es una inversión adicional en un tramo de gasoducto existente la cual no está justificada técnica ni comercialmente con incremento de demanda y por tanto no representaría beneficios económicos para los usuarios. Cabe anotar que en caso de ser necesaria dicha inversión, para atender mayor demanda, la empresa podría solicitar tarifa independiente teniendo en cuenta la demanda por el respectivo gasoducto.

Construcción Gasoducto a Cúcuta 12”

La construcción de este gasoducto se prevé como una alternativa para suministrarle gas natural a la Ciudad de Cúcuta en el mediano plazo. Lo anterior debido al decaimiento del pozo Cerrito que actualmente produce el gas que se consume en Cúcuta. En un estudio realizado por ITANSUCA (2001) para la CREG ("Estudio de Alternativas para el Suministro de Gas Combustible a la Ciudad de Cúcuta') se concluyó que la mejor alternativa, desde el punto de vista económico, para suministrar gas combustible a la ciudad de Cúcuta es a través de GLP distribuido por cilindros o por redes. Es decir, la alternativa de construir un gasoducto para transportar gas a la ciudad de Cúcuta no es económicamente eficiente. En la actualización de inversión de Junio de 2002 (radicación CREG-5122 de 2002) Ecogás excluyó este proyecto del plan de inversiones.

Se propone que la Comisión establezca tarifa independiente para el gasoducto en caso de que la empresa presente nuevos elementos que permitan concluir que es económicamente eficiente la construcción de un gasoducto para transportar gas natural a la ciudad de Cúcuta.

Construcción ramal a San Vicente de Chucurí

De acuerdo con la información reportada por Ecogas, este gasoducto abastecerá de gas natural a la población urbana de San Vicente de Chucurí con gas proveniente del campo Lisama. El gasoducto tendrá una longitud de 22 km. con 2 pulgadas de diámetro. En abril de 2002 se encontraba en construcción la primera fase que consiste en: conformación del derecho de vía, desmonte, descapote y excavaciones, tendido, alineación, doblado y soldado de la tubería, revestimiento de juntas, bajada y tapada de la tubería y prueba hidróstática. La

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segunda fase consiste en las siguientes obras: cruces subfluviales, protección geotécnica, protección catódica, estación de recibo, estación de entrega, conexiones a los gasoductos de alimentación (Hot Taps).

Con base en la información disponible en la Comisión, los costos reportados por Ecogas (Radicación CREG-1647 de 2003) para este proyecto están dentro de los costos considerados para este tipo de gasoductos. Así mismo, mediante comunicación radicada internamente bajo el número CREG-1135 de 2003, la empresa reportó la demanda esperada de volumen y capacidad de este gasoducto. Con base en lo anterior, se propone incluir dicho gasoducto en los cálculos tarifarios.

En el anexo 10.1 se presenta la descripción del plan de inversiones previsto por la empresa y el valor a incluir en la Inversión Base. Tal como se establece en la Resolución CREG-085 de 2000, los proyectos de “Corrida con Raspador Inteligente” se incluyen como gastos de AO&M.

Con base en lo anterior, en la Tabla 17 se presenta el resumen de la Inversión Base por tramos para el cálculo tarifario del Sistema de gasoductos de Ecogas.

tab la 17. Inversión Base - Sistema de Gasoductos de Ecogas (US $ tníIL Dic JÓl)

Tramo de Gasoducto Inversión Existente [1]

TotalInversiones

95-01

ProgramaNueva

InversionesTOTAL

Ballena - Barranca 142.77 34.49 17.63 194.88Barranca - Sebastopol 27.45 4.97 18.07 50.49Sebastopol - Vasconia 19.65 1.35 0.42 21.42Vasconia - Mariquita 34.90 2.39 0.70 37.98Vasconia - La Belleza 24.71 18.62 0.71 44.04La Belleza - El Porvenir 56.74 9.49 4.64 70.88Mariquita - Cali 276.45 2.98 0.16 279.59Mariquita - Pereira 130.42 2.71 0.07 133.20Pereira - Armenia 42.96 0.09 0.03 43.07Armenia - Cali 103.07 0.18 0.06 103.31

