CÁLCULO TARIFARIO PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

CÁLCULO TARIFARIO PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE DE

ECOGAS

DOCUMENTO CREG-14MARZO 4 DE 2003

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

Sesión No. 210

CARGOS DE TRANSPORTE PARA ECOGAS NUEVO PERIODO TARIFARIO

1. ANTECEDENTES

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

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

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

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

D -14 ECOGAS 16

Sesión No. 210

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

Gasoductos (US$/kpc) Período Estado

BallenaBarrancabermeja

Sistema del lnterior[2]

Boyacá - Santander

Morichal - Yopal

0.856 [1]

[3]

0.31

1.65

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2000 .

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

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

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

5830 de 2002.

D- 14 ECOGAS 17

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

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

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

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

1.1 Factores de Actualización y Tasas de Cambio

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

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

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

2000 138.2 138.2 138.3 138.4 138.7 138.7 138.9 139 139.3 139.3 139.3 139.6

2001 139.8 139.4 139.6 139.8 139.6 139.7 140 140 140.1 139.5 139.4 139.42002 139.5 139.6 139.5 139.2 139.1 139.3 138.7 138.6 138.7 139.2 138.9 138.4

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

Series ID : WPSSOP3200

D -14 ECOGAS 18

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

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

Fuente: Banco de la República

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

Fuente: DANE

2. SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA

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

2.1 Inversiones

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

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

D- 14 ECOGAS 19

Sesión No. 210

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

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

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

2.2 Demandas: Volumen y Capacidad

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

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

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

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

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

O -14 ECOGAS 20

Sesión No. 210

2.4 Estructura de la Agrupación de Gasoductos

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

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

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

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

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

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

2002 .

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

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

2.5 Gasoductos de Otros Sistemas de Transporte

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

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

D- 14 ECOGAS 21

Sesión No, 210

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

G asoductos Diámetro(pulg.)

Longitud(km) ( US $ dic./2002)

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

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

2.6 Actualización Tarifaria a Febrero de 2003

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

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

D -14 ECOGAS 22

Sesión No. 210

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

Ballena

Barrancabermeja

Sebastopol

Vasconia

La Belleza

Mariquita

El Porvenir.oguaUsme

Pereira

Apiay

VillavicencioArmeniaOcoa

Cali

D -14 ECOGAS 23

Sesión No. 210

3. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD TARIFARIA

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

3.1 Inversión Base

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

3.1.1 Activos Reconocidos en la Anterior Revisión Tarifaria

3.1.1.1 Activos de contratos BOMTs

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

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

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

Total 653.4 656.70Fuente: Resolución 01, Numeral 3.2.1.1

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

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

D- 14 ECOGAS 24

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

D -14 ECOGAS 25

Sesión No. 210

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

Gasoducto Inversión Gastos de AO&M [1]

Gastos de AO&M

(% de Inversión)TOTAL

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

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

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

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

NOTA: Para mayor detalle ver Anexo 7

3.1.1.2 Activos Escindidos

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

D -14 ECOGAS 26

Sesión No. 210

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

Tramo

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

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

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

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

Subtotal Centro-Oriente 207.1 212.3 240.9 28.54

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

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

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

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

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

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

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

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

D -14 ECOGAS 27

Sesión No- 210

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

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

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

D- 14 ECOGAS 28

Sesión No. 210

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

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

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

Subtotal Centro-Oriente 200,769,915.32

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

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

1028 US $ mili, de 2002)

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

3.1.2 Inversiones Efectivamente Ejecutadas Durante el Período Tarifario

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

3.1.2.1 Inversiones Aprobadas para Ejecutar Durante el Período Tarifario

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

D -14 ECOGAS 29

Sesión No. 210

3.1.2.2 Inversiones Adicionales

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

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

Gasoductos que no tienen tarifa aprobada por la CREG

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

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

D- 14 ECOGAS 30

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

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

Provectos ejecutados durante el período 1995 - 2002

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

D- 14 ECOGAS 31

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

3.3735.53

3.5645.68

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

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

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

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

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

D- 14 ECOGAS 32

Sesión No, 210

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

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

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

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

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

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

7 Potencia instalada.

D -14 ECOGAS 33

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

Compra estación compresora Estación Barrancabermeja

8.677 8.677

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

12.01518.00915.003

8.677 8.677

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

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

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

Costos para las Inversiones en Compresión

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

D -14 ECOGAS 34

Sesión No. 210

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

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

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

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

- Contratos de Arrendamiento

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

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

3.1.3 Nuevas Inversiones

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

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

D -14 ECOGAS 35

Sesión No. 210

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

Construcción línea Puerto S a lg a r- Coaua

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

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

Construcción Gasoducto a Cúcuta 12”

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

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

Construcción ramal a San Vicente de Chucurí

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

D -14 ECOGAS 36

Ses/ón No. 210

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

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

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

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

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

Tramo de Gasoducto Inversión Existente [1]

TotalInversiones

95-01

ProgramaNueva

InversionesTOTAL

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

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

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

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

Sesión No. 210

3.1.4 Verificación del Cumplimiento del Programa de Inversiones

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

3.2 Demanda de Capacidad y Volumen

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

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

3.2.1 Demandas reportadas por Ecogas

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

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

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

D- 14 ECOGAS 38

Sesión No. 210

3.2.2 Demandas reportadas por la UPME y el CND

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

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

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

3.3 Capacidad Máxima de Mediano Plazo - CMMP

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

D -14 ECOGAS 39

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

Ramales Boyacá - Santander 87 87 87 87 87 87 87 87 0.05 8.29La Belleza - Cogua 58 58 58 84 84 84 84 84 0.56 -

El Porvenir - La Belleza 3 20 40 154 154 154 154 154 0.91 -

Vasconia - Mariquita 58 58 58 93 93 93 93 93 0,60 -

Sebastopol - Vasconia 154 154 154 142 142 142 142 142 0.43 1.16Barrancabermeja - Sebastopol V 184 184 184 181 181 181 181 181 0.46 1.08Vasconia - La Belleza 61 61 61 60 60 60 60 60 0,75 -

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

Apiay - Villavicencia - Ocoa 10 10 10 10 10 10 10 10 0.25 1.63Morichal - Yopal 8 8 8 8 8 8 8 8 0.05 7.94Cusiana - Apiay 24 24 24 31 31 31 31 31 0.50 -

Apiay - Usme 17 17 17 17 17 17 17 17 0.99 -NOTA: La CMMP cambia en 2004 por la entrada del gas de Cusiana y Cupiagua.

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

3.4 Gastos de AO&M

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

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

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

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

D- 14 ECOGAS 40

Sesión No. 210

3.4.1 Gastos que se reconocen adicionales a la Frontera de Eficiencia

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12 Documento CREG-037 de 2001.

D -14 ECOGAS 41

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

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

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

Ballena - Barranca

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

Barranca - Sebastopol

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

Sebastopol - Vasconia

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

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

Vasconia - La Belleza

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

O -14 ECOGAS 42

Sesión No. 210

Tramo Origen del Gasto AO&M

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

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

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

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

Mariquita - Neiva

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

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

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

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

Apiay - Usme

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

Apiay - Ocoa - Villavicencio

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

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

Artículo 3.2.1.1).

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

3.5 Estructura de la Agrupación de Gasoductos

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

D- 14 ECOGAS 43

Sesión No. 210

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

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

4. ANÁLISIS COMPLEMENTARIO

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

4.1 Acciones Adelantadas

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

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

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

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

D- 14 ECOGAS 44

Sesión No. 210

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

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

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

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

4.1.1 Análisis Jurídico de la Propuesta de Ecogas

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

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

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

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

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

D- 14 ECOGAS 45

Sesión No, 210

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

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

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

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

4.1.2 Concepto Jurídico del Asesor Externo

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

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

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

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

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

O -14 ECOGAS 46

Sesión No. 210

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

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

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

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

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

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

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

Mediante comunicación radicada bajo el número CREG-11155 de 2001, la firma Bejarano, Cárdenas y Ospina Asociados Ltda. Abogados presentó una ampliación al anterior concepto en los siguientes términos:

D- 14 ECOGAS 47

Sesión No. 210

“Como tuve oportunidad de ilustrarme en reuniones sostenidas con funcionarios de la Comisión, la consulta al mencionar los ‘subsidios intertemporales’ se refiere específicamente no a una regulación de los subsidios, sino a los diferentes elementos de costos que puede tener en consideración la Comisión al determinar las tarifas.

En este contexto, es claro que los subsidios son un tema cuya regulación corresponde al legislador, basado en los principios constitucionales de la solidaridad y redistribución de ingresos, a los cuales hace explícita referencia el artículo 367 de la Carta Política y por otra parte, estos subsidios tienen una regulación prolija y detallada cuando tales subsidios provienen de los presupuestos de las entidades públicas, subsidios a los cuales se refiere el articulo 368 de la Constitución.

Este concepto, al cual nos referimos en nuestra opinión, es diferente del concepto planteado por la Comisión en la consulta, que entiendo como un tema referido a la asignación de los costos de las empresas en el tiempo para la determinación de las tarifas por parte de la Comisión.

Así como la constitución señala expresamente que el régimen tarifario tendrá en cuenta los criterios de solidaridad y redistribución de ingresos, también determina que el régimen tenga en cuenta los criterios de costos. Por consiguiente, al fijar las tarifas la Comisión está obligada a considerar los costos de la empresa y permitir su recuperación; pero naturalmente el principio de suficiencia financiera no impone un criterio absoluto de recuperación de costos y gastos de operación dentro de la tarifa; puede ser limitado de conformidad con lo dispuesto por el artículo 92 de la Ley 142 de 1994 y al aplicar el principio de eficiencia económica, puede el regulador en forma razonable no considerar costos que se presenten por ineficiencia de la empresa de conformidad con los criterios definidos con base en el artículo 73.3 de la Ley, así como determinar la forma en la cual se contabilizan los costos de las empresas”.

De las anteriores conclusiones se deduce: i) que no es procedente para la CREG, desde el punto de vista jurídico y bajo la normatividad legal y regulatoria vigente, adoptar la propuesta tarifaria presentada por Ecogas en Agosto de 2001; ii) que es posible adoptar fórmulas tarifarias particulares para Ecogas siempre que resulten conformes con la Ley y; iii) al aplicar el principio de eficiencia económica, el regulador puede en forma razonable no considerar costos que se presenten por ineficiencias.

4.1.3 Análisis Adicional

Según la opinión jurídica de Bejarano, Cárdenas y Ospina Asociados Ltda. Abogados, sepodrían analizar alternativas que tengan implícita la modificación del marco regulatorio aplicable a determinada empresa siempre y cuando se cumpla con los criterios tarifarios definidos por la Ley. Una alternativa relacionada con modificación al marco regulatorio comprendería el establecimiento de una metodología tarifaria particular para Ecogas. Así, se ha analizado preliminarmente la aplicación de otras metodologías y criterios tarifarios para el caso de Ecogas, cuyos resultados se muestran a continuación.

4.1.4 Metodologías Tarifarias

D -14 ECOGAS 48

Sesión No. 210

La metodología establecida en la Resolución CREG-001 de 2000 corresponde a una metodología de costo medio de mediano plazo. Sin embargo se pueden analizar otras dos metodología tarifarias comúnmente conocidas, como son el “netback” y “Costo Marginal” , que son aproximaciones a costos de mercado.

4.1.4.1 Metodología de Netback

Esta metodología se basa en establecer un costo de transporte a un valor tal que el costo del gas compita con el precio de los sustitutos. En términos generales el netback en transporte se establecería de la siguiente manera:

T netback = Precio Sustituto en Puerta de Usuario Final - Costo del Gas (Gm) - Cargo de Distribución (Dt).

Un análisis detallado de esta metodología indica que para el caso de Cali, la tarifa de transporte obtenida de esta forma debería ser menor que cero para que el gas sea competitivo con los sustitutos GLP y Diesel (ver Documento CREG-021 de 2002). Lo anterior indica que la metodología de netback implicaría que en algunos casos no se debería cobrar el transporte para que el gas natural sea competitivo con los sustitutos. Al no cobrar el transporte claramente se compromete la suficiencia financiera de Ecogas y por tanto se estaría incumpliendo con los principios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994.

4.1.4.2 Metodología de Costo Marginal

Conceptualmente la metodología de costo marginal considera el incremento en inversión para transportar una unidad adicional de gas. Lo anterior significaría que tubos con alto factor de utilización podrían tener tarifas elevadas y aquellos con bajos factores de utilización su tarifa podría ser cero. Esto resultaría crítico para el sistema de Ecogas donde hay tramos con bajo factor de utilización (e.g. 5% para ramales Boyacá Santander y 55% para Mariquita - Cali). Adicionalmente, el tramo Ballena - Barranca tiene un alto factor de utilización (alrededor de 90%) con lo cual la tarifa podría incrementarse sustancialmente. Cabe anotar que un incremento tarifario sustancial desestimula la penetración del gas natural lo cual llevaría a que la empresa realizara descuentos para conservar clientes de tal forma que se comprometería la suficiencia financiera.

Se considera que en las condiciones de uso actual del sistema de Ecogas, la metodología de Costo Marginal no garantiza la suficiencia financiera de la empresa.

4 .1.5 Criterios Regulatorios de Eficiencia Particulares para Ecogas

A continuación se consideran dos situaciones particulares de Ecogas que justificarían regulatoriamente adoptar criterios de eficiencia específicos que consideren tales situaciones. Lo anterior se ajusta al concepto jurídico presentado anteriormente en el sentido que la CREG podría adoptar fórmulas tarifarias particulares para Ecogas, siempre que resulten conformes con la Ley, bien considerando la situación particular de la empresa o como opciones tarifarias generales.

Capacidad Máxima de los Gasoductos

D- 14 ECOGAS 49

Sesión No. 210

El criterio de eficiencia o Factor de Utilización establecido en las Resoluciones CREG-001 y CREG-085 de 2000 permite evaluar la eficiencia en el uso de un gasoducto. Para la aplicación de dicho parámetro se requiere la Capacidad Máxima de Mediano Plazo -CMMP- definida en la Resolución CREG-085 de 2000 y Resolución CREG-008 de 2001, calculada mediante simulaciones con modelos de dinámica de fluidos del Sistema integrado de cada Transportador. Esta capacidad máxima busca reflejar las condiciones reales de operación de un Sistema de Transporte. En la mayoría de los casos la CMMP se acerca a la capacidad máxima potencial (de diseño) de un gasoducto.

Para el caso específico de Ecogas, las diferencias entre la capacidad máxima potencial y la CMMP, en algunos tramos, son importantes. Estas diferencias tienen gran incidencia en la evaluación de eficiencia de los gasoductos y por tanto en la tarifa. Así, se propone considerar la capacidad máxima potencial para efectos de evaluar la eficiencia en el uso de los gasoductos del Sistema de Transporte de Ecogas.

Con base en lo anterior, mediante comunicaciones con radicación CREG 4123 y 5122 de 2002, Ecogas reportó las capacidades máximas potenciales de los gasoductos de su Sistema de Transporte. Con dichas capacidades se obtienen los factores de utilización y de ajuste que se muestran en la Tabla 22.

Tabla 22. Capacidad Máxima Potencia/, F. U. Y Factor efe Ajuste.Tramo C apacidad Máxima

MPCD F.UFACTOR

DE AJUSTESTT[1J

Mariquita - Pereira 195 0.31 1.60Pereira - Armenia 192 0.28 1.78Armenia -Cali 191 0.27 1.88Ballena - Barrancabermeja 197 0.93 -La Belleza - Cogua 96 0.73 -El Porvenir - La Belleza 154 0.41 1.20Vasconia - Mariquita 136 0.51 -Sebastopol - Vasconia 176 0.48 1.04Barrancabermeja - Sebastopol 205 0.57 -Vasconia - La Belleza 96 0.47 1.05

SRT[2JCusiana - Apiay 31 0.48 -Apiay - Usme 17 0.85 -M orichal- Yopal 8 0.05 7.50Apiay - Villavicencio - Ocoa 29 0.13 3.01Mariquita - Gualanday 22 0.27 1.46Neiva - Gualanday 66 0.14 2.90Ramales Boyacá - Santander 77 0.06 6.64[1] STT: Sistema Troncal de Transporte[2] SRT: Sistema Regional de TransporteComo se observa en la Tabla 22, los factores de ajuste obtenidos al considerar la Capacidad Máxima Potencial son sensiblemente superiores a los indicados en la Tabla 18 del presente documento.

D- 14 ECOGAS 50

Sesión No. 210

Inversión Eficiente

El gráfico 1 indica los costos unitarios (USD/m-pulg.), sin incluir ramales, para la mayoría de gasoductos de transporte construidos en el país19. Con relación a los gasoductos del Sistema de Ecogas se observa que la mayoría está por debajo del valor medio nacional (18 USD/m- pulg.) y, también se observa que el costo para el gasoducto Mariquita - Cali es aproximadamente dos veces el costo medio de 18 USD/m-pulg20.

Dada la particularidad en los costos del gasoducto Mariquita - Cali, y considerando que es un gasoducto que cruza por zona montañosa, para evaluar la eficiencia en dicha inversión se propone establecer el costo promedio unitario de los gasoductos construidos en el país sobre topografías montañosas. Para lo anterior se considera topografía montañosa aquellos casos donde un gasoducto presente diferencia de altura en su recorrido superior a 800 metros. En la Tabla 23 se indican los respectivos gasoductos y el promedio del costo unitario (22.32 USD/m-pulg.) que se propone reconocer para el gasoducto troncal de Mariquita - Cali. Nótese que este gasoducto es el único, dentro de los gasoductos troncales de Ecogas, que supera el costo unitario promedio de 22.3 USD/m- pulg.

Gráfico 1. Costos Unitarios (US/m-pulg.) - Sin Compresión ni ramales Inversión Normativa (1995) Vs. Inversión Actual

ÜS31995 ■ A c tu a l — Promedio Nacional

19 La desagregación de inversión en ramales y troncales, para el caso de los BOMTs, se realizó de acuerdo con la desagregación presentada por Ecogas según oficio con radicación CREG-9467 de Diciembre de 2000. Para el caso de los gasoductos escindidos se utilizó la desagregación presentada en el “Informe Final Sobre Escisión de Activos” realizado por Gilberto Borbón Acosta en 1998.

20 Debe tenerse en cuenta que las cifras consideradas para estimar los respectivos costos unitarios corresponden al valor por el cual Ecogas recibió dichos activos de ECOPETROL (i.e. 70% del VNA para los BOMTs y el 80% del valor en libros para otros gasoductos).

D -14 ECOGAS 51

Sesión No. 210

Tabla 23. Gasoductos Construidos en Zona MontañosaAltura Aprox. sum (metros) Costo Unitario

Gasoducto Diámetro (pulg.) Mínima Máxima Diferencia (USD / m-piilg.)Mariquita - Cali 20 170 3600 3430 35.61Vasconia - La Belleza 12 14 93 2170 2077 22.39La Belleza - Cogua 22 1975 2800 825 16.82El Poivenir- La Belleza 20 1600 2600 1000 15.05Sebastopol - Medellin 12 110 2091 1981 31.91Apiay - Usme 10 12 400 2776 2376 8.60Payoa - Bucaramanqa 8 155 1200 1045 25.86

PROMEDIO (USD de dic./99 / m-pulg) 22.32

4.2 Estructura de Agrupación de Gasoductos

Se propone considerar una agrupación y estructura tarifaria tal que se presenten las menores variaciones tarifarias para todos los usuarios del Sistema de Transporte. Se ha encontrado que la agrupación y estructura tarifaria que mejor cumple con lo anterior, sin comprometer la señal de distancia, es la siguiente:

• Tarifa estampilla para todos los gasoductos ramales21.• Tarifa estampilla para el 10% de la inversión correspondiente a gasoductos

principales22.• Tarifas por distancia para el 90% de la inversión correspondiente a gasoductos

principales.

Lo anterior no incluye el tramo Morichal - Yopal y Ramales de Boyacá y Santander. Para estos gasoductos se propone establecer tarifa independiente tal como está aprobado actualmente. De otra parte, el tramo Mariquita - Neiva se divide en dos partes a saber: Mariquita - Gualanday (incluyendo Montañuelo - Gualanday) y Neiva - Gualanday.

En la Tabla 24 se muestran las respectivas cifras de Inversión Base para el cálculo tarifario, de acuerdo con lo anotado anteriormente.

21 En este grupo se incluyen los gasoductos regionales aislados del sistema troncal los cuales comprenden: gasoducto a San Vicente de Chucurí, 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 y Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar. También se incluyen los gasoducto de PROMIGAS S.A. E.S.P. embebidos en el Sistema de Ecogas.

22 Incluye STTs y SRTs. La demanda para estimar las estampillas corresponde a la totalidad del gas inyectado en todo el sistema de transporte de Ecogas, información reportada mediante comunicación CREG-1647 de 2003.

D -14 ECOGAS 52

Sesión No. 210

tabla 24. Inversión Base • Sistema de Gasoductos efe Ecogas (US $ mili. Dic./02)Total Programa

Tramos ele Gasoductos Inversión 95- Nuevas TOTALGasoductos 02 Inversiones

GASODUCTOS PRINCIPALES [1]

iBallena - Barranca 137.9G 34.49 17.63 190.07Barranca - Sebastopol 27.19 4.97 18.07 50.23Sebastopol - Vasconia 19.47 1.35 0.42 21.24Vasconia - Mariquita 31.88 2.39 0.70 34.97IVasconia - La Belleza 24.52 18.62 0.71 43.85La Belleza - El Porvenir 56.74 9.49 4.64 70.88Mariquita - Cali 153.92 2.98 0.16 157.06Mariquita - Pereira 69.29 2.71 0.07 72.07Pereira - Armenia 26.97 0.09 0.03 27.09Armenla - Cali 57.66 0.1 S 0.06 57.90

Mariquita - Gualanday [2] 16.82 3.29 1.71 21,82Gualanday * Neiva [3] 16.49 3.25 0.43 20.17Boyacá - Santander 32.23 0.27 0.14 32.64La Belleza - Cogua [4] 31.10 6.70 8.61 46.42Cusiana - Apiay 26.84 2.02 3.13 31.99Apiay - Usme 7.76 3.54 1.04 12.34Apiay - Villavicencio - Ocoa 3.97 0.97 0.18 5.13Morichal - Yopal 0.64 0.01 - 0.64SUBTOTAL PRINCIPALES 587.53 94.33 57.58 739.44

GASODUCTOS RAMALESiSUBTOTAL RAMALES QUESE DERIVAN DE STTs Y SRTs [51 69.81 69.81

; Ramal Galán - Termobarranca 0.147 0.147Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso 0.003 - 0.003Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 0.003 - 0.003Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo 0.014 - 0.014Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo 0.044 - 0.044

ÍRamal Galan - Casabe - Yondó 0.001 - 0.001Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 0.001 - 0.001

:Ramal a San Vicente de Chucurí - 0.96 - 0.964SUBTOTAL RAMALES AISLADOS 0.21 0.96 - 1.18

TOTAL 657.55 95.29 57.58 810.42í[1] Sin Ramales. Téngase en cuenta que se incluyen SRTs y STT.;?] Incluye Montañuelo - Gualanday :[3] Incluye Tello - Los Pinos[4] Se excluye de la Inversión existente el costo del tramo reemplazado por la variante B Hatillo - Chiquinquirá.

La valoración del tramo excluido se hace a prorrata de longitud reemplazada con respecto a la lontigud total del tramo.[5] Se incluyen los gasoductos de PROMIGAS S.A. E.S.P. Ver anexo 20

D -14 ECOGAS 53

Sesión No. 210

En la figura 2 se indican las tarifas resultantes y se comparan con las actuales tarifas. Debe tenerse en cuenta que en cualquier punto del Sistema (excepto para gasoductos aislados) el costo del transporte es la sumatoria de los cargos por distancia y los cargos estampilla. Cabe anotar que las cifras indicadas en la figura 2 corresponden a una tarifa equivalente para la pareja de cargos 50% fijo y 50% variable considerando un factor carga uno (1). También se indican las tarifas equivalentes por tramo para cada uno de los tramos de gasoductos aprobadas en la anterior revisión tarifaria (1995).

FIGURA 2. ESTAMPILLA PRINCIPAL 10%, ESTAMPILLA RAMALES (USD Die. 02 / kpc)I

Ballenai

Actual sin estampillas

0.8560.574

0.147Estampilla Principal (10%)

+Nueva distancia

0.144Estampilla Ramales

Barranca

0.190.16

0.110.11

0.130.42Vascorlh

0.310.14 0.49i0.22 0.19

0.41Mariquita

Usme

0.360.30 0.89

0.93 0.390,39 Pereira

0.140.49 0.22Gualanday

0.14

Armenia

0.29 0.31

Cali

Neiva

Con base en las cifras de la Figura 2, en la Tabla 25 se indica el costo del transporte dependiendo del origen del gas.

D -14 ECOGAS. doc 54

Sesión No. 210

Tabla 25. COMPARACIÓN DE TARIFAS DE TRANSPORTE SEGÚN ORIGEN DEL GAS (USD Pie. 021 kpc) :DESTINO BOGOTA BOGOTA CALI M EDELUN NEIVA BOY. - SANT. TERM O TERM O TERMO

ORIGEN COGUA U SM E SIERRA VALLE DORADA

BALLENA Actual 2.15 1.86 2.16 196 1-97 1.34 1.48Nueva 2.22 2.14 1.97 2.60 2.46 1.13 2.14 1.36

iBARRANCA iiAiííáí; 1.29 1.01 1.31 1.11 1.11 0.48 1.01 0.62Nueva 1.65 1.57 1.23 2.03 1.88 0.56 1.57 0.78

CUSIANA Actual 1.15 0.82 1.13 1.65 1.23 0.78 0.71 1.13 0.74Nueva 1.47 1.57 2.23 2.26 2.68 1.30 1.33 2.23 1.44

APIAY ActualNueva

0.480.68

GUALANDAY Actual 1.62 1.06 1.86 0.67 1.44 0.92 1.06 0.81Nueva 2.53 2.01 2.49 0.60 2.77 1.55 2.01 1.45

NEIVA Actual 1.62 1.06 1.86 0.67 1.44 0.92 1.06 0.81Nueva 2.84 2.32 2.80 0.60 3.08 1.86 2.32 1.76

NOTA: Se incluye tarifa aprobada para los tramos Cusiana - El Porvenir y Cogua - Bogotá.

D- 14 ECOGAS. doc 55

Sesión No. 210

5. RECOMENDACIÓN A LA CREG

Se propone a la CREG adoptar los criterios regulatorios de eficiencia particulares para Ecogas, descritos anteriormente, y las tarifas resultantes de la aplicación de dichos criterios. En consecuencia se recomienda a la CREG no adoptar la propuesta tarifaria presentada por Ecogas en Agosto de 2001.

Se anexan proyectos de Resolución.

D -14 ECOGAS. doc 56

Sesión No. 210

ANEXOS

D -14 ECOGAS. doc

ANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXOANEXO

LISTA DE ANEXOS1 Contratos BOMTs y Gasoductos Escindidos de ECOPETROL a ECOGAS2 Inversión Ejecutada Durante el Período 1995 - 20023 Programa de Nuevas Inversiones para nuevo Período Tarifario4 Demanda Esperada de Volumen (Reporte Ecogas)5 Demanda Esperada de Capacidad (Reporte ECOGAS)6 Gastos de AO&M (Reporte ECOGAS)7 Inversión y Gastos de AO&M para los Gasoductos de los BOMTs8 Activos Escindidos de ECOPETROL a ECOGAS - Identificación Contable9 Bienes Escindidos de ECOPETROL a ECOGAS - Cifras para Cálculo Tarifario10 Evaluación de Inversiones Ejecutadas Durante el Período 1995 - 2002 y Nuevas Inversiones10.1 Programa de Nuevas Inversiones incluido en la Inversión Base11 Evaluación de costos de inversión en compresión12 Demanda de volumen de gas por sectores (Reporte UPME)13 Demanda de Gas por Plantas Térmicas (Reporte CND)14 Conformación del Escenario de Demanda CREG por Tramos de Gasoducto15 Demanda Esperada de Volumen (para evaluar con F.U)16 Demanda Esperada de Capacidad (para evaluar con F.U)17 Gastos de AO&M para Cálculo Tarifario18 Sistema de Gasoductos de ECOGAS19 Gasoductos de ECOGAS embebidos en el Sistema de PROMIGAS S.A. E.S.P.20 Gasoductos Ramales21 Ayuda Memoria (Julio 5 y 6 de 2000)22 Aparte del Informe Final Sobre Escisión de Activos de ECOPETROL a ECOGAS23 Recálculo de Tasas de Costo de Capital______________________________________________

A N EX O 1. CO NTRATOS BO M Ts Y G ASO DU CTO S ESCIND ID O S D E EC O P ETR O L Y TR ANSFER ID O S AEC O G AS

Fecha Entrada Diámetro Longitud Línea Costo [1]Operación (pulg.) Principal (km) US $ Dic./02

CONTRATOS BOMT ESCINDIDOSGasoducto Ballena - Barranca 1996 18 579 209,710,337Gasoducto Mariquita - Cali 1997 20 343 370,047,023

Tram o M ariquita - Pereira 1997 20 155 166,965,649

Tram o Pere ira - A rm enia 1997 20 60 64,988,025

T ram o A rm en ia - Cali 1997 20 128 138,093,350

Ramales Boyacá - Santander 2000 10. 8, 3, 2 289 46,470,556TOTAL CONTRATOS BO M T ESCINDIDOS 626,227,916

GASODUCTOS ESCINDIDOSBarrancabermeja - Sebastopol 1997 20 111 41,404,466Sebastopol - Vasconia 1997 20 62 24,319,877Vasconia - Mariquita 1997 20 123 40,407,025Vasconia - La Belleza 1997 12,14 91 40,914,249Mariquita - Neiva 1997 12,6 293 29,588,086La Belleza - Cogua 1997 22 115 64,966,927Cusiana - Apiay 1995 10,12 150 46,451,416Apiay - Usme 1995 6 122 13,996,635Apiay - Villavicencio - Ocoa 1995 6 40 5,942,215El Porvenir - La Belleza 2000 20 189 62,909,820Morichal - Yopal 1994 4 13 1,236,574Montañuelo - Gualanday 1996 6,4 36 3,486,075Isabel López - Sabanalarga [2] 1982 3 9.1 401,159Pozos Colorados - Aracataca [2] 1983 10 50 2,115,113Riohacha - Maicao [2] 1989 3 72 2,389,907Guepajé - Sincé - Corozal [2] 1993 8 45 3,323,606Ramal a San Pedro [2] 1993 2 5.1 171,496La Heróica - Mamonal [2] 1982 20 7.3 1,051,038Ramal El Jobo - El Llano [2] 1976 6 17 253,733Ramal Atunes - Corelca [2] 1990 10 3.2 411,188Ramal Galán - Termobarranca 1984 6 1.7 147,426Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso 1991 2.5 0.5 17,049Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 1991 2 2.8 180,522Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo 1992 6 0.8 178,516Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo 1992 4 11.7 498,441Ramal Galan - Casabe - Yondó 1971 10 10.1 84,243Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 1995 2.8 0.8 80,232Tramo Dina - Tello - Los Pinos 1980 12, 6 19.87 1,022,957

TOTAL GASODUCTOS ESCINDIDOS 387,949,991

TOTAL 1,014,177,907Fuente ; EC O G A S , R adicaciones C R E G -1524 de 2000 y C R E G -5349 de 2001.

[1] Incluye ej costo def gasoducto tronca l m ás los ram ales que se desprenden del respectivo troncal

[2] G asoductos em bebidos en el S istem a de T ranspo rte de PR O M IG AS S.A. E .S .P . e inclu idos en los cargos regulados del S is tem a de P R O M IG A S S.A. E.S .P . (R es.C R E G -014 de 2002).

