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RESOLUCIÓN No.125
( 18 DIC. 2003 )

Por la cual se resuelven los Recursos de Reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003, mediante la cual se establecen los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de ECOGAS, procedimiento en el cual se hizo parte BP EXPLORATION COMPANY como “tercero interesado”

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

C O N S I D E R A N D O:


I. ANTECEDENTES.

Que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que según lo dispuesto por el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por uso, se regirán exclusivamente por esta Ley;

Que el Artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que según lo dispuesto por el Artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;

Que conforme a lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;
Que mediante Resolución CREG-001 de 2000 se adoptó la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte;

Que mediante Resolución CREG-085 de 2000, se modificaron y aclararon algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000;

Que mediante Resolución CREG-007 de 2001, se modificaron las tasas de Costo de Capital Invertido establecidas en la Resolución CREG-001 de 2000 y se estableció un procedimiento para su determinación;

Que mediante Resolución CREG-008 de 2001, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los criterios para clasificar los gasoductos en Sistema Troncal y Sistema Regional de Transporte;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el No. 1506 de 2000, la empresa PROMIGAS S.A. E.S.P. presentó a la CREG solicitud de Cargos Regulados para su Sistema de Transporte en la cual incluyó los gasoductos de su propiedad que se derivan del gasoducto Ballena – Barrancabermeja de propiedad de ECOGAS;

Que mediante Resolución CREG-014 de 2002 se resolvió la solicitud tarifaria de PROMIGAS S.A. E.S.P.;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el No. 1524 de 2000, la empresa ECOGAS, en desarrollo de la Resolución CREG-001 de 2000, presentó a la CREG solicitud de Cargos Regulados para su Sistema de Transporte de gas natural;

Que mediante comunicaciones con radicaciones CREG 998, 1135, 1209 y 1647 de 2003, la empresa ECOGAS presentó a la CREG información complementaria a su solicitud tarifaria;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los cálculos de los Cargos de transporte que se aprobaron para la empresa ECOGAS, mediante la Resolución CREG-013 de 2003, aplicando la metodología establecida en las Resoluciones CREG-001 de 2000; CREG-085 de 2000; CREG-007 de 2001 y CREG-008 de 2001;

Que estando dentro de los términos legales, las siguientes empresas presentaron recurso de reposición en contra de la Resolución CREG-013 de 2003 con las pretensiones que se resumen en la tabla 1:

GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.
GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P.
GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P.
GAS DEL RISARLADA S.A. E.S.P.
GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P.
GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.
GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.
GAS NATURAL S.A. E.S.P.
PETROTESTING COLOMBIA S.A.
ECOGAS
MERILÉCTRICA E.S.P.





Que mediante comunicación con radicación E-2003-04870 BP EXPLORATION COMPANY (en adelante BP) solicitó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG- se proceda a revocar en forma directa la Resolución CREG-013 de 2003;

Que mediante Resolución CREG-079 de 2003 la Comisión negó la solicitud de revocatoria de la Resolución CREG-013 de 2003 presentada por BP;

Que mediante comunicación radicada internamente bajo el No. E-2003-008938 BP presentó algunas consideraciones con relación a los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 y, como tercero interesado se hizo parte en el procedimiento tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003;

Que los recurrentes solicitaron a la CREG se decreten y practiquen pruebas documentales, testimoniales, peritajes técnicos y declaraciones de parte;

Que con relación a las pruebas solicitadas mediante los Autos de Pruebas No. 1 y No. 2 de junio 17 de 2003 la Dirección Ejecutiva de la Comisión resolvió:

· Negar la petición para solicitar el envío de documentos y recibir los testimonios solicitados por los recurrentes
· Negar la solicitud para decretar pruebas periciales
· Decretar la rendición de una Declaración de Parte del representante legal de ECOGAS

Que los resultados obtenidos a partir de la práctica de una Declaración de Parte del representante legal de ECOGAS reposan en el expediente tarifario;

Que mediante la Circular No. 19 de 2003 la Comisión solicitó, a los productores-comercializadores de gas natural, los análisis de producción, reservas probadas y su incidencia sobre las demandas de gas consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003;

Que en el Auto de Pruebas No. 1 de junio 17 de 2003, la Comisión requirió a los productores-comercializadores de gas para que allegaran la información señalada en la Circular No. 19 de junio 17 de 2003;

Que mediante comunicaciones con radicados E-2003-06945 y E-2003-07113 BP EXPLORATION COMPANY (Colombia) Ltd. y ECOPETROL respectivamente reportaron a la Comisión la información solicitada mediante la Circular No. 19 de 2003;

Que mediante Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003, la Comisión requirió a ECOGAS para que suministrara los escenarios de demanda esperada de volumen y capacidad para cada uno de los tramos de gasoductos establecidos en la Resolución CREG-013 de 2003.

Que mediante comunicación con radicado E-2003-10698 ECOGAS reportó a la Comisión la información solicitada mediante el Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003;

Que mediante comunicaciones con radicados E-2003-006742, E-2003-006776, E-2003-006796 las empresas MERILÉCTRICA E.S.P., GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P. y GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P. respectivamente, interpusieron recursos de reposición contra el Auto de Pruebas No. 1 de junio 17 de 2003;

Que dichos recursos fueron resueltos mediante Auto de fecha 1 de diciembre de 2003;

Que mediante comunicación con radicado E-2003-009430 la empresa GAS NATURAL S.A. E.S.P. presentó consideraciones relacionadas con el trámite tarifario que siguió la CREG para resolver los recursos de reposición incoados frente a la Resolución CREG 13 de 2003.


I. ANÁLISIS DE LAS SOLICITUDES DE LAS EMPRESAS

A continuación se hace referencia a los argumentos relevantes que fundamentan las pretensiones de los recurrentes. Lo anterior no implica que no se hayan considerado la totalidad de los argumentos presentados oportunamente por los recurrentes. Teniendo en cuenta que en algunos casos las pretensiones y línea de argumentación son comunes para varios recurrentes, el análisis se presenta para dos grupos de recurrentes: i) recurrentes que presentan una línea de argumentación y pretensiones comunes y; ii) grupo de recurrentes con argumentos y pretensiones particulares a cada uno. Los fundamentos y argumentos de los recurrentes se transcriben en cursiva.