Mariquita - Neiva 36.95 6.51 0.85 44.30Boyacá - Santander 32.33 0.27 0.14 32.73La Belleza - Cogua 54.56 6.70 8.61 69.88Cusiana - Apiay 31.36 2.02 3.13 36.51Apiay - Usme 9.44 3.54 1.04 14.02Apiay - Villavicencio - Ocoa 6.16 0.97 0.18 7.31Morichal - Yopal 0.64 0.01 - 0.64Tello - Neiva 0.002 - - 0.002Ramal Galán - Termobarranca 0.15 - - 0.15Ramal Rariquíes - Puente Sogamoso 0.003 - - 0.00Ramal Rariquíes - Puerto Wilches 0.000 - - 0.00Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo 0.02 - - 0.02Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo 0.02 - - 0.02Ramal Galán - Casabe - Yondó 0.00 - - 0.00Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 0.02 - - 0.02Montañuelo - Gualanday 2.55 0.04 1.28 3.87Ramal a San Vicente de Chucurí - 0.96 - 0.96

756.86 95.29 57.58 909.73q . NOTA: L o s proyectos "Infraestructura ECOGAS" y "BEO", ejecutados durante 1995-2002, están distribuidos

a prorrata de la longitud de los gasoductos principales.| [1 ] Incluye costo de troncal y ramales

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3.1.4 Verificación del Cumplimiento del Programa de Inversiones

Para concluir lo relativo a nuevas inversiones, es preciso anotar que la revisión del cumplimiento en la ejecución del programa de inversiones le corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios -SSPD-{Resolución 01, Artículo 8). Tal revisión debe ser anual y la CREG puede realizar los ajustes tarifarios a que haya lugar. Así mismo, la Resolución CREG-73 de 2001 establece el tratamiento general para las inversiones no previstas en el Programa de Nuevas Inversiones de cada Transportador.

3.2 Demanda de Capacidad y Volumen

La Resolución 085 establece que la respectiva empresa debe reportar, para el Horizonte de Proyección, de tres a cinco escenarios de proyección de demanda esperada de capacidad y volumen, en forma separada para la inversión existente y para el programa de Nuevas Inversiones. Estos escenarios deben incluir: volúmenes anuales (en kpc) y demandas máximas de capacidad (en kpcd). De otra parte, en la misma Resolución se indica que para el cálculo de la Demanda Esperada de Capacidad y la Demanda Esperada de Volumen en Sistemas Troncales de Transporte, la Comisión establecerá un escenario de proyección conformado por las proyecciones de demanda de gas elaboradas por la UPME para sectores de consumo de gas diferentes al sector termoeléctrico y la proyección de demanda de gas más probable para el sector termoeléctrico, elaborada por el Centro Nacional de Despacho - CND-. Al escenario elaborado por la CREG se le asignará una probabilidad de ocurrencia de 20% y se considerará junto con los escenarios propuestos por los transportadores.

Con base en lo anterior, para establecer la Demanda Esperada de Capacidad y la Demanda Esperada de Volumen a ser utilizada en el cálculo tarifario, es necesario considerar: i) las proyecciones presentada por Ecogas y; ii) las demandas reportados por la UPME y el CND.

3.2.1 Demandas reportadas por Ecogas

En su propuesta de Marzo 2 de 2000, Ecogas reportó tres escenarios con sus respectivas probabilidades de ocurrencia. Así mismo, mediante comunicación con radicación CREG- 1647 de 2003, la empresa actualizó la información de demandas. De lo anterior se obtiene el escenario ponderado, por tramo de gasoducto, como se indica en los anexos 4 y 5.

En su propuesta tarifaria Ecogas asume que los campos de Cusiana y Cupiagua inician producción (alrededor de 100 MPCD) en el 2004. De acuerdo con información disponible en la Comisión, estos campos entrarán a producir 40 MPCD, adicionales a la producción existente, a mediados de Junio de 2003. Este volumen será transportado al interior del país a través del gasoducto El Porvenir - La Belleza. Con base en lo anterior, se realiza el respectivo ajuste en la proyección de demanda para los gasoductos El Porvenir - la Belleza. Se asume que dicho gas es consumido en el área Cundiboyacense según la demanda resultante de los escenarios ponderados y, que el volumen de los tramos de gasoductos de Barranca a Vasconia no se disminuye9. Es decir, para el área Cundiboyacense cambia la fuente pero no cambia la demanda.

9 Este supuesto implica que las plantas térmicas del Magdalena Medio y el Valle incrementan en promedio su consumo (con respecto al obtenido del escenario ponderado del CND y Ecogas) en una proporción igual a la nueva producción de Cusiana y Cupiagua durante el 2002 y 2003.

