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| RESOLUCIÓN No.125 ( 18 DIC. 2003 )
Ir a: Resolución CREG 125-03, parte 2
Con relación a los gasoductos de los BOMTs la CREG reconoció valores que 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 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 gastos eficientes que es necesario reconocer al transportador teniendo en cuenta el criterio de suficiencia financiera establecido 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 la utilización eficiente de dichos gasoductos. Así mismo, no es cierto que exista un pass through de costos de inversión como lo asevera el recurrente, ya que la CREG reconoció única y exclusivamente los costos eficientes.
El recurrente manifiesta que “en lo que respecta a la suficiencia financiera, llama profundamente la atención el 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 al 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, entendido estos aspectos como la aplicación de los criterios tarifarios.
De otra parte, la trascripción anterior indica que 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 y 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, es de la esencia de la metodología tarifaria adoptada, conocida como precios máximos o metodología de incentivos, que las mayores o menores ventas, o los mayores o menores costos los asuma el Agente dentro del respectivo período tarifario y no está previsto dentro de dicha metodología que se efectúen ajustes por dichas desviaciones. 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.
El recurrente manifiesta que la Resolución CREG-013 de 2003 viola la Ley 142 de 1994 como mínimo en los siguientes aspectos: i) indebida determinación de la eficiencia del gasoducto y; ii) violación al criterio de suficiencia financiera.
Con relación a la determinación de la eficiencia del gasoducto ya se ha mencionado a lo largo de este escrito, las razones por la cuales la Comisión considera que mediante la Resolución CREG-013 de 2003 se ha dado estricto cumplimiento a los criterios de eficiencia definido regulatoriamente para gasoductos de un Sistema de Transporte.
Con respecto al criterio de suficiencia financiera el recurrente argumenta, en resumen, 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. Sobre el particular se precisa al recurrente 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, el Agente puede establecer descuentos en las tarifas que aplique a sus usuarios porque lo considera estratégico en su negocio.
Finalmente el recurrente presenta algunas consideraciones relacionadas con los efectos que tendría la Resolución CREG-013 sobre el mercado secundario de transporte. Manifiesta el recurrente, entre otros, lo siguiente:
“Es evidente que, a la luz de la regulación actualmente vigente, ECOPETROL es el Remitente principal , regido en un todo por la tarifa que al respecto determine la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y MERILECTRICA es el comprador de esa capacidad como remitente reemplazante, no regido por la tarifa que establece la CREG.
Los riesgos en este sentido, fueron asumidos de forma conciente tanto por ECOPETROL como por MERILECTRICA, sin que ninguna de las partes hubiese pretendido ni pretenda que fuesen modificados por la regulación, a través de figuras tales como trasladar las obligaciones de pago (comerciales puramente) del remitente principal al remitente secundario y viceversa, aspecto que de producirse sería claramente una transferencia arbitraria de rentas.
En este sentido, es importante que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tenga el mayor cuidado posible en la forma como establece el pago de las estampillas, y en general de las tarifas, buscando no afectar las condiciones dadas en el mercado secundario de transporte.”
Se entiende que el recurrente hace referencia a la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja. Sin embargo, no se entiende la relación que puedan tener los cargos regulados, y en especial los cargos estampilla, sobre el mercado secundario dado que los cargos aplicables al mercado secundario son libres. No obstante, se aclara que acorde con sus funciones la Comisión establece los cargos regulados para el respectivo Sistema de Transporte sin establecer qué Remitentes deben asumir los respectivos cargos.
Pretensiones
Las pretensiones del recurrente son las siguientes:
a. Que se modifique la Resolución CREG-013 de 2003
b. Que se acepte la petición de ECOGAS en el sentido de mantener la tarifa actualmente vigente, actualizada según los requerimientos del mismo prestador del servicio.
c. De manera subsidiaria a la petición b.:
o Se establezca una tarifa que se ajuste en un todo a los criterios de eficiencia económica, analizando la prudencia del inversionista al hacer la inversión, la capacidad realmente utilizada de la misma, y la Capacidad Excedentaria.
o Se modifique la estampilla global y regional por una señal de distancia.
De acuerdo con los fundamentos de la Comisión expuestos anteriormente, no hay lugar a ninguna de las pretensiones planteadas por el recurrente.
2.2.6 INFORMACIÓN ADICIONAL
Mediante comunicaciones con radicados No. E-2003-11085, E-2003-11102, E-2003-11111, E-2003-011244, E-2003-011292, E-2003-011301, E-2003-011308 y E-2003-011379 las empresas GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P., MERILÉCTRICA S.A., GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P, 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.SP., GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P. y GASES DEL QUINDÍO S.A. E.S.P. respectivamente, presentaron un alcance para los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003. No obstante que tal información es extemporánea, la Comisión considera necesario aclarar algunas imprecisiones presentadas por los recurrentes en dicha información, como se anota a continuación:
A partir del gráfico 4 presentado por los recurrentes en la información adicional, éstos manifiestan lo siguiente:
“Fuente Ecogas. Respuestas a interrogatorio de parte del proceso tarifario derivado de la expedición de la Resolución CREG 013 de 2003”
“Para efectos de solicitar una tarifa, ECOGAS como proyecto de ECOPETROL encargó a la FEN de la elaboración de un modelo financiero que le permitiera presentar a la CREG una propuesta tarifaria, que finalmente se reflejó en la Resolución CREG 057 de 1996; es decir, ECOGAS decidió adelantar el proyecto de inversión con la señal económica inserta en la Resolución CREG 057 de 1996, con la cual esperaba tener el nivel de llenado de los gasoductos antes mencionado.