Anexo 2. ECOGAS - Inversión Ejecutada Durante 1995-2002US $ Mili. dic./02

TRAMOS ■ PROYECTOS 1995 1996 1997 1996 1999 2000 2001 2002 TOTAL95-02

Ballena-Barranca 0.24 - 0.63 1.70 31.33 - - 0.27 34.16Conexión Estación Compresora Casacará - - 0.625 - - - - 0.63Interconexión sistema SCADA - - - 0,069 - - - 0.07Puntos de entrega Hato Nuevo y Norean - - - 1.627 1.310 - 2.94Paso predio CICARARE 0.235 - - - - - - 0,24Pago por Estación Compresora de Cssacara - - - - - - -

Estación compresora de Casacará - - - - - - - -

Estación compresora de Hato Nuevo - - - - 12.015 - - 12.02Estación compresora de Norean - - - - 18,009 - - 18.01Construcción Gasoducto a Cócuta 12' - - - - - - - -

Compra e instalación Sistema de Filtración Casacará - - - - - - 0.271 0.27Nuevas Conexiones puntos de entrada / salida - - - - - - - -

Barranca-Sebastopol - - 0.94 2.40 1.03 0.65 0.03 0.21 5.27Implementación y optimización sistema SCADA - - 0.577 0.344 0.173 - - 0.004 1.10Pendientes geotécnlcas de construcción - - - 1.730 0.387 0.067 0.019 2.20Pendientes de construcción - infraestructura - - - 0.320 0.470 0.056 - 0.85Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - - - 0.531 - 0.209 0.74Pago por Estación Compresora de Barranca - - - - - - - -

Estación compresora Barrancabermeja - COGE - - - - - 0.006 0.01Ramales y Estaciones - - 0.367 - - - - 0,37Obras de protección geotócncia - - - - - - - -

Sebastopol-Vasconia - - 0.61 0.34 0.49 0.14 - 0.00 1.58implementación y optimización sistema SCADA - - 0.339 0.068 0.010 - - 0.002 0.42Pendientes geotécnlcas de construcción - - - 0.274 0.449 0.120 - 0.84Pendientes de construcción - infraestructura - - - 0.031 0.019 - 0,05Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - - - - - -

Ramales y Estaciones - - 0.270 - - ■ 0.27

Vasconia- Mariquita - - 0.56 0.25 1.08 0.27 - 0.16 2.32Implementación y optimización sistema SCADA - - 0.550 0.116 0,010 0,256 - 0.073 1.01Pendientes geotécnlcas de construcción - - - 0.136 0.262 0.010 - 0.41Pendientes de construcción - infraestructura - - - - 0.810 - - 0.01Mejoras Operacionales y de Seguridad - - ■ ■ - - - 0.085 0.09Obras de protección geotócncia - - - - ■ ■ -Construcción Linea Puerto Salgar - Cogua - - - - - - - -

Vasconia-La Belleza - - 0.87 0.84 15.93 1.10 0.12 0.01 18.87Implementación y optimización sistema SCADA - - 0.575 0.011 0.007 - - 0,005 0.60Pendientes geotóenicas de construcción - - - 0.764 0.407 1.054 0.124 2.35Pendientes de construcción - infraestructura - - - 0.060 0.004 0,030 - 0.09Conexión Estación - Vasconia - - - - 0.512 - - 0.51Estación Compresora de Vasconia - - - 15.003 - - 15.00Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - - - 0.016 0.02Ramales y Estaciones - - 0.294 - - - - 0,29

La Belleza-EI Porvenir - , - 0.20 2.61 5.30 0.97 0.25 0.05 9.38Conversión La Belleza * El Porvenir - - 0.200 2.612 4.837 0.966 - 8.62Instalación Sistema de Protección Catódica - - - - - 0.006 - 0.01Implementación sistema SCADA - - - - 0.347 - - 0.048 0.40Obras de protección geotécnica - - - - 0.117 - 0.250 0.37Mejoras Operacionales - - - - - ■ ■ -implementación SCADA Tramo Cusiana • El Provenir - - - - - - - ■

Mariquita-Cali - 1.48 - 0.20 0.11 - 0.95 0,20 2.94M ariqulta-Pereira - 1.48 - 0.02 0.09 - 0.83 0.20 2.62Ampliación en 2.4 km linea troncal - 1.484 - - - - - 1,48Integración sistema SCADA - - - 0.017 - - 0.02Ampliación cobertura sistema SCADA - - - - 0.012 - 0,01

Ampliación capacidad punto de entrega - - - 0.081 0.621 0.70

Instalación de Cromatógrafo yMuestreadores - - - - 0.205 0.21

Nuevas Conexiones - - - - - - -

Instalación Válvulas de Regulación - - - - - - 0.199 0.20

Pereira-Arm enia - - - 0,01 0.01 - 0.04 - 0.06Integración Sistema SCADA - - - 0.009 - - - 0.01Ampliación cobertura Sistema SCADA - - * “ 0.007 - - 0.01Instalación de Muestreadoros - - - ’ - 0.041 0.04Nuevas Conexiones - - - - - - ■

Instalación Válvulas de Regulación - - - - - ■ -

A rm enia-Cali - - - 0.17 0.01 - 0.08 - 0.27Operación y Mantenimiento Nueva Conexión - - - 0.157 - - 0.16Integración Sistema SCADA - - - 0.016 - - 0.02Ampliación cobertura Sistema SCADA - - - - 0.011 - 0.01Instalación de Maestreado res - - - - - 0.082 0.08Nuevas Conexiones - - - - - -

instalación Válvulas de Regulación - - • - - - -

Mariquita-Neiva - - 0.42 2.41 2.71 0.51 0.24 0.05 6,34Tramo Dina -Tello ’ Los Pinos - - - - 1.020 - 0.028 0.044 1.09implementación y optimización sistema SCADA - - 0.423 0.103 0.119 - - 0.003 0.65Pendientes geotécnicas de construcción - - - 2.117 1.120 0.290 - 3.54Pendientes de construcción - Infraestructura - - « 0.187 0.455 0.114 - 0,76Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - - - 0.094 - 0.09Obras de Protección Geotócníca - - - - - 0.216 0.22

Gasoducto Boyacá • Santander - - - - - - - 0.106 0.11

Anexo 2, ECOGAS - Inversión Ejecutada Durante 1995 - 2002US $ Mili. dic./Q2

TRAMOS - PROYECTOS 1 9 9 5 199 6 1 9 9 7 1998 1 9 9 9 2 0 0 0 2001 2 0 0 2 TOTAL9 5 -0 2

Integración Tiempo Real Sistma SCADA - - - - - - - 0 .1 0 3 0 .1 0

Derechos de Servidumbre - - - - - - - 0 .0 0 3 0 ,0 0 3

La Belleza-Cogua - 0.90 0.52 0.69 1.15 0.55 2.82 6.64Implementación y optimización sistema SCADA - 0 .9 0 4 0 .0 8 2 0 .1 0 3 - - 0 .0 0 6 1.09

Pendientes geotécnicas de construcción - - 0 .121 0 ,5 5 6 1 .0 8 5 0 .5 4 7 2.31

Pendientes de construcción - infraestructura * - 0 .3 1 9 0 .0 3 2 0 .0 3 7 - 0 .3 9

Obras de protección geotécnica - - - - - -

Mejoras Operacionales - - - - 0 ,031 - 0 .1 6 3 0 ,1 9

Estación Compresora El Hatillo - * - - - - -

Construcción Variante El Hatillo - Chiquinquirá * - - - - - 2 .6 5 0 2 .6 5

Cusiana-Apiay - 1.12 - - 0.26 - 0.30 0.26 1.93Trampa de envió raspadores Cusiana - 0 ,8 7 0 - - - - - 0 ,8 7

Patin de Apiay - - - - - - - -

Implementación sistema SCADA - - - - - - 0 .2 9 8 0 .0 6 2 0 ,3 6

Obras de protección geotécnica ■ - ■ 0 ,1 5 4 - - 0 .1 5

instalación Sistema de protección catódica - - • - 0 .0 0 4 - ■ 0 .0 8

Compra e Instalación Válvulas de Seccionamlento - 0 .2 4 7 - - - - - 0 .1 4 6 0 .3 9

Derechos de Servidumbre - - . - - - 0 .0 0 2 0 ,0 0 2

Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - - 0 .0 2 2 “ 0 .0 4 8 0 .0 7

Apiay-Usme - 1.15 - - 0.44 1.01 0.85 0.00 3.45Implementación sistema SCADA - - - - 0 .0 5 B 0 .5 8 6 0 .3 9 3 0 .0 0 4 1.04

Obras de protección geotécnica - - - - 0 .2 4 6 0 .4 2 4 0 .1 7 0 0 .8 4

Instalación Sistema de protección catódica - - - • • ‘

Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - - 0 ,0 7 4 * - 0 .0 7

Derechos de Servidumbre - - - - - - - 0.001 0.001

Compra e Instalación Calentador Catalítico - - - - 0 .0 5 8 - • 0 .0 5 8

Compra e Instalación Válvulas de Seccionamlento - 1 .1 4 8 - - - - - 1 .1 4 6

Estación Compresora de Apiay - - - - - - -Cambio de Revestimiento - - - - - - 0 .191 0 .1 9

Construcción Cruce Aéreo - - - - - - 0 .1 0 0 0 .1 0

Apiay-Villavicencio-Ocoa - 0.85 2.77 - 0.05 - - 0.05 3,72Estación de Recibo Ocoa - 0 ,4 1 8 - - - - 0 .4 2

Centro Operacional de Villavicencio - 0 .4 3 0 - - - - 0 .4 3

Obras de protección geotécnica - - - - - - ■Instalación Sistema de protección catódica - - - - 0 ,0 4 5 - 0 .0 5

Compra e Instalación Válvulas Secdonamiento - - - - - - 0 .0 4 9 0 ,0 5

Construcción Bodega Villavicencio - - - - - ' 0 .0 0 4 0 .0 0

Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - : 0 .0 0 6 - 0.01

Ramales y Estaciones - - 2 .7 7 3 - - - 2 .7 7

Montañuelo - Gualanday - - - 0.01 - 0.03 - 0.04Obras de protección geotécnica - - -

’

- - 0 .0 3 3 0 .0 3

Mejoras Operacionales y de Seguridad - - - 0 .0 0 7 - - 0.01

Morichal-Yopal - - - 0.01 - - - 0.01Mejoras operacionales - - - - 0 .0 0 6 - - 0.01

Obras de protección geotécnica • - - ■ * - ■

Pozos colorados - Aracataca - - - - - - - -

Obras de Geotecnia - - - - - - - -Equipos de Medición y Regulación - - - - - ’ - *Riohacha - Maicao - - - - - 0.21 0.02 0.24Obras de Geotecnia - - - - - - 0 .2 1 4 0.21

Protección Catódica - - - - - - - 0 .0 1 4 0.01

Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - - 0 .0 0 9 0.01

Reemplazo de Válvulas y Accesorios - - - - - - - -Guepajé - Sincé - Corozal - - - - - - - 0.015 0.02Obras de Geotecnia ■ - - - - - - -Derechos de Servidumbre - - - - - - - 0.001 0 .0 0

Protección Catódica - - - - - - - 0.011 0.01

Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - - - - 0 .0 0 3 0 .0 0

Ramal a San Pedro - - - - 0.013 0.001 0.01Obras de Geotecnia - - - - - - 0 .0 1 3 0.01

Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - - - - 0.001 0 .0 0

La Heróica - Mamonal - - - - - - 0.001 0.001Protección Catódoca y Protección de Revestimiento - - - - - * - -Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - - - - 0,001 0 .001

Estabilización del Terreno - - - - - - - -Ramal El Jobo - El Llano . - - * 0.107 0.003 0.110

Obras de Geotécnia - - - - - - 0 .1 0 7 0 .1 0 7

Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - - - - 0 .0 0 3 0 .0 0 3

Reemplazo de Válvulas y Tuberías - - - - - - - -Ramal Yariguíes - Puerto Wilches - - - - - - - -Obras de Geotecnia - - - - - - -Reparación de Revestimiento y cambio de Tubería - - - - - - - -

Ram al Isabel López - S abanalarga - - - 0.047 0.005 0.05Derechos de Servidumbre - - - - - - - 0 ,0 0 3 0 .0 0 3

Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - - - - 0 .0 0 2 0 .0 0 2

Anexo 2 . ECOGAS - Inversión Ejecutada Durante 1995 - 2002US $ Mili, dic./Q2

TRAMOS * PROYECTOS 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 TOTAL95-02

O bras de G eotecnia - - - - - - 0.047 - 0.05

Ram al Z. Ind. C antagallo - Cantagallo - - - - - - - - -

O bras de Geotecnia - - - - - - - -R eparación de tram os de T ubería - - - - - - - - -

Ram al Z . Ind. C antagallo - San Pablo - - - - - - - - -Obras de Geotecnia - - - - - - - - -R eem plazar Tuberías, Accesorios y Válvulas - - - - - - - -

Ram al G alán - Casabe - Y ondó - - - - - - - - -

Obras de Geotecnia - - - - - - - - -

R eem plazar Tuberías, Accesorios y V álvulas - - - - - - ' ' -

Ramal Corregim iento Brisas da Bolívar - - - - - - - - -

Reem plazo de V á lvulas y A ccesorios - - - - - - - - ■

Ramal Atunes - Corelca - - - - - - 0.018 0.001 0.02O bras de G eotecnia - - - - - - 0.018 - 0,02C om pra e insta lación Postes de Abscisado - - - - - - - 0.001 0 .0 0

R eparación de tram os de Tubería - - - - - ■ - - -

C onstrucc ión Ramal a San V icente de Chucurí - - - - - - 0.546 0.418 0.96V a lo r construcción ramal - - - - - 0 .5 4 6 0 .4 1 6 0.96

Protección del Derecho de V ia . - - - - - - 0.002 0.002

G asoducto Cusiana - El Porvenir - - - - - - - 11.92 11.92Adqu isic ión G asoducto - - - - - 11.922 11.92

Infraestructura Ecogas - - - 0.21 0.22 0.40 0.39 0.12 1.33Sistem a de Inform ación - - 0.207 0.216 0.697 0,389 0.051 1.26C om pra S ervidores para Integración SC A D A Corporativo - - - - - - - 0.069 0.07H ardw are y Softw are C PC - - - - - - - ■ ■

Investigación y Desarro llo - - - - - - - - -

BEO - - - - - - 0.104 - 0.104Planta Física - - - - - - - 0.734 0.734

TOTAL 0.235 4.60 7.91 11.47 59.66 6.20 4.76 17.32 112.15Fuente: EC O G AS. R ad icaciones C R EG -5122 de 2002 y 1209 de 2003.

Anexo 3. ECOGAS - Programa de Nuevas Inversiones

TRAMOS - PROYECTOS

Ballena-BarrancaConexión Estación Compresora Casacará Interconexión sistema SCADAConexión Estaciones Compresoras Hato Nuevo y NoreenPaso predio CICARAREPago por Estación Compresora de CasacaráEstación comrpesora de CasacaráEstación comrpesora de Hato NuevoEstación compresora de NoreanConstrucción Gasoducto a Cúcuta 12"Compra e instalación Sistema de Filtración Casacará Nuevas Conexiones puntos de entrada i salida

Barranca-SebastopolImplementación y optimización sistema SCADA Pendientes geotécnicas de construcción Pendientes de construcción - infraestructura Mejoras Operacionales y de Seguridad Pago por Estación Compresora de Barranca Estación compresora Barrancabermeja • COGB Ramales y Estaciones Obras de protección geotécnica

Sebastopol-VasconiaImplementación y optimización sistema SCADA Pendientes geotécnicas de construcción

Pendientes de construcción - infraestructura Mejoras Operacionales y de Seguridad Ramales y Estaciones

Vasconia- MariquitaImplementación y optimización sistema SCADA Pendientes geotécnicas de construcción Pendientes de construcción - infraestructura Mejoras Operacionales y de Seguridad Obras de protección geotécnica Construcción Línea Puerto Salgar - Cogua

Vasconia-La BellezaImplementación y optimización sistema SCADA Pendientes geotécnicas de construcción Pendientes de construcción - infraestructura Conexión Estación - Vasconia Estación Compresora de Vasconia Mejoras Operacionales y de Seguridad Ramales y Estaciones

La Belleza-EI PorvenirConversión La Belleza - El Porvenir Instalación Sistema de Protección Catódica Implementación sistema SCADA Obras de protección geotécnica Mejoras Operacionalesimplementación SCADA Tramo Cusiana - El Provenir

Mariquita-Cali Mariquita-PereiraAmpliación en 2.4 km línea troncal Integración sistema SCADA Ampliación cobertura sistema SCADA

Ampliación capacidad punto de entrega

Instalación de Cromatógrafo y Muestreadores

Nuevas Conexiones

Instalación Válvulas de Regulación

Pereira-ArmeniaIntegración Sistema SCADA Ampliación cobertura Sistema SCADA Instalación de Muestreadores Nuevas Conexiones Instalación Válvulas de Regulación

Armenia-CaliOperación y Mantenimiento Nueva Conexión

Integración Sistema SCADA

___________________________________ US $ Mili._dic./02____________________________________Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 TOTAL

8.677

8.677

8.7190.042

8.677

0.0230.023

0.0380.038

0.0540.054

1.757

0.647

1.110

8.677

8.677

8.8450.034

0.1348.677

0.1140.034

0.080

0.1640.034

0.130

0.1670.034

0.133

0.792

0.137

0.655

0.1510.017

0.134

0.0970.017

0.080

0.1470.017

0.130

0.1500.017

0.133

0.655

0.655

0.134

0.134

0.080

0.080

0.130

0.130

0.133

0.133

0.676

0.021

0.655

0.167

0.167

0.080

0.080

0.161

0.161

0.166

0.166

0.676

0.021

0.655

17.354

17.354

18.0160.093

0.56917.354

0.3940.074

0.320

0.6400.089

0.551

0.6700.105

0.565

4.556

0.826

3.730

Anexo 3. ECOGAS - Programa de Nuevas InversionesUS $ Mili. diC-/02

TR A M O S -P R O Y E C TO S Año 1 Año 2 Ano 3 Año 4 Año 5 TOTAL

Ampliación cobertura Sistema SCADA - - - - - -

Instalación de Muestreadores - - - - - -Nuevas Conexiones - - - - - -

Instalación Válvulas de Regulación - - - - - -

Mariquita-Neiva 0.032 0.160 0.160 0.181 0,181 0.714Tramo Dina - Tello - Los Pinos - - - - -Implementación y optimización sistema SCADA 0.032 - - 0.021 0.021 0.074Pendientes geotécnicas de construcción - - - - -Pendientes de construcción - Infraestructura - - - - - -Mejoras Operacionales y de Segundad - 0.160 0.160 0.160 0.160 0.640Obras de Protección Geotécnica - - - - - -Gasoducto Boyacá - Santander - - - - - -Integración Tiempo Real Sistma SCADA - - - - - -Derechos de Servidumbre - - - - - -

La Belleza-Cogua 8.058 0.080 0,217 0.101 0.101 8.557Implementación y optimización sistema SCADA 0.062 - 0.137 0,021 0.021 0.241Pendientes geotécnicas de construcción - - - - - -Pendientes de construcción - infraestructura - - - - -Obras de protección geotécnica - - - - - -Mejoras Operacionales - 0.080 0.080 0.080 0,080 0,320Estación Compresora El Hatillo - - - - -Construcción Variante El Hatillo - Chiquinquirá 7.996 - - - - 7.996

Cusiana-Apiay 0.654 0.598 0.615 0.598 0.598 3.063Trampa de envío raspadores Cusiana 0.196 - - - - 0.196Patín de Apiay - - - - - -

Implementación sistema SCADA 0.241 - 0,017 - - 0.258Obras de protección geotécnica - - - - - -

Instalación Sistema de protección catódica - - - - - -

Compra e Instalación Válvulas de Secdonamiento 0.055 - - - - 0.055

Derechos de Servidumbre - - - - - -Mejoras Operacionales y de Seguridad 0.162 0.598 0.598 0.598 0.598 2.554

Apiay-Usme 0.236 0-174 0.174 0.195 0.195 0.974Implementación sistema SCADA 0.097 - - 0.021 0,021 0,139Obras de protección geotécnica - - - - - -Instalación Sistema de protección catódica - - - - - -

Mejoras Operacionales y de Seguridad 0.066 0.174 0.174 0.174 0.174 0,762Derechos de Servidumbre - - - - -Compra e instalación Calentador Catalítico 0.051 - - - - 0.051Compra e Instalación Válvulas de Seccionamiento 0,022 - - - - 0.022Estación Compresora de Apiay - - - - - -Cambio de Revestimiento - - - - -Construcción Cruce Aéreo - - - - -

Apiay-Villavicencio-Ocoa 0.005 0.038 0.038 0.038 0,047 0-166Estación de Recibo Ocoa - - - - - -

Centro Operacional de Villavicencio 0.005 ’ - - - 0.005

Obras de protección geotécnica - - - - - -Instalación Sistema de protección catódica - - - - - -Compra e instalación Válvulas Seccionamiento - - - - -Construcción Bodega Villavicencio - - - - -Mejoras Operacionales y de Seguridad - 0.03S 0.038 0.038 0.047 0,161Ramales y Estaciones - - - - - -Montañuelo - Gualanday - 0.320 0.320 0.320 0.320 1.280Obras de protección geotécnica - - - - - -Mejoras Operacionales y de Seguridad - 0.320 0.320 0.320 0.320 1.280

Morichal-Yopal * - - - - -Mejoras operacionales - - - - - -Obras de protección geotécnica - - - - -Pozos colorados - Aracataca - - - - ■ -Obras de Geotecnia - - - - -Equipos de Medición y Regulación - - - - - -Riohacha - Maicao - - - - - -Obras de Geotecnia - - - - - -Protección Catódica - - - - -Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - -Reemplazo de Válvulas y Accesorios - - - - - -Guepajé - Sincé - Corozal - - - - - ■Obras de Geotecnia - - - - - -

Anexo 3. ECOGAS - Programa de Nuevas InversionesUS $ M ili. d ic ./02

T R A M O S ■ P R O Y E C T O S AñO 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 TOTAL

Derechos de Servidumbre - - - - -Protección Catódica - - - - -

Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - -

Ramal a San Pedro - - - - - -

Obras de Geotecnia - - - - - -Reparación de Revestimiento - - - - - -

La Heroica • Mamona! - - - - - -

Protección Catódoca y Protección de Revestimiento - - - - - -

Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - -Estabilización del Terreno - - - - - -

Ramal El Jobo - El Llano - - - - - -

Obras de Geotécnia - - - - - -Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - -Reemplazo de Válvulas y Tuberías - - - - - -

Ramal Yariguíes - Puerto Wilches - - - - - -

Obras de Geotecnia - - - - - -Reparación de Revestimiento y cambio de Tubería - - - - -

R a m a l Is a b e l L ó p e z - Sabanalarga ■ ■ - - - - -

Derechos de Servidumbre - - - -Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - -

Obras de Geotecnia - - - - - -

Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo - - - - - *Obras de Geotecnia - - - - - -Reparación de tramos de Tubería - - - - - -

Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo - - - - - -Obras de Geotecnia - - - - - -Reemplazar Tuberías, Accesorios y Válvulas - - - - - -

Ramal Galán - Casabe • Yondó - - - - -Obras de Geotecnia - - - - - -Reemplazar Tuberías, Accesorios y Válvulas - - - - - -

Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar - ■ - - - ■Reemplazo de Válvulas y Accesorios - - - - ' -

Ramal Atunes • Corsica ■ - - ■ - -Obras de Geotecnia - - - - - -Compra e Instalación Postes de Abscisado - - - - -Reparación de tramos de Tubería - - - - - -

Construcción Ramal a San Vicente de Chucurí - - ■ - - -

Valor construcción rama! - - - - - -Protección del Derecho de Vía - - - - - -

Infraestructura Ecogas - 1.523 1.958 1.155 1.407 6.043Sistema de Información - 0,172 0.046 0.046 0,046 0.310Compra Servidores para Integración SCADA Corporativo - - - - - -Hardware y Software CPC - 0.327 0.034 0.085 0,085 0.531Investigación y Desarrollo - 1.024 1.878 1.024 1,276 5.202

BEO - ■ - - - ■

Planta Física - 0.171 0.085 0.064 0.064 0.384

Construcciones Nuevas Conexiones Gasoductos 0.341 - - - - 0.341

Protección Derechos de Vía 0 .0 0 0 0.110 0.119 0.115 0.010 0.354

TOTAL 28.594 21.933 4.886 3.920 4.173 63.506Fuente: ECOGAS, Radicación CREG-998 de 2003

ANEXO 4. DEMANDA ESPERADA DE VOLUMEN (KPCP), REPORTADA POR ECOGAS

GASODUCTO2003 2004 2005 2006 20(17 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2016 2019 2020 2021 2022

Bal lena-Barranca 1 6 4 ,0 4 3 1 4 7 ,5 3 3 1 5 3 ,0 6 7 154 ,527 1 6 1 ,7 4 8 1 6 6 ,4 5 6 1 6 7 ,5 6 5 1 7 2 ,4 0 5 1 7 6 ,1 1 2 1 7 5 ,2 6 3 1 7 7 ,0 6 0 1 7 9 ,5 8 7 1 6 2 ,1 7 3 1 8 6 ,2 6 2 1 9 0 ,3 1 8 1 8 9 ,8 3 2 1 9 2 ,0 0 5 1 9 4 ,9 1 9 1 9 7 ,9 0 5 2 0 2 ,4 0 5Barranca-Sebastopol 1 1 4 ,0 5 9 9 7 ,4 8 4 1 0 2 ,9 4 2 1 0 4 ,3 2 3 111,471 1 1 6 ,1 0 4 1 1 7 ,1 3 6 1 2 1 ,9 0 2 1 2 5 ,5 3 6 1 2 4 ,6 1 6 1 2 6 ,3 4 2 1 2 8 ,7 9 8 131 ,311 1 3 5 ,3 2 6 1 3 9 ,3 0 6 1 3 8 ,7 4 2 1 4 0 ,6 3 5 1 4 3 ,6 6 8 1 46 ,571 1 5 0 ,9 8 6

Seba síopol-Va scon ¡a 9 1 ,5 5 3 7 2 ,2 3 5 7 3 ,3 4 6 7 3 ,0 6 4 7 7 ,8 0 6 6 1 ,7 6 7 6 2 ,3 0 6 6 6 ,3 7 7 6 9 ,3 6 4 6 8 ,0 2 5 8 9 ,1 8 5 9 1 ,0 2 7 9 2 ,9 1 4 9 6 ,2 1 3 9 9 ,4 6 9 9 8 ,4 0 7 9 9 ,0 5 4 1 01 ,991 1 0 4 ,1 8 2 1 0 7 ,7 9 5Vasconia-Mariquita 4 8 ,5 5 4 5 1 ,4 9 1 6 3 ,3 3 7 6 4 ,2 5 9 6 7 ,7 3 3 7 0 ,2 4 9 7 0 ,9 2 8 8 0 ,7 9 9 6 2 ,8 6 7 82 ,6 1 1 8 3 ,7 0 5 85 ,1 7 1 8 6 ,6 6 7 8 8 ,9 2 8 9 1 ,1 7 0 9 1 ,0 9 2 9 2 ,3 6 9 9 4 ,0 2 2 9 4 ,0 2 2 9 4 ,0 2 2Vasconía-La Belleza 2 3 ,8 3 3 2 3 ,6 4 8 3 7 ,5 9 0 4 1 ,1 0 4 4 5 ,0 0 6 4 6 ,0 6 6 4 7 ,1 5 4 5 5 ,5 5 0 5 6 ,7 6 9 5 8 ,0 2 3 5 9 ,3 1 5 6 0 ,6 4 4 6 2 ,0 1 3 6 3 ,4 2 2 6 4 ,8 7 3 6 6 ,3 6 8 6 7 ,9 0 7 6 9 ,4 9 2 6 9 ,4 9 2 6 9 ,4 9 2El Porvenir - La Belleza 1 7 ,1 2 8 3 9 ,5 5 2 5 6 ,0 0 2 6 0 ,6 0 4 6 4 ,1 4 2 6 5 ,9 3 0 6 7 ,7 7 6 7 6 ,9 5 7 7 8 ,9 9 0 8 1 ,0 9 0 8 3 ,2 5 6 6 5 ,4 9 7 8 7 ,8 1 0 9 0 ,1 9 9 9 2 ,6 6 7 9 5 ,2 1 6 97,851 10 0 ,5 7 4 1 0 3 ,3 8 9 1 0 6 ,2 9 8Mariquita-Pereira 4 3 ,9 7 9 4 6 ,4 1 5 5 3 ,9 5 7 5 5 ,3 0 8 5 8 ,4 4 4 6 0 ,4 0 9 6 1 ,1 0 3 6 6 ,5 3 1 6 8 ,2 0 7 6 8 ,2 6 7 6 9 ,3 1 0 7 0 ,5 9 7 7 1 ,9 1 0 7 3 ,7 6 0 7 5 ,6 0 3 7 5 ,8 4 2 7 7 ,0 2 8 76,481 7 9 ,9 6 4 8 1 ,9 8 8Pereira-Armenia 3 6 ,1 3 0 4 0 ,3 1 2 4 7 ,7 3 9 4 6 ,9 7 2 5 1 ,9 6 8 53 ,8 3 1 5 4 ,4 0 0 5 9 ,6 6 7 6 1 ,2 4 4 6 1 ,1 9 1 6 2 ,0 7 8 6 3 ,2 2 6 6 4 ,3 9 6 66,101 6 7 ,7 9 5 6 7 ,8 8 3 6 8 ,9 1 4 7 0 ,2 0 9 7 1 ,5 3 0 7 3 ,3 8 9Armenla-CaN 3 8 ,6 7 6 3 8 ,7 6 4 4 6 ,1 6 2 4 7 ,3 8 4 5 0 ,3 6 9 5 2 ,1 8 0 5 2 ,7 1 7 5 4 ,5 6 4 5 6 ,0 2 2 5 5 ,8 6 6 5 6 ,6 5 2 5 7 ,6 9 4 5 8 ,7 5 7 6 0 ,3 5 2 6 1 ,9 3 4 6 1 ,9 0 7 6 2 ,6 2 1 6 3 ,9 9 6 6 5 ,1 9 5 6 6 ,9 2 9Marlquila-Nelva 1 1 ,4 4 9 1 4 ,6 7 5 1 4 ,7 9 4 1 4 ,9 1 5 1 5 ,0 3 9 1 5 ,1 6 6 1 5 ,2 9 6 1 5 ,4 2 8 1 5 ,5 6 3 15,701 1 5 ,8 4 2 1 5 ,9 8 5 16 ,1 3 2 1 6 ,2 6 2 1 6 ,4 3 6 1 6 ,5 9 2 16 ,7 5 2 1 6 ,9 1 6 1 6 ,9 1 6 1 6 ,9 1 6Boyacá-Santand er 4 ,3 5 9 4 ,4 0 5 4 ,4 6 7 4 ,4 9 5 4 ,5 2 5 4 ,5 5 4 4 ,5 8 5 4 ,6 1 6 4 ,6 4 8 4 ,6 8 0 4 ,7 1 4 4 ,7 4 8 4 ,7 8 2 4 ,6 1 8 4 ,6 5 4 4,691 4 ,9 2 8 4 ,9 6 7 5 ,0 0 6 5 ,0 4 7La Belleza-Cogua 4 5 ,1 0 2 4 9 ,4 6 7 5 3 ,7 9 9 5 9 ,1 6 2 6 3 ,9 5 3 6 6 ,0 9 2 6 8 ,3 0 8 7 0 ,6 0 3 7 2 ,9 8 2 7 5 ,4 4 6 7 8 ,0 0 0 8 0 ,6 4 6 6 3 ,3 9 0 8 6 ,2 3 3 8 9 ,1 8 0 9 2 ,2 3 6 9 5 ,4 0 4 9 8 ,6 9 0 9 8 ,6 9 0 9 8 ,6 9 0

Cuslana-Apiay 14,161 1 3 ,8 1 3 14 ,1 1 0 14,021 14 .1 3 7 1 4 ,3 1 0 1 4 ,3 3 2 14 ,5 0 8 14 ,6 3 7 1 4 ,5 7 5 1 4 ,6 2 3 1 4 ,7 0 0 1 4 ,7 7 9 1 4 ,9 1 9 1 5 ,0 5 7 1 5 ,0 0 4 15,061 15 ,1 4 8 15 ,2 3 6 1 5 ,3 8 6Apiay-Usme 1 4 ,6 3 5 1 4 ,8 3 7 14 ,8 4 0 14 ,6 4 2 14 ,8 4 4 14 ,6 4 7 1 4 ,6 4 9 1 4 ,8 5 2 1 4 ,8 5 4 1 4 ,8 5 7 1 4 ,6 6 0 1 4 ,0 6 2 1 4 ,6 6 5 1 4 ,8 6 8 14,871 1 4 ,8 7 4 1 4 ,8 7 7 14 ,8 8 0 1 4 ,8 8 3 1 4 ,6 8 7Apiay-V¡ llavicen cio-Ocoa 3 ,2 6 6 2 ,9 3 4 3 ,2 2 8 3 ,1 3 5 3 ,2 4 7 3 ,4 1 6 3 ,4 3 4 3 ,6 0 6 3,731 3 ,6 6 5 3 ,7 0 9 3 ,7 8 2 3 ,8 5 6 3 ,9 9 2 4 ,1 2 5 4 ,0 6 8 4 ,1 2 0 4 ,2 0 2 4 ,2 8 5 4 ,4 3 0Morlchal-Yopal 362 3 6 8 374 300 3 8 7 394 4 0 0 4 0 7 4 1 4 421 4 2 9 4 3 6 4 4 4 4 5 2 4 6 0 4 6 8 4 7 6 4 8 5 4 9 4 5 0 3Ramal Galán - Termobatranca. 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 .0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0 1 7 ,0 0 0Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 11 11 11Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 78 79 79 80 61 82 8 3 83 04 65 8 6 87 88 89 89 90 91 91 91 91

Ramaf Z . Ind. Cantagallo - Cantagallo 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 13 13 13 13 13 13 13 13Ramal Z , Ind. Cantagallo - San Pablo 57 57 58 59 59 60 60 61 62 62 6 3 63 64 65 65 66 67 67 67 67Ramal Galán - Casabe - Yondó 36 37 37 37 37 37 37 38 38 3 8 38 38 39 39 39 39 39 39 39 39Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 46 4 6 46 46 47 47 47 47 48 4 8 48 48 48 49 4 9 4 9 49 50 50 50Ramal a San Vicente de Chucurí 50 60 110 140 1 6 0 162 163 165 1 6 6 1 6 6 1 7 0 172 173 1 7 5 177 1 7 9 180 182 184 1 6 6

Fuente: ECOG AS, R ad icación C REG-1524 de 2000 y 1135, 1647 d e 2003.

N O TA 1: No se incluyen los gasoductos de Ecogas em bebidos e n el S istem a d e PROMH3AS. Están inclu idos en la R eso lución C R EG -014 d e 2002.

NOTA2: Téngase e n cuenta que el Horizonte de Proyección para tos gasoductos de los BO M Ts es d e 30 años (Res. CREG-001 de 2000)

GASODUCTO2023 2024 2025 2026 2027 202 6 2029 2030 2031________ 2032

Ballena-Barranca 202,405 202,405 202,405 202.405 202,405 202,405 202,405 202,405 202,405 202,405Barranca-SebastopoE Sebaslopd-Vascon ¡a Vasconia-Mariquita Vasconia-La Belleza El Porvenir - La Belleza Mariquita-Pereira 81,986 81,988 81,988 81,988 81,988 81,968 81,988 81,986 81,988 81,988Pereira-Armenia 73,389 73,369 73,369 73,369 73,369 73,369 73,389 73,389 73,389 73,389Armenla-Call 56,929 66,929 66,929 66,929 66,929 66,929 66,929 66,929 65,929 66,929Mariquila-NelvaBoyacá-Sanlander 5,047 5,047 5,047 5,047 5,047 5,047 5,047 5,047 5,047 5,047La Belleza-Cogua Cusía na‘Apiay Apiay-UsmeApiay-Vil lavicen cio-Ocoa Morichal-YopalRamal Galán - Termobaranca Ramal Yariguíes - Rúenle Sogamoso Ramal Yariguíes - Puerto Wilches Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo Ramal Galán - Casabe - Yondó Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar Ramal a San Vicente de Chucurí ____

ANEXO 5. DEMANDA ESPERADA DE CAPACIDAD (KPCP), REPORTADA POR ECOGAS.

GASODUCTO2003 2004 2005 2006 2007 2608 2669 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Ballena-Barranca 201,703 201,721 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700Barranca-Sebaslopol 201,823 271,244 277,716 284,783 288,004 289,233 290,467 291,803 293,111 294,447 295,811 297,204 298,626 300,076 301,561 303,075 304,622 306,202 307,015 309,463Sebastopol-Vasconia 222,632 200,450 210,446 215,478 216,122 216,780 217,451 218,172 218,872 219,566 220,315 221.060 221,820 222,595 223,387 224,196 225,021 225,864 226,724 227,602Vascoma-Mariquila 77,300 84,668 95,050 97,427 99,851 100,935 102,041 112,591 113,818 115,071 116,350 117,657 118,992 120,356 121,748 123,171 124,625 126,110 127,627 129,177Va sean ja-La Belleza 31,499 18,869 40,479 46,649 48,453 46,904 49,364 59,221 59,774 60,340 60,918 61,509 62,113 62,731 63,362 64,008 64,668 65,343 66,033 66,739El Porvenir - La Belleza 19,031 43,947 62,225 67,336 71,269 73,256 75,307 66,810 89,070 91,403 93,812 96,300 98,869 101,524 104,266 107,099 110,026 113,052 116,179 119,411Mariquita-Pereira 60.899 66,363 72,963 75,200 77,481 78,416 79,374 84,172 85,243 86,336 87,453 88,594 89,759 90,949 92,165 93,407 94,676 95,972 97,297 98,650Perelra-Armenia 55,501 60,521 67,011 69,135 71,301 72,120 72,957 77,618 78,563 79,529 80,515 81,522 82,551 63,601 84,675 85,771 86,892 88,036 89,205 90,400Armenia-Cali 52,464 57,289 63,720 65,785 67,890 68,648 69,421 73,997 74,876 75,773 76,690 77,626 78,583 79,560 80,558 81,577 82,618 83,662 64,769 85,880Mariquita-Nelva 14,624 18,208 18,340 18,475 18,613 16,754 18,898 19,045 19,195 19,348 19,505 19,664 19,828 19,994 20,165 20,339 20,517 20,698 20,884 21,073Boyacá-San tander 6,444 6,512 6,603 6,645 6,689 6,733 6,778 6,824 6,871 6,919 6,966 7,018 7,069 7,122 7,175 7,230 7,286 7,343 7,401 7,461La Befleza-Cogua 47,423 50,739 63,464 72,301 74,422 75,951 77,535 79,176 80,875 82,635 84,459 86,348 88,306 90,335 92,438 94,617 96,876 99,219 101,647 104,165Cusiana-Apiay 16,919 16,977 17,040 17,105 17,172 17,239 17,309 17,379 17,451 17,525 17,600 17,677 17,755 17,836 17,917 18,001 18,087 18,174 18,263 18,354Apiay-Usme 17,131 17,129 17,132 17,134 17,137 17,139 17,142 17,145 17,147 17,150 17,153 17,156 17,159 17,162 17,165 17,169 17,172 17,175 17,179 17,182Aplay-Vlllavicendo-Ocoa 3,104 3,162 3,222 3,283 3,345 3,409 3,474 3,540 3,608 3,677 3,748 3,820 3,893 3,969 4,046 4,124 4,204 4,286 4,370 4,456Moricíiai-Yopal 402 409 416 423 430 437 445 452 460 468 477 485 493 502 511 520 529 539 549 559Ramal Galán -Termobarranca 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15Ramal Z. ind. Cantagallo - San Pablo 80 00 80 80 60 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80Ramal Galán - Casabe - Yondó 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60Ramal San Vicente de Chucurí 56 89 122 156 178 180 181 183 185 187 169 191 193 194 196 198 200 202 204 206

Fuente: ECOGAS, R adicación C R EG-1524 d e 2000 y 1135 ,1647, 1799 de 2003.

N O TA 1: 140 se ¡ncluyen los gasoductos de Ecogas em beb idos en el S istem a de PRQM IGAS. Están ¡nduidos e n la R eso lución C R EG -014 d e 2002.

