Publicación Diario Oficial No.: 50.548, el día:27/March/2018
Publicada en la WEB CREG el: 22/March/2018
República de Colombia


Ministerio de Minas y Energía


COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

RESOLUCIÓN No. 003 DE 2018

( 12 ENE. 2018 )


Por la cual se resuelve una actuación administrativa iniciada en virtud de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y se ajustan los cargos regulados del sistema de transporte de TGI S.A. E.S.P.


LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1523 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y,

CONSIDERANDO QUE:

I. Antecedentes

De conformidad con lo establecido en el numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994 el servicio público domiciliario de gas combustible “es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.

Según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por su uso, se regirán exclusivamente por dicha ley.

El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 la CREG adoptó la metodología para remunerar el servicio de transporte de gas natural.

En aplicación de lo dispuesto en dicha metodología mediante las resoluciones CREG 110 de 2011 y 121 de 2012 se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de la empresa Transportadora de Gas Internacional, TGI S.A. E.S.P., en adelante TGI.

Mediante la Resolución CREG 160 de 2014 se ajustaron los cargos de transporte de TGI en aplicación de lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

El artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 066 de 2013, establece el procedimiento y las reglas aplicables para los gasoductos que cumplen su vida útil normativa, VUN.

La Comisión mediante la Resolución CREG 162 de 2015 resolvió las solicitudes hechas por la empresa TGI para la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 a 10 gasoductos que habían cumplido su vida útil normativa. Así mismo, mediante la Resolución CREG 008 de 2016 se resolvió el recurso de reposición interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 162 de 2015.

En el documento CREG 109 de 2015, el cual contiene los análisis de la Resolución CREG 162 de 2015, esta Comisión precisó el alcance del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 a fin de llevar a cabo la valoración de aquellos activos que han cumplido su VUN, para lo cual expuso lo siguiente:

    “De acuerdo con la metodología, cuando los gasoductos cumplen su periodo de vida útil normativa, regulatoriamente se estableció una señal para que la empresa decidiera si reponía el activo o continuaba operándolo, y la CREG reconocía un valor de reposición o un porcentaje del valor de reposición.

    Ahora, frente a la solicitud de TGI se establece que por parte de la CREG que la misma es improcedente, toda vez que no se enmarca dentro de lo previsto en el artículo 14 de la metodología. En relación con lo anterior, el objeto de la actuación administrativa es establecer el valor de reposición a nuevo de aquellos activos que han cumplido su VUN, bajo la consideración de que el activo que se repone o continúa en operación tiene las mismas características de aquel que es objeto de valoración. Por lo tanto, la aplicación del artículo 14 de la metodología no está dirigida a aumentar capacidad en la infraestructura existente.”
    En concordancia con lo anterior, los aumentos de capacidad se deben realizar en atención a lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, para el caso de las Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC) y de acuerdo con la definición que para estas inversiones establece dicha metodología, (…)

    De acuerdo con las características técnicas que deben tenerse en cuenta dentro de la prestación público domiciliario de gas natural y particularmente para la actividad de transporte, la prestación eficiente y continua del servicio de transporte de gas corresponde a que la demanda promedio diaria no supere la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, del respectivo gasoducto. De lo contrario, si la demanda supera la CMMP entendemos que habría necesidad de aumentar la capacidad a través de los mecanismos técnicos disponibles para ello (e.g. compresores o loops). Dicho concepto no correspondería a la definición del Programa De Nuevas Inversiones, sino que este correspondería al de inversiones en aumento de capacidad - IAC en el cual deben incluirse aquellas inversiones que el transportador prevé desarrollar dentro del período tarifario con el propósito de incrementar la capacidad de su sistema de transporte.

    Es así que conforme a lo previsto en la metodología, la regla general corresponde a que el reconocimiento de infraestructura en estaciones de compresión, así como en materia de loops está asociado a las inversiones en aumento de capacidad. De acuerdo con esto, la solicitud hecha por TGI no se enmarca dentro de lo previsto dentro de la metodología, por lo que la misma, en relación con establecer el valor de reposición a nuevo del gasoducto Cusiana – Apiay debe resolverse en los términos previstos en el artículo 14 de la metodología, de la misma forma que para los otros 9 gasoductos que hacen parte de la actuación administrativa, por lo que se debe proceder a la valoración de dicho gasoducto con base en la información inicialmente presentada por TGI mediante comunicación E-2014-006243. (…)

    Así mismo y frente al activo existente se deberá retirar la inversión reconocida en aplicación del artículo 14 de la metodología por el cumplimiento de su VUN, al igual que se podrá igualmente retirar de la prestación del servicio en atención a lo dispuesto en el 4.4.4 del Reglamento Único de Transporte – RUT (…)

    Lo anterior, en concordancia con lo dispuesto en el literal c del artículo 5 de la metodología (…)’”

De acuerdo con lo expuesto, en atención a lo previsto en el artículo 14 de la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, el objeto de la actuación administrativa es establecer el valor de reposición a nuevo de aquellos activos que han cumplido su VUN, bajo la consideración de que el activo que se repone o continúa en operación tiene las mismas características de aquel que es objeto de valoración. En este sentido, dicha valoración, la cual incluye el ejercicio que se lleva a cabo por parte de un perito, no aplica en otros eventos diferentes, más aún cuando incluyan un ejercicio de valoración de infraestructuras de características diferentes a las del gasoducto que cumple su VUN. En este sentido, cualquier valoración en eventos diferentes debe realizarse en los términos previstos en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 y los criterios previstos en el Anexo 1 de dicho acto administrativo.

Ahora, conforme a lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, TGI de acuerdo con lo consignado en el artículo 5 de la Resolución CREG 162 de 2015, mediante la comunicación con radicado CREG E-2016-005050 de fecha 29 de abril de 2016 1En dicha comunicación TGI manifestó lo siguiente: “Teniendo en cuenta la decisión adoptada por TGI S.A ESP, solicitamos a la Comisión que para aquellos gasoductos para los cuales se determinó continuar Operando el activo existente, la CREG realice el ajuste de cargos regulados a que haya lugar de conformidad con el valor VAOt, definido en el anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015.
En el mismo sentido, solicitamos a la Comisión que para aquellos gasoductos para los cuales se determinó su reposición, se realice el ajuste de cargos regulados una vez el nuevo activo entre en operación con el valor VRAN, y que durante el periodo comprendido entre la fecha en que el activo cumpla la vida útil normativa y la fecha de entrada en operación del nuevo activo se reconozca el valor VAOt.
Finalmente es oportuno mencionar que de acuerdo con la solicitud realizada por TGI a la Comisión mediante radicado N° 03441 del 21 de abril de 2014 y con base en la información entregada de caracterización de los gasoductos, se solicitó un cambio de diámetro a 4 pulgadas en el ramal Galán - Casabe -Yondo, atendiendo a: i) el activo actual se encuentra construido con diferentes diámetros lo cual hace más difícil las actividades de integridad, ii) es más eficiente operar un gasoducto de un solo diámetro y iii) por aspectos de demanda existente o futura que permite una inversión más eficiente. Por estas razones solicitamos a la Comisión, de conformidad a lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 se defina de mutuo acuerdo el valor de la inversión del nuevo gasoducto con un diámetro de 4 pulgadas, considerando un nuevo trazado que permita mejorar las condiciones de operación, aspecto detallado en el anexo 1 de la presente comunicación”. (Resaltado fuera de texto), declaró a la CREG, de forma condicionada, su decisión de reponer el gasoducto ramal Galán - Casabe -Yondo y de reponer los gasoductos: Ramal Yarigüíes - Puerto Wilches, Ramal Z. Industrial Cantagallo – Cantagallo, Ramal Cantagallo - San Pablo, así como de continuar en operación para el caso de los gasoductos: Yopal – Morichal, Ramal Yariguíez – Puente Sogamoso, Cusiana – Apiay, Apiay – Usme, Apiay-Villavicencio – Ocoa y Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar y que fueron objeto de estimación del costo de reposición a nuevo, VRAN, en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016.

Teniendo en cuenta esta circunstancia, la CREG atendiendo los antecedentes expuestos en relación con la infraestructura que se debe valorar dentro de las actuaciones administrativas en aplicación de lo dispuesto en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, mediante comunicación S-2016-004934 de 21 de julio de 2016 y a efectos de dar correcta aplicación a lo previsto en el artículo 14 de la metodología, así como de las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016 le hizo un requerimiento a la empresa TGI a fin de diligenciar nuevamente, sin alterar o adicionar el texto del formato dispuesto en el anexo 1 de la Resolución CREG 162 de 2015, toda vez que no era procedente este tipo de condicionamientos hechos por la empresa. Así mismo, respecto a la modificación de las características en cuanto a los diámetros del ramal Galán - Casabe -Yondó del sistema de transporte de TGI, se precisó que el reconocimiento de este tipo de infraestructura dentro de los cargos regulados implica formular una solicitud de revisión tarifaria en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

En atención a lo expuesto por la Comisión y conforme a lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, mediante la comunicación con radicado CREG E-2016-008882 de fecha 12 de agosto de 2016 TGI declaró a la CREG su decisión de reponer 4 gasoductos incluyendo el ramal Galán–Casabe–Yondó y en otros 6 casos de continuar con la operación de los gasoductos que cumplieron el período de vida útil normativa y que fueron objeto de estimación del costo de reposición a nuevo, VRAN, en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016.