Puede decirse en consecuencia que ECOGAS fue un proyecto construido con un alto riesgo de pérdida, que ésta fue una decisión voluntaria del inversionista, que ese inversionista asumió unas demandas y asocio unas inversiones a la misma, y que el proyecto tenía las mismas posibilidades de fallar como de salir adelante y lograr sus proyecciones.” (subraya fuera de texto)
No es cierto que un modelo financiero elaborado por la FEN se reflejó en las inversiones y demandas consideradas en la Resolución CREG-057 de 1996. En el Artículo 60 de la Resolución CREG-057 se estipula, entre otros aspectos, la información utilizada para el cálculo de los cargos adoptados mediante dicha Resolución. En ningún momento se especifica que la información proviene de un modelo financiero elaborado por la FEN. Gran parte de las cifras de inversión y demanda, y por tanto los cargos resultantes, adoptadas mediante la Resolución CREG-057 de 1996 se encuentran en la información asociada al estudio “Estudio de Tarifas de Transporte de Gas Natural por Troncal”, presentado a la CREG y a ECOPETROL por R. De La Vega, J.M. Mejía y A. Brugman en marzo de 1995. De acuerdo con el anterior estudio, las cifras de proyección de demanda consideradas en la Resolución CREG-057 de 1996, para todo el Sistema de transporte del interior, son similares a las presentadas en la gráfico 4. Así mismo, se consideraron las inversiones para expandir el sistema de tal forma que permitiera transportar dichas demandas, como se indica en la tabla 4. Debe tenerse en cuenta que en su momento se utilizó una metodología de cálculo tarifario que consideraba un plan de inversiones a 20 años. Dicho Plan de inversiones, que no se ha ejecutado y que no se ha considerado en la inversión contemplada en la Resolución CREG-013 de 2003, hacia posible la movilización de los volúmenes de gas previstos en la resolución CREG-057 de 1996. Al no contemplarse dicha inversión, no es posible transportar los volúmenes mencionados.
Tabla 4. Principales Inversiones para Expansión consideradas en la Resolución CREG-057 de 1996
Fuente: Estudio elaborado por R. De La Vega, J.M. Mejía y A. Brugman en marzo de 1995
NOTA: Cifras en USD de Agosto de 1994.
La expansión en un Sistema de gasoductos permite ampliar la capacidad de transporte del mismo. Acorde con la información disponible en la Comisión, ninguna de las cifras de inversión para expansión después del año 2000, consideradas en la Resolución CREG-057 incluyendo las señaladas en la tabla 4, han sido ejecutadas y por tanto la capacidad real del Sistema de transporte de ECOGAS debe corresponder a la capacidad actual. Cabe anotar que en el período 1996 a 1999 se realizaron inversiones en compresión, como quedó anotado en el Documento CREG-014 de 2003, que aumentaron la capacidad de transporte del Sistema. De acuerdo con la información considerada para calcular los cargos adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003, actualmente la capacidad máxima del Sistema de Transporte de ECOGAS, teniendo en cuenta la ubicación de las fuentes y extracciones en el Sistema, no supera los 400 MPCD. Es decir, con la capacidad actual es imposible, desde el punto de vista físico, a partir del año 2007 aproximadamente, transportar las demandas de volumen previstas en el gráfico 4.
De otra parte, en el Plan de Nuevas Inversiones previsto para el nuevo período tarifario (2003 - 2007), aprobado en la Resolución CREG-013, no se contempla ninguna inversión para expansión del Sistema de Transporte de ECOGAS. Por tanto, no está previsto que la capacidad máxima del Sistema de ECOGAS cambie con respecto a la actual.
Refiriéndose al gráfico 4 los recurrentes anotan que “la línea punteada refleja los escenarios que ECOGAS previó en desarrollo de la Resolución CREG-001 de 2003, y que resumen en gran parte la propuesta tarifaria al regulador. Las nuevas demandas presentadas por el transportador evidencian en primer lugar que la empresa sobredimensionó la demanda, y como consecuencia su infraestructura.” Sobre el particular, y como se explicó anteriormente, se reitera a los recurrentes que la infraestructura actual tiene una capacidad de transporte notablemente menor a aquella prevista en la Resolución CREG-057 de 1996 para efectos de transportar la demanda considerada en la misma Resolución. En tal sentido, es infundado señalar que la infraestructura actual está sobredimensionada porque se construyó para atender la demanda prevista inicialmente. De otra parte, a partir de las nuevas proyecciones demanda utilizadas en la Resolución CREG-013 de 2003, no se puede decir que el actual Sistema está sobredimensionado o subutilizado ya que los principales tramos de gasoductos del Sistema de ECOGAS alcanzan, en el período tarifario, una utilización muy cercana a su capacidad máxima (e.g. Ballena – Barrancabermeja, Cusiana - La Belleza) - Tabla 22 del documento CREG-014 de 2003. En aquellos tramos de gasoductos troncales donde se prevé una utilización inferior al 50%, y para efectos tarifarios, se ajusta su demanda hasta alcanzar 50% de utilización tal como está previsto metodológicamente e ilustrado ampliamente a lo largo de este escrito.