2.1 Grupo No. 1

Corresponde a los recurrentes que presentan una línea de argumentación y pretensiones comunes. Dichos recurrentes comprenden: GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P., GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A. E.S.P., GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P., GAS DEL RISARLADA S.A. E.S.P., GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P.

Los Fundamentos y argumentos de la Comisión se presentan en el mismo orden en que están planteados los argumentos de los recurrentes: i) consideraciones históricas del sistema de transporte de ECOGAS; ii) argumentos legales y regulatorios de los recurrentes en contra del fundamento de la Resolución CREG-013 de 2003; iii) pretensiones y; iv) pruebas.


Fundamentos y argumentos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas

i. Historia y orígenes del sistema de transporte de ECOGAS

Los recurrentes hacen una breve exposición sobre la creación de ECOGAS para indicar que: “el regulador debe tener en consideración que las decisiones de construcción de los diferentes gasoductos de ECOGAS, no fueron el resultado de evaluación de proyectos juiciosa, sino más bien, una decisión de Estado para tomar provecho de los recursos naturales de los que gozaba y aún goza el país”.

Sobre el particular se debe tener en cuenta que en todas sus decisiones la Comisión se debe sujetar a los lineamientos establecidos en la Ley 142 de 1994. En concordancia con lo anterior, la CREG aprobó, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y otras que la han modificado y aclarado, la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. En la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y aclarado, se estipula, entre otros, la información que debe tener en cuenta el regulador para efectos de aprobar las tarifas de transporte. Dentro de dicha información no se estipula que la CREG tenga en cuenta las evaluaciones de conveniencia y demás consideraciones que pudo haber realizado el Transportador, u otro Agente, para la construcción de gasoductos de un sistema de transporte. Adicionalmente, en la Ley 142 de 1994, y consiguientemente en la metodología tarifaria aprobada por la CREG, no se hace diferenciación entre un Agente público y uno privado al momento de aplicar los criterios tarifarios.

Las variables de demanda, inversión y gastos de AOM, entre otras, consideradas por la CREG para el cálculo tarifario corresponden al reporte que realiza cada Agente según lo estipulado en el Artículo 3 de la Resolución CREG-001 y Artículo 9 de la Resolución CREG-085 de 2000. Así mismo, en la Resolución CREG-001 de 2000, y aquellas que la han modificado y aclarado, se estipulan los criterios regulatorios de eficiencia aplicables a la información reportada por cada Agente en el proceso de cálculo tarifario.

En su exposición los recurrentes anotan que “la Comisión de Regulación de Energía y Gas, bajo los mismos parámetros de carácter legal actualmente vigentes, fijó y definió una tarifa de transporte que de manera deliberada no contemplaba toda la inversión realizada, y sin duda alguna, resultaba conservadora en términos de demanda, acercándose más a una metodología de Net Back que favorecía la penetración del hidrocarburo en el centro, sur y occidente del país”.

La anterior afirmación de los recurrentes es imprecisa y no sustentada. Como se indicó en el punto anterior, en todas sus decisiones la Comisión debe sujetarse a los lineamientos de Ley, los cuales se desarrollan en metodologías de carácter general, impersonal y abstracto. Así mismo, la Ley no le permite a la Comisión adoptar metodologías o criterios diferentes según se trate de un agente público o uno privado. Para el caso de ECOGAS, mediante la Resolución CREG-057 de 1996 la Comisión aprobó, entre otros aspectos, los cargos regulados aplicables al sistema de transporte que actualmente opera ECOGAS. En el numeral 60.3.2 de dicha Resolución se especifica la metodología utilizada para estimar los costos de inversión considerados en los cargos aprobados. Según se estipula en el numeral 60.3.2 de la Resolución CREG-057 de 1996, se utilizaron los costos de inversión del sistema existente en su momento, o en construcción, reportados a ECOPETROL por diferentes empresas los cuales se estimaron según diferentes criterios. La Comisión estableció un procedimiento que introdujo criterios de eficiencia para definir el valor de la inversión pertinente a cada tramo. En resumen, ningún aparte de la metodología descrita en la Resolución CREG-057 de 1996 permite concluir que en su momento la Comisión deliberadamente no contempló toda la inversión realizada en el sistema de transporte que actualmente es propiedad de ECOGAS. Tampoco puede deducirse de la metodología adoptada en la resolución CREG-057 de 1996 que la Comisión adoptó una metodología de Netback y que esta se utilizó para favorecer la penetración del gas en determinadas regiones del país.

ii. Argumentos legales y regulatorios del recurrente en contra del fundamento de la Resolución CREG-013 de 2003

Los recurrentes dividen esta sección en tres partes a saber: a) los principios que rigen la regulación; b) contradicción entre la Resolución 013 de 2003 y la Ley 142 de 1994 y; c) la ilegalidad de la Resolución 001 de 2000 para el caso de ECOGAS.

a. Los principios que rigen la regulación

Los recurrentes anotan que “Los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera, tal como se desprende de su texto (Ley 142 de 1994), conmina al regulador a que encuentre el precio al que tendría derecho el prestador del servicio en condiciones de competencia, lo cual involucra varios aspectos”. Sobre el particular es pertinente considerar lo estipulado en los Artículos 73 y 87.1 de la Ley 142 de 1994:
      “ARTICULO 73 .- Funciones y facultades generales. Las comisiones de regulación tienen la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad. Para ello tendrán las siguientes funciones y facultades especiales: ...” (subraya fuera de texto)

      “87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste.”

Los anteriores artículos de la Ley 142 establecen claramente que las comisiones deben regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos y, que las tarifas procurarán aproximarse a lo que serían los precios de un mercado competitivo. Estas disposiciones legales son concordantes con los principios económicos ampliamente aceptados en la economía de mercado.