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3.2.2 Demandas reportadas por la UPME y el CND

Mediante comunicación radicada internamente con el número CREG-1035 de 2003, la UPME reportó la proyección de demanda de gas natural en Colombia para el período 2003 - 2015 desagregada por sectores y regiones, diferentes al sector térmico, como se indica en el anexo 12. Por su parte, el CND reportó la demanda de gas natural para el sector termoeléctrico del país según comunicación radicada internamente con el número CREG-883 de 2003. Dicha información está desagregada por planta como se indica en el anexo 13. A partir de la anterior desagregación es necesario asignar la demanda correspondiente a cada tramo de gasoducto. La asignación de volumen por gasoducto se realizó como se indica en el anexo 14.

A partir de la información reportada por la UPME y el CND y, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución 085, se estableció un escenario de demanda al cual se le asigna una probabilidad de ocurrencia del 20%. Cabe anotar que para efectos del cálculo tarifario fue necesario complementar las proyecciones del CND y UPME para el período posterior a 2011 y 2015 pues el CND y la UPME cifras hasta el 2011 y 2015 respectivamente. Se consideró adecuado mantener la demanda del último año, presentada por el CND y la UPME, para el resto del Horizonte de Proyección. Para el caso de la demanda esperada de capacidad se consideró el escenario reportado por la empresa ya que el CND y la UPME no reportan dicha demanda.

Teniendo en cuenta lo anterior, en los anexos 15 y 16 se indican los escenarios de Demanda Esperada de Volumen y Demanda Esperada de Capacidad ponderados con las probabilidades asignadas, los cuales serán utilizados en los cálculos tarifarios.

3.3 Capacidad Máxima de Mediano Plazo - CMMP

De conformidad con lo establecido en la Resolución 85 y la Resolución CREG-008 de 2001, mediante comunicaciones con radicación CREG-2004 de 2001 Ecogas reportó la CMMP de los principales gasoductos de su Sistema de Transporte. Con base en dicha información y con la demanda esperada de volumen reportada en su momento, se calculó el Factor de Utilización (F.U.) para cada tramo de gasoducto como se indica en la Tabla 18. La Tabla 18 indica además el llenado hipotético (factor de ajuste) a realizar en algunos tramos donde el Factor de Utilización es inferior al Factor de Utilización Normativo definido en la Resolución 85.

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Tabla 18. CAPACIDADES MÁXIMAS y F.U.Tram o CAPACIDAD MAXIMA (MPCD)_________________ FACTOR

2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 F.U DE AJUSTE [11Mariquita - Psreira 61 61 61 " 92 92 92 92 92 0.60 -

Pereira - Armenia 52 52 52 81 81 81 81 81 0.58 -

Armenia -Cali . 48 48 48 72 72 72 72 72 0.55 -

Ballena - Barrancabermeja 196 196 196 192 192 192 192 192 0.81 -

Ramales Boyacá - Santander 87 87 87 87 87 87 87 87 0.05 8.29La Belleza - Cogua 58 58 58 84 84 84 84 84 0.56 -El Porvenir - La Belleza 3 20 40 154 154 154 154 154 0.91 -Vasconia - Mariquita 58 58 58 93 93 93 93 93 0,60 -Sebastopol - Vasconia 154 154 154 142 142 142 142 142 0.43 1.16Barrancabermeja - Sebastopol V 184 184 184 181 181 181 181 181 0.46 1.08Vasconia - La Belleza 61 61 61 60 60 60 60 60 0,75 -

Mariquita - Neiva 18 18 18 18 18 18 18 18 0.62 -

Apiay - Villavicencia - Ocoa 10 10 10 10 10 10 10 10 0.25 1.63Morichal - Yopal 8 8 8 8 8 8 8 8 0.05 7.94Cusiana - Apiay 24 24 24 31 31 31 31 31 0.50 -Apiay - Usme 17 17 17 17 17 17 17 17 0.99 -NOTA: La CMMP cambia en 2004 por la entrada del gas de Cusiana y Cupiagua.

i [1] Indica en número de veces que se debe Incrementar el volumen pera que cumpla con el Factor de Utilización Normativo,