En este sentido, una vez se precisó por parte de esta Comisión frente a los 10 gasoductos valorados por la CREG en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016 la decisión de TGI en relación con reponer a nuevo o mantener en operación el activo existente, así como ante la evidencia presentada en relación con la estación compresora de Apiay y el cálculo que se llevó a cabo a efecto de determinar los valores que se debían retirar de la inversión existente a que hace referencia el Anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015 y el numeral 2 del Anexo 2, mediante Auto I-2016-005093 se ordenó la formación de un expediente administrativo a fin de:

1. Adelantar la actuación administrativa con el objeto de resolver la solicitud de ajuste en los cargos realizada por la empresa Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. teniendo en cuenta lo dispuesto en el literal c del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, lo resuelto en las resoluciones CREG 163 de 2015 y 008 de 2016, así como lo manifestado en la empresa en su solicitud.

2. Iniciar de oficio una actuación administrativa a fin de determinar la existencia de un grave error de cálculo en la forma como se llevó a cabo el cálculo y se determinaron los valores que se deben retirar de la inversión existente a que hace referencia el Anexo 2 de la Resolución CREG 162 de 2015 y el numeral 2 del Anexo 2 del documento soporte de dicha resolución, cuando se realice el ajuste tarifario de que trata el artículo 2 de ese mismo acto administrativo, en particular para el caso del gasoducto Apiay – Usme.

Dichas actuaciones fueron resueltas a través de las resoluciones CREG 261 de 2016 y 058 de 2017. Sin embargo, en el caso particular del gasoducto ramal Galán-Casabe–Yondó, si bien la empresa manifestó su intención de reponer dicho gasoducto, TGI posteriormente y mediante comunicación con radicado CREG E-2016-009373, con fundamento en el artículo 126 de la ley 142 de 1994, solicitó la “revisión y modificación por mutuo acuerdo de los cargos que definirán para TGI S. A. E.S.P. de conformidad con las Resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016”.

De acuerdo con lo expuesto en esta comunicación, la Comisión dentro del trámite de dicha actuación administrativa no procedió a realizar el ajuste en los cargos para el caso de este gasoducto ramal. Esto, toda vez que esta Comisión procedió a llevar a cabo un análisis de la procedencia, pertinencia y razonabilidad de la solicitud hecha por TGI en el marco de la Ley 142 de 1994 y la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, con el fin de adelantar las actuaciones administrativas que correspondan.

Lo anterior, bajo las consideraciones relacionadas con: i) que la empresa advirtió en su comunicación con radicado CREG E-2016-009373 la existencia de una condición más eficiente para la prestación del servicio, en este caso a través de un gasoducto de un diámetro inferior a la infraestructura existente y; ii) que se venía adelantando una actuación administrativa de ajuste de los cargos de transporte en aplicación de lo previsto en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010, toda vez que dicho gasoducto había sido objeto de valoración en la Resolución CREG 162 de 2015 y frente a la cual la empresa manifestó la reposición a nuevo de este gasoducto.

Frente a dicho análisis, la Comisión expidió el Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017 donde se resolvió lo siguiente:
    “Artículo 1. De acuerdo con los fundamentos expuestos en la parte motiva de la presente auto y dentro del trámite de la actuación administrativa que se viene adelantando a fin de resolver la solicitud de ajuste en los cargos realizada por la empresa Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. E.S.P. teniendo en cuenta lo dispuesto en el literal c del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el gasoducto Galán-Casabe-Yondó, se requiere a la Transportadora de Gas Internacional - TGI S.A. E.S.P. para que el término máximo de diez (10) días hábiles contados al recibo de la comunicación que contenga el presente Auto, informe a esta Comisión a través de su representante legal, a cuál de los siguientes eventos corresponde la pretensión planteada en la comunicación con radicado CREG E-2016-009373, en atención a lo previsto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010:

    a. Evento 1: Que la empresa pretende construir el gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó en 4” y su remuneración se hará con los cargos de transporte actualmente vigentes hasta cuando la Comisión apruebe nuevos cargos regulados bajo la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte. Es decir, en el periodo tarifario siguiente el valor eficiente de esta inversión se incluirá en la base tarifaria bajo la concepción de una inversión ejecutada y no incluida en el Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario anterior (IFPNIt-1). Esto sin perjuicio de la regla de aplicación de abandono de la infraestructura existente prevista en el numeral 4.4.4 del RUT

    b. Evento 2: Que la solicitud de revisión de los cargos en atención a lo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 se realiza sobre los cargos de transporte de TGI que se encuentran vigentes a efectos de que se reconozca una infraestructura de 4” para el gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó en materia de transporte de gas natural, en la medida que el activo existente y que hace parte de la Inversión Existente (IE) ya ha cumplido su VUN, no va a continuar en operación y no va a ser reemplazado por un gasoducto con las mismas características de aquel que fue objeto de valoración en la Resolución CREG 162 de 2015.

    Lo anterior bajo la consideración de que frente a dicha solicitud, la valoración deberá realizarse a través de lo previsto en la metodología y su Anexo 1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Así mismo, que en el caso de que esta infraestructura llegue a ser reconocida, la misma deberá ser remunerada una vez sea aprobada, retirando de los cargos actuales el valor de la IE y a partir de dicho momento se contará un nuevo período de la VUN, informando igualmente en dicho momento el abandono de la infraestructura existente atendiendo lo previsto en el numeral 4.4.4 del RUT.

    En este sentido, en el caso de que la pretensión de la empresa se ajuste a este último evento, se debe exponer por parte del transportador las consideraciones, argumentos de hecho y derecho que la sustentan, así como la información necesaria que le permitan al regulador establecer la procedencia de la solicitud. En este caso se podrá reiterar lo expuesto por TGI en su comunicación inicial.

    Parágrafo 1. En caso de que no se obtenga respuesta en dicho plazo y una vez transcurrido el plazo previsto en el artículo 18 de la Ley 1437 de 2011, la Comisión podrá continuar de oficio con la actuación si la considera necesaria por razones de interés público. En tal caso la Comisión podrá continuar con el trámite de la actuación administrativa.

    Parágrafo 2 Para el caso en el cual TGI decida acoger el Evento 2 deberá adjuntar dentro del plazo previsto en este artículo la información acorde al anexo 1 del presente auto.

    Artículo 2. Comuníquese a TGI el contenido del presente Auto. Contra el mismo no procede ningún recurso en virtud de lo previsto en los artículos 40, 73 y 74 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo”.

Dentro de los fundamentos que sustentan la expedición de dicho Auto, la Comisión: i) realiza un análisis del alcance de la metodología de transporte de gas natural prevista en la Resolución CREG 126 de 2010; ii) Aplicación de la revisión tarifaria de mutuo acuerdo del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 en el marco de los criterios tarifarios; y iii) evalúa la procedencia y razonabilidad de la solicitud hecha por parte de TGI S.A. E.S.P.

Es así que de dichos análisis en el caso del alcance y aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 para la metodología de transporte de gas natural se expuso por parte de esta Comisión en dicho auto lo siguiente:
    “(…) La Comisión 2Ver entre otras las Resoluciones CREG 101 de 2000, 100 de 2000, 099 de 2000, 052 de 2000, 052 de 2000, 042 de 2002, 117 de 2003, 114 de 2003, 003 de 2003, 089 de 2004, 070 de 2004, 123 de 2005, 123 de 2005, 075 de 2005, 074 de 2005, 074 de 2005, 109 de 2006, 068 de 2006, 062 de 2006, 051 de 2006, 050 de 2008, 088 de 2009, 061 de 2009, 094 de 2010, 124 de 2011, 062 de 2010, 096 de 2011, 086 de 2011, 038 de 2001, 010 de 2011, 121 de 2014, 160 de 2014, 009 de 2015, 040 de 2015, 041 de 2015, 229 de 2015 y 174 de 2016. en relación con esta causal y el alcance que tiene la aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 ha precisado que esta facultad no permite acordar arbitrariamente una fórmula tarifaria en desconocimiento de las normas constitucionales y legales sobre el régimen tarifario, así como de los principios constitucionales que rigen la prestación de los servicios públicos domiciliarios, sino que la administración debe actuar conforme a los principios y límites previstos en la Constitución y la Ley.

    Es por esto que dicha causal tiene fundamento en razones que ameriten ajustes en las tarifas para garantizar a las empresas el cumplimiento de los criterios tarifarios definidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994. En el evento del mutuo acuerdo, la modificación puede proceder por hechos o circunstancias de la prestación del servicio presentes al momento de la definición de la fórmula tarifaria o generadas en un evento posterior, que no se reflejan adecuadamente en los costos incorporados en las tarifas aprobadas a una empresa. Esta causal debe ser invocada por el solicitante.