Existe extensa literatura donde se define que una de las características de un monopolio es la de presentar costos medios decrecientes y superiores a los costos marginales en un amplio rango de producción. Así mismo, la literatura sobre el tema establece que en general la infraestructura de redes para prestación de servicios públicos constituye un monopolio natural que es necesario regular para garantizar la sostenibilidad en la producción del respectivo servicio. Esto quiere decir que la mejor alternativa para el usuario, desde el punto de vista económico, es la existencia de una sola infraestructura (monopolio) para la producción de los respectivos servicios.

De otra parte, el precio que garantiza la eficiencia económica en un mercado competitivo, en el cual se cumplan todos los supuestos de competencia perfecta, es aquel igual al costo marginal. Si para el monopolio natural se establece un precio igual al costo marginal, y la producción del respectivo servicio presenta costos medios decrecientes, se estaría ocasionando pérdidas al monopolio haciendo imposible la supervivencia del mismo y por tanto comprometiendo la prestación del respectivo servicio. En tal caso la función del regulador es establecer unos precios que cubran los costos eficientes del monopolio, aunque resulten superiores al costo marginal. En términos económicos significa maximizar el excedente del consumidor sujeto a la restricción de evitar las pérdidas en las empresas reguladas, cuando los costos medios son superiores al costo marginal.

De lo anterior se deduce que la afirmación de los recurrentes es imprecisa ya que la Ley no hace el requerimiento al regulador para que encuentre o establezca los precios a que tendría derecho el prestador del servicio (monopolista) en condiciones de competencia, sino que se aproximen a los que serían los precios en un mercado competitivo, siempre y cuando, entre otros aspectos, se asegure la suficiencia financiera del prestador del servicio. El recurrente parte de una premisa falsa en la que asume que es posible la competencia en los monopolios naturales. De hecho, en los monopolios naturales no es posible la competencia y por tanto la solución óptima es el precio regulado que reconoce costos medio eficientes. Dicho precio es generalmente superior al costo marginal que teóricamente se requeriría para producir el respectivo bien o servicio, y es el necesario para asegurar la suficiencia financiera del prestador del servicio.

Anotan los recurrentes: “La Comisión de Regulación de Energía y Gas, como se podrá ver con posterioridad, ignoró dentro de la Resolución 013 de 2003, que los propósitos sobre los cuales se dimensionó, estructuró e implementó el sistema de transporte de ECOGAS, son de carácter social, y pretende aplicarle un criterio que no corresponde con aquel aplicado a otros transportadores o prestadores de otros servicios, y que las tarifas deben ajustarse a los criterios sociales sobre los cuales se construyó el proyecto en general.” Como ya se indicó anteriormente, ni la Ley faculta a la Comisión para hacer diferenciación entre un Agente público y uno privado al momento de aplicar los criterios tarifarios, ni se ha aplicado o pretendido aplicar a ECOGAS criterios que no corresponden a los aplicados a los demás transportadores. Los criterios tarifarios de Ley, desarrollados en metodologías de carácter general, impersonal y abstracto por parte de la Comisión, no estipula que se deban tener en cuenta consideraciones de tipo social con un agente en particular para efectos de aplicar los criterios tarifarios.

Refiriéndose a la eficiencia de la inversión, los recurrentes indican que: “los criterios que los reguladores (de otros países) utilizan para validar la inversión realizada por una empresa prestadora del servicio tiene que ver con una prueba en la que se analiza la prudencia del inversionista y de la inversión, el uso de la misma, y la capacidad excedentaria.” Sobre el particular se recalca que los criterios tarifarios a los cuales se debe sujetar la Comisión son los establecidos en la Ley 142 de 1994, los cuales se desarrollan mediante las metodologías de carácter general, impersonal y abstracto que aprueba la CREG. En dichos criterios no se estipula el concepto de “prudencia del inversionista y de la inversión”. No obstante, y aunque los recurrentes, no presentan las evidencias de sus afirmaciones relacionadas con la práctica internacional, cabe anotar que dicho concepto lo tomaron los reguladores norteamericanos siguiendo la doctrina de los tribunales en Estados Unidos. También es de anotar que la regulación que utiliza dicho concepto (e.g. Estados Unidos) no considera criterios precisos para evaluar la eficiencia en la utilización de la inversión.

Para el caso de la regulación en transporte de gas en Colombia la Comisión estableció, para efectos tarifarios, la utilización mínima aceptada en gasoductos. Así, cuando un Sistema Troncal y un Sistema Regional de Transporte tienen un Factor de Utilización menor a 0.5 y 0.4 respectivamente, la Comisión incrementa la demanda de cada gasoducto hasta obtener el Factor de Utilización Normativo. Podría decirse que los criterios de eficiencia introducidos en la metodología general de conformidad con la Ley, recogen el concepto de “prudencia del inversionista” ya que con dichos criterios no se permite la remuneración de inversiones que no tengan una utilización adecuada.

De acuerdo con lo anterior, el Factor de Utilización Normativo corresponde a un criterio regulatorio objetivo mediante el cual se evalúa la utilización de un gasoducto, reconociendo que, dado el estado de desarrollo de la industria en el país, la utilización plena del mismo requiere un período de tiempo para lograrla. Este criterio de eficiencia no permite que se trasladen al usuario costos ineficientes derivados de la subutilización de los gasoductos. Es decir, podría considerarse que para efectos regulatorios, un gasoducto está sobredimensionado cuando su Factor de Utilización es menor al Factor de Utilización Normativo. Para el Sistema de ECOGAS la Comisión utilizó la Capacidad Máxima Potencial de los gasoductos del Sistema para efectos de estimar el Factor de Utilización en cada gasoducto. Tal como se describe en el numeral 4.1.5 del Documento CREG-014 de 2003, la Capacidad Máxima Potencial utilizada corresponde a un criterio de eficiencia particular aplicado al Sistema de ECOGAS dadas las características particulares de dicho Sistema.