3.4 Gastos de AO&M

Según la Resolución 01, los gastos de AO&M se remuneran a través de un cargo fijo diario expresado en Col. $ por kpcd. Así mismo, se debe usar la metodología de estimación de frontera de eficiencia para establecer los máximos gastos de AO&M a reconocer en la tarifa. La frontera de eficiencia se debe establecer a partir de las empresas de transporte nacionales y de una muestra internacional de empresas transportadoras. De otra parte, la Resolución 085 establece que los siguientes gastos de AO&M se reconocen en forma adicional al resultado arrojado por la frontera de eficiencia: i) gastos por concepto del Boletín Electrónico de Operaciones10; ii) inspección con “raspador inteligente”11 y; iii) impuestos diferentes al impuesta de renta. Por tal razón estos gastos no se consideran en el análisis de la estimación de frontera.

El documento CREG-134 de 2000 “Descripción de la Metodología 'Análisis Envolvente de Datos' para la Fijación de los Gastos de AO&M de las Empresas Transportadoras de Gas en Colombia” de diciembre de 2000, describe en detalle la aplicación de la metodología de estimación de frontera y el documento CREG-032 de 2001 “Metodología para la Fijación de los Gastos de AO&M de las Empresas Transportadoras de gas en Colombia” de Febrero de 2001 contiene los resultados obtenidos para las empresas colombianas. En el último documento se establece que el porcentaje máximo en gastos de AO&M a reconocer a Ecogas es 90.54% sobre el valor reportado.

10 Se debe tener en cuenta que el BEO es uno de los requisitos establecidos en el Reglamento Único de Transporte (Resolución CREG-071 de 1999).

11 Este gasto se reconoce una vez durante el período tarifario.

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3.4.1 Gastos que se reconocen adicionales a la Frontera de Eficiencia

Gastos de AO&M por concepto de “raspador inteligente”

De acuerdo con la evaluación realizada en la sección 3.1 de este documento, en la Tabla 19 se indican las cifras solicitadas por Ecogas por concepto “raspador inteligente” en sus diferentes gasoductos.

Tabla 19. Gastos por Concepto de Raspador Inteligente (US $ mili- dic./99)Tramo de Gasoducto 2000 2001 2002 2003 2004

Barranca - Sebastopol 570,000Sebastopol - Vasconia 320,000Vasconia - Mariquita 630,000Vasconia - La Belleza 480,000La Belleza - El Porvenir 1,400,000Mariquita - Neiva 1,400,000La Belleza - Cogua 590,000

Total 3,990,000 1,400,000Fuente: Propuesta Ecogas de Marzo 2 de 2000, Radicación CREG-1524 de 2000.

De acuerdo con información de otras empresas de transporte del país, disponible en la Comisión y aprobado para efectos tarifarios, una corrida con raspador inteligente en Colombia tiene un costo medio de US $ 4,400 (cifras a dic./99) por kilómetro12. Con base en lo anterior se propone ajustar las cifras en los gasoductos de Ecogas como se indica en la Tabla 20.

tabla 20. Gastos Ajustados por concepto de Inspección con Raspador Inteligente______Diámetro Longitud Costo Unitario Costo Ajustado Costo Solicitado

Tramo de Gasoducto (Pulg.) (kms) USD/ km USD Ecogas (USD)Barranca - Sebastopol 20 111 4,400 488,400 570,000Sebastopol - Vasconia 20 62 4,400 272,800 320,000Vasconia - Mariquita 20 123 4,400 541,200 630,000iVasconia - La Belleza 12 y 14 91 4,400 400,400 480,000l a Belleza - El Potvernir 20 188 4,400 827,200 1,400,000Mariquita - Neiva 6 y 12 293 4,400 1,289,200 1,400,000La Belleza - Coqua 22 116 4,400 510,400 590,000Total 984 4,329,600 5,390,000Fuente: Estimativos CREG y Propuesta Tarifaria de Ecogas

De conformidad con el Artículo 5 de la Resolución 085, los costos ajustados de la Tabla 20 se reconocen en su totalidad.

Gastos de AO&M por concepto del Boletín Electrónio de Operaciones -BEO-

La empresa no reportó en forma separada los gastos correspondientes a este ítem.

Gastos de AO&M por concepto de Impuestos diferentes al Impuesto de Renta

12 Documento CREG-037 de 2001.

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La empresa no reportó en forma separada los gastos correspondientes a este ítem.