N O TA2: Téngase en cuenta que el Horizonte d e P royección para los gasoductos de los B O M Ts es de 30 a te s (Res. C REG-001 de 2000)

GASODUCTO2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ballena-Barranca 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700Bananca-Sebastopoi SebastopoE-Vasconla Vasconia-Mariquila Vasconia-La Belleza El Porvenir - La Belleza Mariquita-Pereira 98,650 98,850 98,650 98,850 98,850 98,650 98,650 98,650Pereira-Armenla 90,400 90,400 90,400 90,400 90,400 90,400 90,400 90,400Armenla-Cali 85,880 85,880 85,860 85,880 85,880 85,880 85,880 85,880Mariquita-Neiva Boyacá-Santander 7,461 7,461 7,461 7,461 7,481 7,461 7,461 7,461La BeHeza-CoguaCusiana-ApiayApiay-UsmeApia y-Vi llavicen cio-Ocoa Morichal-YopalRamaJ Galán - Termobarranca Ramal Yariguíes - Rúenle Sogamoso Ramal Yariguíes - Puerto Wilches Ramal Z. Ind. Canlagalío - Cantagallo Ramal Z. Ind, Cantagallo - San Pablo Ramal Galán - Casabe - Yondó Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar Ramal San Vicente de Chucurí

A nexo 6. EC O G Á S - COSTO S DE AOM (Dólares de Dio. 2002)

" y - .-D e s c rip c ió n 2003 2004 2005 2006 2007 2008 =2009 2010 2011 2012 7 2 0 1 3 :^ \:¿2014r: = 2015Gasoducto Centro-Orienle O&M 3,829,375 3,829,375 3,829,375 3,829,375 3,829,375 4,212,312 4,212,312 4,212,312 4,212,312 4,212,312 4,633.544 4,633,544 4,633,544Gasoducto Cusiana-Apiav-Usme O&M 1,218,662 1,216,662 1,218,562 1,218,662 1,218,662 1,340,528 1,340,526 1,340,526 1,340,528 1,340,528 1,474,581 1,474,581 1,474,561Gasoducto El Porvenir - La Belleza OSM 418,936 416,936 418,938 418,938 418,936 460,832 460,832 460,832 460,832 460,832 506,916 506,916 506,916Gasoducto Montañuelo-Gualandav O&M 47,919 47,919 47,919 47,919 47,919 52,711 52,711 52,711 52,711 52,711 57,982 57,982 57,982Gasoducto Ballena-Barrancabermeja O&M 7,126,020 7,268,540 7,413,911 7,562,189 7,713,433 7,867,702 8,025,056 8,185,557 8,349,268 8,516,253 8,686,579 8,660,310 9,037,516Gasoducto Mariquita-Cali O&M 11,995,644 12,235,557 12,480,269 12,729,874 12,964,471 13,244,161 13,509,044 13,779,225 14,054,809 14,335,906 14,622,624 14,915,076 15,213,378Gasoducto Bovacá-Santander O&M 1,522,637 1,553,089 1,584,151 1,615,834 1,648,151 1,681,114 1.714,736 1,749,031 1,764,012 1,819,692 1,056,086 1,893,207 1,931,071Centro de Despacho de Gas (CDG) O&M 1,215,087 1,215,067 1.215,087 1,215,067 1,215,067 1,336,596 1,336,596 1,336,596 1,336,596 1,336,596 1,470,255 1,470,255 1,470,255Compresión Estación Barrancabermeja Comb. 5,735,319 5,735,319 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2.657,217 2,657,217 2.657,217 2,657,217 2,657,217Compresión Estación Barrancabermeía O&M 765,655 785,655 765,655 785,655 785,655 705,655 785,655 785,655 785,655 785,655 785,655 765,655 765,655Compresión Estación Hato Nuevo Comb. 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204.963 1,204.983 1,204,963Compresión Estación Hato Nuevo O&M 250,725 300,870 300,670 300,670 300,870 300,870 300,670 300,870 300,870 300,870 300,870 300,870 300,070Compresión Estación Casacará Comb, 3,360,000 3,360,000 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,857,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217Compresión Estación Casacará O&M 785,655 765,655 785,655 765.655 785,655 765,655 765,655 785,655 785,655 785,655 785,655 785,655 765,655Compresión Estación Norean Comb. 1,606,120 1,606,120 1,606.120 1,606,120 1,806,120 1,606,120 1,006,120 1,806,120 1,806,120 1,806,120 1,806,120 1,606,120 1,606,120Compresión Estación Norean O&M 200,580 200,580 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725Compresión Estación Vasconia Comb. 1,504,649 1.504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649Compresión en Vasconia O&M 200,580 200,580 200,560 200,580 200,580 200,580 200,560 200,500 200,580 200,580 200,580 200,560 200,580Compresión en Apiav O&M 466,619 463,429 461,150 452,947 452,947 452,947 452.947 452,947 452,947 452,947 452,947 452,947 452,947Gasoducto Morichal - Yopal O&M 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210Gasoducto a San Vicente O&M 50,265 38,048 46,520 41,539 48,520 43,005 43,005 44,471 44,471 44,471 51.452 51,452 51,452Administración ecogás Admón. 7,739,960 7,739,960 7,739,960 7.739,960 7,739,960 8,513,956 8,513,956 8,513,956 8,513,956 8,513,956 9,365,352 9,365,352 9,365,352

TOTAL COSTOS DE AOM 51,516,602 51,964,226 46,662,823 49,077,205 49,522,344 51,410,744 51,666,604 52,333,047 52,807,323 53,291,085 55,383,197 55,886,502 56,399,874

D escripción 2Ü16 2017 2018 2019 = 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030= i?:; 2031 .;s: =-==="■ 2032 uGasoducto Centre-Oriente 4,633,544 4,633,544 5,096,898 5,096,698 5,096,698 5,096,898 5,096,898Gasoducto Cusiana-Apiav-Usme 1,474,581 1,474,561 1,622,039 1,622,039 1,622,039 1,622,039 1,622,039Gasoducto El Porvenir - La Belleza 506,916 506,916 557,607 557,607 557,607 557,607 557,607Gasoducto Montañuelo-Gualanday 57,982 57,982 63,700 63,780 63,700 63,780 63,780Gasoducto Ballena-Barrancabermeía 9,210,267 9,402,632 9,590,685 9,782,496 9,978,148 10,177,711 10,381,265 10,580,691 10,600,669 11,016,682 11,237,016 11,461,756 11,690,991 11,924,811 12,163,307 12,406,573 12,654,705Gasoducto Mariquita-Calí 15,517,645 15,827,998 16,144,558 16,467,449 16,796,798 17,132,734 17,475,389 17,824,697 18,161.395 16,545,022 18,915,923 19,294,241 19,680,126 20,073.729 20,475,203 20,884,707 21,302,402Gasoducto Bovacá-Santander 1,969,693 2,009,087 2,049.268 2,090,254 2,132,059 2,174,700 2,210,194 2,262,558 2,307,809 2,353,965 2,401,045 2,449,066 2,498,047 2,546,000 2,590,968 2,650,947 2.703,966Centro de Despacho de Gas (CDG) 1,470,255 1,470,255 1,617,281 1,617,281 1,617,281 1.617,261 1,617,261Compresión Estación Barra ncabermela 2,657.217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217Compresión Estación Barrancabermeia 765,655 785,655 785,655 705,655 785,655 765,655 705,655Compresión Estación Hato Muevo 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983 1,204,983Compresión Estación Hato Muevo 300,870 300,870 300,870 300,670 300,670 300,870 300,870Compresión Estación Casacará 2,657,217 2,657,217 2,657.217 2,657,217 2,657,217 2,657,217 2,657,217Compresión Estación Casacará 785,655 785,655 765,655 785,655 765,655 785,655 785,655Compresión Estación Norean 1,606,120 1,806,120 1,606,120 1,806,120 1,606,120 1,806,120 1,806,120Compresión Estación Norean 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725 250,725Compresión Estación Vasconia 1.504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649 1,504,649Compresión en Vasconia 200,580 200,580 200,580 200,560 200,580 200,580 200,580Compresión en Apiay 452,947 452,947 452,947 452,947 452,947 452,947 452,947Gasoducto Morichal - Yopal 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210 51,210Gasoducto a San Vicente 51,452 51,452 52,910 52,918 52,910 52,916 52,918Administración ecogás 9,365,352 9,365,352 10,301,867 10,301,887 10,301,887 10,301,607 10,301,867 6,249,181 6,249,181 6,249,181 6,249,181 6,249,181 6,249,181 6,249,181 6,249,181 6,249,181 6,249.101

TOTAL COSTOS DE AOM 59,923,514 57,457,626 59,754,749 60,310,439 60,877,243 61,455,383 62,045,086 36,925,526 37,539,053 38,164,050 38,803,164 39,454,243 40,118,345 40,795,728 41,486,659 42,191,409 42,910,253Fuente: EC O G AS, R adicación C R EG -1209 efe 2003

Anexo 7. Inversión y Gastos de AO&M para los Gasoductos de los BOMTs(us $ m ill. D ie ./O 2)

año Mariquita - Pereira Pereira -Armenia Armenia - Cali Ballena - Barrancabermeja Boyacá - Santander Total

Gastos de AOM Reportados

Gastos de AOM con DEA

Gastos de AOM

Reportados


Gastos de ~Gastos deAOM„ . . AOM con DEA Reportados

Gastos de AOM Reportados


Gastos de AOM

Reportados



2003 5.89 5.33 3.25 2.94 5.46 4.94 8.89 8.05 1.849139 1.67 22.942004 5.99 5.42 3.30 2.99 5.55 5.03 9.04 8.18 1.88 1.70 23.322005 6.09 5.51 3.36 3.04 5.64 5.11 9.18 8.31 1.91 1.73 23.702006 6.19 5.60 3.41 3.09 5.74 5.19 9.33 8.44 1.94 1.76 24.092007 6.29 5.70 3.47 3.14 5.83 5.28 9.48 8.58 1.97 1.79 24.482008 6.50 5.89 3.59 3.25 6.03 5.46 9.81 8.88 2.04 1.85 25.312009 6.61 5.98 3.65 3.30 6.13 5.54 9.97 9.02 2.07 1.88 25.732010 6.72 6.08 3.71 3.35 6.23 5.64 10.13 9.17 2.11 1.91 26.152011 6.83 6.18 3.77 3.41 6.33 5.73 10.29 9.32 2.14 1.94 26.582012 6.94 6.28 3.83 3.47 6.44 5.82 10.46 9.47 2.18 1.97 27.012013 7.18 6.49 3.96 3.58 6.65 6.02 10.83 9.80 2.25 2.04 27.932014 7.29 6.60 4.02 3.64 6.76 6.12 11.00 9.95 2.29 2.07 28.382015 7.41 6.71 4.09 3.70 6.87 6.22 11.18 10.11 2.33 2.11 28.852016 7.54 6.82 4.16 3.76 6.99 6.32 11.36 10.28 2.36 2.14 29.322017 7.66 6.93 4.23 3.82 7.10 6.43 11.54 10.45 2.40 2.18 29.812018 7.92 7.17 4.37 3.95 7.34 6.64 11.94 10.81 2.48 2.25 30.812019 8,05 7.28 4.44 4.02 7.46 6.75 12.14 10.98 2.52 2.28 31.322020 8,18 7.40 4.51 4.08 7.58 6.86 12.33 11.16 2.57 2.32 31.832021 9.22 8.34 5.09 4.60 8.55 7.73 14.05 12.71 2.89 2.61 36.012022 9.36 8.47 5.16 4.67 8.67 7.85 14.25 12.90 2.93 2,65 36.542023 8.59 7.78 4.74 4.29 7.96 7.21 12.94 11.71 2.70 2.44 33.422024 8.74 7.91 4.82 4.36 8.10 7.33 13.15 11.90 2.74 2.48 33.972025 8.88 8.04 4.90 4.43 8.23 7.45 13.36 12.09 2.79 2.52 34.542026 9.03 8.17 4.98 4.51 8.37 7.58 13.58 12.29 2.83 2.57 35.122027 9.18 8.31 5.07 4.58 8.51 7.70 13.81 12.50 2.88 2.61 35.712028 9.34 8.45 5.15 4.66 8.66 7.83 14.04 12.70 2.93 2.65 36.312029 9.50 8.60 5.24 4.74 8.80 7.97 14.27 12.92 2.98 2.70 36.922030 9.66 8.74 5.33 4.82 8.95 8.10 14.51 13.13 3.03 2.74 37.552031 9.83 8.89 5.42 4.90 9.11 8.24 14.75 13.35 3.08 2.79 38.182032 9.99 9.05 5.51 4.99 9.26 8.38 15.00 13.58 3.14 2.84 38.83

VNA (12.63%) 47.73 26.33 44.24 71.98 14.98 205.25

T O T A L B O M T 178 .153837 6 9 .2 82 0 4 8 147 .310666 2 14 .74 6 1 44 4 7 .208773 6 56 .701467IN V E R S IÓ N 1 30 .42 1 3 22 4 2 .9 55 3 3 4 103 .070267 142 .768034 3 2 .233082 4 51 .44 8 0 40A O M ___________ 47.732515___________ 26 .326714 _________________ 44.240399___________ 71 .978110 14.975690 2 05 .253427

Fuenle: Ecogas, Radicación CREG-1209 de 2003 y Cálculos CREG.

ANEXO 8. ACTIVOS ESCINDIDOS DE ECOPETROL A ECOGASIDENTIFICACIÓN CONTABLE

1. ANTECEDENTES

De acuerdo con la Ley 401 de 1997 el capital y patrimonio inicial de la Empresa Colombiana de Gas -Ecogás- está conformado por los activos y derechos vinculados a la actividad de transporte de gas natural, los cuales se escindieron de ECOPETROL. Dicha Ley estableció que "ECOPETROL escindirá los activos vinculados a la actividad de transporte de gas natural por el valor en libros de los mismos al momento de la entrega. Para efectos de la incorporación contable y financiera de tales activos al patrimonio de ECOGAS, ésta los valorará de acuerdo con una metodología que garantice la viabilidad financiera de la empresa. En todo caso, dicha valoración no podrá ser superior al 80% del valor de los respectivos activos en libros de ECOPETROL. La diferencia será asumida por la Nación y se revelará en su balance general." Así mismo, el Decreto 2829 de 1997 precisó que el valor de los activos escindidos se incorporaría al patrimonio de Ecogás a partir del Io de enero de 1998.

Con base en lo anterior, y por parte de Ecogás, el Contador Público Gilberto Borbón Acosta intervino en el proceso de verificación y valoración de los activos que Ecogás recibió de ECOPETROL durante 1998.

2. VER IF IC A C IÓ N Y VALORACIÓN DE ACTIVOS

De acuerdo con lo anterior, en el informe final sobre escisión de activos de ECOPETROL a Ecogás, el Contador Gilberto Borbón presenta la metodología, procedimientos de valoración y los activos escindidos valorados a enero 2 de 1998. En el cuadro 1 se presenta el resumen de los bienes escindidos valorados a enero 2 de 1998 y en el anexo A se presenta el listado resumido de activos. En el anexo A también se presenta la distribución de una adición por Col. S 7,421,031,000 la cual fue reportada por Ecopetrol en febrero de 19991. Cabe anotar que en marzo de 1999 Ecopetrol remitió a Ecogás otra adición por Col. S 2,523,325,000 correspondientes a ajustes por inflación por el mes de enero de 1998 de los activos escindidos y valorados a enero 2 de 1998. Esta última adición se excluye del anexo A ya que para efectos tarifarios no se consideran los ajustes por inflación en la valoración de activos (Resolución CREG-001 de 2000).

A partir de la anterior información, y para efectos de cálculos tarifarios, es necesario asignar los valores correspondientes a los tramos de gasoductos que conforman el gasoducto Centro Oriente, a saber: Barrancabermeja - Sebastopol, Sebastopol - Vasconia, Vasconia - Mariquita, Mariquita - Neiva, Vasconia - La Belleza y La Belleza - Cogua. Para tal efecto se aplicó la siguiente metodología: i) se identificaron los activos ubicados en cada tramo, tales como troncales, centros operacionales, estaciones receptoras y ramales; ii) los valores de los proyectos Centro de Supervisión y Control de Bucaramanga, Centro Operacional de Barrancabermeja, Scada y Telecomunicaciones Estaciones Repetidoras se distribuyeron a prorrata de la longitud de cada tramo, considerando que estos activos benefician todo el grupo de gasoductos de Centro Oriente. En el anexo B se presentan los resultados de aplicar la anterior metodología.

1 Estados Financieros de Ecogas a 31 de diciembre de 1999. Se entiende que el valor de dicha adición está en pesos de diciembre 31 de 1998 y al 80% que le corresponde a Ecogás.

Cuadro 1. RESUMEN DE LOS BIENES ESCINDIDOS EN ENERO 2 DE 1998

ACTIVOS CORRIENTESEfectivo 1,134,010,837.00Anticipos a proveedores 6,000,000.00 1,140,010,837.00GASODUCTOS

Centro Oriente 246,412,005,995.82Porvenir La Belleza 72,144,520,378.55Morichal Yopal 808,718,969.56Cusiana Apiay 39,427,585,951.55Apiay Villavicencio Ocoa 7,740,940,691.42Apiay Usme 11,477,666,532.57Isabel López Sbanalarga 16,854,806.71Riohacha Maicao 1,328,535,994.82Guepaje Sincé Corozal 3,363,709,339.95Montañuelo Gualanday 3,244,409,109.92Pozos Colorados El Rodadero 1,000.00Pozos Colorados Aracataca 1,000.00Mamonal la Heroica 1,000.00El Jobo El Llano 1,000.00Galán Termobarranca 1,000.00Galán Casabe Yondó 1,563,542.03Zona Industrial Cantagallo a Brisas de Bolivar, Cantagallo y 73,604,557.89San PabloYariguíes Puerto Wilches y Puente Sogamoso 6,742,731.80Tello Neiva 1,953,211.86 386,048,816,814.45REPUESTOS Y ACCESORIOS

Bodega Estación Ayacucho en Aguachica - Cesar 1,105,981,519.27Bodega de Almabic en Santa Fé de Bogotá 15,443,928.55Bodega de Almacenar en La Dorada - Caldas 2,223,655,284.72Bodega de Almacenar en Cucunuba - Cundinamarca 78,050,657.80Repuestos Sistema Scada Bodega Centro Oriente 229,603,751.47 3,652,735,141.81MUEBLES ENSERES Y EQUIPO DE OFICINA

Muebles y Enseres 48,028,771.01Equipos y Maquinas de Oficina 971,630.48Equipo de Comunicaciones 123,300,186.23Equipo de Computación 177,252,772.31 349,553,360.03CONSTRUCCIONES EN CURSO

Ramales del Casanare 249,701,689.92Ramales del Piedemonte 258,059,592.50 507,761,282.42

INTANGIBLES

Licencias y Software 20,831,176.14 20,831,176.14

1 VALOR TOTAL DE LA ESCISION EN ENERO 2 DEL98 391,719,708,611.851

De otra parte, en diciembre de 1999 Ecopetrol reportó a Ecogás otra adición a la escisión por Col. $ 1,050,150,000. De acuerdo con los Estados Financieros de ecogás a 31 de diciembre de 1999, dicha cifra se incluye en la escisión a fecha diciembre 31 de 1999. Con base en lo anterior, y después de realizar las conversiones monerarias correspondientes, se tiene que el valor total de los bienes escindidos de Ecopetrol a Ecogás asciende a US $ 308,864,738.88 como se indica en el anexo C. Cabe anotar que en dichos bienes se incluyen algunos activos no comentes que no se deben considerar para efectos tarifarios.

ANEXO A. LISTADO RESUMIDO DE ACTIVOS ESCINDIDOS POR ECOPETROL A ECOGAS

D E S C R IP C IO N DE A C C E S O R IO S

V A L O R L IB R O S E C O G A S

C ol. $ E ne. 2 /98

GASODUCTO CENTRO ORIENTEC E N T R O S O P E R A C IO N A L E S

Centro de supervision y control de bucaramanga

Centro operacional de barracabermeja

Centro operacional de Sebastopol

Centro operacional de mariquita

Centro operacional de gualanday

Centro operacional de cogua

Centro operacional de dina

TR A M P A S DE R A S P A D O R E S

Trampa de raspadores vasconia

Trampa de raspadores puerto salgar

Trampa de raspadores guasimal Trampa de raspadores la belleza

T R O N C A L E S

Centro operacional de Barranca - Centro operacional SebastopolTroncal Centro operacional de Sebastopol - Trampa de raspadores Vasconia

Vasconia - trampa de raspadores Puerto Salgar

Puerto salgar - centro operacional de MariquitaCntro operacional de Mariquita - centro operacional Gualanday

Centro operacional de Gualanday - centro operacional de DinaVasconia - trampa raspadores La Belleza (b153)

Estación La Belleza - centro operación al de Cogua

ES TA C IO N E S R E C E P T O R A S

Estación receptora Puerto Parra

Estación receptora Puerto Serviez

Estación receptora Puerto Boyaca

Estación receptora Puerto Salgar

Estación receptora la DoradaEstación receptora TemnodoradaEstación receptora La VictoriaEstación receptora HondaEstación receptora Guayabal

23,892,339,185.712,662,308,140.258.803.205.141.75

2,285,301,635.93

2.999.293.674.75

2,102,249,498.36

2,639,548,070.45

2,400,433,024.23

2,059,054,819.61601,246,908.05401,954,344.65

510,425,144.76545,428,422.15

202,739,154,716.9732.245.783.599.68

20,414,545,869.09

20,956,756,503.44

16,046,588,992.13

10,650,978,703.23

15,915,843,838.50

28,553,295,287.22

57.955.361.923.68

8,760,444,140.79272,703,574.79

151,243,679.69316,696,416.48

240,029,923.94

301,920,683.87306,547,265.18

257,858,188.62

299,201,364.28153,248,127.10

A D IC IO N A L C O S T O 1998

C ol. $ P ie . 31/98

602,470,564.15

270.005.678.4071.732.456.13

72,119,239.6767.397.586.74

63,484,837.2057.730.766.01

37,295,970.9314.485.652.30

9,650,448.88

13.159.869.745,189,176,202.47

776,123,576.67

531,339,678.54

503.211.614.40

397,123,332.84

306,437,520.95

459,416,435.90

820,076,461.58

1,395,447,581.58

647,225,985.5920,991,957.27

11,620,606.00

24.280.814.30

18,463,226.53

23,129,191.9823.208.189.02

19.736.176.1422.910.067.02

11,697,329.58



C ol. $ Ene. 2 /98


C ol. $ Dio. 3 1 /98

Estación receptora Lérida 240,194,672.02 18,433,426.82Estación receptora Líbano 299,683,876.60 23,017,213.87Estación receptora Tierradentro 148,166,953.63 11,395,443.75Estación receptora Ambalema 238,352,285.25 18,265,122.49Estación receptora La Sierra 188,444,023.01 14,405,714.16Estación receptora Venadillo 229,017,304.17 17,534,039.44Estación receptora Piedras 161,614,822.72 12,370,174.69Estación receptora Alvarado 151,628,966.60 11,601,461.35Estación receptora Doima 151,262,716.73 11,601,461.35Estación medidora Guamo 224,785,873.31 19,071,980.09Estación medidora Saldaña "a" 209,887,574.27 17,823,298.17Estación medidora Saldaña "b" 210,084,450.52 17,840,609.63Estación medidora Natagaima 235,449,271.58 19,971,748.40Estación medidora Ai pe 212,030,343.26 18,005,199.60Estación medidora Ibague 198,732,653.85 11,700,650.12Estación medidora Girardot 221,303,488.80 5,471,217.73Estación receptora La Belleza 142,961,264.08 10,991,009.54Estación receptora Florian 177,925,140.81 13,700,009.61Estación receptora Tunungua 136,341,159.32 10,482,422.95Estación receptora Albania 178,805,819,88 13,728,723.35Estación receptora Brice ño 157,982,064.15 12,154,770.07Estación receptora Chiquinquira 252,657,384.33 19,429,988.32Estación receptora Caldas 142,899,124.93 10,985,601.44Estación receptora Simijaca 205,999,644.39 15,813,699.40Estación receptora Susa 189,112,329.27 14,554,776.37Estación receptora Fúquene 144,035,823.46 11,073,564.97Estación receptora Capellanía 145,811,675,79 11,212,239.57Estación receptora Guatancuy 132,505,630.88 10,187,754.63Estación receptora Su tata usa 134,552,094.19 10,303,589.23Estación receptora Ubaté 235,620,013.81 18,096,367.82Estación receptora Cucunuba 127,025,441.26 9,728,047.95Estación receptora Tausa 171,571,903.20 13,185,550.09Estación receptora Nemocom 222,183,142.81 17,051,550.76Estación receptora de Purificación 242,365,983.98R A M A LE S 8,573,993,015.47 205,851,441.62Ramal Puerto Parra 40,820,484.17 483,361.64



C ol. $ E n e . 2 /98


C o l.$ D ie. 31 /98

Ramal Puerto Serviez 70,075,809.97 1,633,024.43Ramal Puerto Boyacá 50,788,414.76 977,266.57Rramal puerto salgar 43,163,898.08 436,017.77Ramal La Dorada 123,820,285.25 2,473,803.04Ramal Temnodorada 1,719,771,900.52 41,004,722.57Ramal La Victoria 335,609,540.99 8,472,076.46Ramal Honda 309,595,396.98 7,832,981.86Ramal Guayabal 41,477,833.24 400,215.19Ramal Lérida 509,451,623.28 12,075,173.50Ramal Líbano 937,668,888.94 22,449,035.07Ramal Tierradentro 23,600,535.50 566,620.97Ramal Ambalema 699,768,444.35 17,306,382.83Ramal La Sierra 57,616,769.50 473,012.03Ramal Venadillo 54,921,122.78 407,894.29Ramal Piedras 357,317,236.20 8,290,155.59Ramal Alvarado 55,275,581.78 442,878.40Ramal Doima 151,498,725.98 3,876,723.36Ramal Purificación 15,084,514.16 362,161.36Ramal Guamo 15,084,514.16 362,161.36Ramal Saldaña "a" 15,084,514.16 362,161.36Ramal Saldaña "b" 15,084,514.16 362,161.36Ramal Ai pe 15,084,514.16 362,161.36Ramal Ibague 15,084,514.16 362,161.36Ramal Girardot 15,084,514.16 362,161.36Ramal Natagaima 15,084,514.16 362,161.36Ramal La Belleza 85,065,095.03 2,318,459.19Ramal Florian 66,695,784.95 1,709,144.92Ramal Tunungua 92,101,723.67 2,211,253.56Ramal albania 200,699,868.28 5,526,685.28Ramal Bricen o 40,413,088.30 463,907.79Ramal Chiquinquira 155,452,380.04 3,732,526.96Ramal Caldas 240,059,723.20 6,543,427.41Ramal simijaca 226,347,801.70 6,189,117.03Ramal Susa 201,572,705.44 5,548,645.29Ramal Fúquene 163,139,655.80 4,536,889.87Ramal Capellanía 43,678,404.53 710,380.04

DESCRIPCION DE ACCESORIOSVALOR LIBROS ECOGAS ADICION AL COSTO 1998

Col. $ Ene. 2/98______ Col. $ Pie. 31/98Ramal Guatancuy 82,199,190.19 2,228,012.79Ramal Sutatausa 542,078,494.32 13,169,306.11Ramal Ubaté 228,287,586.67 5,480,915.22Ramal Cucunuba 75,803,059.25 2,020,454.20Ramal Tausa 158,771,609.33 4,420,130.00Ramal Nemocom 268,708,239.24 6,543,549.49S C A D A Y T E L E C O M U N IC A C IO N E S E S TA C IO N E S R E P E T ID O R A S 310,555,672.20Estación de Picacho 74,468,869.99Estación repetidora de Saboyá 52,069,445.09Estación Repetidora de Cacique 52,069,445.09Estación Repetidora de Cerro Negro 52,069,445.09Estación Repetidora de Nieva 79,878,466.94TE R R E N O S 76,464,445.06Lole centro Operacional de Barrancabermeja 33.504 M(2

119,404.23Lole Centro Operacional Gualandayl 7.000 Mt.2, Escritura 1338 de 12-04-96 Notaría 4° IBAGUE

36,191,554.32Lote Centro Operacional de Dina 4.397 Mt2

15,561.96Lote Centro Operacional de Cogua, 8,740 Mt2 escritura 201 3/05/95 SIMIJACA

40,137,924.56

TOTAL DEL GASODUCTO CENTRO ORIENTE 246,412,005,995.81 6,682,020,164.76

GASODUCTO EL PORVENIR LA BELLEZATR A M P A S DE R A S P A D O R E S

TR O N C A L

TOTAL GASODUCTO EL PORVENIR LA BELLEZA

5 7 6 ,6 3 4 ,8 0 4 .4 3

7 1 ,5 6 7 ,8 8 5 ,5 7 4 .1 1

72,144,520,378.55 3,616,860.38

GASODUCTO MORICHAL EL YOPALE S TA C IO N E S R E C E P T O R A S

TR O N C A L

TOTAL GASODUCTO MORICHAL EL YOPAL

6 8 8 ,2 9 0 ,2 1 2 .8 9

1 2 0 ,4 2 8 ,7 5 6 .6 7

808,718,969.56

GASODUCTO CUSIANA APIAYTR A M P A S DE R A S P A D O R E S

E S TA C IO N E S R E C E P T O R A S

TR O N C A L

R AM A LES

TOTAL GASODUCTO CUSIANA APIAY

7 8 8 ,8 8 2 ,4 6 5 .6 1

1 ,5 7 1 ,1 5 2 ,4 0 8 .1 8

3 3 ,1 1 1 ,0 0 6 ,3 6 4 .8 3

3 ,9 5 6 ,5 4 4 ,7 1 2 .9 3

39,427,585,951.54

DESCRIPCION DE ACCESORIOS

VALOR LIBROS ECOGAS ADICION AL COSTO 1998Col. $ Ene. 2/98______ Col. $ Pie. 31/98

GASODUCTO APIAY VILLAVICENCIO OCOAC E N TR O S O P E R A C IO N A L E S 192 882 10g 02

ESTA C IO N E S R E C E P T O R A S 3 ,2 0 8 !l4 íM )6 3 .3 8

TR A M P A S DE R A S P A D O R E S 12S 377810 .0 6

TR O N C A L 1 ,8 4 5 ,3 9 7 ,7 1 7 .8 0

R A M A LES 2 ,3 6 8 ,8 3 7 ,9 9 1 .1 5

TOTAL GASODUCTO APIAY VILLAVICENCIO OCOA 7,740,940,691.41

GASODUCTO APIAY USMEESTA C IO N E S R E C E P T O R A S 1 ,6 7 5 ,2 9 9 ,9 5 1 .9 3TR O N C A L 8 ,3 6 4 ,3 9 2 ,8 6 6 .1 5R A M A LES V IL L A V IC E N C IO B O G O TÁ 1 ,4 3 7 ,9 7 3 ,7 1 4 .4 9

TOTAL GASODUCTO APIAY USME 11,477,666,532.57

GASODUCTO ISABEL LOPEZ SABANALARGAR A M A LES 1 6 ,8 5 4 ,8 0 6 .7 1

TOTAL GASODUCTO ISABEL LOPEZ SABANALARGA 16,854,806.71

GASODUCTO RIOHACHA MAICAOE S TA C IO N E S R E C E P T O R A S 1 6 7 ,7 0 3 ,4 6 9 .4 3

T R A M P A S DE R A S P A D O R E S 9 ,9 8 8 ,1 9 9 .2 8R A M A LE S 1 ,1 5 0 ,8 4 4 ,3 2 6 .1 1

TOTAL GASODUCTO RIOHACHA MAICAO 1,328,535,994.82

GASODUCTO GUEPAJE SINCE COROZALESTA C IO N E S R E C E P T O R A S 7 6 ,7 5 8 ,8 3 2 .3 4

TR A M P A S DE R A S P A D O R E S 7 7 ,4 2 0 ,1 7 2 .5 6

TR O N C A L 3 ,0 9 8 ,4 5 1 ,0 2 9 .6 6R A M A LE S 1 1 1 ,0 7 9 ,3 0 5 .3 7

TOTAL GASODUCTO GUEPAJE SINCE COROZAL 3,363,709,339.95

GASODUCTO MONTAÑUELO GUALANDAYESTA C IO N E S DE R E G U LA C IÓ N Y C O N TR O L 5 0 5 ,3 8 3 ,5 5 8 .0 3

TR A M P A S DE R A S P A D O R E S 2 3 3 ,2 1 6 ,7 0 9 .5 0

T R O N C A L 2 ,4 8 5 ,0 8 8 ,2 5 1 .8 5R A M A LES 2 0 ,7 1 9 ,5 9 0 .5 5

T E R R E N O S 1 ,0 0 0 .0 0

GASODUCTO MONTAÑUELO GUALANDAY 3,244,409,109.93

6 2 7 ,8 3 9 ,7 3 9 .5 41 9 3 ,6 8 6 .0 2

628,033,425.56

DESCRIPCION DE ACCESORIOSVALOR LIBROS ECOGAS ADICION AL COSTO 1998 Col. $ Ene. 2/98 Col.S Die. 31/98

POZOS COLORADOS EL RODADEROE S TA C IO N E S DE R E G U LA C IÓ N Y C O N TR O L

RAM A LES

TOTAL POZOS COLORADOS EL RODADERO

POZOS COLORADOS ARACATACARAM A LES

TOTAL POZOS COLORADOS ARACATACA

GASODUCTO MAMONAL - LA HEROICAE S TA C IO N E S R E C E P T O R A S

R AM A L

TOTAL GASODUCTO MAMONAL - LA HEROICA

GASODUCTO EL JOBO - EL LLANOT R A M P A S DE R A S P A D O R E S

R A M A LE S

TOTAL GASODUCTO EL JOBO - EL LLANO

GASODUCTO GALAN CASABE YONDOR AM A LES

TOTAL GASODUCTO GALAN CASABE YONDO

GASODUCTO GALAN TERMOBARRANCAES TA C IO N E S R E C E P T O R A S

RAM A L

TOTAL GASODUCTO GALAN TERMOBARRANCA

GASODUCTO ZONA IND. CANTAGALLO - SAN PABLORAM A LES

TOTAL GASODUCTO ZONA IND. CANTAGALLO - SAN PABLO

GASODUCTO YARIGUIES PUENTE SOGAMOSOES TA C IO N E S R E C E P T O R A S RAM A L

TOTAL GASODUCTO YARIGUIES PUENTE SOGAMOSO

100.00

900 .00

1,000.00

1,000.00

1,000.00

3 20 .00

6 80 .00

1,000.00

3 00 .00

700 .00

1,000.00

1,563,542 .03

1,563,542.03

800.00200.00

1,000.00

73,604 ,557 .89

73,604,557.89

1,358,296 .66

5 ,384,433 .14

6,742,731.80

D E S C R IP C IO N D E A C C E S O R IO S


C ol. $ Ene. 2/98

A D IC IÓ N A L C O S T O 1998

C ol. $ D ie. 3 1 /98

GASODUCTO TELLO NEIVAESTA C IO N E S R E C E P T O R A S

T R A M P A S DE R A S P A D O R E S

R A M A LE S

TOTAL GASODUCTO TELLO NEIVA

332 ,605 .29

154,564.55

1 ,466,042 .03

1,953,211.86

TOTAL DEL SITEMA NACIONAL DE GASODUCTOS 386,048,816,814.44 7,313,670,450.70

REPUESTOS Y ACCESORIOS 3,652,735,141.81

MUEBLES ENSERES Y EQUIPO DE OFICINA 349,553,360.03 104,400,247.17

CONSTRUCCIONES EN CURSO 507,761,282.42 2,960,302.13

INTANGIBLES 20,831,176.14

OTROS {Efectivo + Anticipo Proveedores) 1,140,010,837.00

TOTAL 391,719,708,611.83 7,421,031,000.00Fuentes: ■ Gilberto Borbón Acosta, Informe final sobre escisión de activos de Ecopelrol a ecogás,

■ Estados Financieros de ecogás a 31 de Diciembre de 1999,

(*) Para mayor desagregación de los activos consultar el informe finaí de escisión de aclivos, elaborado por Gilberto Borbón.(*) En e \ informe de Borbón se desagregan Col, $ 7,352,735,294 de adición al costo, por lo cuai la diferencia {Col, $

68,277,716) se dislribuyó conservando los porcentajes utilizados por Borbón para cada activo.