2.2.7 PÉRDIDAS PATRIMONIALES DE ECOGAS Vs. LA RESOLUCIÓN CREG-013 DE 2003
Dentro del trámite administrativo tendiente a resolver los recursos de reposición se recibieron inquietudes en el sentido de que mediante la Resolución CREG-013 de 2003 la Comisión de Regulación de Energía y Gas trasladó a los usuarios del servicio de transporte de gas, a través de los cargos regulados, pérdidas patrimoniales de ECOGAS. Acorde con tales inquietudes, las pérdidas patrimoniales se incorporaron en los cargos regulados al reconocer una infraestructura que no está siendo utilizada de manera eficiente ya que las proyecciones de demanda actuales son inferiores a aquellas consideradas cuando se aprobaron los cargos regulados vigentes (Resolución CREG-057 de 1996).
Sobre el particular la Comisión considera que de ninguna manera se han traslado pérdidas patrimoniales a los usuarios a través de los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 como se mencionó anteriormente. A continuación se desarrollan elementos adicionales que soportan dicha consideración:
1. Financiación de infraestructura de carácter monopólico
En general, para financiar y desarrollar infraestructura de transporte de gas, que por naturaleza corresponde a una actividad de carácter monopólico, se puede adoptar uno de los siguientes esquemas: i) aprobar cargos regulados que permitan al Agente la recuperación de la inversión y gastos que el regulador considere eficientes para la prestación del servicio y; ii) adoptar cargos obtenidos de procesos competitivos para la construcción y operación de la infraestructura (e.g. a través de subastas) donde el mercado es quien establece los costos eficientes internalizando los riesgos asociados al negocio en el largo plazo (e.g. Distribución de gas en Áreas de Servicio Exclusivo). El primer esquema se conoce como regulación basada en costos y tiene la ventaja de evitar abusos en tarifas y replicar costos competitivos en el largo plazo. Por su parte, las tarifas obtenidas de un proceso competitivo generalmente resultan mayores, en el corto plazo, a aquellas determinadas bajo el esquema tradicional de regulación por costos. El mayor costo de dichas tarifas se debe a factores intangibles tales como el costo del capital y riesgo de demanda de largo plazo que deben ser tenidos en cuenta por el Agente al momento de hacer su oferta.
En el esquema de regulación basada en costos las variaciones en la demanda y en los costos de capital se incorporan en la definición de nuevas tarifas. Es decir, si al término de un período definido el costo del capital o la demanda cambia, el regulador ajusta tarifas cumpliendo con los criterios de Ley establecidos. En el largo plazo el costo para el usuario puede ser el mismo bajo cualquiera de los dos esquemas. En ninguna disposición regulatoria está establecido que las pérdidas ocasionadas por una deficiente gestión del prestador del servicio, o los costos derivados de una utilización no eficiente de la infraestructura remunerada a través de la tarifa se puedan trasladar al usuario.
La Ley 142 de 1994 estableció que las fórmulas tarifarias considerarán los costos eficientes de prestación del servicio y que dichas fórmulas tendrán una vigencia de cinco años salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. Es decir, la Ley permite la aplicación del esquema de regulación por costos con un período de 5 años para revisión de fórmulas tarifarias. En ese sentido, mediante la Resolución CREG-001 de 2000 la Comisión adoptó el esquema de regulación por cargos máximos con revisión de la fórmula tarifaria cada cinco años. Es decir, cada cinco años se deben ajustar la demanda y costos, sin ignorar la aplicación de los criterios de eficiencia tanto en costos como en la utilización de la infraestructura que se remunera, pues ello es una característica implícita en el esquema de regulación por cargos máximos adoptado por la Comisión.
Es preciso reiterar que el transporte de gas es una actividad monopólica y que por tanto es necesario regularla. Ello 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 prestación del respectivo servicio. En consecuencia, es necesario establecer precios que cubran los costos eficientes del monopolio cumpliendo con el principio de suficiencia financiera. Ya se indicó anteriormente que dichos precios se pueden obtener a través de evaluaciones de eficiencia del regulador o mediante procesos competitivos que en todo caso no cambian la naturaleza monopólica de la prestación del servicio.
De otra parte, el monopolio no asume riesgos en un ambiente en competencia ya que su actividad es monopólica. Por tanto, para los monopolios no son válidos los supuestos de competencia aplicables a compañías que desarrollan actividades consideradas competitivas.
2. Pérdidas Patrimoniales
Como se indicó anteriormente, la metodología tarifaria aplicable a la actividad de transporte de gas prevé la revisión de fórmulas tarifarias cada cinco años de conformidad con lo establecido en la Ley. Así mismo, en dicha revisión se deben ajustar parámetros tarifarios, entre ellos la demanda, pues es una condición implícita en el esquema regulatorio adoptado. Debe tenerse en cuenta que dicha revisión puede dar como resultado un aumento o una disminución tarifaria, con respecto al anterior período tarifario, dependiendo del cambio que se presente en las respectivas variables. En todo caso, el factor de utilización utilizado en un período tarifario es el instrumento regulatorio adoptado para evitar que las consecuencias de una gestión ineficiente o de una infraestructura no adecuada sean trasladadas a los usuarios.