De conformidad con el Artículo 6 de la Resolución CREG-085 de 2000, las inversiones en terrenos e inmuebles se excluyen de la Inversión Base y se remuneran como un gatos de AO&M. El valor anual a incorporar en los gatos de AO&M es el 11.5% del valor catastral reportado por la empresa. Así, el monto reportado por Ecogas (Radicación CREG-1647 de 2003) correspondiente a la adquisición de planta física (sede) y bodega en Villavicencio, se reconoce como gastos de AO&M. El gasto en la sede se distribuye a prorrata de la longitud de cada tramo de gasoducto.

En el anexo 17 se ilustran las cifras a reconocer por gastos de AO&M durante el Horizonte de Proyección, de acuerdo con lo anotado anteriormente.

3.4.2 Gastos de AO&M para los gasoductos de los BOMTs

De conformidad con lo establecido en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución 01, es necesario calcular los gastos de AO&M incluidos en el costo efectivo asignado a cada gasoducto. El procedimiento y los resultados del dicho cálculo se presentaron en la sección 3.1.1.1 de este documento (ver anexo 7).

En la Tabla 21 se indica la asignación de gastos de AO&M por tramos de gasoductos, de conformidad con la distribución presentada por la empresa para algunos rubros donde el gasto es común a varios tramos de gasoductos (radicación CREG-1212 de 2001). También se indica la asignación por tramos de los gastos de AO&M correspondientes a las estaciones de compresión.

Tabla 21. Asignación de Gastos AO&M por TramosTramo Origen del Gasto AO&M

Ballena - Barranca

O&M de Ballena - Barranca; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Ballena - Barranca*; Administración Ecogas de Ballena - Barranca; AO&M de Compresión en Hato Nuevo*; AO&M de Compresión en Casacará*; AO&M de Compresión en Norean*.

Barranca - Sebastopol

O&M de Barranca - Sebastopol; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Barranca - Sebastopol; Administración Ecogas de Barranca - Sebastopol; 50% de AO&M de Compresión para Estación de Barranca.

Sebastopol - Vasconia

O&M de Sebastopol - Vasconia; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Sebastopol - Vasconia; Administración Ecogas de Sebastopol - Vasconia; 50% de AO&M de Compresión para Estación de Barranca.

Vasconia - MariquitaO&M de Vasconia - Mariquita; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Vasconia - Mariquita; Administración Ecogas de Vasconia - Mariquita.

Vasconia - La Belleza

O&M de Vasconia - La Belleza; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Vasconia - La Belleza; Administración Ecogas de Vasconia - La Belleza; AO&M de Compresión para Estación de Vasconia.

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Tramo Origen del Gasto AO&M

La Belleza - El PorvenirO&M de La Belleza - El Porvenir; AO&M del Centro de Despacho de Gas para La Belleza - El Porvenir; Administración Ecogas de La Belleza - El Porvenir.

Mariquita - PereiraO&M de Mariquita - Pereira; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Mariquita - Pereira*; Administración Ecogas de Mariquita - Pereira.

Pereira - ArmeniaO&M de Pereira - Armenia; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Pereira - Armenia*; Administración Ecogas de Pereira - Armenia.

Armenia - CaliO&M de Armenia - Cali; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Armenia - Cali*; Administración Ecogas de Armenia - Cali.

Mariquita - Neiva

O&M de Mariquita - Neiva; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Mariquita - Neiva; Administración Ecogas de Mariquita - Neiva; AO&M para Montañuelo - Gualanday.

Boyacá - SantanderO&M de Boyacá - Santander; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Boyacá - Santander*; Administración Ecogas de Boyacá - Santander.

La Belleza - CoguaO&M de La Belleza - Cogua; AO&M del Centro de Despacho de Gas para La Belleza - Cogua; Administración Ecogas de La Belleza - Cogua.

Cusiana - ApiayO&M de Cusiana - Apiay; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Cusiana - Apiay; Administración Ecogas de Cusiana - Apiay

Apiay - Usme

O&M de Apiay - Usme; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Apiay - Usme; Administración Ecogas de Apiay - Usme; 89% del AO&M de compresión en Apiay (distribución a prorrata de la inversión Apiay - Usme y Apiay - Ocoa - Villavicencio).