    Así mismo, la procedencia del mutuo acuerdo entre la Comisión y la empresa se debe fundar en razones que ameriten ajustes en las tarifas para garantizar a las empresas el cumplimiento de los criterios tarifarios definidos en la Ley 3Ley 142 de 1994 artículo 87., caso donde, tal como lo ha reiterado la Comisión, se procede a solicitud de parte.

    En este sentido, para toda solicitud de revisión tarifaria debe analizarse si las razones expuestas por la empresa a nivel fáctico y/o jurídico se enmarcan dentro de las causales de modificación de las fórmulas contenidas en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, teniendo en cuenta que tal situación afectaría el valor a cobrar al usuario. Igualmente, se ha establecido por parte de esta Comisión que la aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y las causales allí previstas se deben entender de manera compatible y armónica con la metodología de remuneración de las actividades que hacen parte de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, por lo que no es cualquier evento o cualquier circunstancia la que justifica el ajuste en los cargos, sino aquella que enmarcada en estas causales se entiende compatible con lo previsto en la metodología y la correcta aplicación de los criterios tarifarios.

    En relación con esto último, es para el caso particular de TGI donde está Comisión le ha precisado, cuando se ha enviado información dentro de la caracterización de los gasoductos a efectos de que se lleve a cabo la valoración de una inversión diferente a la que ha cumplido su vida útil normativa o se ha solicitado una valoración de un activo diferente justificado en un aumento de capacidad para atender nueva demanda, que los ajustes en los cargos se deben realizar atendiendo los parámetros de eficiencia previstos en la metodología.

    Así mismo, teniendo en cuenta que el evento o circunstancia que justifica el ajuste en los cargos, debe estar enmarcada en estas causales y se ha de entender compatible con lo previsto en la metodología y la correcta aplicación de los criterios tarifarios, esta Comisión ha rechazado 4Resolución CREG 062 de 2015. por improcedentes las solicitudes de los agentes que por motivos de conveniencia han buscado justificar ajustes en las tarifas en el marco del artículo 126.

    De la misma forma que si dicha solicitud no corresponde a un evento de ajuste previsto en la metodología como ocurre en el caso de los activos que han cumplido su vida útil normativa - VUN o de las extensiones a un sistema de transporte que conlleve a una modificación de los cargos, dichos ajustes deben estar justificados en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

    Es así que para el caso particular de la actividad de transporte de gas natural, la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 corresponde a una metodología de incentivos, en la cual para que sea procedente una revisión tarifaria por mutuo acuerdo en virtud de lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, se debe motivar de manera suficiente un ajuste en los cargos aprobados a fin de que no se vean afectados los principios que rigen la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios desde la órbita de la empresa como de los usuarios.

    La aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 en relación con la posibilidad de modificar la estabilidad de los cargos de transporte en virtud de una revisión tarifaria, debe considerar que la remuneración de dicha actividad se realiza con base en una metodología de incentivos, en la cual el regulador fija una tarifa máxima por un periodo y los transportadores asumen los riesgos de variaciones en la demanda real (e.g. caídas o aumentos de demanda resultados por ciclos económicos una recesión económica), incremento en los gastos de AOM reales conocidos (e.g. incremento o ahorros en los gastos de personal) y variaciones en los costos de las nuevas inversiones (e.g. incrementos o ahorros en los costos de la tubería por variaciones aumentos en el precio del acero).

    En estos términos el transportador se puede considerar como un agente activo en la búsqueda de eficiencia (e.g. reducción de costos y aumento de demanda).

    De esta forma, le corresponde a la CREG establecer:

    i) el valor eficiente de las inversiones, para lo cual, de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 se utilizan métodos de comparación;

    ii) los valores eficientes de los gastos de AOM; y

    iii) los valores de demanda de volumen y capacidad.

    (…)

    Esta metodología permite que el transportador, una vez aprobada la tarifa, pueda realizar encontrar necesario hacer una inversión no prevista en los cargos regulados o dejar de realizar una inversión que se le había reconocido. Ambas situaciones son posibles y, son propias del riesgo que asume el transportador.

    Estas situaciones hacen parte de un tratamiento simétrico que realiza la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 en relación con la asignación de riesgos, los cuales pueden darse a favor o en contra del transportador atendiendo el criterio de eficiencia. Esto es propio de la aplicación del principio de igualdad y/o neutralidad en relación con los trasportadores, en concordancia con los criterios de eficiencia, suficiencia financiera y neutralidad en materia de servicios públicos y en particular la actividad de transporte de gas natural.

    Es por esto que dentro de la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 se han previsto una serie de instrumentos, en el marco de los criterios tarifarios y su correcta aplicación, que justifican ajustes en las tarifas o una revisión de las mismas en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, acudiendo a las causales allí previstas, entre otras el mutuo acuerdo.

    En relación con estos últimos, la metodología de transporte de gas de la Resolución CREG 126 de 2010 ha previsto que dentro de los cargos de transporte se pueden remunerar inversiones relacionadas con el Programa de Nuevas Inversiones (PNI), así como Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC), las cuales han sido definidas en el artículo 2 (…)

    Conforme a esta definición se tiene que en el programa de nuevas inversiones se incluyen los valores eficientes de los proyectos que estén asociados al concepto de confiabilidad en transporte, entendido como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente, salvo que por vía regulatoria se adopte una nueva definición del concepto de confiabilidad en transporte.

    De lo anterior se entiende que los activos que deben ser remunerados dentro de estas inversiones corresponden a valores eficientes de los proyectos que estén asociados al concepto de confiabilidad en transporte, entendido como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente.

    En relación con el reconocimiento de estos activos dentro de los cargos de transporte, esta Comisión 5Resoluciones CREG 115 de 2011, 122 de 2012, 050 de 2014 y 062 de 2015. en aplicación del criterio de eficiencia económica en oportunidades anteriores ha rechazado solicitudes en las que se ha pretendido que dentro de la remuneración que hacen los cargos de transporte de gas natural se tengan en cuenta activos redundantes o activos en stand by dentro del concepto de confiabilidad del programa de nuevas inversiones (…)

    De lo anterior es preciso señalar que el concepto de confiabilidad incluido en la definición del programa de nuevas inversiones no permite incorporar valores por concepto de activos redundantes, salvo que por vía regulatoria se adopte una nueva definición del concepto de confiabilidad en transporte. En el momento la Comisión no ha adoptado una nueva definición del concepto de confiabilidad en transporte de gas.

    (….)

    Ahora bien, conforme a la definición expuesta en la metodología se establece que las Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC) remuneran los activos que tienen el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de su sistema de transporte, los cuales, para efectos regulatorios corresponderán únicamente a Loops y compresores que se construirán en el sistema de transporte existente, y deberán estar orientados a atender la nueva demanda prevista durante el horizonte de proyección.

    (…)

    Es por esto que si durante el período tarifario se presenta justifíquenla necesidad de ajustes en los cargos producto de que son requeridas y justificadas inversiones dentro del concepto del Plan de Nuevas Inversiones (PNI) y/o Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC), las empresas acudiendo a lo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 pueden solicitar una revisión tarifaria de mutuo acuerdo a fin de modificar los cargos y que sean incorporadas estas inversiones.6Ver resoluciones CREG 062 y 092 de 2015.

    Lo anterior, sin perjuicio de la señal prevista en la metodología 7Resolución CREG 126 de 2010 artículo 18 en la cual se tiene previsto que en el evento en que un transportador ejecute una inversión no incluida en el PNIt o en las IACt, estos activos podrán ser incluidos en la Inversión Existente para el período tarifario que sigue al resultante de aplicar la metodología prevista en la Resolución CREG 126 de 2010. Entretanto para la remuneración de estas inversiones el transportador aplicará los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos del cual se derive la nueva inversión. En este sentido, si durante el periodo tarifario un agente establece que debe llevar a cabo una inversión, este puede llevarla a cabo con el cargo que se encuentra aprobado y solicitar su reconocimiento en el período tarifario siguiente.

    Esto está ligado a una serie de aspectos accidentales y asociados a dichas reglas en materia de transporte de gas natural, como es el abandono de infraestructura prevista en el numeral 4.4.4 del RUT, la aplicación del delta cargos en caso de que las inversiones no lleguen a ser ejecutadas, así como la posibilidad que tienen las empresas de solicitar una revisión tarifaria a fin de ajustar los cargos al establecer un evento que genere que no se lleve a cabo la ejecución de una inversión solicitada dentro de los cargos como una PNI o IAC. Lo anterior, sin perjuicio de las investigaciones que sobre estos eventos se lleven a cabo por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, toda vez que el transportador lleva a cabo la planeación de su sistema y presenta a esta Comisión argumentos e información que permite justificar el reconocimiento de las inversiones y su incorporación en los cargos.