De otra parte, en el Artículo 94 de la Ley 142 de 1994 se estipula claramente que “no se permitirán alzas destinadas a recuperar pérdidas patrimoniales”. Para el caso de las tarifas adoptadas mediante diferentes Resoluciones para los diferentes Sistemas de Transporte de gas natural del país, incluido el Sistema de Transporte de ECOGAS según Resolución CREG-013 de 2003, y como se ha expuesto a lo largo de este escrito, se han aplicado los criterios tarifiarios previstos en la Ley, y desarrollados mediante metodología de carácter general, criterios que estipulan la suficiencia financiera sobre costos eficientes. Así, la premisa fundamental de los cargos adoptados por la Comisión es que la aplicación de los mismos permite que el Agente recupere los costos eficientes (incluyendo la rentabilidad esperada) en la prestación del servicio. De otra parte, por tratarse de cargos máximos existe incentivo para que el Agente aumente su rentabilidad a través de mayores volúmenes transportados que podrían lograrse con descuentos tarifarios. En caso de no lograr dichos volúmenes de ninguna manera se trasladan al usuario las pérdidas que pudo haber obtenido. En consecuencia, en ningún momento se ha tenido en cuenta, para efectos tarifarios, pérdidas patrimoniales que pueda presentar un transportador.
III. ANÁLISIS DE LOS PLANTEAMIENTOS DE BP EXPLORATION COMPANY
Mediante comunicación radicada internamente bajo el No. E-2003-008938 BP EXPLORATION COMPANY (en adelante BP) presentó las siguientes consideraciones con relación a los cargos aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 (cursiva):
“No obstante los argumentos expuestos por la CREG en la Resolución No. 079 de 2003, BP reitera que las diferencias en los cargos regulados para los tramos comprendidos en el sistema de transporte entre El Porvernir y Vasconia y el sistema de transporte comprendido entre Ballena y Vasconia, surgen de inconsistencias en los datos y en el tratamiento de la información que le sirvió a la CREG de soporte para la expedición de la Resolución 13 de 2003.
La anterior circunstancia se traduce en una distorsión de las tarifas de transporte que deben sufragarse por el uso de dichos sistemas, perjudicando el gas transportado de los campos de Cusiana y Cupiagua hasta Vasconia, por tener un cargo regulado de transporte más alto que los tramos del sistema de transporte comprendidos entre Ballena y Vasconia, que es el que se usa para transportar el gas de la Guajira hacia el interior del país. De tal manera, la situación descrita no le genera al mercado una señal regulatoria con la lógica económica que indica que a mayor distancia, mayores tarifas.
De acuerdo con nuestra solicitud, además de considerar que las inversiones en la estación de compresión ubicada en Vasconia no se deben imputar únicamente al tramo de Vasconia – La Belleza sino también al tramo Vasconia – Mariquita, se encontraron inconsistencias en la información de inversiones para calcular los cargos del tramo Vasconia – La Belleza. De acuerdo con la Resolución 079 de 2003, en el Documento CREG-014 de 2003 se presentan en detalle todas las cifras, la depuración de la información y el análisis que forma el sustento técnico de la Resolución CREG 013 de 2003. No obstante, al revisar el Documento mencionado no es clara la forma como la CREG trata las desviaciones presentadas por Ecogas con relación al tramo Vasconia – La Belleza.
La CREG establece en el Documento que para el cálculo de los cargos de transporte, se toma como base el valor de los activos reconocidos en la última revisión tarifaria, las inversiones ejecutadas durante el período tarifario 1995-2002 y las nuevas inversiones previstas par ejecutar durante el nuevo período tarifario. En la tabla 10 del Documento CREG 14 de 2003 se establece el valor de las inversiones reconocidas en la última revisión tarifaria en 10.87 millones de dólares de 1999 para el tramo Vasconia – La Belleza y un valor de 40.79 millones de dólares de 1999 reportado por Ecogas como valor de la inversión para ese tramo.
En el anexo 5.1 de la Resolución CREG 13 de 2003 se reconoce como inversión existente para ese tramo un valor de 43.140.771 dólares de 2002, distribuidos en 24.517.080 para las inversiones reconocidas en la revisión tarifaria anterior y 18.623.691 correspondientes a las inversiones realizadas en el período 1995-2002.
Aún cuando la Comisión afirma en el Documento CREG 14 de 2003 que existe una desviación en el valor de las inversiones reportadas en la última revisión tarifaria para el tramo Vasconia – La Belleza, no es clara la forma en que se trata esta desviación.
Por lo anterior, se afirmó en la solicitud a que hace referencia la Resolución CREG 079 de 2003, que la información de inversiones presenta inconsistencias. Por lo tanto, se solicita a la CREG revisar y aclarar el tratamiento dado a la información de inversiones para ese tramo.
Con relación a las nuevas inversiones, como se había expuesto en la solicitud de revocatoria directa, no parece razonable imputar la inversión de la estación de compresión ubicada en Vasconia únicamente al tramo Vasconia – La Belleza, en la medida en que tal y como lo establece la Comisión en el Documento CREG 014 de 2003, ‘la estación Vasconia, por su parte, permite aumentar la capacidad desde Vasconia hacia Mariquita y hacia La Belleza para abastecer la zona Cundiboyacense’. Aun cuando el criterio general adoptado por la Comisión consiste en asignar las inversiones de una estación al tramo de gasoducto donde se comprime el gas, no es claro que ésta se deba imputar al tramo Vasconia – La Belleza en la medida en que la estación se ubica en el vértice de dos tramos y la Comisión había analizado la utilización de la estación compresora tal y como la afirmó en el Documento CREG 014 de 2003. Por lo anterior, se solicita a la CREG revisar la forma en que se imputaron las inversiones en la estación de compresión de Vasconia y se asignen a los dos tramos mencionados, recalculando así los cargos de transporte”.