Apiay - Ocoa - Villavicencio

O&M de Apiay - Ocoa - V/cio; AO&M del Centro de Despacho de Gas para Apiay - Ocoa - V/cio; Administración Ecogas de Apiay - Ocoa - V/cio; 11% del AO&M de compresión en Apiay (distribución a prorrata de la inversión Apiay - Usme y Apiay - Ocoa - Villavicencio).

Moricha - Yopal AO&M de Moricha - YopalFuente: Propuesta Ecogas de Febrera 15 de 2001y Evaluación CREG.* Estos gastos no se incluyen para establecer el costo efectivo de los gasoductos de los BOMTs (Res. CREG-01 / 00,

Artículo 3.2.1.1).

En el anexo 17 se indican las cifras a considerar, durante el Horizonte de Proyección, para el cálculo tarifario de conformidad con lo anotado anteriormente.

3.5 Estructura de la Agrupación de Gasoductos

La estructura de agrupación está relacionada con los gasoductos o agrupaciones de gasoductos que se pueden conformar para efectos tarifarios teniendo en cuenta lo dispuesto en la Resolución 01 y la Resolución 085. La propuesta de la empresa, presentada en la sección 2.4 de este documento se ajusta a las disposiciones regulatorias vigentes. No obstante, la Comisión puede adoptar una agrupación diferente siempre y cuando sea

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consistente con los criterios generales establecidos en la Resolución 01 y la Resolución 085. Cabe anotar que la propuesta de agrupación incluye Sistemas Regionales -SRTs- y Sistemas Troncales de Transporte -STTs- en cada tramo a considerar. En el anexo 18 se indican los grupos de gasoductos incluidos en cada tramo así como sus principales características.

Del anexo 18 se observa que en el tramo Ballena - Barranca existe un grupo de gasoductos que son propiedad de PROMIGAS S.A. E.S.P.; es decir, están embebidos en el Sistema de Transporte de Ecogas. De acuerdo con la Resolución 085, y la Resolución CREG-016 de 2002, estos gasoductos se definen como STTs o SRTs de propiedad múltiple donde las actividades de AO&M son realizadas por el Operador de Red13. Por tanto, es necesario incluir los gasoductos de PROMIGAS S.A. E.S.P. embebidos en el Sistema de Ecogas, dentro del cálculo tarifario de Ecogas14. De la misma forma, en el cálculo tarifario de PROMIGAS S.A.E.S.P. (Res. CREG-018 de 2001 y Res. CREG-014 de 2002) se incluyeron los gasoductos de Ecogas embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P., los cuales se indican en el anexo 19.

4. ANÁLISIS COMPLEMENTARIO

De acuerdo con la metodología de cálculo de Cargos Regulados establecida en la Resolución 01, los factores de mayor incidencia en la determinación de cargos de transporte para un gasoducto o grupo de gasoductos son: i) demanda esperada de capacidad y/o volumen; ii) inversión y; iii) diferentes estampillas o agrupaciones de tramos de gasoductos. Se pueden analizar varios escenarios con el fin de mirar cómo se puede aplicar de una mejor forma el criterio de eficiencia económica, teniendo en cuenta las demandas, la inversión y la conformación del Sistema de Ecogas. Lo anterior con el fin de propiciar el cumplimiento de las políticas de masificación del gas. A continuación se presentan las acciones y alternativas analizadas.

4.1 Acciones Adelantadas

El Comité de Expertos de la Comisión presentó a la CREG, en la reunión del día 21 de Junio de 2001, un informe sobre resultados preliminares de los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de Ecogas. Lo anterior con el fin de analizar, en el seno de la CREG, posibles alternativas que produjeran el menor impacto tarifario sin comprometer la viabilidad financiera de la empresa.

Con el fin de analizar alternativas, se decidió conformar dos grupos de trabajo. El primero destinado a estudiar alternativas de tipo regulatorio y, el segundo conformado por miembros del Gobierno, ECOPETROL y Ecogas para analizar alternativas de tipo fiscal y/o financiero (e.g. esquema de pagos entre estas dos empresas) y otras soluciones que pudieran contribuir al cumplimiento de las políticas de masificación del gas.

13 El Operador de Red -OR- es la persona encargada de la Administración, Operación y Mantenimiento de un gasoducto o grupo de gasoductos cuyos activos pueden ser de su propiedad o de terceros.

14 Corresponde a los gasoductos realizados por PROMIGAS S.A. E.S.P. que se derivan del tramo Ballena - Barranca. Dichos gasoductos comprenden: Ramal a Barranca, El Molino, Fonseca, Hato Nuevo, La Paz, Papayal, San Juan del Cesar, Urumita, Valledupar y Villanueva (Guajira).