ANEXO B. ACTIVOS ESCINDIDOS POR ECOPETROL A ECOGAS - GASODUCTO CENTRO ORIENTE

TR A M O S 1 D E S C R IP C IO N DE A C C E S O R IO SLong itud línea principa l (km )


C ol. $ E ne . 2/98


C ol. $ D ie. 31/98

BARRANCA - SEBASTOPOL 111 34,203,632,916.85 835,297,801.62Centro operacional de Barranca - Centro operacional Sebastopol (Troncal) 32,245,783,599.68 776,123,576.67Estación receptora Puerto Parra 272,703,574.79 20,991,957.27Ramal Puerto Parra 40,820,484.17 483,361.64Lote centro Operacional de Barrancabermeja 33.504 Mt2 119,404.23Centro Operacional Barranca, Bucaramanga, Scada Repetidoras 1,644,205,853.98 37,698,906.04

SEBASTOPOL - VASCONIA 24,440,799,154.50 651,868,464.01Troncal Centro operacional de Sebastopol - Trampa de raspadores Vasconia (Troncal) 62 20,414,545,869.09 531,339,678.54Trampa de raspadores vasconia 601,246,908.05 14,485,652.30Centro operacional de Sebastopol 2,285,301,635.93 71,732,456.13Estación receptora Puerto Serviez 151,243,679.69 11,620,606.00Ramal Puerto Serviez 70,075,809.97 1,633,024.43Centro Operacional Bamanca, Bucaramanga, Scada Repetidoras 918,385,251.77 21,057,046.62

VASCONIA - MARIQUITA 123 43,433,889,340.86 1,113,941,343.97Vasconia - trampa de raspadores Puerto Salgar (Troncal) 20,956,756,503.44 503,211,614.40Puerto Salgar - centro operacional de Mariquita (Troncal) 16,046,588,992.13 397,123,332,84Trampa de raspadores Puerto Salgar 401,954,344.65 9,650,448.88Trampa de raspadores guasimal 510,425,144.76Estación receptora Puerto Boyacá 316,696,416.48 24,280,814.30Estación receptora Puerto Salgar 240,029,923.94 18,463,226.53Estación receptora la Dorada 301,920,683.87 23,129,191.98Estación receptora Termodorada 306,547,265.18 23,208,189.02Estación receptora La Victoria 257,858,188.62 19,736,176.14Ramal Puerto Boyacá 50,788,414.76 977,266.57Rramal puerto salgar 43,163,898.08 436,017.77Ramal La Dorada 123,820,285.25 2,473,803.04Ramal Termodorada 1,719,771,900.52 41,004,722.57Ramal La Victoria 335,609,540.99 8,472,076.46Centro Operacional Bamanca, Bucaramanga, Scada Repetidoras 1,821,957,838.20 41,774,463.45

MARIQUITA - NEIVA 293 45,779,439,826.73 1,422,747,598.29Cntro operacional de Mariquita - centro operacional Gualanday (Troncal) 10,650,978,703.23 306,437,520.95

TRAMOS I DESCRIPCION DE ACCESORIOSCentro operacional de Gualanday - centro operacional de Dina (Troncal)

Centro operacional de mariquita

Centro operacional de gualanday

Centro operacional de dina

Estadón receptora HondaEstación receptora GuayabalEstación receptora Lérida

Estación receptora Líbano

Estación receptora Tierradentro

Estación receptora AmbalemaEstación receptora La SierraEstadón receptora VenadilloEstación receptora PiedrasEstación receptora AlvaradoEstación receptora DoimaEstación medidora GuamoEstadón medidora Saldaña "a"Estación medidora Saldaña “b”

Estación medidora Natagaima

Estación medidora Ai pe

Estación medidora Ibague

Estadón medidora GirardotEstación receptora de Purificación

Ramal Honda

Ramal Guayaba]

Ramal Lérida

Ramal Líbano

Ramal Tierradentro

Ramal Ambalema

Ramal La Sierra

Ramal Venadillo

Ramal Piedras

Ramal Alvarado

Ramal Doima

Ramal Purificación

Ramal Guamo

Longitud línea VALOR LIBROS ECOGAS ADICION AL COSTO 1998principal (km)________ Col. $ Ene. 2/98______ Col. $ Pie. 31/98

15,915,843,838.502,999,293,674.75

2,102,249,498.362,400,433,024.23

299,201,364.28

153,248,127.10

240,194,672.02299.683.876.60

148,166,953.63238.352.285.25

188,444,023.01

229,017,304.17161.614.822.72

151.628.966.60151.262.716.73

224,785,873.31209.887.574.27

210,084,450.52

235,449,271.58212.030.343.26

198,732,653.85

221,303,488.80

242.365.983.98

309.595.396.98

41,477,833.24

509.451.623.28

937,668,888.94

23.600.535.50

699,768,444.35

57.616.769.50

54.921.122.78

357,317,236.2055.275.581.78

151.498.725.9815.084.514.16

15.084.514.16

459,416,435.9072,119,239.67

67.397.586.7457.730.766.01

22.910.067.02

11,697,329.58

18.433.426.82

23,017,213.87

11.395.443.75

18.265.122.49

14.405.714.16

17,534,039.44

12,370,174.69

11.601.461.3511.601.461.35

19,071,980.0917.823.298.17

17,840,609.63

19,971,748.40

18,005,199.60

11,700,650.12

5,471,217.73

7,832,981.86

400,215.19

12.075.173.50

22,449,035.07566,620.97

17.306.382.83

473,012.03

407,894.29

8,290,155.59442,878.40

3,876,723.36

362.161.36362.161.36

TRAMOS / DESCRIPCION DE ACCESORIOSLong itud línea principal (km)


C ol. $ E ne . 2 /96

Ramal Saldaña "a"Ramal Saldaña "b"Ramal Alpe

Ramal Ibague

Ramal Girardot

Ramal Natagaima

Lote Centro Operacional Gualandayl 7.000 Mt.2, Escritura 1338 de 12-04-96 Notaría 4° IBAGUE

Lote Centro Operacional de Dina 4.397 Mt2Centro Operacional Barranca, Bucaramanga, Scada Repetidoras

15.084.514.1615.084.514.1615.084.514.16

15.084.514.16

15.084.514.16

15.084.514.16

36,191,554.3215,561.96

4,340,110,947.90

A D IC IÓ N A L C O S T O 1998

C ol. $ Pie. 31/98

362.161.36362.161.36362.161.36

362.161.36

362.161.36

362.161.36

99,511,526.75

VASCONIA - LA BELLEZA 91 30,674,702,615.44 877,452,110.41Vasconia - trampa raspadores La Belleza (b153) 28,553,295,287.22 820,076,461.58Trampa de raspadores la belleza 545,428,422.15 13,159,869.74Estación receptora La Belleza 142,961,264.08 10,991,009.54Ramal La Belleza 85,065,095.03 2,318,459.19Centro Operacional Bamanca, Bucaramanga, Scada Repetidoras 1,347,952,546.96 30,906,310.36

LA BELLEZA - COGUA 115 67,879,542,141.43 1,780,712,846.46Estación La Belleza - centro operacional de Cogua 57,955,361,923.68 1,395,447,581.58Centro operacional de cogua 2,639,548,070.45 63,484,837.20Estación receptora Florian 177,925,140.81 13,700,009.61Estación receptora Tunungua 136,341,159.32 10,482,422.95Estación receptora Albania 178,805,819.88 13,728,723.35Estación receptora Brice ño 157,982,064.15 12,154,770.07Estación receptora Chiquinquira 252,657,384.33 19,429,988.32Estación receptora Caldas 142,899,124.93 10,985,601.44Estación receptora Simijaca 205,999,644.39 15,813,699.40Estación receptora Susa 189,112,329.27 14,554,776.37Estación receptora Fúquene 144,035,823.46 11,073,564.97Estación receptora Capellanía 145,811,675.79 11,212,239.57Estación receptora Guatancuy 132,505,630.88 10,187,754.63Estación receptora Sutatausa 134,552,094.19 10,303,589.23Estación receptora Ubaté 235,620,013.81 18,096,367.82Estación receptora Cucunuba 127,025,441.26 9,728,047.95Estación receptora Tausa 171,571,903.20 13,185,550.09Estación receptora Nemocom 222,183,142.81 17,051,550.76

T R A M O S / D E S C R IP C IO N DE A C C E S O R IO SLong itud línea principa l (km)


C ol. $ E n e . 2 /98

A D IC IO N A L C O S TO 1998

C o l. $ D ie . 31 /98

Ramal Florian 66,695,784.95 1,709,144.92Ramal Tunungua 92,101,723.67 2,211,253.56Ramal albania 200,699,868.28 5,526,685.28Ramal Briceño 40,413,088.30 463,907.79Ramal Chiquinquira 155,452,380.04 3,732,526.96Ramal Caldas 240,059,723.20 6,543,427.41Ramal simijaca 226,347,801.70 6,189,117.03Ramal Susa 201,572,705.44 5,548,645.29Ramal Fúquene 163,139,655.80 4,536,889.87Ramal Capellanía 43,678,404.53 710,380.04Ramal Guatancuy 82,199,190.19 2,228,012.79Ramal Sutatausa 542,078,494.32 13,169,306.11Ramal Ubaté 228,287,586.67 5,480,915.22Ramal Cucunuba 75,803,059.25 2,020,454.20Ramal Tausa 158,771,609.33 4,420,130.00Ramal Nemocom 268,708,239.24 6,543,549.49Lote Centro Operacional de Cogua, 8.740 Mt2 escritura 201 3/05/96 SIMIJACA

Centro Operacional Bamanca, Bucaramanga, Scada Repetidoras40,137,924.55

1,703,456,515.39 39,057,425.18

TOTAL DEL GASODUCTO CENTRO ORIENTE 246,412,005,995.81 6,682,020,164.76Fuente: eslimado a partir de:

- Gilberto Borbón Acosta, informe íinal sobre escisión de activos de Ecopetrol a ecogás.

- Estados Financieros de ecogás a 31 de Diciembre de 1999,

ANEXO C. BIENES ESCINDIDOS POR ECOPETROL A ECOGASA C D F Sub Totai Distribución TOTAL

Escición Enero - 98 Escición Enero - 98 Adición 1 Adición 1 F + C = G Adición 2 Adición 2 = H G+HCol. $ Ene. 2/98 US $ Die. 31 /99 Col. $ Die. 31 /98 US $ Die. 31 /99 US $ Die. 31 /99 Col. $ Die. 31199 US $ Die. 31199 (3) US $ Die. 31199

GASODUCTOSCentro Oriente

Barranca - Sebastopol 34,203,632,916.85 26,498,670.85 835,297,801.62 543,233.62 27,041,904.46 48,221 27,090,125.44Sebastopol - Vasconia 24,440,799,154.50 18,935,084.87 651,868,464.01 423,940.85 19,359,025.72 34,521 19,393,546.63Vasconia - Mariquita 43,433,889,340,86 33,649,651.78 1,113,941,343.97 724,448.67 34,374,100.46 61,296 34,435,396.16Mariquita - Neiva 45,779,439,826,73 35,466,826.30 1,422,747,598.29 925,279.97 36,392,106.27 64,894 36,457,000.48Vasconia - La Belleza 30,674,702,615.44 23,764,693.36 877,452,110.41 570,648.56 24,335,341.91 43,395 24,378,736.56La Belleza - Cogua 67,879,542,141.43 52,588,496.93 1,780,712,846.46 1,158,081.68 53,746,578.61 95,841 53,842,419.21Subtofaf Centro - Oriente 246,412,005,995.81 190,903,424.08 6,682,020,164.76 4,345,633.35 195,249,057.43 348,167 195,597,224.48

El Porvenir - La Belleza 72,144,520,378.55 55,892,714.78 3,616,860.38 2,352.22 55,895,066.99 99,672 55,994,738.77Morichal - Yopal 808,718,969.56 626,540.98 - 626,540.98 1,117 627,658.23Cusiana - Apiay 39,427,585,951.54 30,545,837.78 - 30,545,837.78 54,469 30,600,306.95Apiay - Villavicencio - Ocoa 7,740,940,691.41 5,997,159.42 - 5,997,159.42 10,694 6,007,853.52Apiay - Usme 11,477,666,532.57 8,892,122.90 628,033,425.56 408,439.80 9,300,562.70 16,585 9,317,147.42Isabel López - Sabanalarga 16,854,806.71 13,057.97 - 13,057.97 23 13,081.25Riohacha - Maicao 1,328,535,994.82 1,029,260.20 - 1,029,260.20 1,835 1,031,095.57Guepajé - Since - Corozal 3,363,709,339.95 2,605,975.42 - 2,605,975.42 4,647 2,610,622.38Montañuelo - Gualanday 3,244,409,109.93 2,513,549.64 - 2,513,549.64 4,482 2,518,031.78Pozos Colorados - El Rodadero (4) 1,009.00 0.77 - - - _

Pozos Colorados - Aracataca (4) 1,000.00 0.77 - - - _

Mamonal - La Heroica (4) 1,000.00 0.77 - - - _

El Jobo - EL Llano (4) 1,000.00 0.77 - - - _

Galán - Termobarranca (4) 1,000.00 0.77 - - - _

Galán - Casabe - Yondó 1,563,542.03 1,211.33 - 1,211.33 2 1,213.49Zona Industrial Cantagallo - Brisas de Bolívar,Cantagallo y San Pablo 73,604,557.89 57,023.85 - 57,023.85 102 57,125.54Yariguíes - Puerto Wilches y Puente Sogamoso

6,742,731.80 5,223.81 - 5,223.81 9 5,233.13Tello - Neiva 1,953,211,86 1,513.22 - 1,513.22 3 1,515.92

Sub-totat Gasoductos 386,043,816,814.44 299,084,619.25 7,313,670,450.70 4,756,425.37 303,841,044.62 541,807.69 304,382,852.31

CONSTRUCCIONES EN CURSO 507,761,282.42 393,379.24 2,960,302.13 1,925.22 395,304.46 34,927,000 18,640 413,944.42Ramales del Casanare 249,701,689.92 193,452.05 -8,750,402.23 (5,690.85) 187,761.20 187,761.20Ramales del Piedemonte 250,059,592.50 199,927.19 11,710,704.36 7,616.08 207,543.27 207,543.27

PLANTAS Y DUCTOS - - - 905,980,000REPUESTOS Y ACCESORIOS 3,652,735,141.81 2,829,893.14 104,400,247.17 67,896.41 2,897,789.55 109,243,000 2,897,789.55

Maleriales Importados por Ecopetrol en 1998 - 104,400,247.17 67,896.41 67,066.41 07,090.41Bienes Muebles en Bodega 75,933,000Prop. Planta y equipo en mant 33,310,000

MUEBLES, ENSERES Y EQUIPO DE OFICINA349,553,360.03 270,810.40 - 270,810.40 270,810.40

INTANGIBLES 20,831,176.14 16,138.59 - 16,138.59 16,138.59EFECTIVO (1) 1,134,610,837.00 878,555.21 - 878,555.21 878,555.21ANTICIPOS A PROVEEDORES (2) 6,000,000.00 4,648.40 - 4,648.40 4,648.40

TOTAL 391,719,708,611.832 303,478,044.23 7,421,031,000 4,826,247.00 308,304,291.23 1,050,150,000 560,447.65 306,864,738.88Fuente: - Estados Financieros de Ecogas a 31 de Diciembre de 1999

- Informe Finai sobre escicidn de Activos de Ecopetrol a Ecogas, elaborado por Gilberto Borbón Acosta en 1999 (Archivos magnéticos suministrados por Ecogás).(1) Corresponde a dineros transferidos por Ecopetrol a ECOGAS con destino a gastos de funcionamiento. Activo no corriente(2) Anticipo del 50% sobre un contrato de asesoría Jurídica a Ecogas. Activo no corriente.(3) La distribución se realiza a prorrata de la inversión en dólares presentada en fa columna del sub-lola! G.(4) Los activos y derechos cuyo valor en libros de Ecopelroí a la fecha de escisión equivalían a (0) cero, fueron incorporados a Ecogás por S 1,000 (mil pesos).

Bucaramanga, 10 de abril de 2000

! lililí lll|| Mill Hill lliiillllilliliiii;:;;.I liltíi/ ithi lli,l i i i i i ililll j¡i j¡ jj' j UJ. ,

ECOGAS R A D : U ü ^ _ . . . .

12 A 8: 32

MSTERIOOPÍW-S HEfiGfA ^

A0 0 2 7 8 5

DoctoraCARMENZA CHAHIN ALVAREZDirector EjecutivoCOMISION DE RECULACION DE ENERGIA Y GAS - CREG Calle 73 NO. 7-06 Piso 5 Santafé de Bogotá

ASUNTO: Envío de los Estados Financieros para efectos de la determinaciónde la tarifa y liquidación de la contribución especial

De acuerdo al articulo 3 de la circular no. 004 del 28 de marzo de 2000, recibida el 6 de abril de 2000, me permito enviar copia de los estados financieros de ecogás a 31 de diciembre de 1999, con sus respectivas notas a los estados financieros.

Agradezco su amable atención.

Cordialmente,

j£gL0S-ff£RMHV6O MES c DUARTETcepresidépíe Financiero

//

'CHMD/Ana J.

1. B a l a n c e G e n e r a le c p iá s

A 31 de D ic ie m b re de 1999Cifras expresadas en m iles de pesos co lom bianos

Nota A 31d a0ic .de A 31 de Die. do1999 1998

A C T I V O :------

ACTIVO CORRIENTE

Efectivo 6 12,763,708 13,697,126Inversiones Temporales 7 20,395,301 19,434,396Deudores 8 25,562,595 19,205,475Inventarios - 2,234,575 .Otros Activos 10 1,050,044 222.975Sub-Total ACTIVO CORRIENTE 62,006,303 52,559,972

ACTIVO NO CORRIENTE

Propiedad. Planta y Equipo Superávit por valorización Otros Activos

Sub-ToUI ACTIVO NO CORRIENTE

T O T A L A C T I V O

P A S I V O Y P A T R I M O N I O

P A S I V O

PASIVO CORRIENTE

910 10

486.264,330999

46,734,429

532f999t758

595,006.061

447,107,040

439,984

447p547p024

500,106,996

Obligaciones Financieras Cuentas por Pagar Obligaciones Laborales Pasivos Estimados y Provisones

Sub-Total PASIVO CORRIENTE

PASIVO NO CORRIENTE

111213

6,110,303344,735

11,452,597

17,907,635

15,50835,660,235

158,434644,846

36,679,023

Otros PasivosSub-Total PASIVO NO CORRIENTE

14 21,875.966

21,875,8662,453,136

2,453,138

T O T A L P A S I V O

P A T R I M O N I O

39,783,501 39,132,161

Capital socialUtilidad o Pérdida de Ejercicios Anteriores Resultados del Ejercicio Revalorización del Patrimonio Superávit por Valorización

T O T A L P A T R I M O N I O

402,714,214 (3,501,940) 53,729,096

102,280,191 _________ 999

555,222,560

399,140,739(124,143)

(3,377,797)65,336,036

460,974,835

T O T A L P A S I V O Y P A T R I M O N I O 595,006,061 500,106,996

Cuentas de Orden Deudoras (8) 4,279,370

Cuentas de Orden Acreedoras (9) 1,234,403,041 972,586,659

Las Notas 1 a 20 son parte Integrante de los estados financieros.

ALVARO SALAZAR MARIN / 1/ Contador

r' Mafrfcula No. 9.346-T

BENITO JAVIER'VECA'ÜSORIO Presidente (E.)

¿c&cTme&a q o a r te mte FinancieroVlcej

2. E s t a d o d e R e s u l t a d o s

&

cco'ás40

A 31 de Diciembre de 1999Cifras expresadas en miles de pesos colombianos

Nota A 31 de Dlc. de 1999

A 31 de Dlc. de 1998

Ingresos Operacionales 15 132,910,627 105,677,757

Costo de Ventas Depreciación y amortización

16 78,512,05927,890,526

73,746,87126,756,544

U T I L I D A D B R U T A 26,508,042 5,174,342

Gastos Operacionales:De administraciónProvisones, agotamiento, amortización

177,457.851

604,7164,267,8911,006,619

U T I L I D A D O P E R A C I O N A L 18,445,475 (100,168)

Otros Ingresos Otros Egresos

70.977,58026,812,611

5,962,9921,514,425

UTILIDAD ANTES DE AJUSTES POR INFLACION E IMPTOS 62,610,444 4,348,399

Corrección Monetaria 18 (1,037,845) (7,726,196)

(-) Impuesto de Renta 7,843,503 -

UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO 53,729,096 (3,377,797)

Las Notas 1 a 20 son parte integrante de los estados financieros.

BENITO JAVIER VEGA OSORIO Presidente (E.)

/ARÓ SALAZAR MARIN ' j/Contador Matricula No. 9.346-T

CARLi ^O-fflESA DÚARTE :e FinancWo'icepre:

&ccq¿ás

3. E s tad o de C am b io s en el P a trim o n io de la em presa

A 31 de Diciembre de 1999Cifras expresadas en m iles de pesos colom bianos

A 31 de D lc . de 1999

A 31 de D lc. de 1998

Capital AportadoS aldo inicial 3 9 9 ,1 4 0 .7 3 9 1 ,134,011

Aportes de la Nación durante el periodo por escisión

de activos de E C O P E T R O L 3 ,5 7 3 ,4 7 5 398 ,00 6 ,7 2 8

S a l d o f i n a l 402,714,214 399,140,739

Revalorización del patrimonioS aldo inicial 6 5 ,3 3 6 .0 3 6 0

M ovim iento dudante el periodo 3 6 ,9 4 4 ,1 5 5 6 5 ,3 36 ,036

S a l d o f i n a l 102,280,191 65,336,036

Pérdidas acumuladasSaldo inicial (3 ,5 0 1 ,9 4 0 ) (124 ,143 )

Resultado del Ejercicio 5 3 ,7 2 9 ,0 9 6 (3 ,3 7 7 ,79 7 )

S a l d o f i n a l 50,227,156 (3,501,940)

Superávit por valorización

Saldo inicial 0 0

M ovim iento du dante el periodo 999 0

S a l d o f i n a l 999 0

T ota l del p a trim o n io de la em presa 555,222,560 460,974,835

Las N o ta s 1 a 20 s on parte in teg ra n te de los esta d o s fin a n c ie ro s .

B E N IT O J A V IE R V E G A O S O R IO P re s id e n te (E .)

■SAppÁRTE íenfe F in a n c ie ro

A LV A R O . S A LA ZA R -fflA R IN Contador

'M a tr lü u la N o . 9 .3 4 6 -T

4. Estado de Cambios en la Situación Financierae c o ^ is


A 31 de Die. de 1999 _____

Los recursos financieros fueron provistos por:

Resultado del EjercidoMás (menos)- Cargos (créditos) a resultados que no afectarón el capita l de trabajo en el periodo:

Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de diferidos Ajuste por inflación de:

Propiedades, Planta y EquipoOtros ActivosPatrimonio

Capital de trabajo provisto (Usado) por las operaciones del periodo

53,729,096

23,881,2381,559,710

(46,752,225)(684,702)

37,251.714

6 8 ,9 84 ,8 3 1

Aumento en otros pasivos a largo plazo Aportes de la Nación para incremento de capital por Esdsión de

activos de ECOPETROL Revalorizadón del patrimonio con cargo a débito por Corrección

Monetaria Diferida

To t a l

Los recursos financieros fueron utilizados para:Aumento en:

Propiedades . planta y equipo Disminución de Pasivos Otros activos

To t a l

19,422,728

3.573,475

9 1 ,9 8 1 ,0 3 4

17.468.8710

46,294.445

6 3 ,7 6 3 ,3 1 6

A u m e n to en e l c a p ita l d e tra b a jo

C a m b io s en lo s c o m p o n e n te s d e l C a p ita l d e T ra b a jo :

A u m e n to en lo s A c tiv o s C o rr ie n te sEfectivoInversiones temporales Deudores Inventarios Otros activos

2 8 ,2 1 7 ,7 2 0

(933,418)960,985

6,357,1202.234,575

827,069

9,446.331

(A u m e n to ) en lo s P a s iv o s C o rr ie n te sObligaciones financieras Proveedores y cuentas por pagar Obligadones laborales Pasivos estimados y provisiones

15,50829,549,933

(186,301)(10.607,751)

18,771,389

A u m e n to en e l c a p ita l d e tra b a jo 2 8 ,2 1 7 ,7 2 0

Las N otas 1 a 20 son parte integrante de los estados financieros.

B ENITO JAVIER VEG A OSO RIO Presidente (E.)

CAI N^NfXTM ESArD tlA RTE Idente FinancieroVlcei

A 31 de Die. de 1998

(3,377,797)

26,862,00056,318

(58,278,582)(16,680)

65,266,373

3 0 ,5 1 1 ,6 3 2

2.453,138

398,006,728

69,664

4 3 1 ,0 4 1 ,1 6 2

415,562,6370

427.979

4 1 5 ,9 9 0 ,6 1 6

1 5 ,0 5 0 ,5 4 6

12,965,65519,434,39619,153,080

0157,725

51,710.856

(15,508)(35,642,348)

(157,608)(844.846)

(36,660,310)

1 5 ,0 5 0 ,5 4 6

eco^ás«9S. Estado de Flujo de Efectivo



A 31 de Dio. de 1998

F lu jo d e e fe c t iv o d e la s a c t iv id a d e s d e o p e ra c ió n :Resultado del período (Ejercido)Ajustes para reconciliar la pérdida neta con e l efectivo provisto por (usado en) las actividades de operación:

Depreciadón de propiedades, planta y equipo Amortizadón de diferidos Ajuste por inflación de:

Propiedades, planta y equipaOtros activosPatrimonio

53,729,096

23,881,2381,559,710

(46,752,225)(684,702)

37.251,714

6 8 ,9 8 4 ,8 3 1

(3,377,797)

26,862,00056,318

(58,278,582)(16,680)

65.266.373

3 0 ,5 1 1 ,6 3 2

C a m b io s en a c tiv o s y p a s iv o s o p e ra c io n a le s :DeudoresInventariosProveedores y cuentas por pagar Obligadones laborales Pasivos estimados y provisiones Otros pasivos Otros activosRevalor del Patrim. con cargo a Conecc. Monetaria Diferida

E fe c tiv o n e to p ro v is to p o r (u s a d o e n ) la s A c tiv id a d e s de

O p e ra c ió n

(6,357,120)(2,234,575)

(29,549,933)186,301

10,607,7511,281,933(827,069)

18,140,795

6 0 ,2 3 2 ,9 1 4

(19,147,080)

35,642,348157,608844,846

2,453.138

69,664

5 0 .5 3 2 .1 5 6

F lu jo d e e fe c t iv o d e la s a c t iv id a d e s d e In v e rs ió n :Adqulsidón de propiedades, planta y equipo (16,895,394) (17,582,741)Aumento en otros activos (43.294,445) (564,872)

E fe c tiv o n e to u s a d o en las a c t iv id a d e s de In ve rs ió n (6 0 ,1 8 9 ,8 3 9 ) (1 8 ,1 4 7 ,6 1 3 )

F lu jo s d e e fe c t iv o d e la s a c t iv id a d e s d e f in a n c ia c ió n :Aumento en obligadones finanderas (15,508) 15,508Aumento en otros pasivos - -Aportes de la Nadón en efectivo - -

E fe c tiv o n e to p ro v is to p o r las a c tiv id a d e s d e fin a n c ia c ió n (1 5 ,5 0 8 ) 15 ,5 08

A u m e n to en e fe c t iv o y e q u iv a le n te s d e e fe c tiv o 27,567 32,400,051

E fe c tiv o a l In ic io d e l p e r io d o 33,131,522 731,471

E fe c tiv o y e q u iv a le n te s d e e fe c t iv o al f in a l d e l p e r ío d o 3 3 ,1 5 9 ,0 8 9 3 3 ,1 3 1 ,5 2 2

Las Notas 1 a 20 son parte Integrante de los estados financieros.

BENITO JA VIER V E G A OSO RIO Presidente (E.)

'SALÁZAR-MARIN Contador

MatflCUla No. 9.346-T

jS ^ B R N á g D Q ia E S A DtJARTE Iceprpetáentdrlnanclero

CARLi ALVy

Notas a los Estados Financieros

1. Notas de Carácter GeneralNOTA 1

NATURALEZA JURIDICA DEL ENTE

La EMPRESA COLOMBIANA DE CAS - ecogás COPI NIT 804.005.081-6 65 una empresa Industrial y comercial del Estado, del orden nacional, creada por la Ley 401 de 1997, prestadora del servicio público de transporte de gas natural, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, dotada de personería jurídica, autonomía administrativa y patrimonio propio e independiente, y sujeta a la vigilancia de la superintendencia de Servicios Públicos.

NOTA 2

OBJETO SOCIAL

La EMPRESA c o lo m b ia n a DE cas - ecogás siguiendo los lineamientos establecidos por la Ley 401 de 1.997, tiene por objeto la planeación, organización, ampliación, mantenimiento, operación y explotación comercial de los sistemas de transporte de gas natural propios. También podrá explotar comercialmente la capacidad de los gasoductos de propiedad de terceros por los cuales se pague una tarifa de disponibilidad o por acuerdos con éstos.

NOTA 3

PRINCIPALES POLITICAS Y PRACTICAS CONTABLES

Para el proceso de identificación, registro, preparación y revelación de sus estados financieros, ecogás viene aplicando el marco conceptual de la contabilidad pública y el catálogo general de cuentas del Plan de contabilidad para Entes Prestadores de Servicios Públicos Domiciliarios establecido por la Superintendencia de servicios Públicos. Así mismo las normas y procedimientos establecidos por la Contaduría General de la Nación en materia de registro oficial de libros y preparación de los documentos.

ecogás utilizó los criterios y normas de valuación de activos y pasivos, en particular, las relacionadas con los ajustes por inflación, constitución de provisiones, depreciaciones y amortizaciones.

Notas a los Estados FinancierosA Diciembre 31 de 1999

Página No. 1 de 19

Para el reconocimiento patrimonial de los hechos financieros, económicos y sociales se aplicó la base de causación y para el reconocimiento de la ejecución presupuesta!, se utilizó la base de caja en los ingresos y el compromiso en los gastos.

A continuación se describen las principales políticas y prácticas contables:

Presentación de Estados Financieros

De acuerdo, con las disposiciones legales señaladas en la Circular Externa No. 21 de 1998 de la contaduría General de la Nación, se deben presentar como estados Financieros básicos: el Balance General, Estado de Resultados, Estado de cambios en el patrimonio de la Empresa, las cifras no monetarias del Balance General se presentan ajustadas por inflación.

Ajustes por Inflación

Durante la vigencia 1998 los activos y pasivos no monetarios, el patrimonio y las cuentas de resultados se actualizaron monetariamente en forma prospectiva, mediante el uso de índices generales de precios al consumidor (porcentaje de ajuste del año gravable - paag). para el año de 1999 dando aplicación a la Ley 488 de 1998, ecogás se abstiene de realizar ajustes por inflación a las cuentas de resultados (ingresos, gastos y costos); realizando solo ajustes a los activos y pasivos no monetarios y al patrimonio. Los ajustes respectivos se llevan a la cuenta de corrección Monetaria del estado de resultados.

inversiones

Actualmente, ecogás solo posee inversiones temporales las cuales se registran al costo o precio de adquisición y se valorizan a precios de mercado de acuerdo con la Circular Externa no. 019 de noviembre 6 de 1.997 de la contaduría General de la Nación.

Provisión para deudores

Se efectuó la provisión siguiendo los parámetros de antigüedad establecidos.


Página No. 2 de 19

ecojas

Depreciación de Propiedad, planta y equipo

La depreciación se calcula sodre el costo ajustado por Inflación, por el método de línea recta, con base en la vida útil probable estimada en las normas contables para entes prestadores de servicios públicos, así:

DESCRIPCION ACTIVO VIDA UTIL TASA DEPRECIACIONPlantas y Ductos, Maquinaría y equipo. 15 6.67%

Equipo comedor y de Cocina, Muebles y Enseres y Equipo de Oficina.

10 10%

Equipo de comunicación, equipo de transporte, tracción y elevación.

10 10%

Equipo de Computación. 5 20%

Las reparaciones y mantenimiento de estos activos se cargan a resultados, mientras que las mejoras y adiciones se agregan al costo de los mismos.

Para establecer la vida útil restante de los bienes que fueron escindidos por Ecopetrol, se estimo que en uso se encuentran desde el sexto (6) mes del año reportado. Lo anterior debido a que dentro de la Información suministrada por Ecopetrol no se posee la fecha exacta de puesta en marcha.

cargos diferidos

Los cargos diferidos incluyen principalmente compra de materiales y suministros, mejoramiento de bienes en propiedad ajena, activos Intangibles como programas de computador (SOFTWARE) y licencias de software, entre otros; los cuales se registran al costo y se ajustan por Inflación.


Página No. 3 de 19

operaciones en Moneda Extranjera

Las transacciones en moneda extranjera se contabilizan a las tasas de cambio aplicables, que estén vigentes en sus respectivas fechas certificadas por la Superintendencia Bancaria. Al cierre de cada ejercicio, los saldos de las cuentas de activos y pasivos se ajustan a las tasas de cambio existentes. En lo relativo a saldos de las cuentas del activo, las diferencias en cambio se llevan a resultados como ingresos o gastos financieros, de acuerdo al caso. En lo relativo al pasivo, sólo se llevan a resultados como gastos financieros las diferencias en cambio que no sean imputables a costos de adquisición de activos.

Las tasas de cambio para el cobro del servicio de transporte de gas combustible, se convierten a la tasa de cambio representativa del mercado certificada por la superintendencia Bancaria.

LIMITACIONES Y/O DEFICIENCIAS DE TIPO ADMINISTRATIVO QUE INCIDE EN El NORMAL DESARROLLO DEL PROCESO CONTABLE Y/O AFECTALA CONSISTENCIA Y RAZONABILIDAD DE LAS CIFRAS.

El proceso contable se ha visto afectado por el hecho de ser Ecogás una Empresa de reciente creación y estar en el momento estructurándose el Almacén, dependencia administrativa encargada del manejo documental y de reportes de adquisiciones, consumos y movimientos de activos. Lo anterior, aunado a la carencia de manuales de procedimientos administrativos y a estar implementándose un software de Activos Fijos, ha originado que las cuentas 1518-1615-1635 y 1910 tengan saldos pendientes de depurar.La administración adelanta un proceso de calidad total con miras a subsanar deficiencias y hacer más competitiva la Empresa, entre sus prioridades esta establecer y documentar los procedimientos necesarios para un adecuado control de las cuentas referidas.


Página No. 4 de 19

2. Notas de carácter específico

NOTA 4

RELATIVAS A LA CONSISTENCIA Y RAZONABILIDAD DE LAS CIFRAS

(VALORES DE TODAS LAS NOTAS EXPRESADO EN 1000 DE $ )

El esquema de pagos establecido por el Gobierno Nacional mediante el Decreto No. 958 con fecha 27 de mayo de 1998 estableció la obligatoriedad para ecogás de cancelar a Ecopetrol US $653.38 millones de dólares en cuotas anuales hasta el año 2027.

Al cierre contable de la vigencia fiscal de 1998 se causaron USS20 Millones de dólares como costo de operación y mantenimiento por dicha vigencia de los BOMT's Ballena-Barranca y Mariquita-cali. En Abril 13 de 1999, mediante comunicación No. 002238 la Contaduría General de La Nación estableció que la contabillzación de los bom t's para ecogás, debía efectuarse por el 70% de los valores cancelados por Ecopetrol a los Beometistas, para efectuar estos registros nunca se recibió información de Ecopetrol. En noviembre 2 de 1999 y a solicitud conjunta de Ecopetrol y ecogás la contaduría General de la Nación mediante oficio 2200 y según expediente 1999-11-1505, modificó el concepto del 13 de Abril estableciendo para ecogás la contabillzación del esquema de pagos y mediante estudio técnico establecer la proporción que se estima cubre el costo de la instalación y aquella que corresponde a los costos de operación y mantenimiento, concluido dicho estudio y según oficio VIF029/2000, se estableció la asignación porcentual de los pagos de ecogás a Ecopetrol sobre los BOMT'S, así:

y' 70.82% operación y Mantenimiento s 29.18% Otros Activos (Bienes entregados a Terceros.v' Según oficio del 17 de diciembre de 1999 la contaduría General a consulta

de Ecogás aclaró que el concepto es de vigencia retroactiva lo que obliga a efectuar registros para reversar la contabillzación comentada por valor de uss 20.000.000.oo o sea $31.335.675.200 registrándose como ajustes de ejercicios anteriores en diciembre-99.

Adicionalmente Ecogás ha efectuado con CENTRAGAS los contratos N° ADl -03 Y ADi-04 para ampliación de la capacidad de transporte gasoducto Ballena- Barranca por valor de $ 2.452.543.585.oo, estos también se registraron en la cuenta 192002.


Página No. 5 de 19

eco^asA los pagos por los contratos con uniw hale de Colombia también se dio aplicación al concepto de la Contaduría, para los cuales se estabieció según estudio 26.59 % como costo de operación y mantenimiento y 73.41 % porción para registrar como activo.

NOTA 5

RECURSOS RESTRINGIDOS

Por efectos de la Ley, ecogás debe cobrar a sus usuarios el impuesto de transporte, para ser distribuido a los municipios por donde pasan los gasoductos de acuerdo a ordenación del Ministerio de Minas y Energía. A 31 de Diciembre de 1999, el saldo por este concepto ascendía a S 1.325.792 contabilizados en la cuenta 290502.

En virtud de la Ley 401, ecogás debe facturar una cuota de Fomento cuyo recaudo es manejado por ecogás como un fondo especial; el valor facturado a 31 de Diciembre de 1999 fué de $ 2.260.543.426 de los cuales se ha recaudado $ 1.020.460.388,81.