Acorde con la anterior trascripción BP solicita: i) aclaración con relación a la inversión del tramo La Belleza – Vasconia y; ii) analizar la imputación de la inversión de la estación de compresión ubicada en Vasconia. A continuación se analizan las inquietudes de BP.
Inversión del tramo Vasconia – La Belleza
De conformidad con el Anexo 5.1 de la Resolución CREG-013 de 2003, la inversión reconocida para el tramo Vasconia – La Belleza es de USD 43,140,771 (cifras de dic. 2002). De la anterior cifra USD 18,623,691 (dic. 2002) corresponden a la inversión ejecutada durante el período 1995 – 2002. Dentro de esta inversión (USD 18,623,691) se incluyen USD 15,003,000 correspondientes a la estación compresora ubicada en Vasconia (ver Anexo 10, Documento CREG-014 de 2003). Así, USD 24,517,080 (dic. 2002) corresponden al costo del gasoducto Vasconia – La Belleza, lo cual se incluyó en la Resolución CREG-013 de 2003 como la inversión reconocida en el anterior período tarifario.
BP manifiesta que no es clara la forma como la CREG trata las desviaciones presentadas en la inversión reconocida en el anterior período tarifario para tramo Vasconia – La Belleza, teniendo en cuenta las cifras presentadas en la tabla 10 del documento CREG-014 de 2003 y lo aprobado mediante la Resolución CREG-013 de 2003. Sobre el particular se aclara que las cifras presentadas en la Tabla 10 del documento CREG-014 de 2003 no fueron consideradas para efectos tarifarios. Tal como se anota en el documento mencionado, el análisis de las cifras presentadas en la tabla 10 no ofrece una base comparativa sólida ya que dichas inversiones correspondieron a obras proyectadas que actualmente difieren físicamente y en costos de lo previsto inicialmente. Por tanto, para efectos tarifarios se consideró la inversión correspondiente al valor recibido por ECOGAS de ECOPETROL (80% del valor en libros de ECOPETROL) ya que ello refleja los costos reales y eficientes de la prestación del servicio. En los Anexos 8 y 9 del Documento CREG-014 de 2003 se presentan las respectivas cifras y los procedimientos que se siguieron para establecer la inversión en cada tramo de gasoducto a partir de la información de escisión de activos reportada por ECOGAS.
Inversión y Gastos de AOM de la estación de compresión ubicada en Vasconia
Tal como se establece en la parte considerativa de la Resolución CREG-079 de 2003, se hace necesario analizar la utilización de la estación compresora de Vasconia a partir de la información de demandas y reservas reportada por los productores en cumplimiento de la Circular No. 19 de junio 17 de 2003. Para lo anterior también se debe considerar la información de demandas reportada por ECOGAS mediante comunicación radicada internamente bajo el No. E-2003-10698. A partir de dicho análisis se podrán establecer los tramos de gasoductos donde se prevé utilizar la estación compresora de Vasconia y, a partir de ello se puede analizar la imputación de la respectiva inversión. Dicho tema es objeto de análisis en la siguiente sección (Demandas de gas).
IV. ANÁLISIS DE DEMANDAS DE GAS
Dentro de la actuación administrativa tendiente a resolver los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG-013 de 2003, y mediante la Circular No. 019 de 2003, la Comisión solicitó a los Productores-comercializadores de gas natural análisis de producción, reservas probadas y su incidencia sobre las demandas de gas consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003. Así mismo, mediante Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003, la Comisión requirió a ECOGAS para que allegara los escenarios de demanda esperada de capacidad y volumen para cada uno de los tramos de gasoductos establecidos en la Resolución CREG-013 de 2003.
4.1 Información reportada por los Productores de Gas
Se recibió información de los siguientes productores de gas: ECOPETROL, BP Exploration Company (Colombia) Ltd. y TEPMA. Los tres productores coinciden en indicar que en la Resolución CREG-013 de 2003 se consideró una producción muy baja para los campos de Cusiana y Cupiagua (Cusiana). En particular, ECOPETROL y BP presentaron la proyección de demanda para varios escenarios que, según sus análisis, se prevé por los gasoductos Cusiana - El Porvenir y Ballena – Barrancabermeja.
En las gráficas 1 y 2 se ilustran las proyecciones de demanda previstas por ECOPETROL y BP para el gasoducto Ballena – Barranca y se comparan con la proyección de demanda considerada en la Resolución CREG-013 de 2003. La metodología que utilizó ECOPETROL se basa en las expectativas de producción de los campos de la Guajira y de Cusiana. ECOPETROL presenta cuatro escenarios dependiendo de si hay exportaciones y de si la producción de Guajira o Cusiana está en la base. En todos los escenarios ECOPETROL asume que se realiza el proyecto Catalina.
Por su parte, BP presenta dos escenarios que se diferencian entre sí por la producción de Cusiana. La metodología que utilizó BP se fundamenta en un balance de oferta y demanda en el interior del país a partir de las proyecciones de demanda realizadas por la UPME y el CND y, considerando la producción prevista de Cusiana. En el primer escenario BP asume que Cusiana produce, adicional a la producción de 20 MPCD que se transporta vía Apiay, hasta 180 MPCD a partir de 2005. En el segundo escenario BP asume que Cusiana incrementa gradualmente su producción hasta llegar a 410 MPCD en el 2014.