    Finalmente, en algunos eventos particulares y específicos 8Resolución CREG 062 de 2015. se han llevado a cabo ajustes en los cargos en aplicación de lo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, bajo un análisis en el que se ha podido establecer que dicha situación no encaja de manera exacta en alguno de los extremos previstos en la metodología para reconocer o rechazar estas solicitudes, en este caso de las inversiones ya sea que hacen parte del Programa de Nuevas Inversiones (PNI) o de Inversiones en Aumento de Capacidad (IAC). Sin embargo, se ha evidenciado e identificado la existencia de elementos que son propios de la metodología enmarcados en el criterio de eficiencia y que le son lo aplicables o son comunes a la situación expuesta a la Comisión, lo cual ha permitido darle un tratamiento a nivel tarifario ha dicho evento, en el marco de los criterios tarifarios, sin ir en contra de la metodología o alterando las reglas allí existentes.

    Este tipo de solicitudes y eventos han sido resueltas incorporando un análisis conjunto de: i) los principios constitucionales y legales a los que se sujeta la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, en este caso el de su prestación continúa e ininterrumpida del servicio de manera eficiente; ii) la aplicación de dichos principios se debe hacer de manera armónica y concordante con los criterios tarifarios a los que se sujeta la remuneración de la actividad de transporte de gas natural a través de los cargos máximos regulados, es decir, no puede haber una contradicción o una afectación de los mismos y; iii) la remuneración de estos activos se debe hacer sin ir en contravía de la metodología de transporte de gas natural, entendido esto como la remuneración que se debe hacer de esta actividad bajo los parámetros de eficiencia; y, iv) la procedencia y pertinencia de llevar a cabo una revisión tarifaria por mutuo acuerdo en virtud del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, de acuerdo con la doctrina regulatoria expuesta, se debe verificar que la no remuneración de estos activos dentro de las tarifas genere la afectación de alguno de dichos criterios tarifarios a los cuales se sujeta la remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

    Finalmente, como se ha expuesto, además de los ajustes en los cargos ateniendo lo previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 de acuerdo con lo previsto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, en esta última se ha previsto principalmente dos eventos en los cuales igualmente en el marco de los criterios tarifarios se establecido la procedencia de llevar a cabo ajustes en los cargos por: i) el desarrollo del mecanismo de extensiones para gasoductos tipo I o tipo II atendiendo procesos competitivos y eficientes; ii) la valoración de infraestructura de transporte de gas (i.e. gasoductos o compresores) que han cumplido su vida útil normativa aplicando las reglas previstas en el artículo 14 de la metodología.

    En relación con este último, esta Comisión ha precisado, incluyendo dentro de las actuaciones particulares de TGI, que la metodología, cuando los gasoductos cumplen su periodo de vida útil normativa, estableció una señal para que la empresa decidiera si reponía el activo o continuaba operándolo, y la CREG reconociera un valor de reposición o un porcentaje del valor de reposición. Es por esto que el objeto de la actuación administrativa es establecer el valor de reposición a nuevo de aquellos activos que han cumplido su VUN, bajo la consideración de que el activo que se repone o continúa en operación tiene las mismas características de aquel que es objeto de valoración.

    En cualquiera de los eventos expuestos anteriormente, la valoración de la infraestructura se realiza atendiendo los criterios expuestos en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, incluyendo su Anexo 1, por lo que únicamente y de manera exclusiva en el caso de aquellos activos que han cumplido su VUN se acude a la regla del perito y en el caso de las extensiones no se acude a los criterios de la metodología cuando el resultado de la valoración se deriva de un proceso competitivo.

    De acuerdo con lo anteriormente expuesto, en el marco de la Ley 142 de 1994, la correcta aplicación de los criterios tarifarios, la metodología es clara en que la CREG, dentro de los cálculos tarifarios y la remuneración que se hace a través de los cargos de transporte, sólo puede llevar a las tarifas los costos eficientes asociados a la construcción de los activos de transporte, así como los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento de los sistemas de transporte. Los demás costos o gastos en que incurran los transportadores, como inversiones complementarias en su infraestructura, costos o gastos ineficientes, o inversiones en aumento de capacidad sin los debidos soportes, no pueden ser llevados a la tarifa, ya que corresponden a asuntos propios de los riesgos del negocio de transporte, los cuales deben ser gestionados por los transportadores, como se desprende de la metodología.” (Resaltado y subrayado fuera d texto)

Ahora, frente al análisis de pertinencia, procedencia y razonabilidad de la solicitud de revisión tarifaria hecha por TGI, esta Comisión en dicho Auto expuso lo siguiente:

    “Mediante comunicación con radicado CREG E-2016-009373, en aplicación del artículo 126 de la ley 142 de 1994, TGI solicitó la revisión y modificación por mutuo acuerdo de los cargos que definirán para TGI S. A. E.S.P. de conformidad con las Resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016’, (…)

    De acuerdo con lo expuesto por TGI en su comunicación se advierte por parte de esta Comisión la existencia de un evento y/o condición más eficiente para la prestación del servicio en el gasoducto ramal Galán–Casabe-Yondó, en este caso a través de un gasoducto de un diámetro inferior a la infraestructura existente.

    En este sentido, esta circunstancia debe ser analizada de manera conjunta con el estado actual de la actuación administrativa de ajuste de cargos una vez realizada la valoración a nuevo de este gasoducto en las resoluciones CREG 162 de 2015 y 008 de 2016, así como atendiendo el alcance de la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, la aplicación correcta de los criterios tarifarios y las finalidades que persigue la función regulatoria por parte de las comisiones de regulación, las cuales en este caso están asociadas con la prestación eficiente del servicio.

    Atendiendo estos elementos se advierte por parte esta Comisión que la solicitud hecha por la empresa es abiertamente improcedente en el marco de la correcta aplicación de los criterios tarifarios, principalmente el de eficiencia, dentro de la actividad de transporte de gas natural. Lo anterior, toda vez que la señal prevista en la regulación de ajustar y hacer el reconocimiento en los cargos con los valores aprobados en aquellos activos que han cumplido con su VUN se hace bajo la consideración de que la empresa, de manera real y efectiva en terreno, decida reponer el activo o continuar operándolo por un nuevo período de VUN, donde en ambos casos, el activo que se repone o continúa en operación tiene las mismas características de aquel que es objeto de valoración.

    Si bien la empresa ha manifestado formalmente reponer el gasoducto, lo cual justificaría realizar el ajuste en la tarifa y llevar a cabo la operación de dicho gasoducto por un período de vida útil normativa de 20 años, en la práctica la empresa no va a realizar dicha reposición y menos de una infraestructura en las mismas condiciones por otro período de VUN.

    Es por esto que realizar un ajuste en los cargos incorporando el valor del gasoducto Galán–Casabe–Yondó de la Resolución CREG 162 de 2015 a efectos de ser modificados de mutuo acuerdo de manera posterior generaría un traslado de la gestión ineficiente de la empresa en los cargos de transporte, lo cual iría en contravía de lo previsto en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en la medida que se remuneraría en los cargos un infraestructura frente a la cual no se va efectivamente a realizar su reposición en las mismas condiciones de la infraestructura existente y que no va a ser operada por un nuevo período de VUN.

    Esto más aún cuando la empresa le ha manifestado y ha planteado a la Comisión una condición más eficiente para la prestación del servicio como lo es llevar a cabo la prestación del servicio a través de una infraestructura con un diámetro de 4 reemplazando la infraestructura existente de que incluye tuberías con diámetros de 10”, 6” y 3”.

    (….)

    Como se ha precisado por parte de esta Comisión a efecto de resolver las solicitudes de revisión tarifaria en materia de transporte de gas natural, no todo activo destinado a la prestación del servicio debe ser remunerado sino sólo aquel que se encuentre en condiciones de eficiencia de acuerdo con lo previsto en cada metodología.

    No sobra recordar que la jurisprudencia constitucional 9Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003. ha precisado que la función de regulación debe orientarse a garantizar: i) la efectividad de los principios del Estado social de derecho; ii) corregir las fallas del mercado para el buen funcionamiento del mismo, generadas entre otras por externalidades, la ausencia de información perfecta, los monopolios naturales y las barreras de entrada o de salida, competencia destructiva; iii) orientar el interés privado al desarrollo de funciones socialmente apreciadas; iv) Los órganos de regulación han de ejercer sus competencias con miras a alcanzar los fines que justifican su existencia en un mercado inscrito dentro de un Estado social y democrático de derecho; v) promover la competencia, proteger los derechos de los usuarios o evitar el abuso de la posición dominante.

    En materia tarifaria, la aplicación de los criterios tarifarios y la remuneración que se debe hacer de las actividades que hacen parte de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible se sujetan a un criterio de eficiencia, por lo que no se puede entender que dentro de la remuneración de activos e inversiones que se hace en las tarifas “el fin justifica los medios”; por el contrario, la Comisión debe garantizar que dicha remuneración y las tarifas que permiten la inversión de activos por parte de las empresas se haga de manera eficiente.

    El actuar de la Comisión en este sentido dentro de las facultades con las que esta cuenta en materia tarifaria en ejercicio de su función regulatoria, se hace a fin de garantizar la convergencia entre los intereses colectivos que persigue la prestación de los servicios públicos, como aquellos intereses de las empresas en relación con la competencia, la remuneración debida de las actividades que estos desarrollan, la iniciativa privada y la libertad de empresa, entendidas como la existencia de “relaciones jurídicas de equilibrio entre usuarios y las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios” 10Corte Constitucional, Sentencia C- 075 de 2006.