Los recurrentes consideran que “la Resolución 013 de 2002 no se ajusta a los criterios de eficiencia establecidos por la ley, por cuanto hace un pass through de la inversión en libros de ECOGAS, sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada, y sin pensar que el mismo Estado, que fue el promotor del proyecto, utilizó para la implementación del mismo, un criterio social más que uno financiero, que es con el que debería evaluarse verdaderamente a la empresa.” Sobre la afirmación de los recurrentes en cuanto a que dicha inversión es trasladada por la Comisión “sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada”, como se indicó anteriormente, la Comisión utiliza el criterio de Factor de Utilización Normativo. También se indicó anteriormente por qué la Comisión no puede tener en cuenta consideraciones sociales o de naturaleza de la propiedad (pública o privada) para efectos de aplicar los criterios tarifarios.

Con respecto al “pass through” que mencionan los recurrentes cabe anotar que para el caso del Sistema de Transporte de ECOGAS gran parte de su inversión corresponde a inversión ejecutada durante el período tarifario 1995 - 2002. Lo anterior debido a que en su momento el regulador aprobó cifras de inversión estimadas con la mejor información disponible en su momento dado que los gasoductos estaban en construcción o en proceso de contratación. Tal como se estipula en el documento CREG-014 de 2003, las obras previstas se ejecutaron, pero se presentaron diferencias importantes entre las cifras estimadas y las obtenidas después de construidos los gasoductos. En ese sentido, y atendiendo los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera, la Comisión reconoció los valores de los activos recibidos por ECOGAS de ECOPETROL en el proceso de escisión (80% del valor en libros de ECOPETROL), valores que corresponden a lo establecido en el Artículo 8º de la Ley 401 de 1998 y el Decreto 958 de 1998. Dichos valores están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión.

Con relación a los gasoductos de los BOMTs la CREG reconoció valores que también están dentro de los costos unitarios eficientes de gasoductos construidos en el país según la información disponible en la Comisión. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 1 del Decreto 958 de 1998, ECOGAS reembolsa a ECOPETROL, en un período de 30 años, el 70% del valor presente neto de los pagos a los contratistas de los BOMTs. Es decir, la Nación a través de ECOPETROL asumió el 30% restante. Así, el costo en el que incurre el transportador ECOGAS para prestar el servicio de transporte a través de estos gasoductos es el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas, con una vida útil de 30 años. Así, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 (numeral 3.2.1.1), la CREG consideró que el 70% del valor presente de los pagos a los contratistas corresponde a costos de inversión y gastos de AOM eficientes que es necesario reconocer al transportador teniendo en cuenta los criterios de eficiencia y suficiencia financiera establecidos en la Ley 142 de 1994. De otra parte, en relación con la inversión del gasoducto Mariquita – Cali la Comisión adoptó, mediante la Resolución CREG-013 de 2003, un criterio particular para evaluar la eficiencia en la inversión. Tal como se estipula en el documento CREG-014 de 2003, para el caso del gasoducto Mariquita – Cali se encontró que su costo unitario (US/m-pulg), según lo estipulado en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, es aproximadamente dos veces el costo unitario promedio de los gasoductos construidos en el país. Por tanto, se reconoció un costo unitario promedio obtenido a partir de los costos de gasoductos construidos en similares condiciones topográficas. Lo anterior teniendo en cuenta que la CREG puede adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

De lo anterior se puede concluir que los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 incorporan tanto los costos eficientes en los que incurre el Transportador para la prestación del servicio como una evaluación de la utilización eficiente de los mismos. Así mismo, no es cierto que exista un pass through de costos de inversión “sin considerar si la misma es adecuada, útil, utilizada” como lo aseveran los recurrentes, ya que la CREG reconoció única y exclusivamente los costos eficientes.

Los recurrentes manifiestan que “en lo que respecta a la suficiencia financiera, llama profundamente la atención del criterio utilizado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, que incluso incluyó al propio prestador del servicio dentro de la Comisión de Estudios, de lo cual puede concluirse que primero se consideró la tarifa que ECOGAS necesitaba para ser viable, y luego se analizó si ésta podía ser o no implementada, aspecto que ha sido solicitado a la Comisión de Regulación de Energía y Gas en gran cantidad de procesos tarifarios, y a la que nunca ha accedido.” Sobre el particular es necesario considerar lo anotado en el numeral 4.1 de documento CREG-014 de 2003:
      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.”

De la anterior trascripción se tiene que ECOGAS se incluyó en un grupo de trabajo que analizaría alternativas de tipo fiscal o financiero, específicamente lo relacionado con el esquema de pagos a ECOPETROL por concepto de los BOMTs. Lo anterior en ningún momento sugiere que ECOGAS estuvo involucrado en análisis de alternativas de tipo regulatorio o aplicación de criterios tarifarios. De hecho, para tal fin se conformó otro grupo de trabajo que estudió alternativas de tipo regulatorio. Por tanto, no es preciso aseverar que la Comisión incluyó a ECOGAS en la Comisión de Estudios relacionados con aspectos tarifarios, entendiendo estos aspectos como la aplicación de los criterios tarifarios.

De otra parte, la trascripción anterior indica que la CREG analizó posibles alternativas que produjeran el menor impacto tarifario sin comprometer la viabilidad financiera de la empresa. Dicha viabilidad financiera debe entenderse como la suficiencia financiera de que trata el Artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994. Es decir, el establecimiento de tarifas que garanticen la recuperación de costos eficientes en la prestación del servicio.

Los recurrentes exponen que “parte de la responsabilidad del regulador es analizar cuáles fueron los efectos que tuvo la tarifa dentro del prestador del servicio, si la misma cumplió con los objetivos de ingreso inicialmente planteados, o si por el contrario fueron menores, y cuál fue su causa, aspectos que serán desarrollados en detalle con posterioridad.” Sobre esta apreciación es necesario mencionar que el mecanismo de regulación adoptado en la metodología general para remunerar la actividad de transporte de gas natural en Colombia es el de Precios Máximos no de ingreso máximo regulado. Una de las características de dicho mecanismo es que se establecen cargos por un período determinado en el cual el Agente asume el riesgo de ingresos o rentabilidad.