Como es de esperarse, en el corto plazo la demanda por el gasoducto Ballena – Barranca depende fundamentalmente de la producción de Cusiana. En las gráficas 3 y 4 se muestran las proyecciones de demanda previstas por ECOPETROL y BP para el gasoducto Cusiana – El Porvenir acorde con los escenarios indicados anteriormente.
De la anterior información se puede anotar lo siguiente:
1. Las metodologías de proyección utilizadas por ECOPETROL y BP difieren sustancialmente. ECOPETROL se basa en la producción estimada de Guajira y Cusiana; BP se basa en el balance de oferta y demanda para el interior del país teniendo en cuenta la producción estimada para Cusiana y la proyección de demanda elaborada por la UPME.
2. ECOPETROL asume que a partir de 2012 o 2015, dependiendo del escenario, el gasoducto Ballena – Barranca no trasportará gas y, acota la producción de Cusiana a 180 MPCD a partir de 2005. Lo anterior contrasta con el escenario 1 de BP donde a partir de 2013 el gasoducto Ballena – Barranca deberá transportar 200 MPCD de gas al interior del país, acotando la producción de Cusiana a 180 MPCD a partir de 2005.
3. El escenario 1 de BP coincide con dos escenarios de ECOPETROL (Cusiana Base Con y Sin Exp.) cuando se considera la producción de 180 MPCD en Cusiana. Así mismo, tanto el escenario 1 de BP como los escenarios de ECOPETROL (Cusiana Base Con y Sin Exp.) presentan una tendencia similar en la demanda esperada para el gasoducto Ballena – Barranca hasta el 2010.
4. Desde la perspectiva de los productores el mercado de gas del interior del país será atendido primordialmente con gas de Cusiana y no de Guajira como está implícito en la Resolución CREG-013 de 2003. Esto implica mayores flujos por los tramos de gasoductos El Porvenir – Vasconia y menores flujos por los tramos Ballena – Vasconia.
Según lo anterior, desde la perspectiva de ECOPETROL se presentaría restricción en la oferta de gas en el interior del país por lo menos a partir de 2010. Desde la perspectiva de BP se tendría un flujo de gas a través del gasoducto Ballena – Barranca, independiente de la producción de Cusiana (180 o 410 MPCD) de tal manera que se abastezca la demanda del interior.
Para efectos de análisis tarifarios, y a partir de la anterior información, se considera adecuado adoptar los escenarios donde hay coincidencia entre ECOPETROL y BP con relación a la producción de 180 MPCD de Cusiana. Para el gasoducto Ballena – Barranca se considera adecuado adoptar el escenario 1 de BP el cual está basado en una metodología de oferta y demanda que no prevé restricciones en la oferta de gas al interior del país. La demanda en dicho tramo se acotaría a la capacidad máxima del gasoducto. Nótese que el escenario 1 de BP, bajo las expectativas de producción de Guajira según ECOPETROL, implica que en ese momento habrá nueva producción en el área de la Guajira o importaciones de gas por Ballena. Lo anterior es incierto pero probable, máxime considerando las reservas potenciales costa afuera en el mar caribe y las expectativas que actualmente se plantean sobre exportación hacia Venezuela en el corto plazo e importaciones en el largo plazo. En las gráficas 5 y 6 se ilustran las demandas por cada tramo de gasoducto según la anterior propuesta y, se comparan con la demanda de volumen considerada en la Resolución CREG-013 de 2003. Téngase en cuenta que la demanda por el tramo Cusiana – El Porvenir es la misma del tramo El Porvenir – La Belleza.
Debe tenerse en cuenta que la mayoría del gas que se transporta en el Sistema de ECOGAS ingresa al Sistema por los tramos Ballena – Barranca y El Porvenir – La Belleza. También debe tenerse en cuenta que es en dichos tramos donde los productores manifiestan su inconformidad por las demandas de volumen y capacidad consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003. Así, es de interés analizar la demanda en los tramos Ballena – Barranca y El Porvenir – La Belleza a partir de la información reportada por los productores frente a las demandas para los mismos tramos reportadas por ECOGAS como se describe a continuación.
4.2 Información reportada por ECOGAS
De conformidad con establecido en el Auto de Pruebas de noviembre 19 de 2003, mediante comunicación con radicado E-2003-010698 ECOGAS reportó a la Comisión los escenarios de demanda esperada de volumen y capacidad acorde con la metodología general de la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado. En las gráficas 7 y 8 se presenta la demanda de volumen reportada por ECOGAS para los tramos Ballena – Barranca y El Porvenir – La Belleza, y se compara con la demanda para los mismos tramos según información reportada por los productores (gráficas 5 y 6).
Cabe anotar que mediante la comunicación E-2003-10698 ECOGAS presentó un nuevo plan de inversiones para los gasoductos Ballena – Barranca y Barranca – Sebastopol. En este nuevo plan de inversiones ECOGAS no considera las inversiones previstas en la Resolución CREG-013 de 2003 para las estaciones de compresión de Casacará y Barrancabermeja. ECOGAS anota que la entrada del campo de Cusiana le permite optimizar las inversiones en dichos tramos de gasoductos.