    No es posible un entendimiento de que la labor regulatoria de la Comisión como mecanismo de intervención del Estado en la economía se limita a realizar un reconocimiento formal de las inversiones solicitadas por las empresas, lo que en la práctica se traduciría en que a pesar de existir una Ley que establece la intervención de dicha actividad, la cual incluye los instrumentos y los fines a los cuales se sujeta dicha intervención, dicha actividad sería una actividad desregulada y libre al actuar de los agentes.

    Es por esto que la no inclusión de la totalidad de los activos que se deben remunerar en condiciones de eficiencia para prestar el servicio de acuerdo con lo previsto en las metodologías tarifarias, genera en un actuar del regulador fuera de los mandatos establecidos en la ley y en la regulación, premisa que es totalmente diferente a lo expuesto por la empresa al solicitar una revisión de los cargos que ajusten a efectos de incorporar el valor de la infraestructura valorada y frente a la cual no se lleva a cabo dicha reposición.

    Dicha condición de eficiencia advertida y manifestada por la empresa a esta Comisión, genera que la solicitud de revisión de mutuo acuerdo en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 se debe realizar sobre los cargos existentes y no sobre el ajuste de los cargos como resultado de incorporar las valoraciones para el gasoducto Galán-Casabe- Yondó de la Resolución CREG 162 de 2015.

    Ahora, en relación con lo anterior y como se ha expuesto con respecto a la aplicación de los criterios tarifarios dentro de la metodología de transporte de gas natural, la empresa cuenta con la alternativa de desarrollar esta nueva infraestructura con los cargos vigentes y que la misma sea reconocida en el periodo tarifario siguiente bajo la concepción de una inversión ejecutada y que no estaba incluida en el Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario, lo que hoy se denomina (IFPNI). Esto sin perjuicio de la regla de aplicación de abandono de la infraestructura existente prevista en el numeral 4.4.4 del RUT.

    Adicionalmente, frente a la infraestructura actual del ramal Galán–Casabe–Yondó, esta se considera dentro de la metodología y los cargos actuales como Infraestructura Existente (IE), frente a la cual se identifican los siguientes elementos:
      i. Esta IE ya ha cumplido su período de VUN de 20 años. Sin embargo, a pesar de que el transportador manifestó la reposición del activo, dicha reposición no se hace con el fin de continuar con un activo en las mismas características por un nuevo período de VUN.
        ii. Cualquier reemplazo de la inversión existente por otra infraestructura implica el retiro dentro de los cargos de la infraestructura actual.
          iii. Por regla general a una nueva infraestructura tendiente a atender esta demanda le deberían aplicar las reglas de las extensiones, ramales tipo II, previstas en la metodología; sin embargo, estamos frente un evento en que el transportador cuenta con dicha infraestructura ya construida y se encuentra atendiendo una demanda ya conectada al sistema de transporte.
            iv. Cualquier infraestructura en materia de transporte de gas se valora con base en lo previsto en la metodología y los criterios del Anexo 1 de la resolución CREG 126 de 2010, con excepción de aquellos activos que han cumplido su VUN, los cuales su valoración se realiza por parte de la CREG a través de un perito.
              v. Se advierte y se ha manifestado por parte de TGI la existencia de un evento y/o condición más eficiente para la prestación del servicio en el gasoducto ramal Galán–Casabe–Yondó a través de un gasoducto de 4” justificado razones de capacidad y volumen, integridad y eficiencia en la operación del gasoducto.

              La metodología no tiene una regla expresa frente a este evento, toda vez que una vez cumplida la VUN del activo se debería aplicar la regla prevista en el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010. Sin embargo, a partir de estos elementos se identifican una serie de aspectos previstos en dicha metodología (i.e. inversión existente, remuneración y valoración atendiendo los criterios previstos en la metodología, período de VUN, etc.) que le son aplicables al evento expuesto por parte de TGI.

              En este sentido, la Comisión debe acudir a un análisis conjunto de estos elementos junto con: i) los principios constitucionales y legales a los que se sujeta la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible, en este caso el de su prestación continúa e ininterrumpida del servicio de manera eficiente; ii) la aplicación de dichos principios se debe hacer de manera armónica y concordante con los criterios tarifarios a los que se sujeta la remuneración de la actividad de transporte de gas natural a través de los cargos máximos regulados, es decir, no puede haber una contradicción o una afectación de los mismos y; iii) la remuneración de los activos se debe hacer sin ir en contravía de la metodología de transporte de gas natural, entendido esto como la remuneración que se debe hacer de esta actividad bajo los parámetros de eficiencia.

              Esto es concordante con lo previsto en el principio de eficacia consagrado en el artículo 3 de la Ley 1437 de 2011, el cual establece que las autoridades buscarán que los procedimientos logren su finalidad y, para el efecto, removerán de oficio los obstáculos puramente formales, evitarán decisiones inhibitorias, dilaciones o retardos y sanearán, de acuerdo con este Código las irregularidades procedimentales que se presenten, en procura de la efectividad del derecho material objeto de la actuación administrativa. En relación con dicha finalidad, a lo largo del presente escrito se ha precisado el objeto de la actuación administrativa en el marco de la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, el alcance de la función regulatoria que ejercen las comisiones de regulación y los fines que esta persigue en relación con la prestación eficiente del servicio, incluyendo lo expuesto por la jurisprudencia constitucional y administrativa.

              De acuerdo con lo anterior, esta Comisión atendiendo las reglas previstas en la metodología en aquellos elementos que le son aplicables al evento expuesto por TGI, considera que se puede llevar a cabo por parte de un transportador una solicitud de revisión de los cargos que se encuentran vigentes a efectos de que se reconozca una infraestructura en materia de transporte de gas natural, en aquellos casos donde un activo que haya cumplido su VUN y que corresponda a una IE, no va a continuar en operación o no va a ser reemplazado por un gasoducto con las mismas características de aquel que habría de ser objeto de valoración.

              En estas circunstancias, la valoración deberá realizarse a través de lo previsto en la metodología y su Anexo 1, por lo que le corresponde al trasportador exponer las consideraciones, argumentos de hecho y derecho, los fundamentos de orden regulatorio que la sustentan, así como la información necesaria que le permitan al regulador establecer la procedencia de la solicitud. Así mismo, a esta infraestructura en caso de llegar a ser reconocida, deberá ser remunerada una vez sea aprobada, retirando de los cargos actuales el valor de la IE y a partir de dicho momento se contará un nuevo período de la VUN. Esto sin perjuicio de la aplicación de la regla de abandono del RUT y el delta cargos.

              De acuerdo con lo expuesto y al análisis hecho por parte de la Comisión, el presente caso corresponde a un caso particular y excepcional en el cual la Comisión identifica que si bien estas inversiones no encajan estrictamente dentro de los presupuestos previstos para el caso de los activos que han cumplido su VUN según lo previsto en la metodología, ni corresponden a una extensión, una IAC o una PNI, se evidencian elementos dentro de las mismas que no corresponden a inversiones redundantes, sino a inversiones que desde el punto de vista tarifario se asimilan a una Infraestructura Existente (IE), sin embargo corresponde a la construcción de una nueva infraestructura valorada atendiendo lo previsto en la metodología y su Anexo1, por lo que las mismas pudieran ser consideradas como eficientes, en el caso que mantuvieran las condiciones de mercado y capacidad instalada para atenderlo, aspecto que deberá revisarse ante la solicitud de nueva infraestructura la cual en todo caso deberá revisarse a la luz de lo previsto en el anexo 1 de la metodología de remuneración.

              Adicionalmente el transportador manifiesta:

              La demanda estimada se puede atender con un gasoducto 4 pulgadas: Históricamente el consumo máximo que se registra por este gasoducto es de 61 KPCD, la proyección de demanda es de 135 KPCD y la capacidad del gasoducto con un diámetro uniforme de 4 pulgadas con la presión de entrada actual 250 psig sería de 3200 KPCD. Como puede verse, la capacidad del gasoducto con un diámetro de 4 pulgadas es suficiente para atender la demanda existente así como los posibles incrementos.

              Aspecto que en principio permite inferir que sería una inversión eficiente, sin embargo, dentro del trámite de la actuación administrativa es necesario realizar un análisis integral desde la perspectiva técnica y económica, para confirmar dicho supuesto para la nueva infraestructura propuesta por el transportador.

              La metodología de manera concordante con lo previsto en la Ley 142 de 1994 ha dispuesto la imposibilidad de reconocer dentro de los cargos de transporte aquellas inversiones que estén por fuera de las eficientes, sin embargo, no se puede interpretar que la metodología de esta misma forma impide o prohíbe el reconocimiento de inversiones eficientes que no se enmarquen exclusivamente dentro de inversiones existentes (IE). De acuerdo con lo anterior, en virtud de lo dispuesto en la Ley 142 de 1994 en materia tarifaria principalmente de su artículo 87, permite el reconocimiento dentro de las tarifas de los costos propios de una gestión eficiente en el caso concreto que permitan asegurar que de esa misma forma se realice la prestación del servicio a los usuarios en los términos expuestos.