Es decir, a partir de una tarifa aprobada, los ingresos o rentabilidad de un Agente dependen principalmente de su gestión en el mercado. En ese sentido, no es parte de la metodología incorporar los efectos que la tarifa haya generado o genere sobre los ingresos de un Agente. Caso contrario se presenta en el mecanismo regulatorio basado en la Tasa Interna de Retorno, ampliamente utilizado en otros países, donde el regulador garantiza al Agente una determinada tasa de retorno o nivel de ingresos. Para ello se hacen revisiones periódicas de los cargos bien sea a petición del Agente o de oficio por parte del regulador.

Los recurrentes anotan: “Una de las funciones de la CREG es autorizar las tarifas, teniendo en cuenta un mercado hipotético de libre competencia. Ecogas solicitó mantener la tarifa por sus excelentes resultados financieros, como lo han demostrado en sus informes de gestión y resultados en los últimos años, adicionalmente teniendo en cuenta que si surgen condiciones en el mercado que puedan ser más favorables para los usuarios, estos podrían sustituir el energético, y de esta manera mejorar los ingresos sin aumentar la inversión.”

Como ya se indicó anteriormente, la principal función que para este caso debe tener en cuenta el regulador es la de regular los monopolios. Así mismo, se indicó que no es posible la competencia en los monopolios naturales y que las tarifas que se establezcan deben garantizar al monopolista la recuperación de los costos eficientes en que incurra para prestar el servicio. En consecuencia, es imprecisa la afirmación de los recurrentes en el sentido de que la Comisión debe establecer tarifas al monopolista teniendo en cuenta un mercado hipotético de libre competencia.

De otra parte, como se ha mencionado en la argumentación precedente, los criterios tarifarios están estipulados en la Ley 142 de 1994 y desarrollados mediante las metodologías de carácter general, impersonal y abstracto aprobadas por la CREG. La CREG no tiene la discrecionalidad de mantener o prorrogar la vigencia de unas tarifas porque un Agente lo solicita; la Resolución CREG-001 de 2000 estableció un nuevo régimen tarifario que debe ser aplicado a todos los transportadores. Adicionalmente, la metodología general para establecer las tarifas no está basada en una metodología de tasa de retorno donde la información financiera es la relevante para la determinación de los cargos correspondientes.

b. Contradicciones entre la Resolución CREG 013 de 2003 y la Ley 142 de 1994

Los recurrentes anotan que: “en el caso de ECOGAS la CREG resolvió en la Resolución 001 de 2000, lo siguiente:

...

Es decir, sin mayor análisis el regulador resolvió validar las cifras incluidas dentro de los contratos BOMT, haciendo algo que desde el punto de vista regulatorio, y sin duda alguna de la Ley, resulta completamente lesivo, como es el abstenerse de realizar un análisis de esas inversiones, de la razonabilidad de las mismas, y simplemente validar un valor presente neto que es el resultado de un flujo de caja que involucra riesgos que no son propios de la actividad de transporte, que en cualquier caso, son un problema de cada transportador y de los usuarios.”

“... desde el punto de vista de la Ley 142 de 1994, la inversión realizada por ECOGAS fue definitivamente imprudente, si se tiene en consideración que ésta debió tomar en consideración no solo los riesgos a los cuales se exponía con la implementación de la misma, sino además, la imposibilidad de que estos fuesen trasladados a la demanda.”

Con relación a la Resolución CREG-001 de 2000 se debe tener en cuenta que lo adoptado en dicha resolución corresponde a una metodología de carácter general, impersonal y abstracto. Así mismo, se reitera que los costos de inversión aprobados por Comisión mediante la Resolución CREG-013 de 2003 corresponden a costos eficientes en Colombia acorde con la información disponible en la Comisión, tal como se consigna en el documento CREG-014 de 2003.

Los recurrentes manifiestan: “... es evidente que existe una capacidad excedentaria, entendiendo ésta como aquella porción del tubo que no se requiere para atender la demanda regular, ni siquiera en condiciones extremas.

Esta capacidad excedentaria no puede ser incluida dentro de la tarifa”.

Como se expuso anteriormente, cuando un Sistema Troncal y un Sistema Regional de Transporte tienen un Factor de Utilización menor a 0.5 y 0.4 respectivamente, la Comisión incrementa la demanda de cada gasoducto hasta obtener el Factor de Utilización Normativo. Es decir, el Factor de Utilización Normativo corresponde a un criterio regulatorio mediante el cual se evalúa la utilización de un gasoducto. Este criterio de eficiencia no permite que se trasladen al usuario costos ineficientes derivados de la subutilización de los gasoductos. Para el Sistema de ECOGAS la Comisión utilizó la Capacidad Máxima Potencial de los gasoductos del Sistema para efectos de estimar el Factor de Utilización en cada gasoducto. Tal como se describe en el numeral 4.1.5 del Documento CREG-014 de 2003, la Capacidad Máxima Potencial utilizada corresponde a un criterio de eficiencia particular aplicado al Sistema de ECOGAS dadas las características particulares de dicho Sistema.

Los recurrentes concluyen que el regulador violó sus funciones al no acceder a la pretensión de ECOGAS en el sentido de prorrogar la tarifa actualmente vigente por un período tarifario adicional. Complementan lo anterior anotando que: “... no es competencia de la CREG ir más allá de las pretensiones económicas del propio prestador del servicio, cuando éstas claramente buscan beneficiar a los usuarios ya conectados y a los que se encuentran pendientes de conectar.”

Sobre la anterior afirmación se precisa a los recurrentes que la Comisión no establece cargos con base en las pretensiones económicas de un Agente. Los cargos se establecen con base en los criterios tarifarios de Ley, los cuales se desarrollan en metodologías de carácter general. Como se ha indicado en este texto, los criterios de Ley se fundamentan en principios económicos que, para el caso particular de los monopolios naturales, establecen el reconocimiento de costos eficientes a través de cargos regulados. De otra parte, la metodología adoptada por la Comisión para remunerar la actividad de transporte de gas natural corresponde a “Precios Máximos”. Así, es el Agente y no la Comisión quien puede establecer descuentos en las tarifas que aplique a sus usuarios porque lo considera estratégico en su negocio. Cabe anotar que la metodología de carácter general ya ha sido aplicada a otros transportadores de gas natural en el país, y que no es potestativo de la Comisión su aplicación discrecional. Tampoco es del resorte de la Comisión adoptar, por el Agente, estrategias y riesgos comerciales que son decisiones propias del transportador.