NOTA 6

EFECTIVO

* El valor consignado aquí obedece a una obligación contractual de ecogás para con Transgas, el cual garantiza en un momento dado el cubrimiento financiero ante una situación coyuntura! que se presente en el tubo o sus componentes. Este fondo asciende a la suma de $3.000.000 de dólares. Dicho fondo se actualizó a Diciembre 31 con la t .r.m . de cierre del mes certificada por la Superintendencia Bancaria.


1998

Caja 39,227 22,291Bancos y Corporaciones 5,855,188 13,275,345Fondos Especiales

Fondo de emergencia en Nueva6,869,293 399,490

York - Citibank1' 5,840,805 0

Cuota de Fomento 1,020,460 399,490

Otros Fondos 8,027

12,763,708

0

13,697,126


Página No. 6 de 19

ecq^asNOTA 7

I N V E R S I O N E S DE R E N T A F I J Ase poseen inversiones temporales así:

CERTIFICADOS DE DEPOSITO A TERMINO A DICIEMBRE 31/99

NO. Entidad Tasa s.a. Plazo Valor de constituciónV.p.N, Valorización No, CDT

1 Conavi 17.50% 60 1,000.000,000 1,025,403.461.66 25,403,461.68 130-60214000162 Banco del Estado 20.00% 60 2,000.000.000 2,057.534,274.22 57,534,274^2 437563 Granahorrsr 19.50% 60 1,500.000,000 1,542,148,751.28 42.148.751^8 1336694 CorficQlombiana 17.00% 60 1,000.000.000 1,024,723,484.90 24,723,484,90 3372205 Las Villas 19.50% 60 1.500,000.000 1.542,148,751.28 42,148,751.28 118573e Bancafé 15.90% 60 1.000.000.000 1,023,218,855.31 23,218.855.31 14386437 ecH 17.50% 60 1,000,000,000 1.025,403,461.68 25,403,461.68 0000564-18 Banco Ganadero 17.00% 60 1,000,000.000 1,024,723,484.90 24,723,484.90 30246459 BCH 17.50% 30 1,000.000.000 1,008,096,004.20 8,096,004.20 0000839-410 Banco del Estado 18,00% 61 1,000.000,000 1.020,904,812.14 20.904,812.14 3238411 Granahorrar 18.50% 61 1,000.000.000 1,021.444,545.85 21,444,545.85 13366112 Banco de Crédito 18.00% 61 1,000.000,000 1,020,904,812.14 20,904,812.14 24601213 Daviviende*1 17.97% 61 1.000,000.000 1,020.872,364.52 20,872,364.52 146921014 Davivienda*2 17.57% 63 1.000.000,000 1,017,689,680.62 17,689,880.62 1469248515 BCH 18.00% 62 1,000,000.000 1,016,092,451.53 18,092,451.53 0000684-116 Colmena 10.50% 32 500.000,000 500,277,425.09 277,425.09 50264002329817 Bancafé 12.50% 32 1,000,000.000 1.000,654,564.33 654,564.33 143868118 Granahorrar 15.00% 32 1,000.000.000 1,000,824.895.62 824,895.62 29260764016419 Corficolombiana 12.00% 32 500,000,000 500.314.901.02 314,901.02 347405

20.000,000,000 20,395,381,182,34 395,381,182.34

NOTAS

D E U D O R E S

Esta cuenta a Diciembre 31 se discrimina así:

A 31 de Oic. de 1999

1998

Servicio de gas y combustible 15,515,018 16,560,873Avances y anticipos entregados 252,511 1,540,541Saldos a favor por impuestos reten. 2,978,584 1,088,263Otros deudores 6,816,482 15,798

Fondo de Emergencia BOMT

Gasoducto Ballena-Barranca'1 5,904,373 0

Otros 912,109 15,798

25,562,595 19,205,475

*1 Obedece a una obligación contractual de ecogás para con centragas, el cual garantiza en un momento dado el cubrimiento financiero ante una situación coyuntural que se presente en el tubo o sus componentes.


Página No. 7 de 19

ecq¿jaslibros para ecogás de todos y cada uno de los activos no corrientes escindidos, la reclasificación de cifras implico recalcular la depreciación al quedar los activos registrados en cuentas de diferente vida útil, ya que todas las partidas modificadas estaban registradas en Gasoductos con una vida útil de 15 años y se trasladan a:

CUENTA CONTABLE VIDA UTIL

Edificaciones 50Equipo de Computo 5Equipo de comunicación 10Maquinaria y Equipo 15

En lo que respecta a los intangibles, estos se amortizan en un período de 5 años.

Adicionalmente, al efectuar depreciación individual para cada activo se estableció la vida útil restante en poder de ecogás tomando como base el 1ro. de Julio del año de inicio de operaciones de acuerdo a lo reportado en la escisión por el doctor Borbón, excepto por el gasoducto centroriente el cual se tomó a partir del le r. de Enero de 1997 fecha en la cual inicia operaciones el gasoducto en mención, quedando una vida útil restante de 14 años para este gasoducto.

Así mismo, se aclara que el Gasoducto Porvenir - la Belleza fue reclasificado a la cuenta Propiedad, planta y equipo en mantenimiento, hasta tanto se termine el proceso de conversión que actualmente se adelanta. Estas inversionesincrementarán su valor y una vez iniciadas las operaciones se empezará a depreciar en Línea Recta con una vida útil estimada en 15 años.

En Diciembre 9 de 1999 según oficio de Ecopetrol KCO-088 y con fecha Noviembre 30 se reportó adición a la escisión por S 1.135.066.403. correspondiéndole a Ecogás el 80% o sea S 908.053.122. que se ajustan y deprecian a 15 años a partir del mes de Diciembre, igual según oficio Ecopetrol KCO -004 con fecha diciembre 31 se reportó una adición mas por S 142.096.133. que se incluye a fecha 31-12-99


Página No. 9 de 19

eco asNOTA 9

PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO

Durante el año 1998, ecogás recibió de Ecopetrol los activos escindidos. En el proceso de verificación y valorización (coordinado con Ecopetrol), Intervino por ecogás el Contador público Gilberto Borbón Acosta. El primer registro de Propiedad, Planta y Equipo se efectuó por valor de $390.572.301 el cual fue soportado con la relación remitida a la Dirección Financiera y Presupuesta! de ese entonces en Marzo 11 de 1998 por valor de $391.706.312 que incluía activos no corrientes por valor de $ 1.140.011

Cuando la Junta Directiva de ecogás aprobó el Balance de escisión presentado por el Dr. Borbón por $391.719.709, se efectuó registro por valor de $13.396 correspondiente a la diferencia entre el valor inicial y el reportado y aprobado.

En febrero de 1999, Ecopetrol mediante oficio KCO - 011 reporta una adición a la escisión por valor de $9.276.289, que ecogás registro en la cuenta Gasoductos y como contrapartida el patrimonio al 80%, es decir, $7.421.031, quedando los registros de patrimonio de ecogás en $399.140.739 al 31 de diciembre de 1998.

En marzo de 1999, Ecopetrol remitió oficio kco - 025 en el cual reporta adición alos activos por valor de $3.154.157, valor correspondiente a los ajustes por inflación por el mes de enero de 1998 de los activos escindidos, correspondiéndole a ecogás el 80% de estos ajustes $ 2.523.325

En el mes de Julio de 1999 el doctor Gilberto Borbón presenta el nuevo Balance de escisión con corte a 31 de diciembre de 1998, el cual incluye $9.944.356, 80% de la variación al valor Inicial de escisión, referido así:

Adición al costo 9.276.289Adición a los ajustes por inflación 3.154.157

12.430.446 80% 9.944.356

Quedando el Balance de escisión en $401.664.065, de los cuales $400.530.054 corresponden a activos no corrientes.

Por las variaciones presentadas en clasificación y al no contar todavía con el software de activos fijos funcionando, se adelantó por parte de contabilidad de ecogás la revisión exhaustiva de todas las partidas que componen al Balance, reclasificando los grupos de acuerdo a criterios que se explican.

La variación del Balance de escisión originada en los ajustes por inflación fue asumida con fecha enero 2 de 1998, fecha a partir de la cual cambia el valor en


Página No. 8 de 19

eco-as

A 31 de diciembre de 1999 la propiedad, planta y equipo se encontrabaconformada por:

N o d e p r e c i a b l e s TerrenosConstrucciones en curso Maquinaria, planta y equipo en tránsito Maquinaria, planta y equipo en montaje Bienes muebles en bodega Prop., planta y equipo en mantenimiento

Total no depreciables

D e p r e c i a b l e sEdificacionesPlantas y ductosMaquinaria y equipoMuebles, enseres y equipo de oficinaEquipo de comunicación y computaciónEquipo de transporte y tracciónEquipo de comedor, cocina y despensa

Total depreciables

( - ) m enos Depreciación Acumulada

A 31 de Dlc. de 1999

1998

263,430 155,52618,364,462 12,916,000

0 916,205139,632 0

5,444,885 4,279,36991,452,573 0

1 1 5 ,6 6 4 ,9 8 3 1 8 ,2 67 ,1 00

4,352,597 0411,035,396 457,099,334

2,565,974 31,973169,597 147,870

7,164,507 966,939103,746 94,635

5,515 4,980

4 25 ,397 ,331 4 58 ,345 ,731

5 4 ,7 9 7 ,9 8 3 2 9 ,505 ,791

4 8 6 ,2 6 4 ,3 3 0 4 47 ,1 0 7 ,0 4 0


Página No. 10 de 19

eoq^s

NOTA 10 OTROS ACTIVOS

A Diciembre 31 esta cuenta comprendía:


1998

C o r r i e n t e sGastos pagados por anticipado 1,050,044 375,519

Seguros 1,048,088 365,529Impresos, publicaciones y suscripciones 268 0Otros gastos pagados por anticipado 1,688 9,990

Total C o r r i e n t e s 1,050,044 375,519

N o C o r r i e n t e sCargos Diferidos 21,464,178 81,917

Materiales y suministros 19,866 12,102Elementos de aseo y cafetería 0 151Impuesto Diferido 3,303,517 0Cargo po r Conecc. Monetaria diferida 18,140,795 69,664

Obras y mejoras en propiedad ajena 10,410 14,399Bienes entregados a terceros 24,274,190 0Intangibles 2,649,231 242,401

Ucencias 364,412 86,886Software 1.900.242 142,951Ajuste po r inflación 384,578 12,564

(-) menos Amortización acumulada 1,663,580 51,277Valorizaciones 999 0

Total N o C o r r i e n t e s 46,735,428 287,440



ecogas

Nota 11

CUENTAS POR PAGAR

Proveedores NacionalesBienes y servicios

Costos de O&M Ecopetrol

Otros Bienes y servicios

Total proveedores nacionales

ContratistasPrestación de servicio y compras Ejecución de obra

Total Contratistas

AcreedoresArrendamientos Transporte y acarreos Fondos creados Art. 15 Ley 401/97 Otros acreedores

Total Acreedores

Otros proveedores y cuentas por |

Total cuentas por pagar

Nota 12

OBLIGACIONES LABORALES

Nómina por pagarVacacionesPrima de vacacionesBonificacionesCesantías


1998

220,530 31,385,5220 31,335,675

220.530 49,847

220,530 31,385,522

888,9160

948,55422,305

888,916 970,859

991,130 771,4040 1,207

2,260,543 974,378128,648 40,331

3,380,322 1,787,320

1,620,536 1,516,535

6,110,303 35,660,235

A 31 de Die. de

19991998

0 2,001105,722 69,828

99,767 61,4290 25,176

139,247 0

344,735 158,434



ecq^asNota 13

PASIVOS ESTIMADOS


1998

Provisión para obligaciones fiscales 11,452,597 844,846Impuesto de renta y complementarios 10,555,628 0Industria y Comercio 227,829 726,111Provisión para contribuciones 669,140 118,734

11,452,597 844,846

Nota 14

OTROS PASIVOS

Recaudo a favor de terceros Impuesto de Transporte

Otms recaudos

Créditos diferidos (Por corrección monetaria)

A 31 de Die. de 1999 1998

1,518,748 2,374,9601,268,448 2,361,154

250,300 13,806

20,357,118 78,178

21,875,866 2,453,138

El incremento experimentado en los créditos Diferidos se debió a un traslado de los ajustes por inflación a activos que se encuentran en periodo improductivo; siendo estos las construcciones en curso y propiedad planta y equipo en mantenimiento.



ecq^as

Nota 15 INGRESOS OPERACIONALES

A 31 de Die. de19981999

Por transporte de gas combustible 10,839,029 9,781,282Uso de redes del sistema de gas natural 10,818,870 9,595,559Cargo por conexión 20,160 185,723

Otros servicios de gas combustible 122,071,598 93,421,160Cargo por capacidad 114,847,071 85,469,952Cargo por estampilla 4,741,289 5,758,381Cargo por operac. Y mantenimiento 35,905 441,497Prima por disponibilidad 2,444,923 1,728,736AIU por conexión 2,410 22,594

Sub - Total 132,910,627 103,202,442

Ajustes por inflación 0 2,475,315

132,910,627 105,677,757

Nota 16 COSTOS OPERACIONALES

Servicios Personales Costos generales Depreciación ArrendamientosOrdenes y contratos de mantenimiento Asesoría Técnica Servicios PúblicosCostos de Bienes y Servicios Públicos Otros costos de operación y mantenim.

Sub - Total


1998

1,920,977 1,456,513873,377 165,774

27,252,268 26,756,54418,804,285 11,733,5054,819,659 33,372,242

23,740,819 23,992,62247,865 472,122

26,006,209 297,5432,937,127 941,092

106,402,585 98,890,414

Ajustes por inflación 0_ 1,613,001

106,402,585 100,503,415



eco asup

Nota 17

CASTOS OPERACIONALES

Los gastos operacionales a Diciembre si de 1999 comprendían:

A 31 de Die. de 19981999

Servicios Personales 2,805,900 1,914,895Honorarios 191,573 7 362,724Materiales y suministros 115,112 * 95,121Mantenimiento 70,173 ' 26,342Servicios públicos 221,090 - 268,841Arrendamientos 315,480 t 262,070Viáticos y gastos de viaje 270,391 - 348,669Vigilancia 181,690' 128,163Seguros 622,297 - 125,035Comunicaciones y transporte 19,067- 0Contribuciones 1,000,066 252,347Depreciación y amortización 569,268 ; 160,198Provisiones 7,878,951 844,846Otros gastos de administración 1,645,011 -■ 354,625

15,906,070 5,143,876

Ajustes por inflación 0 130,634

15,906,070 5,274,510

Notas a ios Estados FinancierosA Diciembre 31 de 1999


eoog^sNota 18

CORRECCION MONETARIA

A 31 de Die. de 19981999

Propiedades, planta y equipo 37.287,638 60,922,289Otros Activos 492,454 17,101Depreciación Acumulada (2,665,590) (2,643,707)Amortización Acumulada (16,210) (421)TOTAL AJUSTE ACTIVOS FIJOS 35,098,292 58,295,263

AJUSTES AL PATRIMONIORevalorización del Patrimonio (36,136,137) (65,266,373)

E F E C T O N E T O (1,037,845) (6,971,110)

Ingresos 0 (2,545.019)Costo de ventas 0 1,613,001Gastos administrativos / operacionales 0 176,932

TOTAL AJUSTE ACTIVOS FIJOS 0 (755,086)

TOTAL CORRECION MONETARIA (1,037,845) (7,726,196)

Nota 19

AJUSTES A EJERCICIOS ANTERIORES

Durante la vigencia 1999 la empresa recibió de Ecopetrol modificaciones y adiciones al Balance de Escisión que generaron cambios en el valor inicial de cada uno de los activos, por ende, se debieron modificar los cálculos de ajuste por inflación, depreciaciones y amortizaciones. Adicionalmente se reclasificó activo fijo por valor de S72.598.320 que había sido reportado como gasoducto correspondiendo a Propiedad, planta y equipo en mantenimiento (Oleoducto Porvenir - la Belleza en proceso de conversión a gasoducto); los ajustes por inflación derivados de este oleoducto se debieron registrar como corrección Monetaria Diferida y de igual forma no es procedente la depreciación inicialmente calculada.



eocgas

Hechos de Propiedad, Planta y Equipo

S El primer registro por propiedad, planta y equipo se efectuó por valor de S390.572.301 soportado mediante relación remitida a la Dirección Financiera de ese entonces, en marzo 11 de 1998.

S una vez aprobado por la Junta Directiva el balance presentado por el CP Gilberto Borbón por S 391.719.709 se efectúo el registro pr valor de S 13.396, correspondiente a la diferencia entre el valor inicial reportado y aprobado.

• f En febrero de 1999, mediante oficio kco-011 Ecopetrol reporta una adición por valor de 5 9.276.289, registrando ecogás el 80% ($7.241.031) en la cuenta de gasoductos.

^ En marzo de 1999, mediante oficio KCO025 se reporta una nueva adición a los activos por valor de S 3.154.157, correspondiente a ajustes por inflación del mes de enero de 1998, valor registrado ( 80%) en el mes de septiembre de acuerdo a la clasificación presentada en el nuevo Balance de Escisión.

ver cuadro Anexo de los Activos Escindidos durante las vigencias de 1998 y 1999.

AJUSTES A INGRESOS

A 31 de Die. de 19981999

Ajuste a Ingresos Fiscales 17,911 0Ajuste a Ingresos por venta de servicios 114,993 0Ajustes a Otros Ingresos 60,084,161 0

Subtotal Ajustes a Ejercicios Anteriores 60,217,065 0

> corresponde a los ajustes por inflación deducido en el año 1998, improcedente por corresponder a activos que se encontraban en periodo improductivo y debió trasladarse a diferido por valor de $ 10.792.220.

> Depreciación solicitada sobre activos improductivos debe ajustarse por S 4.391.369.



Anexo

PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO ESCINDIDA POR ECOPETROLA 31 de Diciem bre de 1999Cifras expresadas en m iles de pesos (C O P$)

Total ActivoCuenta Contable 1 2 3 4 5 Fijo Escindido

a 31 de Dic-99

1234

” 567a9 "

Terrenos 117,249 779 118,028 118,028 034,927

118,028Construcciones en Curso 518,350 -6,719 511,632 511,632 546,558Edificaciones 0 3.289,674 3,289,674 3,315,598 0 3,315,598Plantas y Ductos 395,991,499 -9,648,016 386,343,481 311,502,641 905,980

0312,408,821

Muebles y Enseres 49,000 325 49,326 49,326 49,326Equipo de Comunlc. y Comput. 300,553 4,582,201 4,882,754 5,165,364 0 5,165,364Bienes muebles en bodega 3,526,571 252,339 3,778,910 3,778,910 75,933 3,854,842Prop, Planta y equipo en mant. 0 0 0 72,598,320 33,310 72,631,629Maquinaría y Equipo 0 0 0 1,933,787 0 1,933,787

10

1112"13

Equipo de Comedor y Cocina 0 0 0 0 0Equipo de transporte 0 0 0 0 0 0Maq., planta y equipo en tránsito 0 0 0 0 0Maq., planta y equipo en montaje 0 0 T-iUW;:. 0 0 0Subtotal Propiedad, planta y

equipo400,503,223 -1,529,419 398,973,804 398,973,804 1,050,149 400,023,953

I 14 intangibles 20,831 1,529,419 : 1,550,250 1,550,250 0 1,550,250

Subtotal Intangibles 20,831 1,529,419 1,550,250 1,550,250 0 1,550,250

Total Propiedad, planta y equipo e intanqibles

400,524,054 0 ! 400,524,054 400,524,054 1,050,149 401,574,203

1 - Balance Inicial de Escisión presentado ante la Junta D irectiva. C ifras aporbadas y registradas en contabilidad , más (+) ad ic iones registradasen los oficios KCO-011 y K CO -025 de Ecopetro l.

2 - Ajuste al Balance de Escisión Inicial de acuerdo al Balance final de escisión entregado por el CP Gilberto Borbón con cifras a31 de Dlc. De 1998

3 - Balance Final de Escisión entregado por el CP Gilberto Borbón en Julio de 1999.4 - Reclasificación de los Activos Fijos escindidos a Septiembre 30 de 1999.5 - Adiciones a la Propiedad, planta y Equipo.

ecq¿as> Ajustes a Depreciación acumulada deducida de activos mal clasificados S

1.645.459.

> Ajustes por inflación improcedentes S 1.644.976, traslado por partidas registradas en costos correspondiente a ejecución presupuesta! de rubro operación comercial que debe activarse; ajuste a valores de api 98, la modificación al Balance de Escisión genera cambios por valores registrados como gasto de API del Patrimonio, adicionalmente no aplica axi enero.

> Reversión del registro por USS 20.000.00o, que asciende a la suma de 331.335.675.200 contabilizados en el año de 1998 en costos del servicio de gas combustible.

AJUSTES A CASTOS

A 31 de Die. de 19981999

Ajustes a Gastos de Administración 1,870 11,775Ajustes a provisión, agotamiento y deprec. 183,678 0Ajustes a Otros Gastos 25,503,697 0Ajustes por Inflación 390,075 0Subtotal Ajustes a Ejercicios Anteriores 26,079,320 11,775

corresponde a los valores registrados como ingresos en el año 1998, y que en elaño 1999 se estableció su corrección:

> Factura No. 094 de ecopetrol , no anulada en registros contables en el año 1998; por valor de $ 5.016.065.

> Disminución de las Facturas no . 0198 y 0199 por variación en la tasa de cambio por valor de S 48.141

> Valoración a precios de mercado de las inversiones, no reversado en diciembre de 1998 por valor de $ 73.779

> Por reclasificación de Activos que fueron reportados inicialmente dentro de la cuenta Plantas y Ductos , correspondiente a Propiedad Planta y Equipo en Mantenimiento, Maquinaria y Equipo, Equipo de Comunicación y Computación, Intangibles, y Edificaciones; debió registrarse S 15.090.729 como gasto ejercicios anteriores y haberse considerado ingresos por Ajustes por inflación en el año 1998; de igual forma se efectuó el ajuste a la Depreciación Acumulada calculada en el año 1998 por un menor valor $



eocg^s780.042, al Igual que la amortización de los activos reportados en Plantas y Ductos y clasificados en intangibles por valor de $ 356.150

Efecto Neto de los Ajustes a Ejercicios Anteriores:

Nota 20

CUENTAS DE ORDEN

En esta cuenta se encuentra el valor de los registros presupuéstales pendientes de pago. Adicionalmente us$ 633,38 millones a una tasa de 1.837,77 CTRM de Diciembre de 1999) correspondientes al valor no registrado pendiente de trámite del esquema de pagos.

Ajustes a ingresos Ajustes a castos

60.217.065(26.079.320)

TOTAL EFECTO NETO S4.157.745

BE.III • w t#nviBín WEwn w^wixiw Presidente (E.)

ALVARO SÁLAZAR Marín / contador

££J«&Sj}ERNAN DO'^ÍESA D. vicepresidente Financiero



ANEXO 9. BIENES ESCINDIDOS DE ECOPETROL A ECOGAS - CIFRAS PARA CÁLCULO TARIFARIOTOTAL TOTAL (4) TOTAL (5)

ESCISIÓN PARA TARIFAS DISTRIBUCIÓN POR TRAMOSUS $ Dlc. 31 799 US $ Dlc. 31 799 US $ Dlc. 31 799

GASODUCTOS Centro Oriente

Barranca - Sebastopol 27,090,125.44 27,090,125.44 27,373,567.71Sebastopol - Vasconia 19,393,546.63 19,393,546.63 19,596,460.08Vasconia - Mariquita 34,435,396.16 34,435,396.16 34,795,691.54Mariquita - Neiva 36,457,000.40 36,457,000.48 36,838,447.77Vasconia - La Belleza 24,378,736.56 24,378,736.56 24,633,809.74La Belleza - Cogua 53,842,419.21 53,842,419.21 54,405,769.04

Subtotal Centro - Oriente 195,597,224.48 195,597,224.48 197,643,745,88

El Porvenir - La Belleza 55,994,738.77 55,994,738.77 56,580,608,18Morichal - Yopal 627,658.23 627,658.23 634,225.38Cusiana - Apiay 30,600,306.95 30,600,306.95 31,266,487.03Apiay - Villavicencio - Ocoa 6,007,853.52 6,007,853.52 6,138,646.73Apiay - Usme 9,317,147.42 9,317,147.42 9,414,632.14Isabel López - Sabanalarga 13,081.25 13,081.25 13,218.12Riohacha - Maicao 1,031,095.57 1,031,095.57 1,041,883.86Guepajé - Slncé - Corozal 2,610,622.38 2,610,622.38 2,637,937.16Móntamelo - Gualanday 2,518,031.78 2,518,031.78 2,544,377,79Pozos Colorados - El Rodadero [3] - - -Pozos Colorados - Aracataca [3] - . -

Mamonal - La Heróica [3] - - .El Jobo - EL Llano [3] - . .Galán - Termobarranca [3] - . .Galán - Casabe - YondóZona Industrial Cantagallo - Brisas de Bolívar,

1,213.49 1,213,49 1,226.18

Cantagallo y San Pablo 57,125.54 57,125.54 57,723.24Yariguíes - Puerto Wilches y Puente Sogamoso 5,233.13 5,233.13 5,287.88Tello - Neiva 1,515.92 1,515.92 1,531.78

S ub to ta l Gasoductos 304,382,852.31 304,382,852.31 307,981,531,36

CONSTRUCCIONES EN CURSO 413,944.42 413,944.42Ramales del Casanare 187,761.20 187,761.20Ramales del Piedemonte

PLANTAS Y DUCTOS207,543.27 207,543.27

REPUESTOS Y ACCESORIOS 2,897,789.55 2,897,789.55Materiales Importados por Ecopetrol en 199B Bienes Muebles en Bodega Prop. Planta y equipo en mant.

67,896.41 67,896.41

MUEBLES, ENSERES Y EQUIPO DE OFICINA 270,810.40 270,810.40INTANGIBLES EFECTIVO [1]ANTICIPOS A PROVEEDORES [2]

16,138.59878,555.21

4,648.40

16,138.59

TOTAL 308,864,738.88 307,981,535.27 307,981,531.36Fuente; - Estados Financieros de Ecogas a 31 de Diciembre de 1999

- Informe Final sobre escición de Activos de Ecopetrol a Ecogas, elaborado por Gilberto Bortón Acosta en 1999 (Archivos magnéticos suministrados por Ecogás).[1] Corresponde a dineros transferidos por Ecopetrol a ECOGAS con destino a gastos de funcionamiento[2] Anticipo del 50% sobre un contrato de asesoría Jurídica a Ecogas,[3] Activos incorporados al patrimonio de Ecogas por un valor simbólico de $ 1000 cada uno. Para efectos tarifarios se considera la cifra reportada por Ecogas según anexo 1.[4] Corresponde al activa. Así, se excluyen los rubros EFECTIVO Y ANTICIPO A PROVEEDORES (ver nota 1 y 2)[5] La distribución de Respuestos y Accesorios, Muebles, Enseres y Equipos de Oficina e Intangibles se realiza a prorrata de la inversión en dólares de cada gasoducto.

El rubro Construcciones en Curso se distribuye a prorrata de la inversión en los gasoductos Cusiana - Apiay y Apiay - Víllavícencio - Ocoa.NOTA; Las anteriores cifras incluyen el costo del gasoducto troncal con su respectivos ramales.

Anexo 10. E C O G A S - Evaluación de Inversiones E jecutadas D urante el Período 1995 - 2002 y N uevas inversiones (2003 - 2007)Conclusión Valor para Inversión

TRAMOS - PROYECTOS Observación MI Base (U S $ mili. dic./02)

TOTAL 152.517Ballena-Barranca 51.515Conexión Estación Compresora Casacará Conexión a Casacará. Aumento de capacidad del Sistema de gasoductos

de la empresa 0.625Interconexión sistema SCADA interconexión Centragas con Ecogas. Permite mayor flexibilidad

operacional al sistema de gasoductos de la empresa 0.069Puntos de Entrega Compresoras Hato Nuevo y Norean Conexión a estación Hato Nuevo y Norean. Aumento de capacidad del

Sistema de gasoductos de la empresa 2.937Paso predio CICARARE Conexión a estación Hato Nuevo y Norean. Aumento de capacidad del

Sistema de gasoductos de la empresa 0.235Pago por Estación Compresora de Casacará Costo de Inversión eficiente de la estación Casacará. Año de entrada en

operación 2004. Ver sección 3.1.2.2 del documento 17.354Estación compresora de Hato Nuevo Costo de Inversión eficiente de la estación Hato Nuevo. Año de entrada

en operación 1999. Ver sección 3.1.2.2 del documento 12.015Estación compresora de Norean Costo de Inversión eficiente de la estación Norean. Año de entrada en

operación 1999. Ver sección 3.1.2.2 del documento 18.009Compra e instalación Sistema de Filtración Casacará Confia b¡ lid a d del Sistema 0.271Construcción Gasoducto a Cúcuta 12" Ver sección 3.1.3 del documento X

Barranca-Sebastopol 22.919

Implementadón y optimizadon sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 1.191Sistema de gasoductos de la empresa

Pendientes geotécnicas de construcción Obras de estabilidad geológica iniciadas por ECOPETROL. Confiabiüdad 2.203del Sistema

Pendientes de construcción - infraestructura Obras de infraestructura iniciadas por ECOPETROL. Confiabiüdad del 0.854Sistema

Mejoras Operacionales y de Seguridad Confiabiüdad del Sistema 1.309Pago por Estación Compresora de Bamanca Costo de Inversión eficiente de la estación Compresora de Barranca. Año 17.354

de entrada en operación 2004. Ver sección 3.1,2.2 del documento

Estación compresora Ba manca bermeja - COGB Inversiones varias COGB. * 0.008Ramales y Estaciones No se especifica detalle. Se asume que todos los ramales está en el .

activo escindido de ECOPETROL.Obras de protección geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica. -

Confiabiüdad del SistemaSebastopol-Vasconia 1.706

Imple mentación y optimización sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 0.493Sistema de gasoductos de la empresa

Pendientes geotécnicas de construcción Obras de estabilidad geológica iniciadas por ECOPETROL. Confiabiüdad 0.843dei Sistema

Pendientes de construcción - infraestructura Obras de infraestructura iniciadas por ECOPETROL. Confiabiüdad del 0.050Sistema

Mejoras Operadonales y de Seguridad Confiabilidad del Sistema ✓ 0.320Ramales y Estaciones No se especifica detalle. Se asume que todos los ramales está en el _

activo escindido de ECOPETROL.Vasconia-M ariquita 2.956

Implementadón y optimización sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al Sistema de gasoductos de la empresa__________________________

1.102

Anexo 10. ECOGAS - Evaluación de Inversiones Ejecutadas Durante el Período 1995 - 2002 y N uevas inversiones (2003 - 2007)Conclusión Valor para Inversión

TRAMOS - PROYECTOS Observación [1] Base (US $ mili. dic./02)

Pendientes geotécnicas de construcción Obras de estabilidad geológica iniciadas por ECOPETROL. Confiabilidad 0.408del Sistema

Pendientes de construcción - infraestructura Obras de infraestructura iniciadas por ECOPETROL. Confiabilidad del 0.810Sistema

Mejoras Operacionales y de Seguridad Confiabilidad del Sistema 0.636Construcción Linea Puerto Salgar - Cogua Ver secdón 3.1.3 del documento X _

Vasconia-La Belleza 19.242

Implementadón y optimizadón sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 0.703Sistema de gasoductos de la empresa

Pendientes geotécnicas de construcción Obras de estabilidad geológica iniciadas por ECOPETROL. Confiabilidad 2.349del Sistema

Pendientes de construcción - infraestructura Obras de infraestructura iniciadas por ECOPETROL Confiabilidad del 0.094Sistema

Conexión Estación -Vasconia Conexión a estación compresora de Vasconia. Aumento de capacidad 0.512del Sistema de gasoductos de ia empresa

Estadón Compresora de Vasconia Costo de Inversión eficiente de la estación Compresora de Vasconia. Año 15.003de entrada en operación 1999. Ver sección 3.1.2.2 del documento ✓

Mejoras Operadonales y de Seguridad Confiabilidad del Sistema 0.581

Ramales y Estad ones No se especifica detalle. Se asume que todos los ramales está en elactivo escindido de ECOPETROL.

La Belleza-EI Porvenir 13.939

Conversión La Belleza - El Porvenir Obras finales para conversión del gasoducto recibido de ECOPETROL. 8.615Aumento de capacidad del Sistema de Ecogas

Instalación Sistema de Protección Catódica Suminsitro de equipos. Confiabilidad del Sistema ✓ 0.006Imple mentación sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 1.221

Sistema de gasoductos de la empresaObras de protecdón geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica. 0.367

Confiabilidad dei SistemaMejoras Operacionales Confiabilidad del Sistema 3.730

Mariquita Cali 2 .785

M a riq u ita -Pere ira 2 .619

Ampliadón en 2.4 km linea troncal Ampliación entre la margen izquierda dei Rio Gauií y ia estación de 1.484recibo de Mariquita. Confiabilidad del Sistema

Integración sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 0.017Sistema de gasoductos de la empresa

Ampliadón cobertura sistema SCADA 0.012Ampliación de obligación de entrega de información del sistema SCADA

Ampliación capacidad punto de entrega Modificación de capacidad de entrega en la estación de Chinchiná de 1.5 0.702a 5 MPCDy nuevos puntos de entrega

Instalación de Cromatógrafo y Muestreadores Supervisión de datos en estaciones receptoras tipo 2 y 3 ✓ 0.205Instaladón Válvulas de Regulación Confiabilidad del sistema 0.199

P ere ira -A rm enia 0.057

Integradón Sistema SCADA Conexión a sistema SCADA, Permite mayor flexibilidad operacional al 0.009Sistema de gasoductos de la empresa

Ampliación cobertura Sistema SCADA 0.007Ampliación de obligación de entrega de infomnación del sistema SCADA

Anexo 10. ECOGAS - Evaluación de Inversiones Ejecutadas Durante el Período 1995 - 2002 y Nuevas inversiones (2003 - 2007)Conclusión Valor para Inversión

TRAMOS - PROYECTOS Observación [1] Base (US $ mili. dic./02)

Instalación de Muestreadores Supervisión de datos en estaciones receptoras tipo 2 y 3 V 0.041

Armenia-Cali 0.109Operación y Mantenimiento Nueva Conexión Gasto de AOM causado. De conformidad con lo establecido en la Res.

CREG-001 de 2000, estos gastos no se incluyen para cálculos tarifarios X

Integración Sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 0.016Sistema de gasoductos de la empresa

Ampliación cobertura Sistema SCADA 0.011Ampliación de obligación de entrega de información del sistema SCADA

Instalación de Muestreadores Supervisión de datos en estaciones receptoras tipo 2 y 3 ✓ 0.082

Mariquita-Neiva 7.055Tramo Dina - Tello - Los Pinos Trabajos Varios. Confiabilidad del Sistema 1.092Implementadón y optimización sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 0.722

Sistema de gasoductos de la empresaPendientes geotécnicas de construcción Obras de estabilidad geológica iniciadas por ECOPETROL. Confiabilidad 3.535

del SistemaPendientes de construcción - infraestructura Obras de infraestructura iniciadas por ECOPETROL. Confiabilidad del 0.756

sistemaMejoras Operacionales y de Seguridad Confiabilidad dei Sistema 0.734Obras de Protección Geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica. 0.216

Confiabiüdad del SistemaRamales Boyacá - Santander 0.106Integración Tiempo Real Sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 0.103

Sistema de gasoductos de la empresaDerechos de Servidumbre Confiabiüdad del Sistema V* 0.003

La Betleza-Cogua 15.193Implementadón y optimización sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional ai 1.336

Sistema de gasoductos de la empresaPendientes geotécnicas de construcción Obras de estabilidad geológica iniciadas por ECOPETROL. Confiabilidad 2.309

del SistemaPendientes de construcción - infraestructura Obras de infraestructura iniciadas por ECOPETROL. Confiabilidad del 0.388

SistemaObras de protección geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica. •

Confiabilidad del SistemaMejoras Operacionales Confiabilidad del Sistema ✓ 0.514Construcción Variante El Hatillo - Chiquinquirá Variante para reemplazar 32 km del gasoducto existente debido a 10.646

inestabilidad geológica. Confiabilidad del Sistema

Cusía na-Apiay 4.996Trampa de envío raspadores Cusiana Suministro e instalación de nueva válvula. Confiabilidad del Sistema

✓ 1.066

Patín de Apiay Suminsitro e instalación. Confiabilidad del Sistema -

Implementadón sistema SCADA Conexión a sistema SCADA. Permite mayor flexibilidad operacional al 0.618Sistema de gasoductos de la empresa

Obras de protección geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica, 0.154Confiabilidad del Sistema

Anexo 10. ECOGAS - Evaluación de Inversiones Ejecutadas Durante el Período 1995 - 2002 y Nuevas inversiones (2003 - 2007)

TRAMOS - PROYECTOS ObservaciónConclusión

[1]Valor para Inversión

Base {US $ mili. dic./02)

Instalación Sistema de protección catódica Suministro de equipos. Confiabilidad del Sistema 0.084

Compra e Instalación Válvulas de Secciona miento Confiabilidad del Sistema 0.448

Derechos de Servidumbre Confiabilidad del Sistema ✓ 0.002

Mejoras Operadonales y de Seguridad Confiabilidad del Sistema Y* 2.624

Apiay-Usm e 4.427

Imple mentación sistema SCADA Conexión a sistema SCADA, Permite mayor flexibilidad operacional al 1.180Sistema de gasoductos de la empresa

Obras de protección geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica. 0.840Confiabilidad del Sistema

Instalación Sistema de protección catódica Suminstro de equipos. Confiabilidad del Sistema * -Mejoras Operacionales y de Seguridad Trabajos Varios. Confiabilidad del Sistema * 0.836Derechos de Servidumbre Confiabilidad dei Sistema V* 0.001Compra e Instalación Calentador Catalítico Confiabilidad del Sistema V 0.109Compra e Instalación Válvulas de Seccionamiento Confiabilidad del Sistema ✓ 1.170Estación Compresora de Aptay Aumento de Capacidad al Sistema ✓ -

Cambio de Revestimiento Confiabilidad del Sistema Y* 0.191Construcción Cruce Aéreo Confiabilidad del Sistema * 0.100

Apiay-VMIavicencio-Ocoa 1.114Estación de Redbo Ocoa Suministro de equipos. Confiabilidad del sistema 0.418

Centro Operacional de Villavlcencio Trabajos Varios. Confiabilidad del Sistema 0.435

Obras de protección geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica. _

Confiabilidad del Sistema.Instalación Sistema de protecdón catódica Suminstro de equipos. Confiabilidad del Sistema * . 0.045Compra e Instalación Válvulas de Seccionamiento Confiabilidad del Sistema * 0.049

Construcción Bodega Villavicencio Las Bodegas se reconocen como gastos de AOM (Ver Art. 6, Res. CREG- _

085 de 2000). A

Mejoras Operacionales y de Seguridad Trabajos Varios. Confiabilidad del Sistema 0.167

Ramales y Estaciones No se especifica detalle. Se asume que todos los ramales está en elactivo escindido de ECOPETROL.