              (…)

              En este sentido, esta Comisión procede requerir a TGI S.A. E.S.P. a efectos de que en el término de 10 días hábiles al recibo del presente Auto, informe a través de su representante legal si la solicitud de cargos presentada se ajusta a alguno de los 2 eventos expuestos anteriormente de acuerdo con lo previsto en la metodología”. (Resaltado y subrayado fuera de texto)

            Mediante la comunicación con radicado CREG E-2017-001881 TGI solicitó la ampliación del plazo previsto en el Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017, así mismo formuló una serie de inquietudes en relación con el contenido de dicho Auto. Estas fueron resueltas mediante el oficio S-2017-001660 y dicho plazo se amplió mediante el Auto I-2017-001163.

            En respuesta al requerimiento hecho por esta Comisión a través del Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017, TGI mediante comunicación E-2017-003142 donde a través de su representante legal manifestó lo siguiente:
              “En este sentido manifestamos que hemos culminado el levantamiento de la información y por lo tanto a continuación confirmamos que la opción que corresponde a la pretensión planteada por TGI es el ‘Evento 2’ tal y como se manifestó en comunicación radicado TGI 006554 (CREG E-20016-009373), aclarando que se determinó que el proyecto para atender la demanda asociada al gasoducto es un ducto que tenga un diámetro de 2" y no de 4", pues el gasoducto de 4" se planteó teniendo como premisa tener la misma capacidad al gasoducto existente, mientras el de 2" se plantea como la solución que permite atender la mencionada demanda”. (Resaltado fuera de texto)

            Así mismo, la información solicitada por esta Comisión mediante el Anexo del Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017 y la comunicación S-2017-001752 fue remitida por TGI mediante las comunicaciones E-2017-003142 y E-2017-004141.

            De acuerdo con lo establecido en el auto del 19 de septiembre de 2017, y para cumplir con lo dispuesto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, en el Diario Oficial 50.378 del 6 de octubre de 2017 se publicó un extracto con el resumen de la actuación administrativa. Así mismo, mediante el aviso No. 082 del 19 de septiembre de 2017 se publicó en la página web de la CREG el extracto con el resumen de la actuación administrativa.

            De acuerdo con lo anterior, una vez manifestado por parte de TGI que su solicitud de revisión tarifaria por mutuo acuerdo en los términos del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, realizada a través de la comunicación con radicado CREG E-2016-009373, se ajusta al evento 2 a que hace referencia el Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017, se establece que la misma es procedente atendiendo los lineamientos expuestos en dicho Auto de acuerdo con lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010 y la aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

            En este sentido, la solicitud de revisión de cargos se realiza por parte de TGI sobre los cargos de transporte que se encuentran vigentes a efectos de que se reconozca una infraestructura de 2” y 6” para el gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó en materia de transporte de gas natural, en la medida que el activo existente y que hace parte de la Inversión Existente (IE) ya ha cumplido su VUN, no va a continuar en operación y no va a ser reemplazado por un gasoducto con las mismas características de aquel que fue objeto de valoración en la Resolución CREG 162 de 2015.

            Es así que, con base en la información reportada por TGI mediante las comunicaciones E-2017-003142 y E-2017-004141, la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuó los cálculos tarifarios correspondientes, a partir de la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 y demás información disponible en la Comisión, los cuales se presentan en el Documento CREG 003 de 2018.

            Así mismo, que ateniendo lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, así como los lineamientos del Auto I-2017-000491 del 8 de febrero de 2017, el reconocimiento de dicha infraestructura deberá ser remunerada una vez sea aprobada, retirando de los cargos actuales el valor de la IE asociada al gasoducto Galán – Casabe – Yondó y a partir de dicho momento se contará un nuevo período de la VUN, informando igualmente en dicho momento el abandono de la infraestructura existente atendiendo lo previsto en el numeral 4.4.4 del RUT.

            Conforme al Decreto 2897 de 2010 11Se debe precisar que estas disposiciones se encuentran recogidas actualmente en los numerales 2.2.2.30 y siguientes del Decreto 1074 de 2015. y la Resolución SIC 44649 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas dio respuesta al cuestionario adoptado por la Superintendencia de Industria y Comercio para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia del presente acto administrativo, el cual se encuentra en el Documento CREG 003 de 2018.

            Teniendo en cuenta lo anterior, y dado que la presente Resolución contiene un desarrollo y aplicación de los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte adoptados mediante Resolución CREG 126 de 2010, el presente acto administrativo no requiere ser remitido a la SIC para los efectos establecidos en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, reglamentado por el Decreto 2897 de 2010, por no tener incidencia sobre la libre competencia.

            Una vez surtido el trámite previsto en la Ley 142 de 1994 y hechos los análisis correspondientes por parte de la CREG en relación con la aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994 en materia de revisión tarifaria por mutuo acuerdo, en la sesión No. 831 del día 12 de enero de 2018, la Comisión aprobó la presente resolución mediante la cual se ajustan los cargos regulados para el sistema de transporte de TGI, aprobados mediante las Resoluciones CREG 110 de 2011, 121 de 2012, 160 de 2014 058 de 2017 y 104 de 2017.

            R E S U E L V E:

            Artículo 1. Ajustar los cargos regulados del sistema de transporte de la Transportadora de Gas Internacional, TGI S.A. E.S.P., a efectos de reconocer y aprobar los cargos para una infraestructura denominada gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó de 2” y 6” con una longitud de 13.2 Km de longitud. Lo anterior, toda vez que se ha advertido dentro del trámite de la actuación administrativa la existencia de una condición más eficiente para la prestación del servicio, en este caso a través de un gasoducto de un diámetro inferior a la infraestructura existente.

            Así mismo y como resultado del ajuste en los cargos, el activo existente denominado ramal Galán–Casabe–Yondó 10”, 6” y 3” y que hace parte de la Inversión Existente (IE), si bien ya ha cumplido su VUN y fue objeto de valoración por parte de esta Comisión en la Resolución CREG 162 de 2015, se establece que el mismo no continuaría en operación en los términos del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 y no sería reemplazado por un gasoducto con las mismas características de aquel que fue objeto de valoración.

            De acuerdo con lo expuesto en la parte motiva de la presente resolución y ateniendo lo dispuesto en la metodología de la Resolución CREG 126 de 2010, el reconocimiento de dicha infraestructura deberá ser remunerada una vez sea aprobada, retirando de los cargos actuales el valor de la IE asociada al ramal Galán – Casabe – Yondó y a partir de dicho momento se contará un nuevo período de la VUN.

            Para efectos regulatorios el gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó de 2” y 6” tendra el tratamiento de una inversión del Plan de Nuevas Inversiones PNI. Sin perjuicio de lo anterior, la Comisión evaluará el tratamiento regulatorio de dicho activo dentro de la aprobación de cargos que se realice para el sistema de TGI, con base en la metodología que reemplace la Resolución CREG 126 de 2010, entre otros, acorde con el estado de avance en la puesta en servicio del gasoducto atendiendo lo dispuesto en el artículo 9 de la presente resolución.

            Así mismo, le corresponde a TGI informar a la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios al momento de entrada en operación del gasoducto ramal Galán-Casabe-Yondó de 2” y 6”, el abandono de la infraestructura existente atendiendo lo previsto en el numeral 4.4.4 del RUT, o aquellas que lomodifiquen o sustituyan.

            Artículo 2. Modificar los artículos 3 y 4 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificados por el articulo 5 de la Resolución CREG 261, asi como el artículo 2 de la Resolución CREG 104 de 2017, los cuales quedarán así:

              “Artículo 3. Inversión Existente. Como inversión existente, IEt, se reconocen US$ 1.291.901.464 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos principales y US$ 87.276.476 (dólares de diciembre 31 de 2009) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el Anexo 4 de esta Resolución.

              Artículo 4. Programa de Nuevas Inversiones. Para el programa de nuevas inversiones, PNIt, se reconocen los siguientes valores, con la desagregación presentada en el Anexo 5 de esta Resolución.
                Año 1
                Año 2
                Año 3
                Año 4
                Año 5
                Sistema

                Principal

                17.889.990 5.361.713 1.661.253 1.877.345 1.947.324
              NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2009.
            ”.

            Artículo 3. Capacidad Máxima de Mediano Plazo. La capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, para el gasoducto Galán Casabe Yondó es la que se presenta en el Anexo 1 de esta Resolución.