Tal como se establece en la parte considerativa de la Resolución CREG-013 de 2003, mediante comunicación CREG-6097 de 2001 ECOGAS propuso a la CREG mantener las tarifas vigentes (Res. CREG-057 de 1996) para el próximo período tarifario, realizando una actualización con la inflación de Estados Unidos. Dicha propuesta no es viable de adoptar tal como se establece en la Resolución CREG-013 de 2003 y el documento CREG-014 de 2003. Cabe señalar que dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición contra la Resolución CREG-013 de 2003, ECOGAS no ha manifestado su interés en mantener la propuesta presentada según comunicación CREG-06097 de 2001.

Los recurrentes anotan que la CREG violó el criterio de solidaridad y redistribución de ingresos. Argumentan que: “... es evidente que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, aún a pesar de haber manifestado su intención de estudiar alternativas regulatorias para no afectar a los usuarios, la verdad fue que modificó de manera importante la señal, y afectó de manera grave la expansión del servicio, especialmente en el occidente del país.” Adicionalmente anotan que “Ese esquema de cargos le da una ventaja mayor al gas cuya ubicación se encuentra más lejos, y una desventaja al gas de Cusiana y del Sur para el mercado del interior, que obviamente se encuentra mucho más cerca.”

El criterio de solidaridad y redistribución de ingresos está claramente definido en la Ley 142 de 1994 en los siguientes términos:
      “87.3.- Por solidaridad y redistribución se entiende que al poner en práctica el régimen tarifario se adoptarán medidas para asignar recursos a "fondos de solidaridad y redistribución", para que los usuarios de los estratos altos y los usuarios comerciales e industriales, ayuden a los usuarios de estratos bajos a pagar las tarifas de los servicios que cubran sus necesidades básicas.”

De esta disposición legal se deduce que el criterio de solidaridad y redistribución está relacionado con el régimen de subsidios y contribuciones administrado a través de los fondos de solidaridad y redistribución. Así, es equivocada la interpretación de los recurrentes, con relación al criterio de redistribución y solidaridad, en el sentido de que la Comisión debe aplicar dicho criterio en el cálculo tarifario particular para cada Agente.

Con relación a las desventajas que puede tener el gas de Cusiana por la aplicación de la Resolución CREG-013 de 2003, cabe mencionar que tal como se establece en la Resolución CREG-001 de 2000, la Comisión adoptó un esquema de cargos de paso, en el cual los costos de transportar el gas por el Sistema Nacional de Transporte dependen de la cargos de transporte de los distintos tramos de gasoducto que recorra el gas que es remitido por dicho Sistema. Así, es posible y es parte esencial de la Resolución CREG-001 de 2000, y por ende de la Resolución CREG-013 de 2003, que el costo de transportar gas sea diferente si los tramos de gasoducto que se utilizan para llevar el gas de un punto a otro del sistema son distintos. Es claro entonces, que el transporte de gas de un centro de producción a un centro de consumo puede ser distinto al costo de transporte de gas de otro centro de producción al mismo punto de consumo. Lo anterior es consecuencia de la metodología de tarificación por distancia adoptada por la CREG, que recoge los dispuesto por el legislador en el principio de eficiencia económica (Art. 87.1 de la Ley 142 de 1994) y mal puede atribuirse al regulador la intención de generar barreras de entrada al mercado a un productor en particular cuando simplemente se está cumpliendo la Ley.

Adicionalmente, dentro de la metodología no se estipula que la CREG deba tener en cuenta la situación de uno u otro productor de gas natural frente a las tarifas de transporte que resulten de aplicar la metodología de carácter general. Se considera que la aprobación de tarifas máximas, en las actividades de la cadena donde es necesario regular, permite flexibilidad a todos los Agentes de la cadena para que participen activamente en el mercado de gas natural.

c. La ilegalidad de la Resolución 001 de 2000 para el caso de ECOGAS

Finalmente los recurrentes anotan que “Tal y como se desprende de lo expresado hasta el momento, es evidente que lo que se solicita a la CREG es inaplicar la Resolución CREG 001 de 2000, para el caso particular de ECOGAS, fundamentado en los siguientes argumentos: ...”

Sobre el particular se debe mencionar que para efectos de remunerar la actividad de transporte de gas natural la Comisión adoptó la metodología de carácter general, impersonal y abstracta, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado. Así mismo, la Ley no estipula que la Comisión deba aplicar metodologías diferentes según se trate de un Agente público o uno privado. De hecho, uno de los preceptos fundamentales de la Ley 142 de 1994 es la no discriminación entre Agentes y usuarios para efectos de aplicar tarifas. Sólo en casos excepcionales la Ley permite aplicar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado (Artículo 74.1, parte final). La anterior disposición legal se aplicó al Sistema de Transporte de ECOGAS cuando se evalúo el Factor de Utilización a partir de la capacidad máxima potencial del Sistema y la inversión eficiente de gasoductos construidos en montaña, tal como está explícito en la Resolución CREG-013 y el documento CREG-014 de 2003. Así, en la aprobación de los cargos adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 la Comisión se sujetó estrictamente a los criterios y lineamientos legales. Por tanto, no es procedente adoptar la solicitud planteada por los recurrentes ya que esta no encaja dentro del marco legal y regulatorio que opera para el sector.

Los recurrentes alegan la violación del principio de la “confianza legítima” y anotan, entre otros, lo siguiente: “Un cambio del regulador, aún a pesar de que la política no ha sido modificada, sería una grave violación del principio de confianza legítima que imposibilitaría la expansión del servicio a usuarios industriales, y por tanto el equilibrio sobre el cual se fundaron.“ Sobre el particular se considera imprecisa la aseveración de los recurrentes ya que el contenido de la Resolución CREG-013 de 2003 no es más que la aplicación de los lineamientos tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994. Es decir, el regulador en la Resolución CREG-013 de 2003, no ha cambiando los lineamientos generales de Ley que se han utilizado para establecer cargos regulados.