De las gráficas 7 y 8 se observa:
1. En el tramo El Porvenir – La Belleza hay alta coincidencia entre ECOGAS y los productores con respecto al gas a transportar por dicho gasoducto. Debe tenerse en cuenta que la capacidad de transporte se acota alrededor de 150 MPCD que corresponde a la Capacidad Máxima de dicho gasoducto, no obstante que la producción de Cusiana se prevé, según los productores, en 180 MPCD en el mediano plazo. Lo anterior sugiere posibles requerimientos de expansión en el Sistema de Transporte de ECOGAS en el mediano plazo.
2. En el tramo Ballena – Barranca hay coincidencia entre ECOGAS y el escenario de los productores hasta el año 6 del Horizonte de Proyección, que corresponde aproximadamente con el período tarifario según lo adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003. La demanda reportada por ECOGAS es consistente con la Capacidad Máxima del gasoducto (146 MPCD) considerando el retiro de la compresora de Casacará.
Lo anterior sugiere que las proyecciones de demanda reportadas por ECOGAS son concordantes con las expectativas de oferta de los productores. En tal sentido, al considerar las nuevas demandas reportadas por ECOGAS para efectos de recalcular tarifas se incluyen las inquietudes manifestadas por los productores con relación a las demandas utilizadas en la Resolución CREG-013 de 2003. Así, es necesario recalcular tarifas a partir de las nuevas demandas reportadas por ECOGAS dando aplicación a la metodología general adoptada mediante la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado. En concordancia con la metodología mencionada, se utiliza la demanda de la UPME y el CND consideradas en la Resolución CREG-013 de 2003. Las demandas se acotan a las capacidades máximas de los gasoductos teniendo en cuenta la nueva capacidad máxima del gasoducto Ballena – Barranca según información reportada por ECOGAS mediante comunicación E-2003-011106.
La demanda requerida para calcular las estampillas se obtiene como la suma de las inyecciones al Sistema de Transporte. Para la estampilla de gasoductos principales se suman las demandas de Ballena – Barranca, El Porvenir – La Belleza, Cusiana – Apiay más la producción de Apiay, Montañuelo y Rio Ceibas según información de producción reportada por ECOPETROL mediante comunicación E-2003-007113. Para la estampilla de gasoductos ramales se suman además las demandas de los gasoductos aislados.
Con respecto a las compresoras de Casacará y Barrancabermeja es necesario realizar el respectivo ajuste en inversión y AOM en los tramos correspondientes de conformidad con la información reportada por ECOGAS mediante comunicación E-2003-010698. También se ajustan los gastos de AOM para la compresora de Hato Nuevo acorde con la información reportada por ECOGAS en comunicación E-2003-011207. De conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000, los gastos eficientes de AOM son establecidos con la metodología de Análisis Envolvente de Datos (DEA).
Utilización de la estación de compresión de Vasconia
La nueva expectativa de demandas hace necesario evaluar la utilización de la estación compresora ubicada en Vasconia para efectos de imputar la respectiva inversión en los tramos de gasoductos que corresponda. De conformidad con la nueva información de demandas, en los dos primeros años del Horizonte de Proyección el gas transportado por el gasoducto La Belleza – Vasconia fluye desde Vasconia hacia La Belleza. Para el resto del Horizonte se espera que el gas fluya desde La Belleza hacia Vasconia. Así mismo, el flujo físico del gas desde Barranca hacia Vasconia indica que el gas de Cusiana debe fluir de Vasconia hacia Mariquita.
En ese sentido la estación de compresión ubicada en Vasconia se puede requerir en los dos primeros años del período tarifario para comprimir el gas desde Vasconia hacia La Belleza. En los demás años del período tarifario dicha estación compresora se utilizaría en el tramo Vasconia - Mariquita. Así, se propone distribuir la inversión de la estación compresora en los dos tramos de gasoductos de la siguiente forma: i) establecer el Costo Anual Equivalente –CAE - de la inversión en la estación de compresión considerando el Horizonte de Proyección de 20 años; ii) establecer la tasa de descuento como el promedio de las tasas de descuento utilizadas para calcular los cargos fijos y variables y; iii) asignar a cada tramo de gasoducto el Valor Presente Neto de los CAE de los años del Horizonte donde la estación es utilizada para comprimir gas en el respectivo tramo, utilizando la misma tasa de descuento. Aplicando la anterior se tiene la siguiente asignación de inversión por tramo de gasoducto:
Tramo de Gasoducto USD Dic. 2002
La Belleza – Vasconia 3,815,422
Vasconia – Mariquita 11,187,578
TOTAL 15,003,000
Con relación a los gastos de AO&M correspondientes a la estación compresora de Vasconia, y reconocidos en la Resolución CREG-013 de 2003, se propone asignar al tramo La Belleza – Vasconia los gastos de los dos primeros años del Horizonte de Proyección y, al tramo Vasconia – Mariquita los gastos de los años restantes del Horizonte de Proyección. Con lo anterior se asignan los gastos de AO&M en el tramo donde es utilizada la estación de compresión.
Que de conformidad con lo estipulado en la parte final del Artículo 73 del Código Contencioso Administrativo y teniendo en cuenta que:
· En la tabla 21 del documento CREG-014 de 2003 se indica que los gastos de AO&M correspondientes a la estación compresora de Vasconia fueron imputados al tramo de gasoducto Vasconia – La Belleza.
· Por error aritmético en los cálculos de los Cargos Regulados adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003 dichos gastos se incluyeron en el tramo Vasconia – Mariquita.
· En la tabla 17 del documento CREG-014 de 2003 se indica que la inversión existente del gasoducto La Belleza – Cogua es de US$ 54.56 (mill. dic. 2002).