            Artículo 4. Modificar el artículo 9 de la Resolución CREG 110 de 2011, modificado por el artículo 3 de la Resolución CREG 104 de 2017, el cual quedará así:

            “Artículo 9. Cargos Regulados de Referencia para la Remuneración de los Costos de Inversión. Para remunerar los costos de inversión para el sistema de transporte definido en el artículo 1 de esta Resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban las siguientes parejas de cargos regulados:

            % [1]
            0
            20
            40
            50
            60
            Gasoducto Cifras a diciembre 31 de 2009
            Barranca - SebastopolCF
            -
            13,393
            26,786
            33,482
            40,178
            CV
            0,486
            0,389
            0,292
            0,243
            0,194
            Sebastopol - Vasconia CF
            -
            5,530
            11,061
            13,826
            16,591
            CV
            0,271
            0,217
            0,162
            0,135
            0,108
            Vasconia - MariquitaCF
            -
            12,831
            25,663
            32,079
            38,494
            CV
            0,310
            0,248
            0,186
            0,155
            0,124
            Mariquita - Gualanday CF
            -
            46,260
            92,519
            115,649
            138,779
            CV
            0,774
            0,619
            0,464
            0,387
            0,309
            Gualanday - NeivaCF
            -
            85,840
            171,681
            214,601
            257,521
            CV
            1,505
            1,204
            0,903
            0,753
            0,602
            Montañuelo - GualandayCF
            -
            1.718,961
            3.437,921
            4.297,401
            5.156,882
            CV
            27,126
            21,701
            16,275
            13,563
            10,850
            Vasconia - La Belleza CF
            -
            20,830
            41,659
            52,074
            62,489
            CV
            0,497
            0,397
            0,298
            0,248
            0,199
            La Belleza - Cogua CF
            -
            11,107
            22,214
            27,767
            33,320
            CV
            0,244
            0,195
            0,146
            0,122
            0,097
            Cusiana - Apiay CF
            -
            28,926
            57,852
            72,314
            86,777
            CV
            0,473
            0,378
            0,284
            0,236
            0,189
            Apiay - Usme CF
            -
            42,594
            85,187
            106,484
            127,781
            CV
            0,671
            0,537
            0,403
            0,336
            0,268
            Apiay - Villavicencio - Ocoa CF
            -
            23,469
            46,937
            58,672
            70,406
            CV
            0,402
            0,321
            0,241
            0,201
            0,161
            El Porvenir - La Belleza CF
            -
            30,769
            61,537
            76,922
            92,306
            CV
            0,686
            0,549
            0,411
            0,343
            0,274
            Cusiana - El Porvenir CF
            -
            4,124
            8,248
            10,310
            12,371
            CV
            0,091
            0,073
            0,055
            0,045
            0,036
            Gasoducto de La Sabana CF
            -
            18,664
            37,327
            46,659
            55,991
            CV
            0,392
            0,314
            0,235
            0,196
            0,157
            Morichal - Yopal CF
            -
            25,790
            51,579
            64,474
            77,369
            CV
            0,407
            0,325
            0,244
            0,203
            0,163
            Ballena - Barrancabermeja CF
            -
            47,513
            95,027
            118,783
            142,540
            CV
            1,193
            0,954
            0,716
            0,596
            0,477
            Mariquita - PereiraCF
            -
            27,153
            54,307
            67,883
            81,460
            CV
            0,713
            0,570
            0,428
            0,356
            0,285
            Pereira - Armenia CF
            -
            9,542
            19,084
            23,855
            28,626
            CV
            0,266
            0,213
            0,159
            0,133
            0,106
            Armenia - Cali CF
            -
            21,931
            43,863
            54,828
            65,794
            CV
            0,640
            0,512
            0,384
            0,320
            0,256
            Gasoducto Boyacá - Santander CF
            -
            35,556
            71,112
            88,890
            106,668
            CV
            0,782
            0,625
            0,469
            0,391
            0,313
            Estampilla ramales [2] CF
            -
            5,203
            10,406
            13,008
            15,610
            CV
            0,119
            0,095
            0,071
            0,059
            0,048
            C.F. = Cargo fijo expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año.
            C.V. = Cargo variable expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpc.
            [1] Porcentaje de la inversión remunerada con cargo fijo.
            [2] Incluye ramales Sur de Bolívar.
            Nota: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto.
            % [1]
            70
            80
            85
            90
            92
            Gasoducto Cifras a diciembre 31 de 2009
            Barranca - SebastopolCF
            46,875
            53,571
            56,919
            60,268
            61,607
            CV
            0,146
            0,097
            0,073
            0,049
            0,039
            Sebastopol - Vasconia CF
            19,356
            22,121
            23,504
            24,886
            25,439
            CV
            0,081
            0,054
            0,041
            0,027
            0,022
            Vasconia - MariquitaCF
            44,910
            51,326
            54,534
            57,742
            59,025
            CV
            0,093
            0,062
            0,047
            0,031
            0,025
            Mariquita - Gualanday CF
            161,909
            185,038
            196,603
            208,168
            212,794
            CV
            0,232
            0,155
            0,116
            0,077
            0,062
            Gualanday - NeivaCF
            300,441
            343,361
            364,821
            386,281
            394,865
            CV
            0,452
            0,301
            0,226
            0,151
            0,120
            Montañuelo - GualandayCF
            6.016,362
            6.875,842
            7.305,582
            7.735,323
            7.907,219
            CV
            8,138
            5,425
            4,069
            2,713
            2,170
            Vasconia - La Belleza CF
            72,903
            83,318
            88,526
            93,733
            95,816
            CV
            0,149
            0,099
            0,075
            0,050
            0,040
            La Belleza - Cogua CF
            38,874
            44,427
            47,204
            49,981
            51,091
            CV
            0,073
            0,049
            0,037
            0,024
            0,019
            Cusiana - Apiay CF
            101,240
            115,703
            122,935
            130,166
            133,059
            CV
            0,142
            0,095
            0,071
            0,047
            0,038
            Apiay - Usme CF
            149,078
            170,375
            181,023
            191,672
            195,931
            CV
            0,201
            0,134
            0,101
            0,067
            0,054
            Apiay - Villavicencio - Ocoa CF
            82,140
            93,875
            99,742
            105,609
            107,956
            CV
            0,121
            0,080
            0,060
            0,040
            0,032
            El Porvenir - La Belleza CF
            107,691
            123,075
            130,767
            138,459
            141,536
            CV
            0,206
            0,137
            0,103
            0,069
            0,055
            Cusiana - El Porvenir CF
            14,433
            16,495
            17,526
            18,557
            18,970
            CV
            0,027
            0,018
            0,014
            0,009
            0,007
            Gasoducto de La Sabana CF
            65,323
            74,655
            79,321
            83,987
            85,853
            CV
            0,118
            0,078
            0,059
            0,039
            0,031
            Morichal - Yopal CF
            90,264
            103,159
            109,606
            116,054
            118,633
            CV
            0,122
            0,081
            0,061
            0,041
            0,033
            Ballena - Barrancabermeja CF
            166,297
            190,053
            201,932
            213,810
            218,561
            CV
            0,358
            0,239
            0,179
            0,119
            0,095
            Mariquita - PereiraCF
            95,037
            108,613
            115,401
            122,190
            124,905
            CV
            0,214
            0,143
            0,107
            0,071
            0,057
            Pereira - Armenia CF
            33,397
            38,168
            40,553
            42,939
            43,893
            CV
            0,080
            0,053
            0,040
            0,027
            0,021
            Armenia - Cali CF
            76,760
            87,725
            93,208
            98,691
            100,884
            CV
            0,192
            0,128
            0,096
            0,064
            0,051
            Gasoducto Boyacá - Santander CF
            124,445
            142,223
            151,112
            160,001
            163,557
            CV
            0,235
            0,156
            0,117
            0,078
            0,063
            Estampilla ramales [2] CF
            18,211
            20,813
            22,114
            23,415
            23,935
            CV
            0,036
            0,024
            0,018
            0,012
            0,010
            C.F. = Cargo fijo expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año.
            C.V. = Cargo variable expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpc.
            [1] Porcentaje de la inversión remunerada con cargo fijo.
            [2] Incluye ramales Sur de Bolívar.
            Nota: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto.