Morichal-Yopal 0.006

Mejoras operacionales Trabajos Varios. Confiabilidad del Sistema Y* 0.006

Obras de protección geotécnica Obras para proteger el gasoducto de inestabilidad geológica. _

Confiabilidad del SistemaM ontañuelo Gualanday 1.320

Obras de protección geotécnica Obras para proteger el gasoducto de Inestabilidad geológica. 0.033Confiabilidad del Sistema.

Mejoras Operadonales y de Seguridad Trabajos Varios. Confiabilidad del Sistema 1.287

Construcción Ramal a San Vicente de Chucurí 0.964Valor construcción ramal Ver numeral 3.1.3 del documento 0.962

Anexo 10. ECOGAS - Evaluación de Inversiones Ejecutadas Durante el Período 1995 - 2002 y N uevas inversiones (2003 - 2007)

TRAMOS - PROYECTOS ObservaciónConclusión

[1]

Valor para Inversión Base (US $ mili. dic./02)

Protección del Derectio de Vía Ver numeral 3.1.3 del documento V 0.002

Infraestructura Ecogas 2 .1 7 0

Sistema de InformaciónCompra Servidores para Integración SCAOA Corporativo Hardware y Software CPC Investigación y Desarrollo

Confiabilidad del Sistema Confiabilidad del Sistema Confiabilidad del SistemaRegulator) a men te no es una inversión que se deba trasladar al usuario.

V✓ ✓

X

1.5700.0690.531

BEO 0 .1 0 4

Implementadón BEO Confiabilidad del Sistema V 0.104

PLANTA FÍSICA

Se reconoce como gasto AOM el 11.5% del valor catastral (Artículo 6, Res. CREG-085 de 2000). Se asume como valor catastral el valor reportado.

X '

Construcción Nuevas Conexiones Gasoductos Nuevas conexiones están a cargo del respectivo usuario. Ver RUT X -

Protección Derecho de Vía Confiabilidad del Sistema V 0 .3 5 4

[1] Convenciones: Se incluye en inversión Base (símbofo de aceptación); No se incluye en la Inversión Base (X).

A nexo 10.1. ECO G AS - Program a de N uevas Inversiones

TRAMOS - PROYECTOS Año 1US S Mili. dic./02

Año 2 Aflo 3 Año 4 Año 5 TOTAL

Ballena-BarrancaConexión Estación Com presora Casacará

Interconexión sistem a SCADA

Conexión Estaciones Compresoras Hato Nuevo y Norean

Paso predio CICARARE

Pago por Estación Com presora de Casacará

Estación compresora de Casacará

Estación com rpesora de Hato Nuevo

Estación com presora de Norean

Construcción Gasoducto a Cúcuta 12"

Com pra e Instalación Sistema de Filtración Casacará

Nuevas Conexiones punios de entrada / salida

Barranca-SebastopolIm plem entadón y optim ización sistema SCADA

Pendientes geotécnicas de construcción

Pendientes de construcción * infraestructura

Mejoras Operacionales y de Seguridad

Pago por Estación Compresora de Barranca

Estación compresora Barrancabermeja - COGB

Ramales y Estaciones

Obras de protección geotécnica

Sebastopol-VasconiaIm plem entadón y optim ización sistem a SCADA


Pendientes de construcción - infraestructura

Mejoras O peradonales y de Seguridad


Vasconia-MariquitaIm plem entadón y optim ización sistema SCADA


Pendientes de construcción ■ infraestructura

Mejoras O peradonales y de Seguridad


Construcción Linea Puerto Salgar - Cogua

Vasconia-La BellezaIm plem entadón y optim ización sistem a SCADA



Conexión Estación - Vasconia

Estación Compresora de Vasconia

Mejoras O peradonales y de Segundad


La Belleza-EI PorvenirConversión La B e lleza* El Porvenir

Instalación Sistem a de Protección Catódica

Im plem entadón sistem a SCADA


Mejoras Operacionales

Im plem entadón SCADA Tram o Cusiana - El Provenir

Mariquita-CaliMariquita-Pereira

A m pliadón en 2.4 km linea troncal

Integración sistem a SCADA

Am pliación cobertura sistem a SCADA

A m pliadón capacidad punto de entrega

Instalación de Cromatógrafo y Muestreadores

Nuevas Conexiones

Instalación Válvulss de Regulación

Pereira-Armeniaintegración Sistema SCADA

Am pliación cobertura S istema SCADA

Instalación de Muestreadores

Nuevas Conexiones


Armenia-CaliOperación y Mantenim iento Nueva Conexión

Integración Sistema SCADA

Am pliación cobertura S istema SCADA

Instalación de Muestreadores

Nuevas Conexiones

8.677 8.677

8.677

8.7190.042

1.757

8.8450.034

0.1348.677 8.677

0.080

0.054 0.1670.054 0.034

0.792

0.647 0,137

1.110 0.655

0.151.0,017

0.134

0.134

0.167

0.080 0.080

0.038 0.164 0.147 0.1300.038 0.034 0.017

0.080

0.161

0.130 0.130

0.150 0.133 0.1660.017

0.133

0.655

0.133

0.676

0.021

0.655

0.676

0,021

0.655

17.354

17.354

18.0160.093

0.56917.354

0.023 0.114 0.097 0.080 0.080 0.3940.023 0.034 0.017 - - 0.074

0.320

0.6400.089

0.551

0.6700.105

0.565

4.556

0.826

3.730


TRAMOS - PROYECTOSU S $ Mili. d iC /02

Año 1


Mariquita-NeivaTramo Dina - Tello - Los Pinos

Im plementación y optim ización sistem a SCADA




Obras de Protección Geotécnica

Boyacá-SantanderIntegración Tiem po Real S istem a SCADA

Integración T iem po Real S istem a SCADA

La Belleza-CoguaImplementación y optim ización sistem a SCADA




Mejoras Operacionales

Estación Com presora El Hatillo

Construcción Variante El Hatillo - Chiquinquirá

Cusiana-ApiayTrampa de envío raspadores Cusiana

Patín de Apiay

Implementación sistem a SCADA


Instalación S istem a de protección catódica

Com pra e Instalación Válvulas de Seccionamiento

Derechos de Servidumbre


Apiay-UsmeImplementación sistema SCADA


Instalación S istem a de protección catódica


Derechos de Servidum bre

Com pra e Instalación Calentador Catalítico

Compra e Instalación Válvulas de Seccionamiento

Estación Compresora de Apiay

Cambio de Revestim iento

Construcción C ruce Aéreo

Aplay-Villavlcencio-OcoaEstación de Recibo Ocoa

Centro Operacional de V illavicencio


instalación Sistema de protección catódica

Com pra e instalación Válvulas Seccionamiento

Construcción Bodega V illavicencio



Morichal-YopalMejoras operacionales


Ramal Yariguíes * Puerto Wilches

O bras de Geotécnia

Reparación de Revestim iento y Cambio de tubería

Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo

Obras de Geotécnia

Reparación de tram os de tubería

Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo

Obras de Geotécnia

Reem plazo de luberias. Accesorios y Válvulas.

Ramal Galán - Casabe ' Yondó

Obras de Geotécnia

Reemplazo de tuberías, Accesorios y Válvulas.

7.996

0.6540.196

0.241

0.055

0.162

0.236

0.066

0.0510.022

0.0050.005

Año 2 Año 3 A ño 4

0.032 0.160 0.160 0.1810.032 - - 0.021

0.160

8.058 0.0800.062

0.080

0.598

0.598

0.174

0.174

0.038

0.038

0.160

0.080

0.598

0.174

0.174

0.038

0.038

0.160

0.217 0.1010.137 0.021

0.080

0.615 0.598

0.017

0.598

0.1950.021

0.174

0.038

0.038

Año 5

0.1810.021

0.160

0.1010.021

0.598

0.598

0.1950.021

0.174

0.047

0.047

TOTAL

0.7140.074

0.640

8.5570.241

0.320

7.996

3.0630.196

0.258

2.554

0.9740.139

0.762

0.0510.022

0.1660.005

0.161

Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar


TRAMOS - PROYECTOSUS $ Mili. dic./02

Año 1 A flo 2 A flo 3 Arto 4 Arto 5 TOTAL

Reemplazo Válvuas y Accesorios - - - - - -

Montañuelo Gualanday - 0.320 0.320 0.320 0.320 1.280Obras de protección geotécnica - - - - - -Mejoras Operacionales y de Seguridad - 0.320 0,320 0,320 0,320 1.260

Construcción Ramal a San Vicente de Chucurí - - - - - -Valor construcción Ramal - - - - - -Protección Derecho de Vía - - - - - -

Infraestructura Ecogas [1] - 0.499 0.080 0.131 0.131 0.841Sistema de Información - 0.172 0.046 0.046 0.046 0.310

Compra Servidores para Integración SCADA Corporalivo - - - - -Hardware y Software CPC - 0.327 0,034 0.0B5 0.085 0.531Investigación y Desarrollo - - - - -

BEO [1] - - - - - -

Protección Derechos de Vía [1] - 0.110 0.119 0.115 0.010 0.354TOTAL 28.253 20.738 2.923 2.832 2.833 57.579

[1 ] P a ra e fe c to s ta r ifa r io s e s ta s in v e rs io n e s s e d is tr ib u y e n a p ro rra ta d e la lo n g itu d d e c a d a tra m o .

Anexo 11. EVALUACIÓN DE COSTOS EN INVERSIONES DE COMPRESIÓNCostos (US$ millones. D¡c./02)

Proyecto DescripciónPotencia Total

(BMP) ECOGAS [0] Contratos [1]UPME-

ITANSUCA (2)Costos Estándar

USA [3]

Estación Casacará Entra en Operación en 2004

Estación Barranca Entra en Operación en 2004

Estación Hato Nuevo Capacidad de compresión de 199 MPCD

9.380

9.380

6,675

17.35

17.35

12.02

NA

NA

15.50

19.39

19.39

13.80

15.74

15.74

11.20

Estación Norean Capacidad de compresión de 196 MPCD

Estación de Vasconia Capacidad de compresión de 120 MPCD

10,005

8,335

18.01

15.00

24.69

19.00

20.68

17.23

16.79

13.98Fuentes: - Ecogas, Radicación CREG-1647 de 2003,

■ Metodología para el Cálculo de Costos Indice de los Sistemas de Transporte de Gas en Colombia, UPME-1TANSUCA, 1998,- Pipeline Economics, Oil&Gas Journal, Aug. 4,1997 OGJ SPECIAL- Contratos de Arrendamiento

BMP: Break Horse Power[OJ Ecogas asume un costo unitario de US$1800 porBHP[1] Cifra estimada a partir de ios contratos,[2] En este estudio se establece que el costo de instalar (suministro y montaje) estaciones compresoras en Colombia es de US$2430 para equipos menores a 1000 HP y US$2061 para equipos mayores a 1000 HP.

La mayoría de Jos equipos considerados dentro de las inversiones de compresión de Ecogas son mayores a 1000 HP por lo que se utiliza la segunda cifra.[3J El costo promedio por HP instalado en Estados Unidos durante 1996-1997 fue de US$1670 (Pipeline Economics, Oil&Gas Journal, Aug. 4,1997 OGJ SPECIAL, Table 8)

Anexo 12. Demanda de volumen de gas por sectores - Interior (mpcd)Cesar (1) Santander Bogotá Villavicencio Boyacá Cogua

Res. Com. Ind. Tran. Res. Com. Ind. Tran. Res. Com. Ind, Tran. Res. Com. Ind. Tran. Res. Com. Ind. Tran. Res. Com. Ind. Tran.2 0 0 3 2.30 0.40 1.60 - 6.70 1.30 10.30 0.10 29.3 4.50 21.30 6.60 2.7 0.50 0.30 0.20 0.4 0.10 4.20 0.10 0.00 0.00 0.00 0.002 0 0 4 2.40 0.40 1.70 - 6.90 1.40 10.40 0.30 32.0 4.70 21.90 9.90 2.7 0.50 0.30 0.40 0.5 0.10 4.50 0.10 0.00 0.00 0.00 0.002 0 0 5 2.40 0.40 1.70 - 7.00 1.40 10.50 0.50 34.4 4.90 23.30 15.50 2.8 0.50 0.30 0.80 0.6 0.20 5.10 0.10 0.00 0.00 0.00 0.002 0 0 6 2.50 0.40 1.70 - 7.20 1.50 10.60 0.60 36.7 5.10 25.30 21.90 2.8 0.50 0.30 1.00 0.6 0.20 5.40 0.20 0.00 0.00 0.00 0.002 0 0 7 2.60 0.40 1.70 - 7.40 1.60 10.60 0.80 38.8 5.20 27.30 26.10 2.8 0.60 0.30 1.30 0.7 0.20 5.70 0.30 0.00 0.00 0.00 0.002 0 0 8 2.70 0.40 1.70 - 7.60 1.70 10.70 1.00 40.8 5.40 29.20 30.20 2.9 0.60 0.30 1.60 0.8 0.20 5.90 0.40 0.00 0.00 0.00 0.002 0 0 9 2.70 0.40 1.70 - 7.80 1.80 10.80 1.20 42.9 5.50 31.10 32.60 2.9 0.60 0.30 1.90 0.9 0.30 6.10 0.40 0.00 0.00 0.00 0.002010 2.80 0.40 1.70 - 7.90 1.90 10.80 1.40 44.7 5.60 32.60 34.90 3.0 0.60 0.30 2.30 1.0 0.30 6.40 0.40 0,00 0.00 0.00 0.002011 2.90 0.40 1.70 - 8.30 2.00 11.00 1.40 46.1 5.80 34.40 37.00 3.1 0.60 0.30 2.30 1.1 0.40 6.60 0.50 0.00 0.00 0.00 0.002012 3.00 0.40 1.80 - 8.60 2.00 11.20 1.50 47.5 6.00 36.20 37.30 3.2 0.60 0.40 2.40 1.2 0.40 6.80 0.50 0.00 0.00 0.00 0.002 0 1 3 3.20 0.40 1.80 - 8.90 2.10 11.40 1.50 48.9 6.20 38.10 37.70 3.4 0.70 0.40 2.40 1.3 0.50 7.10 0.50 0.00 0.00 0.00 0.002 0 1 4 3.30 0.40 1.80 - 9.20 2.20 11.70 1.50 50.3 6.3 40.1 38 3.5 0.7 0.4 2.5 1.4 0.5 7.4 0.5 0 0 0 02 0 1 5 3.40 0.40 1.90 - 9.60 2.40 11.90 1.60 51.3 6.5 44.9 38.4 3.6 0.7 0.4 2.5 1.6 0.6 7.6 0.5 0 0 0 0

Fuente: UPME, Revisión a Enero de 2003 (Radicación CREG-1035 de 2003)Res.: Residencial Com.: Comercial Ind.: Industrial Tran,: Transporte(1) Se Incluye la demanda de Cesar ya que dicho gas es transportado por el gasoducto Ballena - Barranca el cual pertenece al sistema del interior.

H uila - Tolim a S ebastopo l - M ed. M a riq u ita -C a li N Valle - C ali H idrocarburos TotalRes, Com. Ind. Tran. Res, Com. Ind. Tran. Res. Com. Ind. Tran. Res. Com. Ind. Tran.4.40 0.90 5.30 0.40 1.30 0.50 11.90 1.00 1.90 0.40 6.90 0.20 8.00 1.00 21.5 0.3 110.10 268.94.50 0.90 5.50 0.90 1.70 0.70 12.20 1.80 2.20 0.40 7.10 0.40 8.80 1.10 22.1 0.7 110.10 282.24.70 0.90 5.60 1.90 2.20 0.80 13.00 2.90 2.70 0.40 7.50 0.70 9.40 1.20 22.6 1.6 110.10 300.64.90 0.90 5.80 2.30 2.30 0.90 13.70 4.80 3.00 0.50 7.80 1.10 10.20 1.20 23.5 2.3 110.10 319.85.00 1.00 6.00 2.70 2.30 1.10 14.30 6.00 3.30 0.50 8.10 1.40 11.00 1.30 24.2 2.8 110.10 335.55.20 1.00 6.20 3.10 2.40 1.30 14,8 7.3 3.60 0.50 8.30 1,70 11.70 1.40 24.7 3.2 110.10 350.65.30 1.10 6.40 3.70 2.40 1.50 15.3 8.1 4.00 0.60 8.40 1.90 12.40 1.40 25.2 3.5 110.10 363.25.50 1.10 6.60 4.40 2.40 1.70 18.3 8.9 4.40 0.70 8.60 2.10 13.50 1.50 27.2 3.8 110.10 379.85.80 1.20 6.70 4.50 2.50 1.90 18.9 9.5 4.80 0.70 8.90 2.20 13.90 1.60 28.4 4.0 110.10 391.56.10 1.20 6.90 4.50 2.60 2.10 19.6 9.6 5.30 0.80 9.30 2.20 14.30 1.70 29.5 4.1 110.10 400.96.50 1.30 7.10 4.60 2.80 2.30 20.3 9.7 5.90 0.80 9.70 2.30 14.80 1.70 30.7 4.1 110.10 411.26.8 1.3 7.2 4.7 2.9 2.5 21 9.9 6.5 0.9 10.1 2.3 15.2 1.8 31.9 4.2 110.10 421.07.2 1.4 7.4 4.8 3 2.8 21.7 10 7.1 1 10.5 2.3 15.9 1.9 33.1 4.2 110.10 434.2

Anexo 13. Consumo Anual Promedio por Planta - Interior (MPCD)

EMCALI TERMOCENTRO TERMODORADA1 TERMOSIERRA TERMOVALLE 2 MERILECTRICA TOTAL INTERIOR

Total 2003 0.01 0.00 0.00 0.36 0.00 0.00 0.37Total 2004 0.00 0.05 0.02 1.45 0.02 0.00 1.62Total 2005 0.10 0.12 0.06 2.30 0.04 0.00 2.62Total 2006 0.29 0.16 0.14 5.69 0.06 0.00 6.35Total 2007 0.41 0.13 0.10 7.62 0.11 0.01 8.37Total 2008 0.60 0.28 0.23 7.75 0.15 0.02 9.03Total 2009 1.73 0.19 0.41 6.92 0.38 0.04 9.67Total 2010 2.74 0.62 0.54 8.33 0.88 0.13 13.24Total 2011 3.49 0.97 0.66 8.20 1.76 0.28 15.36

Fuente: ISA - CND, Radicación CREG-S83 de 2003

A n exo 14. C O N F O R M A C IÓ N D EL E S C E N A R IO DE D E M A N D A C R E G P O R T R A M O S DE G A S O D U C TO S A P A R T IR DE LA IN F O R M A C IÓ N R E P O R TA D A PO R LA U P M E Y EL C N D

S IS T E M A DE G A S O D U C T O S DE E C O G A S

Tipo de Gasoducto Tramo Sector no térmico a partir de UPME Sector térmico a partir del CND

STTSTTs

Mariquita - Pereira (Mariquita - Cali) (Mariquita - CQR) + (N Valle - C a li) Termo Valle + Termo Emcall

S U Pereira - Armenia (Mariquita - Cali) - [(Mariquita - Cali)*(% Mariquita - Cali consumido en Mariquita - Pereira)]; % obtenido del reportado por Ecogas - escenario ponderado)

Termo Valle + Termo Emcall

STT Armenia -Cali (Pereira - Cali) - [(Pereira - Cal¡)*(% Pereira - Cali consumido en Pereira-Armenia)]; % obtenido del reportado por Ecogas - esceanrio ponderado)

Termo Valle + Termo Emcall

STT Ballena - Barrancabermeja (Total Interior) - (Producción Cusiana. Montañuelo, Opón, Apiay, Provincia y Payoa; reportada por Ecogas y ECOPETROL)

Total térmica del Interior

STT Mariquita - Neiva (Huila-Tolima)

S U La Belleza - Cogua (Bogotá) - (Apiay-Usme, reportado por Ecogas) N.A

S U El Porvenir - La Belleza Reporte Ecogas (1)

S U Vasconia - La Belleza Reporte Ecogas (1)

S U Vasconia - Mariquita (Mariquita - Cali) + (Mariquita - Neiva) - (Producción de Montañuelo; reportada por ECOGAS)

Termo Valle + Termo Emcall + Termo Dorada

S U Montañuelo - Gualanday Reporte Ecogas

S U Sebastopol - Vasconia Reporte Ecogas (1)

S U Barrancabermeja - Sebastopol Reporte Ecogas (1)

S U Apiay - Viliavicencia - Ocoa Villavicencio N.A

S U Morichal ~ Yopal Reporte Ecogas (1)

S U El Porvenir- Apiay (Villavicencio)+(Apiay - Usme; Ecogas) - (Producción Apiay; Ecogas)

N.A

S U Apiay - Usme Reporte Ecogas (1) N.A

S U Campo Dina - Batería Tello Reporte Ecogas (1)Fuente: - Documento UPME, con radicación CREG’ 1035 de 2003

- ISA - CND, radicación CREG-883 de 2003- ECOPETROL, radicación CREG-1146 de 2003- Propuesta tarifaria de Ecogas,

(1) Se toman las cifras reportadas por Ecogas ya que no es posible realizar ei escenario CREG a partir de la información reportada por la UPME.

A N E X O 15 D E M A N D A E S PE R A D A DE V O LU M EN (KPC)

Tramo2003 2004 2005 2006 2007 200B 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Mariquita - Pereira 15,777,064 16,684,691 19,131,258 19,795,590 20,943,126 21,716,581 22,186,267 24,202,232 25,007,923 24,845,436 25,348,611 25,936,042 26,545,706 27,085,805Pereira-Armenia 13,705,706 14,505,717 16,901,142 17,514,672 18,604,453 19,357,485 19,811,512 21,743,521 22,483,124 22,300,190 22,743,214 23,268,915 23,814,523 24,312,210Armenla -Cali 13,683,499 13,842,497 16,211,464 16,799,506 17,869,587 18,624,365 19,082,841 20,005,921 20,708,862 20,506,360 20,908,394 21,392,068 21,894,209 22,359,805Ballena - Barrancabermeja 58,495,131 54,090,788 57,606,774 60,134,295 63,434,863 65,557,100 67,568,294 70,682,069 72,773,773 72,090,727 73,367,209 74,820,444 76,539,403 77,733,278Mariquita - Neiva 4,146,185 5,146,410 5,276,076 5,369,974 5,464,621 5,560,034 5,670,832 5,789,733 5,872,955 5,949,718 6,049,240 6,127,743 . 6,229,047 6,272,873La Belleza -Cogua 16,446,523 18,217,722 20,183,227 22,550,764 24,557,239 25,780,430 26,901,942 27,988,339 29,084,321 30,074,023 31,104,420 32,154,630 33,422,808 34,253,058El Porvenir - La Belleza 7,300,000 14,436,493 20,440,787 22,120,418 23,411,954 24,064,510 24,738,281 28,089,225 28,831,493 29,597,876 30,389,247 31,206,514 32,050,623 32,922,555Vasconia - La Belleza 8,698,947 8,704,645 13,720,368 15,002,842 16,428,067 16,814,023 17,211,345 20,275,594 20,720,505 21,178,437 21,649,812 22,135,068 22,634,658 23,149,053Vasconia - Mariquita 17,471,018 18,522,624 22,319,047 22,918,192 24,215,701 25,213,890 25,760,963 29,692,617 30,665,638 30,441,330 31,023,739 31,700,078 32,421,488 33,081,589Sebastopol - Vasconia 33,416,917 26,365,809 26,771,422 26,668,268 28,399,096 29,844,880 30,042,343 31,527,736 32,617,996 32,129,099 32,552,637 33,224,791 33,913,556 35,117,672Barrancabermeja - Sebastopol 41,631,576 35,581,602 37,573,654 38,077,855 40,686,752 42,377,833 42,755,366 44,494,397 45,820,712 45,484,688 46,114,893 47,011,118 47,928,689 49,393,833Apiay - Viliavicencia - Ocoa 1,229,472 1,141,472 1,263,744 1,251,149 1,313,061 1,391,671 1,418,951 1,505,577 1,549,359 1,552,055 1,586,676 1,622,570 1,651,571 1,691,208Morichal - Yopal 132,041 134,267 136,538 138,858 141,227 143,646 146,116 148,638 151,215 153,846 156,533 159,278 162,082 164,946Cusiana - Apiay 4,867,720 4,780,905 5,524,885 5,513,526 5,576,699 5,656,597 5,685,192 5,773,162 5,818,314 5,822,412 5,858,464 5,895,819 5,926,313 5,967,262Apiay - Usme 5,414,783 5,415,597 5,416,428 5,417,276 5,418,142 5,419,027 5,419,930 5,420,853 5,421,795 5,422,757 5,423,740 5,424,744 5,425,770 5,426,817Ramales Boyacá - Santander 1,591,080 1,607,765 1,630,339 1,640,789 1,651,461 1,662,360 1,673,493 1,684,864 1,696,479 1,708,344 1,720,464 1,732,845 1,745,494 1,758,416Fuente: Calculado a partir de la Información reportada por ECOGAS, UPME y CND

2017 2016 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

27,623,973 27,693,785 28,040,032 28,464,354 28,897,458 29,488,47424,807,052 24,832,603 25,133,631 25,511,755 25,897,657 26,440,44222,821,862 22,813,917 23,080,722 23,423,877 23,774,049 24,280,32478,917,687 78,775,674 79,410,202 80,261,217 81,133,096 82,446,944

6,317,643 6,363,380 6,410,105 6,457,843 6,506,618 6,556,45435,113,727 36,006,011 36,931,156 37,890,462 38,885,280 39,917,02233,823,334 34,754,021 35,715,721 36,709,586 37,736,812 38,798,64423,678,738 24,224,219 24,786,016 25,364,673 25,364,673 25,364,67333,736,362 33,713,541 34,086,444 34,569,134 34,569,134 34,569,13436,306,235 35,918,690 36,446,736 37,226,665 38,026,583 39,345,35150,846,560 50,640,658 51,404,820 52,438,961 53,498,540 55,109,922

1,730,104 1,713,371 1,728,622 1,752,505 1,776,856 1,819,207167,872 170,861 173,915 177,034 180,222 183,479

6,007,496 5,992,132 6,008,780 6,034,091 6,059,902 6,103,7435,427,887 5,428,980 5,430,097 5,431,238 5,432,404 5,433,5951,771,619 1,785,108 1,798,891 1,812,975 1,827,365 1,842,071

29,488,474 29,488,474 29,488,474 29,488,474 29,488,474 29,488,474 29,488,474 29,488,474 29,488,47426,440,442 26,440,442 26,440,442 26,440,442 26,440,442 26,440,442 26,440,442 26,440,442 26,440,44224,280,324 24,280,324 24,280,324 24,280,324 24,280,324 24,280,324 24,280,324 24,280,324

82,446,94482,446,944 82,446,944 82,446,944 82,446,944 82,446,944 82,446,944 82,446,94424,280,32482,446,944

29,488,47426,440,44224,280,32482,446,944

1,842,071 1,842,071 1,842,071 1,842,071 1,842,071 1,842,071 1,842,071 1,842,071 1,842,071 1,842,071

A N E X O 16 D EM A N D A E S P E R A D A DE C A P A C ID A D (KPC D)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Mariquita - Pereira 60,809 66,363 72,963 75,200 77,481 78,418 79,374 84,172 85,243 86,336 87,453 88,594 89,759 90,949Pereira ■ Armenia 55,501 60,521 67,011 69,135 71,301 72,120 72,957 77,618 78,563 79,529 80,515 81,522 82,551 83,601Armenia -Cali 52,484 57,289 63,720 65,785 67,890 68,648 69,421 73,997 74,876 75,773 76,690 77,626 78,583 79,560Ballena - Barrancabermeja 201,703 201,721 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700 201,700Mariquita - Neiva 14,624 18,208 18,340 18,475 18,613 18,754 18,898 19,045 19,195 19,348 19,505 19,664 19,828 19,994La Belleza - Cogua 47,423 50,739 63,464 72,301 74,422 75,951 77,535 79,176 80,875 82,635 84,459 86,348 88,306 90,335El Porvenir - La Belleza 40,000 43,947 62,225 67,338 71,269 73,256 75,307 86,810 89,070 91,403 93,812 96,300 98,869 101,524Vasconia -L a Belleza 31,499 18,869 40,479 46,649 48,453 48,904 49,364 59,221 59,774 60,340 60,918 61,509 62,113 62,731Vasconia - Mariquita 77,300 84,668 95,050 97,427 99,851 100,935 102,041 112,591 113,818 115,071 116,350 117,657 118,992 120,356Sebastopol - Vasconia 222,632 208,450 210,446 215,478 216,122 216,780 217,451 218,172 218,872 219,586 220,315 221,060 221,820 222,595Barrancabermeja - Sebastopol 281,823 271,244 277,716 284,783 288,004 289,233 290,487 291,803 293,111 294,447 295,811 297,204 298,626 300,078Apiay - Viliavicencia - Ocoa 3,104 3,162 3,222 3,283 3,345 3,409 3,474 3,540 3,608 3,677 3,748 3,820 3,893 3,969Morichal - Vopal 402 409 416 423 430 437 445 452 460 468 477 485 493 502Cusiana - Apiay 16,919 16,977 17,040 17,105 17,172 17,239 17,309 17,379 17,451 17,525 17,600 17,677 17,755 17,836Apiay - Usme 17,131 17,129 17,132 17,134 17,137 17,139 17,142 17,145 17,147 17,150 17,153 17,156 17,159 17,162Ramales Boyacá - Santander 6,444 6,512 6,603 6,645 6,689 6,733 6,778 6,824 6,871 6,919 6,968 7,018 7,069 7,122Fuenle: Calculado a partir de la información reportada por ECOGAS

2017 2013 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

92,165 93,40784,675 85,77180,558 81,577

201,700 201,70020,165 20,33992,438 94,617

104,266 107,09963,362 64,008

121,748 123,171223,387 224,196301,561 303,075

4,046 4,124511 520

17,917 18,00117,165 17,1697,175 7,230

94,676 95,97286,892 88,03682,618 83,682

201,700 201,70020,517 20,69896,876 99,219

110,026 113,05264,668 65,343

124,625 126,110225,021 225,864304,622 306,202

4,204 4,286529 539

18,087 18,17417,172 17,1757,286 7,343

97,297 98,65089,205 90,40084,769 85,880

201,700 201,70020,884 21,073

101,647 104,165116,179 119,41166,033 66,739

127,627 129,177226,724 227,602307,815 309,463

4,370 4,456549 559

18,263 18,35417,179 17,182

7,401 7,461

98,650 98,65090,400 90,40085,880 85,880

201,700 201,700

7,461 7,461

98,650 98,65090,400 90,40085,880 85,880

201,700 201,700

7,461 7,461

98,650 98,65090,400 90,40085,880 85,880

201,700 201,700

7,461 7,461

98,650 98,65090,400 90,40085,880 85,880

201,700 201,700

7,461 7,461

98,650 98,65090,400 90,40085,880 85,880

201,700 201,700

7,461 7,461

ANEXO 17 GASTOS DE AOM (Col. $ de die. De 2002)Gasoductos 2003 2004 2005 2006 2007 2D0B 2009 2010 2011 2012

Mariqiifta-Pereira 15,731,061,966 15,982,034,324 16,238,026,130 16,499,137,772 16,765,471,646 17,353,336,592 17,630.430,355 17,913,065,993 18,201,354,345 18.495,408,463Pereira-Armenia 8,673,061,342 8.811,484.332 8,952,675,781 9,096,691,059 9.243,586,642 9,567,821,644 9,720,651,809 9,876,538,578 10,035,543,081 10.197,727,675Armenia-Cali 14,578,114,719 14,810,725,913 15,047,989,331 15,289,998,017 15,536,846,877 16,081,703,562 16,338,525,116 16,600,483,101 16,867,680,246 17,140,221,334Ballena-Barranca 43,578,778,405 44,078,289,262 42,763,130,404 43,147,561,705 43,539,681,632 44,469,891,759 44,877,853,332 45,293,974,136 45,718,417,356 46,151,349,440La Belleza-Cogua 5,217,389,228 3,750,962,184 3,750,962,184 3,750,962,184 3,750,962,184 4,124,531,685 4,124,531,685 4,124,531,685 4,124,531,685 4,124,531,685Ramales Boyacá - Santander 4,794,142,937 4,873,095,758 4,953,627,636 5,035,770,151 5,119,555,517 5,289,666,777 5,376,837,072 5.465,750,772 5,556,442,746 5,648,948.560Vasconia-Mariquita 8,331,285,402 6,776,367,070 6,776,367,070 6,776,367,070 6,776,367,070 7,010,281,453 7,010,281,453 7,010,281,453 7,010,281,453 7.010,281,453Sebastopoí-Vasconia 10,664,772,924 9,860,992,952 5,890.795,931 5,890,795,931 5,890,795,931 6,032,753,981 6,032,753,981 6,032,753,981 6,032,753,981 6,032,753,981Barranca-Sebastopol 13,130,749,079 11,727,530,097 7,737,333,076 7,737,333,076 7,737,333,076 8,063,299,934 8,063,299,934 8,063,299,934 8,063,299,934 8,063,299,934Vasconia-La Belleza 4,425,584,129 3,275,197,396 3,275,197,396 3,275,197,396 3,275,197,396 3,601,519,452 3,601,519,452 3,601,519,452 3,601,519,452 3,601,519,452La Belleza-EI Porvenir 2,608,495,187 4,985,118,328 2,608,495,187 2,608,495,187 2,608,495,187 2,866,870,370 2,866,870,370 2,866,870,370 2,866,870,370 2,866,870,370Mariquita-Neiva 5,824,357,706 2,120,365,256 2,120,365,258 2,120,365,258 2,120.365,258 2,328,545,505 2,328,545,505 2,328,545,505 2,328,545,505 2,328,545,505Cusiana-Apiay 3,178,863,179 3,178,863,179 3,178,863,179 3,178,863,179 3,178,863,179 3,494,775,293 3.494,775,293 3,494,775,293 3,494,775,293 3,494.775,293Apiay-Usme 2,125,570,319 2,118,209,118 2,112,951,118 2,094,022,317 2,094,022,317 2,196,935,389 2,196,935,389 2,196,935,389 2,196,935,389 2,196,935,389Apiay-Vlllavicencio-Ocoa 590,900,004 589.990,192 589,340,327 587,000,813 587,000,813 632,191,991 632,191,991 632,191,991 632,191,991 632,191,991Morichal-Yopal 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016

Ramal San Vicente de Chucurí 130,320,000 98,645,000 125,795,000 107,695,000 125,795,000 111,496,000 111,496,000 115,297,000 115,297,000 115,297,000Ramal Galán - Termobarranca 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,281Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657Ramal Z, Ind, Cantagallo - San Pablo 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974Ramal Gatan - Casabe - Yondó 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 9,044,844 9,044,844 9044,844 9,044,844 9,044,844 9,044,844 9,044,844 9,044,844 9,044,844 9,044,844NOTA: Los anteriores gastos, donde apfica, esián ajustados de conformidad con el resultado de la frontera de eficiencia (Ver seccióon a.J de documento)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 202419,143,168,496 19,449,102,401 19,761,154,983 20,079,448,618 20,404,108,124 21,117,868,138 21,455,643,889 21,800,175,155 24,863,813,576 25,222,263,905 22,295,589,850 22,668,521,57310,554,997,618 10,723,734,470 10,895,846,058 11,071,399,878 11,250,464,775 11,644,136,793 11,830,435,911 12,020,461,012 13,710,200,833 13,907,902,948 12,293,705.378 12,499,394,65917,740,591,175 18,024,142,923 18,313,365,705 16,606,372,944 18,909,280,327 19,570,821,562 19,883,885,624 20,203,210,946 23,042,713,256 23,374,939,321 20,662,381,050 21,008,029,04847,176,212,748 47,626,635,288 48,086,066,260 46,554,685,891 49,032,677,895 50,161,829,577 50,659.132,458 51,166,381,396 56,231,931,123 56,759,672,919 33,614,191,265 34,163,253,829

4,535,458,135 4,535,458,135 4,535,458,135 4,535,456,135 4,535,458,135 4,987,477,231 4,987,477,231 4,987,477,231 4,967,477,231 4,987,477,231 - -

5,836,419,696 5,932,662,744 6,030,830,654 6,130,961,922 6,233,095,815 6,439,699,112 6,545,959,215 6,654,344,519 7,490,977,376 7,603,741,446 6,989,869,621 7,107,209,3607,267,587,275 7,267,587,275 7,267,587,275 7,267,587,275 7,267,567,275 7,550,623,679 7,550,623,679 7.550,623,679 7,550,623,679 7,550,623,679 -

6,188,907,836 6,168,907,836 6,186.907,836 6,188,907,836 6,188,907,836 6,360.677,076 6,360,677,076 6,360,677,076 6,360,677,076 6,360,677,076 - -

8,421,863,477 8,421,863,477 8,421,863,477 8,421,863,477 8,421,863,477 6,816,283.375 8,816,283,375 8,816,283,375 8,816,263,375 8,816,283,375 - -

3,960,473,713 3,960,473,713 3,960,473,713 3,960,473,713 3,960,473,713 4,355,323,401 4,355,323,401 4,355,323,401 4,355,323,401 4,355,323,401 -

3,151,083,072 3,151,083,072 3,151,083,072 3,151,083,072 3,151,083,072 3,463,717,043 3,463,717.043 3,463,717,043 3,463,717,043 3,463,717.043 - -

2,557,543,777 2,557,543,777 2,557,543,777 2,557,543,777 2,557.543,777 2,809,441,877 2,809,441,877 2,809,441,877 2,809,441,877 2,809,441,877 - -

3,842,278,619 3,842.276,619 3,842,278,619 3,842,278,619 3,842,278,619 4,224,532,277 4,224,532,277 4,224,532,277 4,224,532,277 4,224,532,277 - -

2,310,139,768 2,310,139,766 2,310,139,768 2,310,139,768 2,310,139,768 2,434,664,585 2.434,664,585 2,434,664.585 2,434,664,585 2,434,664,585 - -

681,902,288 681,902,286 681,902,288 681,902,288 661,902,288 736,583,614 736,583,614 736,583,614 736,583,614 736,583,614 - -

132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 132,770,016 - -

133,397,000 133,397,000 133,397,000 133,397,000 133,397,000 137,198,000 137,198,000 137,198,000 137,196,000 137,198,000 - -

28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 26,620,370 28,620,370 28,620,370 28,620,370 - -

2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 2,306,262 - -

23,876.281 23,876,281 23,876,281 23,676,281 23,876,281 23,876,261 23,876,281 23,876,281 23,876,281 23,876,261 - -

22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 22,560,657 - -

63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 63,148,974 - -

122,027,668 122,027,868 122,027,866 122,027,666 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,868 122,027,666 122,027,868 - -

9,044,844 9,044,844 9,044,844 9,044,844 9044,844 9,044,844 9,044,844 9.044,844 9,044,844 9,044,844 - -

2025 2026 2027 2028 2029 203023,048,911,929 23,436,910,094 23,832,668,221 24,236,341,511 24,648,088,266 25,068,069,95712,709,197,725 12,923,196,852 13,141,475,962 13,364,120,654 13,591,218,240 13,622,857,77721,360,590,006 21,720,202,184 22,087,006,605 22,461,147,114 22,842,770,433 23,232,026,21934,723,297,644 35,294,542,335 35,877,211,920 36,471,534,897 37,077,744,333 37,696,077,958

7,226,875,494 7,348,934,951 7,473,435,596 7,600,426,255 7,729,956,727 7,862,077,808

-

- - - - ■-

ANEXO 18. SISTEMA DE GASODUCTOS DE ECOGASDiámetro (Puig.) Longitud (kms.)