· En la tabla 24 se indica que el costo del gasoducto principal La Belleza – Cogua es de US$ 31.10 (mill. dic. 2002).
· La diferencia entre las dos cifras anteriores corresponde a la suma de los siguientes conceptos: i) el costo de los gasoductos ramales que se desprenden de dicho tramo y; ii) el monto de inversión que se excluyó por el tramo reemplazado por la variante El Hatillo – Chiquinquirá.
· De acuerdo con lo descrito en el documento CREG-014 de 2003, y lo adoptado mediante la Resolución CREG-013 de 2003, el tramo reemplazado se valoró en US$ 13.84 (mill. dic. 2002) y los gasoductos ramales en US$ 4.54 (mill. dic. 2002).
· De las anteriores cifras se tiene que la inversión existente para el tramo de gasoducto principal La Belleza – Cogua es US$ 36.18 (mill. dic. 2002) y no US$ 31.10 (mill. dic. 2002) como se adoptó mediante la Resolución CREG-013 de 2003.
En consecuencia se hace necesario modificar los Artículos 4o, 8o, 10o y los Anexos 5.1 y 7 de la Resolución CREG-013 de 2003 con el objeto de corregir los errores aritméticos señalados.
Que de acuerdo con los cargos estampilla adoptados mediante la Resolución CREG-013 de 2003, por cada kpcd contratado y cada kpc transportado el respectivo remitente debe asumir los cargos estampilla;
Que puede darse el caso donde el mismo KPCD y KPC sea contratado y transportado respectivamente para más de un remitente por diferentes tramos de gasoductos;
Que en la Resolución CREG-013 de 2003 no está previsto quiénes o cómo se deben asumir las estampillas, lo cual puede dificultar la aplicación de los cargos regulados aprobados para el Sistema de Transporte de ECOGAS;
Que en consecuencia es necesario aclarar tal situación indicando el procedimiento a seguir para asignar las estampillas cuando el mismo KPCD y KPC sea contratado y transportado respectivamente para varios remitentes;
Que la Comisión, en sesión No. 229 del día 18 de diciembre de 2003, aprobó modificar los cargos regulados para el sistema de transporte de ECOGAS, aprobados mediante la Resolución CREG-013 de 2003;
R E S U E L V E:
ARTÍCULO 1o. Modificar los Artículos 3o al 13o y los anexos 5.1, 5.2, 6.1, 6.2 y 7 de la Resolución CREG-013 de 2003, los cuales quedarán así:
“ARTÍCULO 3o. CLASIFICACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. Los gasoductos señalados en el Artículo 1º de esta Resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo, se clasifican como principales y ramales como se indica a continuación:
| PRINCIPALES |
| Tramo Mariquita – Pereira |
| Tramo Pereira – Armenia |
| Tramo Armenia – Cali |
| Tramo Ballena – Barrancabermeja |
| Tramo La Belleza – Cogua |
| Tramo El Porvenir – La Belleza |
| Tramo La Belleza – Vasconia |
| Tramo Vasconia – Mariquita |
| Tramo Sebastopol – Vasconia |
| Tramo Barrancabermeja – Sebastopol |
| Tramo Cusiana – Apiay |
| Tramo Apiay – Usme |
| Tramo Apiay – Villavicencio – Ocoa |
| Tramo Mariquita – Gualanday |
| Tramo Gualanday – Neiva [1] |
| Tramo Montañuelo – Gualanday |
| Tramo Ramales Boyacá – Santander (Anexo 3) |
| Tramo Morichal – Yopal |
| RAMALES |
| Ramal Galán – Termobarranca |
| Ramal Yariguíes – Puente Sogamoso |
| Ramal Yariguíes – Puerto Wilches |
| Ramal Zona Industrial Cantagallo – Cantagallo |
| Ramal Zona Industrial Cantagallo – San Pablo |
| Ramal Galán – Casabe – Yondó |
| Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar |
| Ramal San Vicente de Chucurí |
| Ramales que se derivan de tramos principales (Anexo 4) |
Fuente: Propuesta tarifaria, ECOGAS
[1] Incluye Tello – Los Pinos |
ARTÍCULO 4o. INVERSIÓN BASE. La Inversión Base utilizada para la aprobación de los Cargos de que trata la presente Resolución, incluye:
4.1 Inversión Existente: Como inversión existente se reconocen US$ 686,802,761 (dólares de diciembre 31 de 2002) para los gasoductos principales y US$ 70,834,675 (dólares de diciembre 31 de 2002) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 5.1 de esta Resolución.
4.2 Programa de Nuevas Inversiones: Para el Programa de Nuevas Inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el Anexo 5.2 de la presente Resolución:
 | Año 1 | Año 2 | Año 3 | Año 4 | Año 5 |
Sistema
Principal | 10,899,000 | 3,384,000 | 2,923,000 | 2,832,000 | 2,833,000 |
NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2002
Parágrafo: Los Cargos Regulados que se aprueban mediante la presente Resolución, están sujetos a la ejecución del Programa de Nuevas Inversiones aquí reconocido. El incumplimiento en cualquiera de las inversiones previstas en este Programa podrá dar lugar a ajustes en los Cargos aprobados. Para tal efecto, el Transportador deberá enviar al finalizar cada año del período tarifario los proyectos y el monto de la inversión ejecutada en el año tarifario inmediatamente anterior.
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