            % [1]
            94
            96
            98
            100
            Gasoducto Cifras a diciembre 31 de 2009
            Barranca - SebastopolCF
            62,946
            64,286
            65,625
            66,964
            CV
            0,029
            0,019
            0,010
            -
            Sebastopol - Vasconia CF
            25,992
            26,545
            27,098
            27,651
            CV
            0,016
            0,011
            0,005
            -
            Vasconia - MariquitaCF
            60,308
            61,591
            62,874
            64,157
            CV
            0,019
            0,012
            0,006
            -
            Mariquita - Gualanday CF
            217,420
            222,046
            226,672
            231,298
            CV
            0,046
            0,031
            0,015
            -
            Gualanday - NeivaCF
            403,449
            412,034
            420,618
            429,202
            CV
            0,090
            0,060
            0,030
            -
            Montañuelo - GualandayCF
            8.079,115
            8.251,011
            8.422,907
            8.594,803
            CV
            1,628
            1,085
            0,543
            -
            Vasconia - La Belleza CF
            97,899
            99,982
            102,065
            104,148
            CV
            0,030
            0,020
            0,010
            -
            La Belleza - Cogua CF
            52,202
            53,313
            54,423
            55,534
            CV
            0,015
            0,010
            0,005
            -
            Cusiana - Apiay CF
            135,951
            138,844
            141,736
            144,629
            CV
            0,028
            0,019
            0,009
            -
            Apiay - Usme CF
            200,190
            204,450
            208,709
            212,969
            CV
            0,040
            0,027
            0,013
            -
            Apiay - Villavicencio - Ocoa CF
            110,303
            112,650
            114,997
            117,343
            CV
            0,024
            0,016
            0,008
            -
            El Porvenir - La Belleza CF
            144,613
            147,690
            150,767
            153,844
            CV
            0,041
            0,027
            0,014
            -
            Cusiana - El Porvenir CF
            19,382
            19,794
            20,207
            20,619
            CV
            0,005
            0,004
            0,002
            -
            Gasoducto de La Sabana CF
            87,719
            89,586
            91,452
            93,319
            CV
            0,024
            0,016
            0,008
            -
            Morichal - Yopal CF
            121,212
            123,791
            126,370
            128,949
            CV
            0,024
            0,016
            0,008
            -
            Ballena - Barrancabermeja CF
            223,313
            228,064
            232,815
            237,567
            CV
            0,072
            0,048
            0,024
            -
            Mariquita - PereiraCF
            127,620
            130,336
            133,051
            135,766
            CV
            0,043
            0,029
            0,014
            -
            Pereira - Armenia CF
            44,847
            45,801
            46,755
            47,710
            CV
            0,016
            0,011
            0,005
            -
            Armenia - Cali CF
            103,077
            105,271
            107,464
            109,657
            CV
            0,038
            0,026
            0,013
            -
            Gasoducto Boyacá - Santander CF
            167,112
            170,668
            174,224
            177,779
            CV
            0,047
            0,031
            0,016
            -
            Estampilla ramales [2] CF
            24,455
            24,976
            25,496
            26,016
            CV
            0,007
            0,005
            0,002
            -
            C.F. = Cargo fijo expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año.
            C.V. = Cargo variable expresado en US $ de diciembre 31 de 2009 por kpc.
            [1] Porcentaje de la inversión remunerada con cargo fijo.
            [2] Incluye ramales Sur de Bolívar.
            Nota: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y las cifras de miles se separan con punto.

            Parágrafo. Para establecer los cargos fijos y variables aplicables en un punto determinado, se suman los cargos fijos y variables por distancia de cada tramo con la pareja de cargos fijos y variables por estampilla establecidos para el grupo de gasoductos ramales. Para el gasoducto Morichal – Yopal no se suman los cargos fijos y variables por estampilla.
            ”.

            Artículo 5. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM. Modificar el artículo 10 de la Resolución CREG 121 de 2012, el cual quedará así:
              “Artículo 10. Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM. Por concepto de gastos de AOM para el sistema de transporte de TGI se reconocen los gastos presentados en el Anexo 9 de esta Resolución.

              Parágrafo. Si la Comisión adopta nuevos cargos regulados para el sistema de transporte de TGI antes de que los cargos que se adoptan en esta Resolución hayan cumplido cinco (5) años de vigencia, los valores incluidos en la presente Resolución como gastos de AOM para remunerar en cinco (5) años, y que TGI reportó como parte del programa de nuevas inversiones, se incluirán en los nuevos cargos de tal forma que se complete su remuneración en los cinco (5) años previstos en la presente Resolución”.
            Artículo 6. Cargos Regulados para Remunerar los Gastos de Administración Operación y Mantenimiento, AOM. Modificar el artículo 11 de la Resolución CREG 121 de 2012, el cual quedará así
              “Artículo 11. Cargos Regulados para Remunerar los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM. Para remunerar los gastos de AOM del sistema de transporte definido en el artículo 1 de esta Resolución, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010, se aprueban los siguientes cargos regulados:
            Gasoductos
            C.F. AOM (Cifras a diciembre 31 de 2009)
              Barranca – Sebastopol
            96.724
              Sebastopol - Vasconia
            28.128
              Vasconia – Mariquita
            73.340
              Mariquita - Gualanday
            182.163
              Gualanday - Neiva
            428.979
              Montañuelo - Gualanday
            11.092.119
              Vasconia - La Belleza
            52.178
              La Belleza - Cogua
            36.640
              Cusiana - Apiay
            164.209
              Apiay - Usme
            231.506
              Apiay - Villavicencio - Ocoa
            68.819
              El Porvenir - La Belleza
            118.132
              Cusiana - El Porvenir
            8.108
              Gasoducto de La Sabana
            130.687
              Morichal - Yopal
            71.036
              Ballena - Barrancabermeja
            408.209
              Mariquita - Pereira
            248.791
              Pereira - Armenia
            84.924
              Armenia - Cali
            189.025
              Gasoducto Boyacá - Santander
            250.545
              Estampilla ramales [1]
            27.398
              C.F. AOM = Cargo fijo expresado en Col. de diciembre 31 de 2009 por kpcd-año.
              [1] Incluye ramales Sur de Bolívar.
              Nota: Para la interpretación de esta Resolución las cifras decimales se separan con coma y
              las cifras de miles se separan con punto.


            Artículo 7. La presente Resolución deberá notificarse a la empresa Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra esta resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco días siguientes a su notificación.
              Artículo 8. La Transportadora de Gas Internacional TGI E.S.P. S.A. dispone del término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta resolución, para manifestar expresamente si acepta lo dispuesto los artículos1, 2, 3, 4, 5, 6 de esta Resolución. Una vez hecha dicha aceptación por parte de TGI la Dirección Ejecutiva de la Comisión procederá al archivo de la actuación administrativa adelantada a efectos de ajustar los cargos de TGI S.A. a efectos de incorporar la valoración hecha mediante la Resolución CREG 162 de 2015 en aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010 para el ramal Galán – Casabe – Yondó.

              Artículo 9. Dentro del mes siguiente a la aceptación a que hace referencia el artículo anterior, el transportador enviará una declaración a través de su representante legal a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG donde informe de manera exacta el plazo en que entrará en operación el gasoducto Galán-Casabe-Yondó de 2” y 6”. Así mismo, a la finalización de cada año del período tarifario, el transportador enviará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios una declaración sobre el estado de ejecución del proyecto, el porcentaje de ejecución, sin perjuicio de los requerimientos adicionales que pueda hacer la Superintendencia.

              Artículo 10. Los cargos establecidos en la presente Resolución se podrán aplicar a partir de su aceptación por parte de TGI S.A. E.S.P conforme al artículo 7 de esta resolución, previas las publicaciones de rigor. Vencido el período de vigencia de los cargos, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos. Si vencido el término de cinco (5) días contados a partir de la firmeza de esta resolución TGI S.A. E.S.P. no manifiesta su aceptación a los cargos aprobados mediante la presente Resolución, continuarán rigiendo los cargos vigentes.
              NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE


              Dada en Bogotá D.C., 12 ENE. 2018



              GERMÁN ARCE ZAPATA
              GERMÁN CASTRO FERREIRA
              Ministro de Minas y Energía
              Presidente
              Director Ejecutivo


              Anexo 1 CMMP

              Se complementa el Anexo 7 de la resolución CREG 110 de 2011asi:

              “Capacidad máxima de mediano plazo (kpcd) [cont.]

              Año
              Galán-Casabe-Yondó
              1
              196,6
              2
              196,6
              3
              196,6
              4
              196,6
              5
              196,6
              6
              196,6
              7
              196,6
              8
              196,6
              9
              196,6
              10
              196,6
              11
              196,6
              12
              196,6
              13
              196,6
              14
              196,6
              15
              196,6
              16
              196,6
              17
              196,6
              18
              196,6
              19
              196,6
              20
              196,6




              GERMÁN ARCE ZAPATA
              GERMÁN CASTRO FERREIRA
              Ministro de Minas y Energía
              Presidente
              Director Ejecutivo
              Anexo 2. Gastos de AOM estampilla ramales

              Los gastos de AOM para Estampilla Ramales (no BOMT) establecidos en el Anexo 9 de la resolución CREG 121 de 2012 quedará así:
              “Anexo 9

              Gastos de AOM (Col. $ de diciembre 31 de 2009) [cont.]



              GERMÁN ARCE ZAPATA
              GERMÁN CASTRO FERREIRA
              Ministro de Minas y Energía
              Presidente
              Director Ejecutivo
              Anexo 3 Inversión existente

              El Anexo 4 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:
              “Anexo 4
              Inversión existente



              Inversión Existente (cont.)






              GERMÁN ARCE ZAPATA
              GERMÁN CASTRO FERREIRA
              Ministro de Minas y Energía
              Presidente
              Director Ejecutivo
              Anexo 4 Valores a retirar de la base tarifaria ramal Galán – Casabe - Yondó





              GERMÁN ARCE ZAPATA
              GERMÁN CASTRO FERREIRA
              Ministro de Minas y Energía
              Presidente
              Director Ejecutivo


              Anexo 5 Programa de nuevas inversiones

              El Anexo 5 de la Resolución CREG 110 de 2011 quedará así:
              “Anexo 5 Programa de nuevas inversiones
              GERMÁN ARCE ZAPATA
              GERMÁN CASTRO FERREIRA
              Ministro de Minas y Energía
              Presidente
              Director Ejecutivo



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