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En el Informe de Avance No. 1, presentado a la CREG el 17 de Julio de 2001, se señaló que el grupo conformado para estudiar alternativas regulatorias no encontró alternativa regulatoria que permitiera evitar cambios tarifarios bruscos para la mayoría de gasoductos del Sistema de Transporte de Ecogasw, conservando los criterios de Ley y el régimen regulatorio general vigente para la actividad de Transporte de gas.

Dentro del análisis de alternativas, en Julio de 2001, Ecogas propuso a la CREG mantener las tarifas vigentes (Res. CREG-057 de 1996) realizando una actualización con la inflación de Estados Unidos16. La CREG en su sesión de Julio 17 solicitó al Comité de Expertos realizar los análisis jurídicos y regulatorios correspondientes para establecer la viabilidad y conveniencia de adoptar la propuesta presentada por Ecogas.

Cabe anotar que en Agosto de 2001 Ecogas ratificó su propuesta, indicando que ello daría estabilidad a Ecogas, certidumbre al mercado atendido por la empresa, no se generarían traumatismos ni tendencias inesperadas y sería una forma transicional de buena aplicación y recibo17.

Con relación a las acciones tendientes a analizar alternativas de tipo fiscal o financiero no se conocen resultados hasta la fecha (Julio de 2002).

4.1.1 Análisis Jurídico de la Propuesta de Ecogas

De acuerdo con lo anotado anteriormente, la Dirección Ejecutiva de la CREG consideró conveniente consultar la opinión de un Asesor jurídico externo sobre la propuesta de Ecogas. Para el efecto se contrató la firma Bejarano, Cárdenas y Ospina Asociados Ltda. Abogados para que emitiera su opinión sobre los siguientes aspectos:

a) ¿Es posible para la Comisión de Regulación de Energía y Gas, acceder a la solicitud de la empresa, bajo la observancia de lo señalado por el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994? Se solicita analizar, en particular, si es procedente la modificación de tarifas por común acuerdo entre las partes prevista en esta norma, así como la aplicación del inciso final de la misma norma.

En caso afirmativo: ¿Cómo sería el tratamiento jurídico del tema, teniendo en cuenta que al aceptar la propuesta, no se estaría dando aplicación a la metodología general definida por la Resolución CREG-001 de 2000? ¿teniendo en cuenta que no se reconocerían los montos reales de inversión ni las nuevas proyecciones de demanda se estaría cumpliendo con los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994, específicamente los previstos en los Artículos 87.1, en cuanto a que las tarifas deben reflejar los costos y 87.4 en cuanto al principio de suficiencia financiera? ¿Como consecuencia de esta decisión, se estarían estimulando prácticas restrictivas de la competencia, específicamente tarifas predatorias?

En caso negativo, se solicita precisar las razones para adoptar la decisión en ese sentido.

15 Documento CREG-089 de Julio 17 de 2001.16 Comunicación radicada internamente bajo el número CREG-6097 de Julio 11 de 2001.17 Comunicación radicada internamente bajo el número CREG-6963 de Agosto 9 de 2001.

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b) ¿Aún cuando exista la anuencia de la empresa podría deducírsele responsabilidad fiscal a la CREG al adoptar para el nuevo periodo tarifario (2001 - 2005) las mismas tarifas vigentes (Res. CREG-057/96) en dólares constantes del año 2000, a sabiendas de que en este evento no se están reconociendo los costos de inversión que resultan de la aplicación de los criterios de eficiencia que contiene la metodología aprobada mediante la Resolución CREG-001 de 2000?

c) ¿Es posible jurídicamente, que la CREG establezca una metodología particular, teniendo en cuenta las condiciones específicas de Ecogas? Se informa que la metodología de la Resolución CREG-001 de 2000 y Resoluciones modificatorias de ésta, ya se ha aplicado en la definición de tarifas de transporte para el nuevo período tarifario a otros transportadores. Algunos de estos transportadores en la actualidad ya las aplican en su estructura tarifaria para atender a usuarios finales.

d) ¿Es posible para el regulador, con la anuencia de la empresa, constituir un subsidio a la oferta con el objeto de hacer atractiva la tarifa para el mercado? En caso afirmativo, se solicita precisar quién es la entidad u órgano competente para tomar la decisión y su tratamiento regulatorio?

e) Basado en el interés de promover la penetración de gas natural, ¿podría la CREG adoptar un esquema regulatorio con subsidios intertemporales, es decir, bajas tarifas en un período tarifario con la promesa regulatoria de incrementarlas en sucesivos períodos tarifarios?