De acuerdo con lo expuesto por los recurrentes, se entiende que la expresión “confianza legítima” hace referencia a un compromiso que tendría el regulador para mantener unos mismos cargos por un período indefinido. Al respecto se debe tener en cuenta que una de las disposiciones de la Ley 142 de 1994 tiene que ver con la vigencia de cinco años para las fórmulas tarifarias (Art. 126). Así, no podría entenderse entonces que las fórmulas tarifarias o los cargos de las empresas de servicios públicos deben mantenerse por un período indefinido puesto que la Ley definió la vigencia de los mismos. Lo anterior no significa que de manera arbitraria o caprichosa cada cinco años se deban modificar los cargos; lo que significa dicha disposición es que se deben establecer nuevas metodologías que generan la expedición de nuevas fórmulas tarifarias que determinan nuevos cargos para los agentes.

iii. Pretensiones

Las pretensiones de este grupo de recurrentes son las siguientes:

· Que se modifique la Resolución CREG-013 de 2003
    · Como consecuencia de lo anterior, se establezca una tarifa de transporte equivalente a aquella que tienen los usuarios de la costa Atlántica

    · Aceptar la petición de ECOGAS de mantener la tarifa actualmente vigente, debidamente actualizada según la petición del prestador del servicio

    · De manera subsidiaria al punto anterior:

    o Se evalúe la eficiencia prevista en la Ley 142 de 1994 del Sistema de Transporte de gas teniendo en cuenta:
      § La prudencia de la inversión
      § La capacidad realmente utilizada por los usuarios regulados y no regulados no térmicos
      § La capacidad excedentaria
      § El diseño que debería tener el gasoducto sin tener en cuenta los térmicos conectados al final del gasoducto
        o Se aplique el criterio de suficiencia financiera, estampillando el Sistema de ECOGAS, a partir de Barrancabermeja
          De acuerdo con los fundamentos de la Comisión expuestos anteriormente, no hay lugar a ninguna de las pretensiones planteadas por este grupo de recurrentes.


          2.2 Grupo No. 2

          Corresponde a las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P., GAS NATURAL S.A. E.S.P., PETROTESTING COLOMBIA S.A., ECOGAS Y MERILÉCTRICA E.S.P. A continuación se analizan los fundamentos y argumentos de cada recurrente.

          2.2.1 GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P. y GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.

          Los recurrentes presentan los siguientes argumentos de hecho (cursiva):

          Por GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.

          “1. GASES DEL CARIBE es una empresa de servicios públicos que presta el servicio de distribución y comercialización en la Ciudad de Valledupar y el municipio de La Paz en el departamento del Cesar.

          2. Valledupar y La Paz se encuentran conectados al gasoducto de ECOGAS, y de manera particular al tramo Ballena – Barranca.

          3. Valledupar y La Paz se encuentran habitados en su gran mayoría por usuarios de estratos 1, 2 y 3, y alguna actividad agrícola industrial muy marginal.

          4. Las variables que sirvieron de base para valorar tales mercados, además de las tarifas de distribución y comercialización actualmente vigentes, fueron la señal de transporte inserta dentro de la Resolución CREG 057 de 1996.

          5. La Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante la expedición de la Resolución CREG 013 de 2003 determinó un esquema de cargos estampilla que claramente perjudica las poblaciones afectadas.”

          Por GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P.

          “1. GASES DE LA GUAJIRA es una empresa de servicios públicos que presta el servicio de distribución y comercialización en las poblaciones de: de Hatonuevo, Papayal, Barrancas, Fonseca, Distracción, San Juan del Cesar, El Molino, Villanueva y Urumita en el departamento de la Guajira.

          2. Las poblaciones arriba mencionadas se encuentran conectadas al gasoducto de ECOGAS, y de manera particular al tramo Ballena – Barranca.

          3. Las poblaciones antes mencionadas se encuentran habitadas en su gran mayoría por usuarios de estratos 1, 2 y 3.

          4. Las variables que sirvieron de base para valorar tales mercados, además de las tarifas de distribución y comercialización actualmente vigentes, fueron la señal de transporte inserta dentro de la Resolución CREG 057 de 1996.

          5. La Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante la expedición de la Resolución CREG 013 de 2003 determinó un esquema de cargos estampilla que claramente perjudica las poblaciones afectadas.”

          Los recurrentes anotan que “la Resolución CREG 013 de 2003 en lo que respecta a los hechos antes mencionados es inconveniente y contraviene los principios constitucionales y legales sobre los cuales debería fundarse las tarifas, ...” y, exponen sus argumentos de Derecho en dos partes a saber: i) aspectos generales de la tarifa y; ii) indebida motivación al no aceptar la petición de ECOGAS de prorrogar la tarifa actualmente vigente.

          i Aspectos generales de la tarifa

          Anotan los recurrentes, entre otros, lo siguiente (cursiva):

          “Consideramos que en la Resolución CREG 013 de 2003, para el caso particular de las poblaciones antes mencionadas se incumplió de manera importante algunos de los criterios establecidos por el legislador, y adicionalmente consideramos que la Comisión de Regulación de Energía actuó sin competencia ni fundamento, al rechazar la propuesta de ECOGAS como prestador del servicio que solicitaba la prórroga de la señal económica.

          1. Violación a la Solidaridad y Redistribución de ingresos

          De manera general puede afirmarse que el principio de solidaridad y redistribución de ingresos, incluido en la Constitución de 1991, es al mismo tiempo un desarrollo del principio general de solidaridad y sin duda alguna de igualdad.

          Así, el principio de solidaridad y redistribución de ingresos está determinado de la siguiente forma:
              ‘Art. 367.- La Ley fijará las competencias y responsabilidades relativas a la prestación de los servicios públicos domiciliarios, su cobertura, calidad y financiación, y el régimen tarifario que tendrá en cuenta además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos.

              ...’