TRAMO MARIQUITA - PEREIRATroncal 20 154.8Regionales 87.4

Fresno 2 4Manzanares 2 18.7Herveo 2 8.3Manizales 4 0.8

Neíra 2 23.3Villamaría 2 3.3Chinchiná, Sta. Rosa de Cabal, 4 3.7

Sta. Rosa de Cabal 3 9.3Dos Quebradas 3 6.8

Palestina 2 2Marsella 2 5-1Pereira 6 2.1

TRAMO PEREIRA - ARMENIATroncal 20 60.238Regionales 214

Ansermanuevo 2 14La Celia 2 10.5Balboa 2 11.6La Virginia 3 17.2

Cartago 3 0.9Obando 2 0.3La Victoria 2 3

La Unión 2 6Roldanillo 2 14.8

Armenia 6 41.8Sevilla 2 17.5Caicedonia 2 12.3La Tebaida 2 0.1Montenegro 3 10.8Quimbaya 2 9Filandia 2 15.7Circasia 2 7.9Salento 2 8.2Calarcá 3 12.4

TRAMO ARMENIA-CALITroncal 20 128Regionales 115.9

Zarzal 2 0.2La Paila 4 1Bugalagrande 2 0.5Andalucía 2 0.1Tulúa 3 1.8San Pedro 2 2.3Buga 3 0.9Guacarí 2 0.6El Cerrito 8 5

Palmira 6 19.7Pradera 6 17Jamundí 4 31.6Candelaria 4 14Florida 3 11.3Ginebra 2 9

Termovalle ConexiónYumbo 6 0.1Cali 20 0.8Termoemcali Conexión

TRAMO BALLENA - BARRANCABERMEJA*Troncal 18 578.8Regionales 157.328

San Diego 2 3.2Agustín Codazzi 2 4.159Casacará 2 7.497Becerril 2 12.049La Jagua de Ibirico 2 10.853Palmita 2 5.846

ANEXO 18. SISTEMA DE GASODUCTOS DE ECOGASDiámetro (Pulg.) Longitud (kms.)

Rincón Hondo 2 0.024Chiriguaná 2 11.621San Roque 2 1.123Curumaní 2 8.216Sabanagrande 2 0.003Pailitas 2 3.622El Burro 2 0.048Tamalameque/EI Banco 4 17.133Tamalameque/EI Banco 4 27.948Pelaya 2 1.307La Mata 2 3.808La Gloria 2 15.212Gamarra 2 10.941Aguachica 2 0.01San Alberto 2 12.708

* No se incluyen los 10 ramales propiedad de PROMIGAS S.A.TRAMO MARIQUITA - NEIVATroncal 6, 12 292.498Regionales 63.28

Honda 2 8.27Guayabal 2 0.17Lérida 2 4.3Líbano 2 20.91Tierradentro 2 0.67La Sierra 2 0.4Ambalema 2 18.78Venadillo 2 0.21Alvarado 2 5.92Piedras 2 3.65Doima ConexiónIbagué ConexiónGualanday ConexiónEspinal ConexiónGuamo ConexiónSaldaba ConexiónNatagaima ConexiónAipe ConexiónGuaclrco ConexiónFortalecillas ConexiónNeiva Conexión

TRAMO LA BELLEZA - COGUATroncal 22 115.6Regionales 55.82

Florión 2 1.05Albania 2 5.97Tununguá 2 1.7Brlceño 2 0.9Chiquinquirá 3 2.43Caldas 2 4.76Slmljaca 2 4.5Susa 2 4.01Fúquene 2 3.23Capellanía 2 0.93Guatancuy 2 1.45Ubaté 3 3.93Sutatausa 2 9.21Cucunubá 2 1.29Tausa 2 3.14Nemocón 3 4.44Cogua 2 2.88

RAMALES BOYACA - SANTANDERRegionales 289

Ramal de Tunja 10 85.155Tunja 8 3.634Motavlta 2 ConexiónArcabuco 2 23.044Ocaitá 2 1Comblta 2 2.159Tuta 2 Conexión


Paipa 2 2.427Tibasosa 2 0.759Nobsa 2 ConexiónSogamoso 3 0.504Belencito ConexiónDuitama 8 0.043

Ramal a Belén 3 29.507Floresta 2 6.527Sta. Rosa de Viterbo 2 1.684Cerinza 2 0.273Belén Conexión

Samacá 2 0.742Cucaita 2 4.748

Sora 2 1.692Sáchica 2 ConexiónVilla de Leiva 2 2.248Sutamarchán 2 8.148Tinjacá 2 5.086Ráquira 2 4.147

Santa Sofía 2 1.048Ramal de Vélez 8 45.3

Puente Nacional 2 0.545Barbosa 2 ConexiónMoniquirá 2 8.57Joguí 2 9.97Chipatá 2 4.2Vélez 2 2.177Guavatá 2 3.5Guepsa 2 ConexiónSan José de Pare 2 0.509Chitaraque 2 8.163Santana 2 Conexión

Jesús María 2 6.682Sucre 2 6.62Bolívar 2 8.181

TRAMO El PORVENIR - LA BELLEZATroncal 20 189TRAMO VASCONIA - LA BELLEZATroncal 12, 14 91Regionales 1-52

La Belleza 2 1.52TRAMO VASCONIA - MARIQUITATroncal 20 123Regionales 18.58

Puerto Boyacá 2 0.68Puerto Salgar 2 0.3La Dorada 2 8.5Victoria 2 8.94Mariquita 2 0.16

TRAMO MONTAÑUELO - GUALANDAYTroncal 6 ,4 36Regionales 0.783

San Luis 2 0.783TRAMO SEBASTOPOL - VASCONIATroncal 20 62Regionales 1-4

Puerto Serviez 2 1.4TRAMO BARRANCABERMEJA - SEBASTOPOLTroncal 20 111Regionales 0.43

Barrancabermeja 2 0.28Puerto Parra 2 0.15

TRAMO APIAY - VILLAVICENCIO - OCOATroncal 6 37Regionales 18.7


Villavicencio 6 4Acacias

TRAMO MORICHAL - YOPAL3 14.7

Troncal 4 13RegionalesTRAMO CUSIANA - APIAY

0

Troncal 1 2 ,1 0 150Regionales 67.8

Aguazul 2 29Tauramena 2 4.5Monterrey 2 1.7Villanueva 2 12.7Paratebueno 2 2.9Cumaral 2 8.5

Restrepo 2 8.5APIÁY . USME ¡ ' i T1' P

Troncal 6 122Regionales 14.9

Guayabetal 2 0.8Quetame - Puente Quetame 2 3.3Fosca 2 3.1Cáqueza 2 4.5Une 2 0.1Chipaque 2 3.1Usme 6 Conexión

TOTAL TRONCAL 2,264TOTAL REGIONALES ' ''. 1,107TOTAL (TRONCALES + REGIONALES) i Y . , * , ......

OTROS GASODUCTOS MENORES DE ECOGAS 48.27Ramal Galán - Termobarranca 6 1.7Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso 2.5 0.5Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 2 2.8Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo 6 0.8Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo 4 11.7Ramal Galan - Casabe - Yondó 10 10.1Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 2.8 0.8Batería Tello - Los Pinos 12 4.17Campo Dina - Batería Tello 6 15.7TOTAL (TRONCALES + REGIONALES* OTROS) 3,419

GASODUCTOS DE ECOGAS EMBEBIDOS EN EL SISTEMA DE PROMIGAS S.A 208.7Isabel López - Sabanalarga 3 9.1Pozos Colorados - Aracataca 10 50.1Riohacha - Maicao 3 71.9Guepajé - Sincé - Coroza! 8 45Ramal a San Pedro 2 5.1La Heroica - Mamonal 20 7.3Ramal El Jobo - El Llano 6 17Ramal Atunes - Corelca 10 3.2

TOTALFuente: ECOGAS, Solicitud Esquema Tarifario, Tomo I, Febrero de 2000.

3,628

ANEXO 19. GASODUCTOS DE ECOGAS EMBEBIDOS EN EL SISTEMA DE PROMIGAS S.A. E.S.P.

Tipo de Gasoducto

Tramo DiámetroPulg.

LongitudKm.

InversiónUSD die. 31 1999

SRT Isabel López - Sabanalarga 3 9.1 13,218SRT Pozos Colorados - Aracataca 10 50.1 2,109,000SRT Riohacha - Maicao 3 71.9 1,041,884STT Guepajé - Sincé - Corozal 8 45 2,637,937SRT Ramal a San Pedro 2 5.1 171,000STT La Heroica - Mamonal 20 7.3 1,047,693SRT Ramal El Jobo - El Llano 6 17 253,000SRT Ramal Atunes - Corelca 10 3.2 410,883

TOTAL 209 7 ,68 4 ,61 5Fuente: Resolución CREG-014 de 2002,

Anexo 20. Gasoductos Ramales (US $ mili. Dic./99)

Gasoductos CostoGasoductos

Total Inversión 95-

01

ProgramaNuevas

InversionesTOTAL

Ramales Mariquita - Pereira 8.200 8.200Fresno 0.315 0,3l5Manzanares 1.472 1.472Flerveo 0.653 0.653Manizales 0.126 0.126Neira 1.834 1.834Villamaría 0.260 0.260Chinchiná, Sta. Rosa de Cabal, 0.583 0.583Sta. Rosa de Cabal 1.098 1.098Dos Quebradas 0.803 0.803Palestina 0.157 0.157Marsella 0.402 0.402Perelra 0.496 0.496Ramales Pereira - Armenia 14.806 14.806Ansermanuevo 0.651 0.651La Celia 0.488 0.488Balboa 0.540 0.540La Virginia 1.200 1.200Cartago 0.063 0.063Obando 0.014 0.014La Victoria 0.140 0.140La Unión 0.279 0.279Roldanlllo 0.689 0.689Armenla 5.834 5.834Sevilla 0.814 0.814Calcedonia 0.572 0.572La Tebaida 0.005 0.005Montenegro 0.754 0.754Qulmbaya 0.419 0.419Fllandla 0.730 0.730Clrcasla 0.368 0.368Salento 0.381 0.381Calarcá 0.865 0.865Ramales Armenia - Cali 17.112 17.112Zarzal 0.013 0.013La Paila 0.133 0.133Bugalagrande 0.033 0.033Andalucía 0.007 0.007Tulúa 0.180 0.180San Pedro 0.153 0.153Buga 0.090 0.090Guacarí 0.040 0.040El Cerrito 1.330 1.330Palmira 3.931 3.931Pradera 3.392 3.392Jamundí 4.203 4.203Candelaria 1.862 1.862Florida 1.127 1.127Ginebra 0.599 0.599Yumbo 0.020 0.020Ramales Ballena - Barranca 6.786 6.786San Diego 0.085 0.085Agustín Codazzi 0.110 0.110Casaca rá 0.198 0.198Becerril 0.318 0.318La Jagua de Ibirico 0.287 0.287Palmita 0.154 0.154Rincón Hondo 0.001 0.001Chirlguaná 0.307 0.307San Roque 0.030 0.030Curumaní 0.217 0.217Sabanagrande 0.047 0.047Pailitas 0.096 0.096

Anexo 20. Gasoductos Ramales (US $ mili. Dic./99)El Burro 0.001 0.001Tamalameque/EI Banco 0.679 0.679Tamalameque/EI Banco 1.107 1.107Pelaya 0.035 0.035La Mata 0.101 0.101La Gloria 0.402 0.402Gamarra 0.289 0.289Aguachica 0.000 0.000San Alberto 0.336 0.336

Gasoductos de PROMIGAS 1.989 1.989Hato Nuevo 0.067 0.067Papayal 0.072 0.072Barrancas 0.135 0.135Fonseca 0.071 0.071Saan Juan del Cesar 0.181 0.181El Molino 0.256 0.256Villanueva 0.200 0.200Urumita 0.190 0.190La Paz 0.105 0.105Valledupar 0.712 0.712Ramales Mariquita - Neiva 5.989 5.989Honda 0.498 0.498Guayabal 0.161 0.161Lérida 0.608 0.608Líbano 1.000 1.000Tlerradentro 0.143 0.143La Sierra 0.203 0.203Ambalema 0.759 0.759Venadlllo 0.234 0.234Alvarado 0.170 0.170Piedras 0.421 0.421Dolma 0.248 0.248Ibagué 0.176 0.176Guamo 0.201 0.201Saldaña 0.377 0.377Natagaima 0.210 0.210Alpe 0.190 0.190Girardot 0.189 0.189Purificación 0.202 0.202Ramales La Belleza - Cogua 4.532 4.532Florlán 0.202 Ó.202Albania 0.310 0.310Tununguá 0.188 0.188Briceño 0.164 0.164Chiquinquirá 0.335 0.335Caldas 0.312 0.312Slmljaca 0.354 0.354Susa 0.320 0.320Fúquene 0.251 0.251Capellanía 0.156 0.156Guatancuy 0.177 0.177Ubaté 0.379 0.379Sutatausa 0.546 0.546Cucunubá 0.167 0.167Tausa 0.271 0.271Nemocón 0.401 0.401Ramales Vasconia - La Belleza 0.188 0.188La Belleza 0.188 0.188Ramales Vasconia - Mariquita [1] 3.005 3.005Puerto Boyacá 0.305 0.305Puerto Salgar 0.235 0.235La Dorada 0.351 0.351Termodorada 1.631 1.631Victoria 0.484 0.484Ramales Montañuelo ■ GualandaySan Luis

0.1870.187

0.1870.187

Anexo 20. Gasoductos Ramales (US $ mili. Dic./99)Ramales Sebastopol - Vasconia 0.182 0.182Puerto Serviez 0.182 0.182Ramales Barranca - Sebastopol 0.260 0.260Puerto Parra 0.260 0.260Ramales Apiay - V/cio - Ocoa 2.177 2.177Vlllavicenclo Ó.160 0.160Acacias 1.929 1.929Ponpeya 0.019 0.019Otros Ramales en Casanare y Pledemonte 0.068 0.068Ramales Cusiana - Apiay 4.505 4.505Aguazul 1.907 1.907Tauramena 0.305 0.305Monterrey 0.239 0.239Otros Ramales en Casanare y Pledemonte 0.346 0.346Cumaral 0.802 0,802Restrepo 0.905 0.905Ramales Apiay - Usme 1.677 1.677Guayabetal Ó.147 0.147Quetame - Puente Quetame 0.340 0.340Fosca 0.306 0.306Cáqueza 0.437 0.437Une 0.112 0.112Chlpaque 0.334 0.334

Ramal Galán - Termobarranca 0.147 . 0.147Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso 0.003 - 0.003Ramal Yariguíes - Puerto Wilches 0.003 - 0.003Ramal Z. Ind. Cantagallo - Cantagallo 0.014 - 0.014Ramal Z. Ind. Cantagallo - San Pablo 0.043 - 0.043Ramal Galan - Casabe - Yondó 0.001 - 0.001Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar 0.001 - 0.001Ramal a San Vicente de Chucurí “ 0.96 “ 0.964

TOTAL 69.817 0.964 - 70.781[1] El Ramal a Dorada (0.8 km, 2") se deriva del Ramal a Termodorada (10.7 km y 12") en el kilómetro 9.1.

NOTA: La desagregación de Inversión en ramales, para el caso de los BOMTs, se realizó de acuerdo con la desagregación presentada por Ecogas. Para el caso de los gasoductos escindidos se utilizó la desagregación presentada en el "Informe Final Sobre Escisión de Activos" realizado por Gilberto Borbón en 1998.

ANEXO 21. AYUDA MEMORIA SOBRE VISITA A ECOGAS

REUNION DE ANALISIS DE SOLICITUD TARIFARIA DE ECOGÁS

-AYUDA MEMORIA-

LUGAR: Sala de Juntas de ecogás, Bucaramanga

FECHA: Julio 5 y 6 de 2000

ASISTENTES: Por ecogás Jorge Escaf J. Mauricio Chálela Ramiro CastellanosAlvaro Salazar Ernesto RojasJosé Alejandro Alzate

Por la CREG Jorge Duran Juan Alvaro Cells Ricardo Ramírez

De acuerdo con la agenda de trabajo (Anexo) prevista para la reunión y las observaciones planteadas por la CREG en comunicación MMECREG-1345 de Junio 16 de 2000, se discutieron los siguientes aspectos:

1. PROPUESTA DE ESQUEMA ESPACIAL DE CARGOS

• Con relación al Gasoducto Montanuelo-Gualanday, funcionarios de ECOGÁS aclaran que si bien su propuesta original contempló agrupar las inversiones de este gasoducto con las correspondientes al gasoducto Mariquita-Neiva, dicha propuesta ha sido revaluada. En tal sentido en dos semanas ECOGÁS precisará a la CREG la propuesta de cargos para este gasoducto.

• Respecto a los gasoductos Ayacucho-Cucuta y Yumbo-Caloto, funcionarios de ECOGÁS aclaran que las cifras presentadas a la CREG son a título informativo y que no ha formulado a la CREG solicitud de cargos para estos gasoductos.

• Para las inversiones llamadas “Infraestructura ECOGÁS", funcionarios de ECOGÁS proponen una asignación a prorrata del monto de inversión de cada tramo.

2. GASODUCTO RAMALES DE BOYACA SANTANDER

Los funcionarios de ECOGÁS aclaran que con respecto a este grupo de gasoductos se propone un nuevo esquema de cargos, dado que las inversiones y los proyectos contemplados para la expedición de la Resolución CREG-201 de 1997 difieren

REUNION DE ANÁLISIS DE SOLICITUD TAR IFARIA DE ECOGÁS

sustancialmente de las inversiones y proyectos que componen actualmente dichos gasoductos. Se aclara que el gasoducto, como un todo, fue construido bajo la modalidad de BOMT lo cual hace parte de la deuda que ECOGÁS tiene con ECOPETROL y entrará en operación el segundo semestre del 2000.

3. GASODUCTOS DE ECOGÁS EMBEBIDOS EN EL SISTEM A DE PROMIGAS

Los funcionarios de la CREG explican la propuesta regulatoria para estos tramos. Los funcionarios de ECOGÁS solicitan mayor información que permita valorar los potenciales ingresos a fin de expresar los comentarios sobre el particular. Los funcionarios de la CREG suministrarán la información relevante para que ECOGÁS realice el respectivo análisis, siempre que dicha información no sea sensible desde el punto de vista comercial.

4. SEPARACION DE RAMALES DE TRONCALES

ECOGÁS presentó información suficiente en cuanto a longitudes y diámetros de los ramales de su Sistema de Transporte. Queda pendiente la información relacionada con los volúmenes, demandas de capacidad y capacidades máximas de. dichos gasoductos.

ECOGÁS presentará un estimado de la capacidad máxima de los gasoductos ramales asumiendo una presión media tanto de entrada como de salida para cada ramal. Igualmente establecerá el volumen proyectado para dichos ramales y calculará el Factor de Utilización para cada ramal.

Asimismo, ECOGÁS realizará el cálculo tarifario por grupo de ramales en cada tramo, teniendo en cuenta la metodología establecida en la Resolución CREG 001 de 2000. Los gasoductos donde se establecerán agrupaciones regionales son:

Ballena - Barranca La Belleza - Cogua Vasconia - Mariquita Mariquita - Neiva Mariquita - Pereira Pereira - Armenia Armenia - CaliBoyacá - Santander: Troncales a Tunja y Vélez Cusiana - Apiay Apiay - BogotáMagdalena Medio: se hará un ejercicio considerando todos los ramales delMagdalena Medio en un solo grupo.

Los criterios propuestos para realizar el cálculo tarifario de los ramales incluyen: i) En el caso de los BOMTs asignación de costos en proporción a km-Pulgada de ramales con respecto a la longitud total del tramo (troncal + ramales); ¡i) el volumen normativo considerando que el factor de utilización de todos los ramales es inferior a 0.5. Esto se debe confirmar con el cálculo del Factor de Utilización. Ill) se considerará la capacidad contratada como la capacidad demandada para el grupo de gasoductos. Lo anterior implica recalcular la tarifa para las líneas troncales, es decir, descontar las inversiones y los gastos de AO&M correspondientes a los ramales.

REUNION DE ANÁLISIS DE SOLICITUD TAR IFA R IA DE ECOGÁS

5. JUSTIF IC A C IO N DE IN VER SIO N ÉS

• Para las inversiones denominadas “Proyecto de ramales y estaciones”, ECOGÁS presentará el listado de los proyectos correspondientes acorde con los tramos presentados.

• Con respecto a la justificación y/o aclaración de las inversiones en compresores de Hato Nuevo, Norean, Vasconia, gasoductos Ayacucho - Cúcuta y Yumbo - Caloto, Ecogás presentó el documento preparado especialmente para esta reunión, donde da respuesta a las inquietudes planteadas sobre estos proyectos según comunicación CREG MMECREG-1345.

• ECOGÁS presentará un documento con resumen ejecutivo donde amplíe la justificación de las obras de estabilidad geológica a realizar en la mayoría de los gasoductos.

6. AO&M en IN VER SIO N ES

• ECOGÁS aclara que las erogaciones correspondientes a Protección catódica corresponden a inversiones en equipos.

• Los funcionarios de la CREG manifiestan que las erogaciones denominadas verificación de estado de líneas corresponde a un gasto de AO&M.

• Funcionarios de la CREG plantean que de conformidad con lo dispuesto en la Resolución CREG-001 de 2000, los cambios o reposiciones de un activo que no ha alcanzado su vida útil normativo no se reconocerán en el cálculo tarifario

• Con relación a esta última posición se comenta que para la mayoría de los gasoductos del Magdalena Medio no aplicaría lo anterior puesto que superan la vida útil normativa y estos activos ya han sido depreciados.

• Se aclara que el rubro O&M compresores realmente corresponde a las inversiones en accesorios de los compresores de Hato Nuevo y Norean, por lo tanto dichos activos se incluirían, por partes iguales, en dichos compresores. Ecogás solicita que tales inversiones sean consideradas como adicionales a los valores presentados para dichas estaciones de compresión.

7. IN VER SIO N ES DE USO EXC LU SIVO

ECOGÁS aclara que no se han incluido conexiones para uso exclusivo de un usuario (e.g.conexión a TermoEmcalí), que no se encuentren incluidas en la base de activos consideradaen los cargos de transporte vigentes.

8. C ALCULO DE G ASTOS DE AO &M DE BO M TS

ecogás, en documento preparado para la reunión, presenta la memoria del cálculo de losgastos de AO&M correspondientes a los diferentes BOMTS.

9. CRITERIOS DE ASIGNACION DE COSTOS A TRAMOS DEL GASODUCTO MARIQUITA - CALI

ECOGÁS, en documento preparado para la reunión, presenta la memoria del cálculo de la asignación de inversiones por tramos, la cual se basa en una prorrata de la longitud de cada tramo. Sin embargo Ecogás presentará una nueva propuesta en la cual la asignación de costos se efectúe de acuerdo con el parámetro km-pulgada.

REUNION DE ANÁLISIS DE SO LIC ITU D TARIFARIA DE ECOGÁS

10. INVERSIONES PARA EL GASODUCTO LA BELLEZA COGUA

Funcionarios de ECOGÁS explican que parte del terreno donde se encuentra el gasoducto La Belleza - Cogua presenta movimientos geológicos que causan rotura en el tubo. Se anota que dicha dificultad geológica no se detectó cuando se construyó el gasoducto (ECOPETROL) pues en dicha fecha (1997) no existían los mapas geológicos correspondientes para hacer los estudios del caso. La inversión prevista para el 2000 corresponde a obras menores para mantener operando el tubo. Las inversiones significativas (US $ 15.4 millones), que corresponde a una variante de aproximadamente 20 km. para evitar el terreno inestable, se realizarán en el 2001 y 2002. ECOGÁS presentará en su nueva propuesta los montos a ejecutar en cada año.

11. GASTOS POR CONCEPTO DE COMBUSTIBLE, VOLUMEN Y CAPACIDAD POR TRAMOS PARA 1999.

ECOGÁS presentará dicha información en la nueva propuesta de cargos.

12. GASTOS DE INVERSION Y DE AO&M PARA LOS BOLETINES ELECTRONICOS DE OPERACIÓN

El Ing. Ernesto Rojas acordó enviar en el transcurso de una semana los estimativos de costos de inversión y de AO&M correspondientes al Boletín Electrónico de Operaciones.

13. CAPACIDAD MÁXIMA DE TRANSPORTE DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE

El Ing. Jorge Escaf, informó que la Capacidad Máxima de Transporte del Sistema de Transporte de Ecogás, estimada a partir de la Capacidad de Transporte en los Puntos de Entrada se aproxima a los 390 MPCD, desagregada de la siguiente manera:

ECOGAS

El Porvenir: Ballena:Rio Ceibas:Montañuelo:Cusiana:Apiay:Guepaje:

145 MPCD 190 MPCD

10 MPCD 5 MPCD

20 MPCD 10 MPCD 10 MPCD

4

REUNION DE ANÁLISIS DE SOLICITUD TARIFARIA DE ECOGÁS

14. INFORMACIÓN CONTABLE

Ecogás hizo entrega de un CD que contiene la discriminación de los activos fijos registrados en los estados financieros al 31 de diciembre de 1999; a la vez que se entregaron cinco disquetes que contienen la información de los activos recibidos de Ecopetrol correspondientes a la escisión.

15. NOTA

La información pendiente, descrita anteriormente, será presentada por Ecogás a la CREG en dos semanas a partir de Julio 6 de 2000.

d o ./ c a r d o r a m íSESOR CREG

JORGE DURÁN FANDIÑOASESOR CREG

5

VISITA A ECOGAS (Julio 5 - 6 <Jp ^ 000), AGENDA GENERAL

Fecha Actividades Grupo

Miércoles 5

Información ContableActivos reconocidos e inversiones adicionales

Discusión conceptual1. A O & M en Inversiones: Se considera que algunos de los proyectos de inversión presentados por ECOGAS corresponden a gastos de AO&M. Tales proyectos comprenden: A&M puntos de entrega y recibo compresores, sistema de protección catódica, verificación estado de líneas, obras de protección geotérmica, ¡mplementación protección catódica, operación y mantenimiento nueva conexión, obras de mantenimiento, reparadón de revestimiento2. Propuesta esquema espacial de cargos: i} se requiere precisar ta propuesta de la empresa con respecto al tratamiento de los gasoductos que son presentados dentro del cuadro de inversiones pero que no se incluyen como tramos en la propuesta tarifaria. Dichos gasoductos comprenden: Montañuelo - Gualanday, Ayacucho - Cúcuta y Yumbo - Caloto. ii) con el propósito de establecer los costos de cada tramo es necesario presentar propuesta para asignar por tramos las inversiones llamadas ‘ Infraestructura ecogás"; iii) se debe precisar la propuesta con respecto al gasoducto Boyacá - Santander teniendo en cuenta que la CREG, mediante la Resolución 201 de 1997 aprobó tarifa para e! llamado‘Subsistema de Transporte de Boyacá 01".

3. Gasoductos de E C O G A S embebidos en el sistema de P R O M IG A S : Con base en la información suministrada por ECOGAS, dichos gasoductos comprenden: Isabel López - Sabanalarga, Pozos Colorados - Aracalaca, Riohacha - Maicao, La Heróica - Mamonal. Guepajé - Sincé - Coroza!, Ramal a San Pedro, Ramal El Jobo - El Llano y Ramal Atunes - Corelca. En primera instancia se ha considerado incluir dichos activos dentro de la Base de Inversión de PROMIGAS de tal forma que se establezca un cargo único para los gasoductos regionales de la Costa Atlántica. En dicho esquema se tendría un cargo único que remunera la inversión de varios propietarios. Dicha alternativa implicaría la adopción de un esquema centralizado para el recaudo y la operación de los activos, lo cual es consistente con la práctica adoptada para transmisión regional de electricidad. Asi, PROMIGAS realizaría el recaudo, la operación y et mantenimiento de los gasoductos mencionados. Se estudian alternativas de remuneración para cada empresa: PROMIGAS por gastos AO&M y ECOGAS como propietario. La Comisión requiere conocer las observaciones y propuestas que pueda tener ECOGAS sobre el particular.

4. S eparac ió n d e ga s o d u cto s ram a les de las tronca les: Con et fin de evitar el traslado de costos de un sector o de una región a otra (e.g. industriales y sector residencial) se considera necesario separar todos tos ramales de los gasoductos troncales. Lo anterior implicarla una tarifa estampilla por grupo de ramales acorde con criterios a establecer. Es importante conocer tas observaciones y propuestas de ECOGAS para llevar a cabo dicha alternativa.5. In vers io n es de u so exc lus ivo : Dentro de la Inversión Base no se deben incluir inversiones que correspondan a conexiones que no se encuentran incluidas en la base de activos considera en los cargos de transporte vigentes (inciso 3.2.4 Res. CRRG 001/2000). Un caso de lo anterior podría corresponder a la conexión termoemcali.6. Reposiciones: Proyectos que corresponden a reposición de equipos no se deben considerar en la Inversión Base para el cálculo tarifario. Los siguientes proyectos se consideran reposiciones: cambio de lineas, reemplazo de válvulas y tuberías, cambio de tramo. Acorde con la Res. CREG 001 no se incluyen reemplazos antes de cumplir la vida útil.

ECOGASyTODOS

ECOGASyTODOS

ECOGAS, R.R y J.D

ECOGAS. R.R y J.D

ECOGAS, R.R y J.D

ECOGAS. R.R y J.D

ECOGAS. R.R y J.D

Jueves 6

Información1. Es necesario que la empresa desagregue el rubro "Gastos Administrativos Ecogás" asignando lo correspondiente a cada tramo propuesto y para el Horizonte de Proyección. Asimismo, se requiere precisar el monto de gastos por concepto de combustible para compresión causado durante 1999.2. En la propuesta de la empresa no se observa la inclusión de gastos, tanto AO&M como de inversión, relacionados con el Boletín Electrónico de Operaciones -BEO- establecido ene! Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural. Se solicita a la empresa presentar separadamente lo relacionado con este gasto.

3. Se requiere el valor de capacidad máxima (MPCD) para todo el sistema de transporte de ECOGAS. Lo anterior hace parte de tas variables a utilizar para calcular los gastos AO&M eficientes de la empresa, aplicando la metodologia de Análisis Envolvente de Datos4. Justificación de Inversiones: Para los proyectos que se indican a continuación es necesario demostrar que los costos de dichas inversiones son cubiertos con los beneficias generados a la gran mayoría de los usuarios, tal como se establece en el numeral 3.2.2 de la Resolución CREG 001 de 2000. i) estaciones Hato Nuevo, Norean y Vasconia; ¡1) proyecto de ramales y estaciones; til) proyectos de gasoductos Ayacucho - Cúcuta y Yumbo - Caloto.5. Cálculo de Gastos AO&M BOMTs: Es necesario que la empresa presente la memoria del cálculo de los gastos AO&M asociados a tos gasoductos de los BOMT's.6. Tamo Mariquita - Cali: Es necesario que la empresa reporte los criterios usados para la asignación de costos a los tramos Mariquita - Pereira, Pereira - Armemia y Armenia - Cali.7. Estaciones de Entrega y Recibo: Para estos activos se requiere la capacidad y especificar el tipo'de atención para su operación (remota o con empleado permanente)8. Volumen y capacidad en 1999: se requiere este dato para cada uno de los tramos propuestos.9. Justidicación Nuevas Inversiones: En especial Geológicas y SCADA.