4.1.2 Concepto Jurídico del Asesor Externo

La firma Bejarano, Cárdenas y Ospina Asociados Ltda. Abogados presentó su concepto sobre los aspectos formulados18. Después de plantear y analizar el marco jurídico aplicable, el Asesor concluye:

“1. La solicitud de Ecogas debe ser resuelta conforme con las normas de la Ley 142 de 1994 y disposiciones concordantes, teniendo en consideración que las disposiciones del artículo 126 de esta Ley se aplican solamente en los casos en los cuales se pretenden modificar las fórmulas tarifarias antes del vencimiento de su vigencia de cinco años, circunstancias que deberá determinar la Comisión.

Si del análisis de la Comisión se concluye que son aplicables las disposiciones del artículo 126 de la Ley 142, la Comisión con base en las disposiciones de este artículo no podría determinar una fórmula tarifaria que no cumpliera con las normas legales contenidas en el Titulo VI de la Ley 142 sobre el régimen tarifario y por consiguiente no podría aceptar que se vulneraran los criterios para definir el régimen tarifario contenido en el articulo 87 de la Ley 142. En otras palabras, la Comisión carece de competencia para llegar a un acuerdo de voluntades para determinar un régimen tarifario que no se ajuste a la Ley, y si este acuerdo se diera estaría viciado de nulidad por tener objeto ilícito.

Naturalmente en este contexto la actuación de los servidores públicos en forma contraria a la Ley es causa de responsabilidad personal y disciplinaria y aún

18 Comunicación radicada internamente bajo el número CREG-9337 de 2001.

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podría ser causa para la responsabilidad fiscal y penal de los servidores públicos.

2. En relación con la aplicación del último inciso del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, esta es una regla supletiva para impedir que una empresa no tenga una tarifa por vencimiento de la vigencia de la fórmula tarifaria, disposición que naturalmente protege a la empresa y a sus usuarios.

El contenido de esta disposición no exonera a la Comisión y a las empresas de obtener la definición de una tarifa cuando ello sea necesario de conformidad con el régimen en el cual se encuentre la empresa respectiva; en especial en los casos en los cuales durante el régimen de transición establecido por el legislador la tarifa no se ajustaba plenamente a las disposiciones legales, en especial a las contenidas en el Título VI de la Ley 142.

La continuidad en la aplicación de una fórmula tarifaria que se aparte de la Ley, con base en el último inciso del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, podría generar responsabilidades en los servidores públicos competentes para fijar la fórmula, en tanto que ésta no se determine por omisión injustificada en el cumplimiento de las funciones de las autoridades.

3. En el caso concreto de la solicitud de Ecogas, asumimos que el análisis de la CREG es correcto y con base en las conclusiones que nos fueron entregadas no parece posible acceder a la solicitud con base en la legislación actual, pues se violarían las disposiciones del Título VI de la Ley 142 de 1994; para dar viabilidad legal a la propuesta de Ecogas sería necesario modificar disposiciones legales, o alternativamente aliviar el valor de las inversiones que pesan sobre la tarifa o aumentar la demanda, asuntos en los cuales la CREG carece de competencia.

4. Como se ha indicado en este documento, la simple anuencia de la empresa no faculta a la Comisión ni a las empresas para tener un régimen tarifario que no se ajuste a la Ley. No obstante, la CREG podría adoptar fórmulas tarifarias particulares para Ecogas, siempre que resulten conformes con la Ley, bien considerando la situación particular de la empresa o como opciones tarifarias generales.

5. Como se ha señalado en este documento, los subsidios en los servicios públicos domiciliarios están en la órbita de regulación del legislador y corresponde a éste determinar los subsidios a la oferta o “intertemporales” como los planteados, teniendo en cuenta la naturaleza pública de Ecogas, para lo cual deberá la ley precisar sus fines y alcances y las fuentes de tal subsidio. Adicionalmente se deberá considerar si estos subsidios constituyen mecanismos contrarios a los principios de la libre competencia económica o prácticas restrictivas de ella”.