          A su vez, el regulador determinó que las fórmulas tarifas deben reunir entre otros, el criterio de solidaridad y redistribución de ingresos, de la siguiente manera:
              ’87.3.- Por solidaridad y redistribución se entiende que al poner en práctica el régimen tarifario se adoptarán medidas para asignar recursos a “fondos de solidaridad y redistribución”, para que los usuarios de los estratos altos y los usuarios comerciales e industriales, ayuden a los usuarios de estratos bajos a pagar las tarifas de los servicios que cubran sus necesidades básicas.’
          Puede afirmarse en ese sentido, que el regulador tiene en sus manos una gran función, al determinar las tarifas, y en el caso que nos ocupa, a definir los esquemas de cargos aplicables a cada caso en particular.

          En el caso que nos ocupa, la Comisión de Regulación de Energía y Gas decidió no sólo modificar la señal actualmente vigente, y con la cual los recurrentes habían asumido la expansión en las poblaciones citadas conectadas a la red de ECOGAS, sino que además definió un esquema de estampilla, que claramente perjudica a los usuarios residenciales, en beneficio de algunos industriales ubicados en Barranca. (texto subrayado es una adecuación del texto original).

          En efecto, al determinar el esquema de estampilla, el regulador modificó de manera abrupta e inesperada, la forma como se venía prestando el servicio de transporte, castigando a los usuarios residenciales de estratos bajos, en beneficio de los industriales que se ubican al final del gasoducto, generando una transferencia de renta inversa a aquella pretendida por el constituyente y el legislador.

          En efecto, si se analiza con detenimiento, se encontrará que el estampillamiento castiga de forma importante a aquellos usuarios que se encuentran más cerca de la boca del pozo, y favorece a aquellos que, dentro del mismo tramo, se encuentran más lejos.

          ...

          El resultado del estampillamiento, para las localidades mencionadas dentro de los hechos, es que los usuarios de estratos 1, 2 y 3 ubicados en esos municipios (ver cuadro anexo), están contribuyendo con el pago del servicio de transporte de empresas industriales y comerciales (especialmente generadores y a ECOPETROL) ubicados en el extremo del gasoducto.”

          En primer lugar conviene aclarar que fue el legislador, y no el regulador, quien determinó que al poner en práctica el régimen tarifario se adoptarán medidas para asignar recursos a “fondos de solidaridad y redistribución”. De otra parte, del Artículo 87.3 de la Ley 142 de 1994 se deduce que el criterio de solidaridad y redistribución está relacionado con los subsidios y contribuciones administrados a través de los fondos de solidaridad y redistribución de ingresos. A través de dichos fondos se da cumplimiento al esquema de subsidios y contribuciones de que trata la misma Ley. Así, es imprecisa la anotación del recurrente en el sentido de que la Comisión debe aplicar dicho criterio en el cálculo tarifario de un Agente en particular.

          Con relación a la afirmación de los recurrentes en el sentido de que la Comisión decidió modificar la señal actualmente vigente, se debe tener en cuenta que el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años y que la Comisión fija nuevas fórmulas vencido dicho término. Mediante la Resolución CREG-057 de 1996 se establecieron, entre otros aspectos, los cargos regulados para el sistema de transporte que actualmente es propiedad de ECOGAS. El esquema de dichos cargos se basa fundamentalmente en cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, más algunas estampillas que remuneran una parte de la inversión y los gastos de administración, medición y compresión.

          Mediante la Resolución CREG-001 de 2000 la Comisión estableció los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Esta metodología de carácter general, impersonal y abstracto, establece un esquema de cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión y, cargos fijos para remunerar los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM). Así mismo, la metodología es flexible en cuanto a la agrupación de gasoductos para efectos tarifarios y en la determinación de los cargos fijos y variables regulados por parte de los Agentes. En primera instancia el Transportador propone a la Comisión la agrupación de gasoductos que considere adecuada según su mercado. No obstante, con el propósito de preservar la señal de distancia establecida en la Resolución CREG-057 de 1996, en el numeral 6.2 de la Resolución CREG-001 de 2000 se estableció:
              “Los gasoductos comprendidos entre los Puntos de Entrada de Ballena y El Porvenir serán regulados mediante cargos por distancia calculados con base en la metodología general y criterios generales establecidos en los Art. 3, 4 y 5 de la presente Resolución. Con base en lo anterior, se establecerán cargos independientes de transporte para los siguientes gasoductos:

              a) Ballena –Barranca
              b) Barranca-Sebastopol
              c) Sebastopol-Vasconia
              d) Vasconia-La Belleza
              e) La Belleza-El Porvenir”

          De lo anterior se deduce que en la nueva metodología (Resolución CREG-001 de 2000) se mantiene la señal de distancia considerada en el anterior período tarifario y, se incorporan algunos mecanismos que permiten mayor flexibilidad a los Agentes (Remitentes y Transportador) al momento de determinar los cargos a aplicar. Así, es imprecisa la afirmación del recurrente en el sentido de que se están modificando sustancialmente las reglas de juego con respecto al transporte de gas.

          De otra parte, la Resolución CREG-013 de 2003 es el resultado de aplicar la metodología de carácter general establecida mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y algunos criterios de eficiencia particulares para ECOGAS dada la situación particular de dicha empresa en el mercado, en concordancia con lo establecido en el numeral 74.1 de la Ley 142 de 1994. Así, la Resolución CREG-013 de 2003 presenta un esquema de cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión, un cargo fijo para remunerar los gastos de AOM y dos tarifas estampillas que remuneran parte de la inversión.

          Cabe anotar que los incrementos tarifarios de la Resolución CREG-013 con respecto a los cargos dispuestos en la Resolución CREG-057 de 1996 se debe fundamentalmente a :

          1. Reducción en la demanda: la demanda en el actual período tarifario, para varios gasoductos del sistema de ECOGAS, es inferior a aquella considerada en la Resolución CREG-057 de 1996. Es decir, las expectativas de consumo de gas que se tenían para el interior del país no se cumplieron totalmente, especialmente para el sector industrial y termoeléctrico.

          Ir a: Resolución CREG 125-03, parte 2

          Publicada en el Diario Oficial No.45.454 del 7 de Febrero de 2004



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