ECOGAS. R.R y J.D

ECOGAS, R.R y J.D

ECOGAS, R.R y J.D

ECOGAS, R.R y J.D

ECOGAS, R.R y J.D

ECOGAS. R.R y J.D

ECOGAS, R.R y J.D ECOGAS. R.R y J.D

Juán Alvaro Celis ',''pricardo RamírezNn,

ANEXO 22. APARTES DEL INFORME SOBRE ESCISIÓN DE ACTIVOS DE ECOPETROLA ECOGAS (Gilberto Borbón Acosta)

Empresa Colombiana de Gas - ecogás

1. INTRODUCCION

El contenido de éste documento corresponde al informe final sobre ESCISION DE ACTIVOS de Ecopetrol a CCOgás, su corte se estableció con fecha diciembre 31 de 1998, y contiene el listado definitivo en cumplimiento del mandato legal previsto en la ley 401 de agosto de 1997; así como, los procedimientos adoptados para establecer la valoración de los bienes incorporados al patrimonio de la entidad beneficiaría.

Por lo extenso de la información, con él animo de facilitar futuras consultas sobre el tema, separamos en dos volúmenes la obra, el primero involucra procedimientos, metodología y composición definitiva de los activos escindidos con fecha enero 2 de 1998; el segundo reporta las adiciones tanto en valores como en bienes que se efectuaron durante 1998, es decir su corte contable a diciembre 31 del mismo año y los documentos soporte de tales adiciones.

De acuerdo con lo anterior, se adicionan los valores causados, cargados y reportados por Ecopetrol como resultado de la liquidación final de obras que afectan bienes ya escindidos, y la terminación de proyectos en ejecución que fueron incorporados a diciembre 31 de 1997, los cuales se capitalizan.

Adicionalmente, se detallan componentes de los diferentes gasoductos debidamente valorados como resultado del inventario físico y su conciliación con el informe de escisión elaborado en junio del año anterior, teniendo como referencia el valor en libros de la entidad escindente para llegar a la cifra incorporada como patrimonio deecogás, sin exceder del ochenta por ciento de que trata la norma citada.

De otra parte, se incluyen los repuestos, accesorios y equipos necesarios para la reparación y mantenimiento de los sistemas de transporte de gas, que se encuentran en poder de terceros y en bodegas administradas por Centro Oriente.

En ese orden de ideas, el resultado representa el valor en libros que debe incorporarse

al patrimonio inicial de CCOgáS, precisando que no puede considerarse como de reposición, ni valor actual en condiciones de mercado, por tanto se recomienda que para efectos de seguros y cálculo del patrimonio a valor presente, se contrate un avalúo con reconocido valor técnico y en condiciones actuales.

He considerado conveniente incluir la metodología y procedimiento utilizados, dado que, el origen de la información es deficiente principalmente en los gasoductos de mayor antigüedad, sobre los cuales se desconoce conformación y datos financieros en detalle.

Gilberto Borbón Acosta 1


Siguiendo las normas de la Contaduría General de la Nación vigentes para el sector público, se establece una adecuada clasificación contable según la naturaleza del activo, en concordancia con la estructura del Catálogo General de Cuentas del Plan General de Contabilidad Pública; en consecuencia, se modifica la conformación del activo presentada en el balance de escisión a enero 2 de 1998, teniendo en cuenta que el nuevo detalle es más preciso.

Debo precisar, que Ecopetrol viene haciendo cargos por diferentes conceptos durante el año de 1999, pero el alcance de este documento no los incorpora, dado que a la fecha de su emisión la información no ha sido suministrada, ni existe acuerdo sobre cuales de esos conceptos serán aceptados por ecogás.

Entre los bienes pendientes de incluir por efecto de los cargos de Ecopetrol en la vigencia de 1999, se encuentran entre otros: Accesorios y Repuestos ubicados en el Centro Operacional de Villavicencio, Materiales que fueron entregados para la construcción del ramal a San Sebastian, Predio sobre el cual se construyó la estación receptora de Termogualanday, definición de la participación sobre el ramal Pompeya Quenane, confirmación de la existencia del ramal a Sincelejo, liquidación del valor en libros de Ecopetrol para el ramal que se adiciona a Mamonal la Heroica.

En consideración a lo anterior, se debe establecer un cronograma de actividades que permita definir en el plazo previsto para terminar el proceso de escisión, los asuntos pendientes y de esa manera ordenar la incorporación al patrimonio de la entidad beneficiada.



2. OBJETIVOS

En desarrollo del tema que nos ocupa y con el propósito de generar un documento practico y de consulta, que además sirva de soporte contable a la escisión se establecen los siguientes objetivos:

Objetivo General. Determinar el valor patrimonial de CCOgás como resultado de la escisión definitiva; En este sentido, es importante identificar plenamente los bienes que componen los gasoductos y suministrar una clasificación técnica contable, que permita a la nueva empresa adoptar controles adecuados sobre sus bienes.

De otra parte, aprovechando el inventario físico efectuado por la firma Inmapred Ltda, actualizar el valor de los activos con las adiciones generadas por Ecopetrol en el año de 1998.

Objetivos específicos. Teniendo en cuenta que los activos escindidos sufren modificación tanto en sus componentes como en el monto, se pretende entonces actualizar la información referida, contemplando los siguientes aspectos.

• Clasificar los activos de acuerdo con su naturaleza y características, y asignar el código contable que corresponde según las normas vigentes.

• Aplicar la distribución del valor global de los gasoductos en cada uno de sus accesorios.

• Independizar las estaciones de regulación y control, las construcciones, los inmuebles y las repetidoras del sistema Scada, incluyendo sus elementos.

• Actualizar el valor de los gasoductos afectados por modificaciones dada la mayor o menor inversión reportada por Ecopetrol en la liquidación final de los proyectos efectuada durante 1998.

• Ajustar los Proyectos en Desarrollo que fueron terminados por Ecopetrol en la anterior vigencia y reclasificarlos como un activo.

• A través de la nueva clasificación y detalle, permitir la aplicación individual de los ajustes por inflación y depreciación de los activos, según lo establecen las normas vigentes. Así como, la fácil incorporación al sistema de inventarios deecogás, con su respectiva codificación.

• Valorar las mejoras efectuadas por Gas Natural a los activos adquiridos por Ecopetrol a dicha firma y que fueron incorporados en la escisión.

• Suministrar el soporte legal y contable para la incorporación de los bienes al patrimonio de la nueva entidad.

• Elaborar los estados financieros resultantes de la escisión patrimonial.


Empresa Colombiana de Cas - ecogás

3. ANTECEDENTES

Partiendo de la conciliación del listado original de activos escindidos y el inventario físico levantado por INMAPRED, las inconsistencias fueron revisadas y corregidas oportunamente.

De éste proceso, se genera un documento unificado de activos que presento debidamente clasificado y valorado.

Consideraciones Específicas. Como se ha sostenido, los registros contables de Ecopetrol revelan de manera global e indiscriminada el monto de los gasoductos con contadas excepciones, lo que dificultó su valoración, adicionalmente los soportes suministrados carecen de información complementaria y en muchos casos los archivos pertinentes no están al alcance.

En tales circunstancias, se tomó como referencia para la valoración los costos históricos en el siguiente orden: Los determinados en la liquidación final del proyecto Centro Oriente, registros de kardex por existencias de bodega; las liquidaciones definitivas de importación; y las facturas de proveedores que fueron suministradas tanto por la división de archivo como por la de contabilidad en los casos que fue posible.

En relación con el gasoducto Centro Oriente que representa aproximadamente el 85% del total del patrimonio escindido, se tomó como punto de partida la valoración en dólares americanos elaborada en la liquidación del proyecto, aplicando una distribución de los gastos indirectos en proporción al monto establecido para los accesorios instalados en condiciones de funcionamiento, teniendo en cuenta de otra parte la sectorización que para el efecto adoptó la firma encargada del cierre del proyecto.

Como quiera que el sistema citado presenta un detalle amplio y sus cifras son las más recientes, se consideró acertado tomar sus costos de construcción como base para el cálculo del valor en libros de aquellos elementos que para otros activos no fue posible obtener montos de manera individual, tomando el costo histórico y llevándolo según el caso a la fecha de construcción del gasoducto objeto de valoración, manteniendo el esquema de distribución de los gastos indirectos de montaje y puesta en marcha.

Los activos depreciados cuyo valor en libros es de (0) cero pesos en Ecopetrol, se

incorporan al patrimonio de 6COgás con un costo de mil pesos, solamente como mecanismo de control dentro de la contabilidad y prueba de su existencia.



En este orden de ideas, podemos ver a continuación el procedimiento en particular y la metodología adoptadas en su valoración para cada caso.

Debo precisar, que por tratarse de operaciones de cálculo en las cuales intervienen diferentes variables, entre otras: la fecha de construcción, costos de montaje, ubicación geográfica, proveedores diversos y moneda extranjera, las cifras obtenidas pueden prestarse en algunos casos para controversia; sin embargo, el valor global inicialmente reportado se mantiene.

Ajuste al monto de la escisión. Ecopetrol en el cierre contable de diciembre 31 de 1998 registró una serie de adiciones al valor en libros revelado en enero 2 del mismo año, con lo cual se afecta el monto de la escisión patrimonial.

En consecuencia, fríe necesario retomar la clasificación contable aplicada por la entidad mencionada para agregar los valores cargados y establecer el VALOR EN LIBROS de Ecopetrol para efectos de la escisión patrimonial, su resultado es revelado en el cuadro INCREMENTO A LOS ACTIVOS ESCINDIDOS, el cual contiene entre otros: los ajustes por inflación correspondiente a enero del año anterior y los registros contables que afectan el costo de los bienes en noviembre y diciembre de 1998.

Con base en el detalle del cuadro citado, determinamos el 80% sobre el monto de los ajustes y su resultado lo adicionamos a los bienes según clasificación contable deCCOgás que se ilustra en la RELACION DE ACTIVOS ESCINDIDOS VALORADOS A DICIEMBRE 31 DE 1998, con lo cual se genera el nuevo patrimonio inicial de la entidad beneficiada con este proyecto, en un valor de $. 401.664’065.095.50

Los ajustes efectuados a los activos, de acuerdo con las causas antes señaladas serán

registrados en libros de CCOgás en el ejercicio fiscal de 1999.

Respecto de aquellos bienes que existen físicamente, pero no están relacionados en los decretos de escisión, se incorporarán al respectivo grupo del activo contra una cuenta de origen patrimonial denominada PATRIMONIO PUBLICO INCORPORADO.


Empresa Colombiana de Gas - C C O gás

CAPITUOI METODOLOGIA Y PROCEDIMIENTOS DE

. -;i t ' ' ' ' ■: vf.y',-

VALORACION ..' . • . ' .:■■■ ' \ . ■■■ ' . •

PAIlA LOS GASODUCTOS



...................... 1- GASODUCTO CENTRO - ORIENTE.........................

Reiterando los anteriores comentarios, este sistema de reciente construcción representa cerca del 85% del total de los activos escindidos. La firma Consorcio Integral Inelectra determinó la valoración de los activos que lo componen, aplicando una sectorización de la siguiente forma:

Centro de Supervisión de Bucaramanga Centros Operacionales Líneas TroncalesEstaciones Receptoras y Medidoras Ramales

La moneda base para estimar el costo del proyecto es el dólar americano y para establecer el total se tiene en cuenta el precio de adquisición de los accesorios, el valor de obra y los costos indirectos a distribuir en cada cuerpo de activo, de acuerdo con las siguientes precisiones.

Procedimiento. Teniendo en cuenta la sectorización hecha del proyecto se redistribuye en primer lugar el costo de instalación y montaje a enero 2 de 1998 como se indica a continuación y posteriormente en el volumen dos, se adicionan los ajustes correspondientes al mismo año.

Centros Operacionales. Para el caso de los centros operacionales de BARRANCABERMEJA, SEBASTOPOL, M A R IQ U ITA , GUALANDAY, COGUA Y D IN A ; se toma la liquidación en dólares americanos para cada uno de los componentes debidamente instalados y puestos en funcionamiento, de acuerdo con el inventario consolidado; se distribuyen los costos de montaje en proporción directa al monto determinado en el primer paso para establecer el costo total por elemento, sobre esta base, se calcula el porcentaje de participación, el cual es aplicado al monto total de cada unidad de activo determinado en pesos al momento de su incorporaciónal patrimonio de CCOgás.

Seguidamente liquidamos el Scada y Telecomunicaciones en cada Centro Operacional, partiendo del inventario físico y el costo de montaje calculado en la anterior distribución, aplicando el mismo procedimiento, pero debo aclarar que todos los activos donde existen instalaciones del Scada se ven disminuidos en relación con su valor inicial, por la separación de los Repuestos y Equipos que se encuentran en bodega y fueron en principio cargados al proyecto, esta disminución se aplicó en proporción al monto, como se explica en la sección de Materiales y Repuestos.



Trampas de Raspadores. En el primer informe fueron liquidadas conjuntamente con los tramos de troncal en los que se encuentran ubicadas; para efecto de la valoración por corresponder a grupos de diferente característica y por consiguiente condiciones técnicas distintas se clasificaron por separado.

La TRAM PA DE RASPADORES DE VASCO NIA, localizada en el punto final de la troncal COSB - VASCONIA, incluye la parte de distribución de costos que le corresponde del total de la troncal, según se observa en el cuadro de valorización de activos respectivo. Para su conversión a la moneda nacional, se aplicó el porcentaje de participación determinado en el cuadro indicado, al total revelado en el balance de escisión de $ 60r246.908.05, una vez descontado el ajuste por disminución de los repuestos del Scada. Se aclara que los porcentajes presentan una leve variación debido a la incorporación de nuevos accesorios que fueron detectados en la toma del inventario físico suministrado por Inmapred, los que fueron liquidados sin que el total se modificara.

En cuanto hace referencia al sistema Scada de este activo, su valor corresponde al monto en dólares americanos para cada elemento, establecido por la firma que liquidó el proyecto.

Para LA TRAM PA DE RASPADORES DE PUERTO SALGAR, instalada en la parte final del tramo que parte de Vasconia, se tomó la liquidación efectuada en dólares por US$ 17’536.957.61, separamos el costo de la tubería de Vasconia a este sitio con sus respectivas válvulas de línea y Scada, del de la trampa en comento, donde el 2.31% que equivale a US$ 587.876.18 corresponde a ésta última, de allí calculamos su participación sobre el total, porcentajes que son aplicados al valor en pesos escindido de $ 401’954.344.65 en enero 2, para determinar luego de manera individual el costo de los accesorios, según se desprende de la relación de activos valorados. En vista que Ecopetrol suministra un listado adicional de valoración de la Trampa, tomamos los montos de los cuatro ítems que aparecen y los involucramos para efecto de determinar la participación individual.

De otra parte, la TRAM PA DE RASPADORES DE G U A SIM A L, que en principio quedó incorporada con la troncal Puerto Salgar — M ariquita, se extrajo de este tramo por valor de $ 510’425.144.76, que representa el 3.09% de dicho monto, incrementando las estaciones en la misma cifra y adicionando el grupo con los elementos que la integran debidamente valorados. Este cálculo asume también los accesorios del Scada con el ajuste ocasionado por la separación de los repuestos; al igual que las anteriores, tomamos la proporción de participación según la liquidación en moneda extranjera y se aplica al valor en pesos indicado.

Por último, la TRAM PA DE RASPADORES DE LA B ELLEZA , es valorada teniendo en cuenta la planilla de liquidación en dólares Vasconia - Trampa de Raspadores la Belleza, en la cual se incluyen los ítems proporcionados en la liquidación que se adiciona según cuadro del sector I I para esta misma trampa.



accesorios que en la primer liquidación no se reflejan, así las cosas, se aplican los porcentajes de participación al monto establecido en pesos según escisión enero 2 de 1998. Por modificación en los porcentajes y la disminución proporcional de los repuestos, la valoración por elementos varía, para un costo a enero 2 de 1998 de $ 545’428.422.15

Líneas Troncales. Inicialmente, la escisión de activos incorporó dentro de estas el valor de las estaciones repetidoras del sistema Scada, las cuales en la presente actualización se separan según se indica mas adelante.

De la troncal Barrancahermeja - Sebastopol se disminuye el valor de $77’583.850.64, que corresponde al costo de los accesorios y montaje de la estación repetidora de EL PICAHO , cuyos componentes debidamente valorados se relacionan en el grupo respectivo. Es oportuno anotar que en la valoración de la tubería se incluye el monto de las válvulas de línea que se revelan con sus costos respectivos y de acuerdo con el inventario físico; a diferencia del Sistema Scada de las válvulas que se separa por corresponder a un activo de diferentes características y condiciones técnicas. Efectuado el procedimiento obtenemos un costo de $ 32.245’783.599.68 para el tramo citado, ya deducido el ajuste por repuestos.

La Línea Sebastopol - Puerto Serviez - Vasconia que en principio fue reportada en dos tramos se unifica en uno. Las válvulas de línea hacen parte del costo de la troncal, y el sistema Scada se revela afectando otras cuentas contables. Para la determinación del valor en la moneda local de sus accesorios, se toma como punto de partida la participación porcentual de estos últimos, en relación con el monto total en dólares y se aplica al costo en pesos establecido al momento de efectuar la escisión, calculando luego la disminución del Scada por el efecto de los repuestos, teniendo como resultado final un costo de $ 20.414’545.869.09 en enero 2 de 1998.

Vasconia - Trampa D e Raspadores Puerto Salgar, partimos de la distribución de porcentajes determinada según se informa en el procedimiento de la Trampa de Raspadores de Puerto Salgar, los que aplicamos al monto en pesos reportado en la escisión patrimonial a enero 2 de 1998 para este tramo, es decir $ 20.956’756.503.44. Es preciso aclarar que el monto inicial se afecta con la disminución proporcional originada por los repuestos del Scada.

Como ya se dijo, de la Troncal Puerto Salgar - Centro Operacional de M ariquita se restó la Trampa de Raspadores de Guasimal, quedando como resultado de esta operación, que el costo de tubería con sus válvulas de línea y el sistema Scada de estas últimas se estimó en $ 16.046,588.992.13, una vez efectuado el ajuste del Scada y hecha la distribución de los porcentajes de participación como se refleja en el listado valorado.

Respecto al tramo Mariquita - Gualanday, se trata de una conversión de oleoducto a gasoducto en un recorrido de 123 kilómetros en diámetro de 6”, el valor transferido



tiene en cuenta el monto en libros antes de la conversión que asciende a la suma de $ 784’796.590.88 y la inversión efectuada para habilitarlo como gasoducto, que según la liquidación del proyecto en dólares es de US$ 7’295.853.56, incluidos los gastos indirectos. Manteniendo la consistencia en el procedimiento de valoración se determinó el porcentaje de participación de cada elemento con referencia al total y se aplicaron al monto en pesos escindido, posteriormente se ajustó el Scada para establecer el valor de escisión en $ 10.650’978.703.23 a la misma fecha de los anteriores.

Igualmente, del Centro Operacional de Gualanday a l Centro Operacional de Dina, se hizo una conversión del tubo para el recorrido de 148.5 kilómetros en 12”, y el valor escindido contempla tanto el activo antes de la conversión que según libros es de $ 4.995’666.798.46, como el monto incurrido en ésta última de US$ 9’290.383.29, para efectos de la valoración detallada se siguió el mismo mecanismo del anterior tramo. Debo precisar que el equivalente a $ 83’219.727.30 valor de escisión establecido para la estación repetidora de CERRO N E IV A , se disminuye del tubo, así como el ajuste por repuestos del Scada, para un valor neto total de $ 15.915’843.838.50

Otra línea convertida dentro de éste sistema, es la troncal Vasconia - Trampa de Raspadores de La Belleza que para su habilitación demandó una inversión según libros de Ecopetrol de US$ 6’969.898.90 en dos tramos, uno de 54.29 kilómetros de 12” y otro de 38.71 Kilómetros de 14”, valor que se adicionó a los $ 34.836’890.957.04 que traía como saldo en libros al momento de su conversión, una vez hecha la liquidación en moneda nacional. A partir de este punto se procede a la valoración respectiva siguiendo las mismas pautas de los que le preceden, y ajustando la proporción de repuestos para un monto a la misma fecha de $ 28.553’295.287.22.

Así mismo, de la troncal La Belleza - Cogua se sustrae la suma de $ 162’742.420.59, que representa el costo total de las repetidoras de CERRO NEG RO , SABOYA Y CACIQUE y el saldo de $ 57.959’550.645.76 se distribuye según su participación porcentual, en la forma que se ha procedido con los anteriores grupos, a este resultado le disminuimos la parte del ajuste por repuestos del Scada para un valor final a la fecha de escisión de $ 57.955’361.923.68

En relación con la troncal El Porvenir - La Belleza que corresponde a una conversión de oleoducto a gasoducto, se separa como un sistema independiente, haciendo el traslado de $ 72.144’520.378.55, valor en el cual es disminuido Centro Oriente.

Es oportuno aclarar, que la tubería de los tramos nuevos fue valorada de acuerdo con su costo de construcción, los ya existentes que fueron convertidos para incorporarlos al sistema, se tomó su valor histórico adicionado con los costos incurridos para adecuarlos a gasoducto (conversión).


Empresa Colombiana de Cas - C C O gás

Estaciones Receptoras y de Medición. Corresponde a los llamados City Gate o estaciones en puerta de ciudad, sitio de donde se desprenden los ramales que transportan el combustible a cada centro urbano.

La valoración de estos bienes se determina teniendo en cuenta la liquidación efectuada por Ecopetrol, en la cual se considera el costo de adquisición de las estaciones cuyos accesorios vienen compactos dentro de un container, el Sistema Scada, las construcciones, accesorios eléctricos para la iluminación y elementos de control; a éste se adicionan los gastos ocasionados para su instalación y puesta en funcionamiento, obteniendo así el valor unitario en obra, expresado en dólares americanos.

Luego se toman los desembolsos en menor cuantía, entre otros, equipos menores, tierras, servidumbres y honorarios, que identificamos como Costos a Distribuir, los cuales son cargados a los valores establecidos en el punto anterior, sin afectar el Sistema Scada, dado que, corresponde a un contrato diferente al de las estaciones. Dicho cargo se liquida en proporción al costo. Así las cosas, se establece el grado de participación de cada activo con relación al valor total distribuido y este porcentaje lo trasladamos para aplicarlo al monto determinado en pesos al momento de incorporarla escisión patrimonial a CCOgás, previa la clasificación contable.

Por último, se toma el inventario físico de los elementos componentes del Sistema Scada en cada una de las estaciones y sobre el costo de adquisición se define el porcentaje de participación para cada ítem, el que aplicamos al valor total distribuido que se presenta en las planillas individuales de Valoración de Activos, convertido en pesos y clasificado contablemente de acuerdo con sus características, posteriormente se redistribuye el costo de los repuestos del Scada.

El valor de las Estaciones Receptoras de Centro Oriente reportado en enero 2 de 1998 se disminuye, como resultado de la valoración de repuestos y equipos para el sistema Scada que en la escisión a dicha fecha quedaron incorporados dentro del costo del activo y que han sido reclasificados a la cuenta correspondiente. Igualmente, se adiciona la Estación receptora de Purificación por la suma de $ 213’957.725.66, cifra en que se disminuye proporcionalmente cada una de las restantes, dado que, la misma se omitió en anterior informe por no estar instalada en el lugar destinado para ello, pero la unidad se encontraba físicamente lista para su ubicación. Con estos ajustes establecemos en $ 8.760,444.140.79 el monto de las Estaciones Receptoras.

Ramales. Se distribuyen en dos sectores a saber, los que se desprenden de la troncal Barrancabermeja - Dina y los de Vasconia - Cogua.

Para la valoración de esta parte del activo se incorporan los materiales utilizados a partir de la troncal, de tal manera que incluye la válvula con su respectivo actuador, la línea o tubería y las servidumbres en los casos que fueron adquiridas; Teniendo en



cuenta el costo de adquisición de los elementos y el valor unitario puestos en el sitio de la obra. A dicho monto se adicionan los costos a distribuir, en proporción a la cifra determinada con el procedimiento anterior, para obtener así el valor total distribuido en cada uno de los ramales. Es importante recordar que estos valores se establecen en dólares americanos.

Con base en el valor total distribuido se calculan los porcentajes de participación para cada elemento, en relación con el costo de construcción, los cuales se aplican a la cifra en pesos ajustada de acuerdo con la ley 401 de 1997 y así valorar detalladamente los accesorios relacionados en el listado de activos escindidos. Para su comprensión se adjuntan los cuadros a través de los cuales se efectúa el cálculo aritmético.

Se aclara que en los sitios enumerados a continuación no existe línea de ramal motivo por el cual solo se consideró el costo de la válvula instalada sobre la troncal, ellos son: Purificación, Guamo, Saldaña A, Saldaña B, Aipe, Ibagué, Girardot y Natagaima.

Como resultado de la nueva distribución de costos el valor de los ramales es tasado en la suma de $ 8.573,993.015.47 para efectos de la escisión a enero 2 de 1998

Sistema Scada y Telecomunicaciones. Conformado por cinco repetidoras, el Centro de Control de Bucaramanga, los puntos de control en las estaciones receptoras y sobre la línea especialmente en las válvulas.

Su inventario se efectuó teniendo en cuenta los accesorios instalados a lo largo del gasoducto Centro Oriente. Para su valoración, los elementos se incorporan dentro de las respectivas estaciones y válvulas de línea haciendo parte de su costo total, lógicamente dando un valor por separado al Scada y asignando la codificación contable según las características del bien.

En primer lugar tenemos el CENTRO PR IN C IPA L DE CONTROL, ubicado en las instalaciones de la entidad en la ciudad de Bucaramanga, que revela un costo de construcción de US$ 2 ’758.180.40; se calcula el porcentaje de participación de cada uno de los componentes en proporción al total, este mismo es aplicado al valor de la escisión que es de $ 2.773’670.626.21, y así obtenemos la valoración individual de sus accesorios. A l resultado anterior se deduce la proporción que corresponde por la separación de Repuestos del Scada, para llegar a un monto de $ 2.662’308.140.25, como se observa en el cuadro Síntesis del Sistema Scada página 234.

Debo precisar que los bienes que conforman el Centro Principal de Control hacen parte en su totalidad del Sistema del Scada.

Las Estaciones Repetidoras se valoraron como unidades de activo, dada su ubicación y facilidad para establecer el respectivo costo de adquisición e instalación, es preciso indicar que el monto de estas se restó al de los tramos de troncal donde se encuentran



instaladas, dado que, en principio el informe de escisión presentó dentro del valor de ésta el de las estaciones repetidoras del Scada, según se dijo en la parte relacionada a las troncales. A l monto trasladado de las troncales se deduce el ajuste por repuestos para obtener su costo real en $ 3lO’ÓÓÓ.672.20

Para las Estaciones Receptoras, siendo consistente con el procedimiento, se tomó el costo de importación establecido en dólares americanos por parte de Ecopetrol, a éste le cargamos los costos indirectos de instalación y montaje en proporción al total de la estación en la cual se ubica el mecanismo, a partir de dicho resultado se toman los accesorios para determinar su participación porcentual, llevándolo al total en pesos que se estableció para efectos de la escisión, este cálculo se observa en los cuadros de procedimiento y en el listado de activos escindidos ya valorados para suincorporación a CCOgás.

En el centro Operacional de Dina se adicionó la caja de Acople Back to Back con cables, omitido en el informe del inventario físico.

Sobre las Válvulas de la línea Troncal, se instalaron puntos de control del Scada cuyo valor se incorporó inicialmente al costo de la respectiva troncal; sin embargo, en el presente documento con base en el inventario físico y su costo de importación, se estimó la participación porcentual para cada ítem, éste porcentaje se aplica al monto en pesos con costos de instalación y montaje ya incluidos y así precisamos la valoración individual en cada una de las válvulas.

De otra parte, se adiciona la relación de Equipos y Repuestos para Scada y Telecomunicaciones excluido inicialmente, dado que los registros contables de Ecopetrol no reflejan en detalle estos elementos; el costo de importación asciende a US$ 193.748.63, que al tipo de cambio de $ 1.185.06 por dólar equivale a $229’603.751.47, y corresponde al detalle que se presenta en la sección de Repuestos y Equipos para Gasoductos

El valor de éstos repuestos se descuenta al total del Gasoducto Centro Oriente, resultando entonces un valor neto de escisión en enero 2 de 1998 por la suma de $246.412’005.995.81 para este sistema de transporte, pero sin modificar el monto total de los activos.

Terrenos. Se detectaron solamente cuatro predios adquiridos en compra por Ecopetrol, que sirven a las instalaciones de los centros operacionales de Barranca, Gualanday, Dina y Cogua, identificados con sus escrituras respectivas y valorados según extensión, en el caso de Dina y Barranca que hacen parte de lotes de mayor extensión adquiridos con anterioridad al desarrollo del proyecto y partiendo del valor en libros de Ecopetrol. En relación con los lotes de Gualanday y Cogua se tomó el valor de adquisición revelado también por Ecopetrol pero adquiridos en fecha reciente para la ejecución del proyecto.

Gilberto Bortón Acosta 13

Empresa Colombiana de Gas - CCOgás

La propiedad de dichos bienes tiene que ser transferida mediante escritura pública a favor de GCOgás, tramite que compete adelantar a la división jurídica de ésta última, conjuntamente con las servidumbres.



2- GASODUCTO PORVENIR LA BELLEZA

Corresponde a la conversión del oleoducto para el transporte de gas producido en Cusiana y que se conecta al gasoducto Centro Oriente, a la altura de La Belleza.

Se incorporó a la escisión por la suma de $ 72.144’520.378.55 haciendo parte de las troncales de Centro Oriente; sin embargo, en este documento lo separamos teniendo en cuenta que sus condiciones son diferentes, carece de sistema Scada y alimenta además la línea Apiay Bogotá. El monto citado es producto de aplicar el 79.5% del valor en libros de Ecopetrol en enero 2 de 1998.

Procedimiento. En la fecha citada, se omitió la valoración de las trampas de El Porvenir, Miraflores y La Belleza, dado que el proyecto se encontraba en desarrollo, es decir que solamente se valoró la troncal, cargando á ella todos los desembolsos incurridos al momento del corte. En éste proceso de valoración se hace la corrección, de acuerdo con las siguientes presiciones: se acude a los costos históricos para determinar un valor estimado de construcción, redistribuyendo el valor en libros de Ecopetrol del total del gasoducto que es de $ 90.747,824.375.53

Trampas de Raspadores. Se incorporan al sistema por un valor de $ 576’634.804.43 El Porvenir, Miraflores y La Belleza.

La Trampa de E l Porvenir no se revela en libros de Ecopetrol y la información suministrada indica que su valor de construcción está incluido dentro del monto total, en tales condiciones, se estima el costo de los accesorios y se aplica la distribución de indirectos para establecer en $ 114’538.846.25 el valor de incorporación al patrimonio de ecogás.

Debo aclarar, que aunque éste activo quedará fuera de servicio la entidad está en obligación de asumir su control y retirar los accesorios del sitio en que se encuentran ubicados para trasladarlos a bodega, teniendo en cuenta que su propiedad fue transferida a través de la escisión.

Las Trampas de Miraflores y La Belleza, son valoradas partiendo del costo de adquisición de sus componentes, según facturas de proveedores que se adjuntan a continuación y adicionando la proporción de gastos indirectos que corresponde en relación con su participación sobre el total. De éste resultado calculamos el valor de escisión para incorporación al patrimonio de la entidad beneficiaría que asciende a $ 137’775.507.37 y $189’449.674.77 respectivamente.

Troncal. Se toma como referencia el valor en libros de Ecopetrol antes de la conversión que según cuadro anexo es de $ 88.209’016.539.17, dentro del cual



adicionamos el valor de las válvulas de línea y a partir de éste resultado cargamos los gastos indirectos, distribuidos en proporción al total y determinamos el monto de escisión en $ 72.144’520.378.55



4- GASODUCTO CUSIANA APIAY

Este gasoducto transporta el combustible desde Cusiana hasta Apiay, a través de una troncal conformada por dos tramos; el de Cusiana - Monterrey cuya construcción es reciente y Monterrey - Apiay, convertido para habilitarlo a gasoducto.

Procedimiento. A partir del valor en libros de Ecopetrol que es de $52.764,879.060.28 se calcula la suma que no exceda del 80%, en concordancia con la ley 401 de 1997 en $ 39.427’585.951.55, cifra que es incorporada al patrimonio de ecogás dentro del Balance resultante de la escisión, conservando el detalle suministrado por la entidad escindente, es decir, tomando los accesorios como unidades de equipo.

Una vez efectuado el inventario físico y conciliado con el informe de escisión de activos presentado en junio de 1998, se unifica el detalle de los elementoscomponentes, los clasificamos de acuerdo con sus características y damos la codificación contable correspondiente, para proceder a la valuación así:

Como quiera que el valor de los accesorios en forma individual no fue posible determinarlo en los registros históricos de Ecopetrol, dada su incorporación global dentro de las políticas de dicha entidad, en orden prioritario se tomaron comoreferencia costos predeterminados en su orden: 1- Monto calculado en laincorporación del gasoducto Centro Oriente para elementos de las mismas características técnicas 2- Valor según existencias en kardex de Ecopetrol 3- Costode adquisición de materiales, equipos y repuestos en el proyecto B C O g U S según facturas. Y 4- E l costo de importación de accesorios similares también p o r parte de Ecopetrol.

Trampas de Raspadores. Solamente encontramos la Trampa de envío ubicada en el campo de Cusiana, dentro de las instalaciones de la B.P., clasificada en un principio como estación receptora, pero ya reclasificada de manera adecuada; en consecuencia, el valor de las estaciones Receptoras se disminuye en relación con el primer documento.

El saldo según libros de Ecopetrol en diciembre 31 de 1997 es de $ 992’304.988.19, información reportada como una unidad de equipo. A este valor se le aplicó el 79.5%para $ 788’882.465.6, cifra incorporada al patrimonio de CCOgás.

Una vez definidos por inventario los elementos componentes, se adoptó el procedimiento general indicado en la parte inicial de éste sistema; seguidamente, se



determinó la participación en relación con el total obtenido a través del mismo y dichos porcentajes se trasladaron al valor patrimonial de ecogás.

Estaciones Receptoras. Como resultado de la revisión a los bienes que conforman este gasoducto, se detectó que las estaciones receptora y de despacho de la ciudad de Acacias no corresponden al mismo, por lo tanto se trasladó su valor al gasoducto Apiay - Ocoa, del cual hacen parte. En consecuencia, el monto reportado en el informe de Junio de 1998 para este activo se disminuye en $ 349’068.552.53.

Los equipos de computo fueron incluidos dentro de las estaciones de Monterrey, Tauramena y Aguazul.

Una vez efectuada la valoración de acuerdo con el procedimiento indicado antes, se calculó el porcentaje de participación de cada elemento, en relación con el totalobtenido, y éste se aplicó al monto incorporado patrimonialmente a CCOgás dando como resultado el detalle que se refleja en el listado de valoración respectivo.

Con respecto al Patín de Cusiana en Apiay, en visita efectuada al distrito Llanos se encontró dentro de sus archivos el detalle de los accesorios debidamente valorados para su capitalización por la suma de $ 363,880.999.58, de tal manera que solo fue necesario verificar los elementos que componen esas unidades, con base en dicho monto establecer su valor en libros de $ 282,007.775.00 aplicar el porcentaje general de 79.5% para hallar el monto de escisión, tasado en $ 224’196.181.13 y valorar el detalle de acuerdo con su participación sobre el costo de construcción.


Empresa Colombiana de Gas - C C O gás

5- GASODUCTO APIAY - VILLAVICENCIO - OCOA

Sistema que surte la termoeléctrica de Ocoa con gas de Apiay; de su troncal construida en 6” y que recorre paralelamente a la de Apiay - Bogotá hasta la altura de la trampa de raspadores, salen los ramales a la capital del Meta y Acacias. Sucapitalización se realizó en el año de 1996.

Procedimiento. A pesar que dentro de la escisión fueron suministrados los valores de algunos accesorios, estos solo cubren una mínima parte del total de elementos que integran el gasoducto, y su ubicación está distribuida en varios sitios. En consecuencia, fue necesario el inventario físico y la confirmación de costos de desarrollo del proyecto en el distrito Llanos. Se hace una redistribución de los bienes que integran el gasoducto, dada su confusión con el sistema Apiay Bogotá que tocavarios de los puntos afectados por el que nos ocupa, con ello se precisan loselementos y se clasifican teniendo en cuenta su característica y localización.

De otra parte, se adicionan al gasoducto los ramales de Pompeya y Acacias, así como, las estaciones de recibo y entrega de ésta última. No obstante, las nuevas incorporaciones el valor total se mantiene para el acumulado de los componentes, reiterando que para su actualización estamos haciendo una redistribución de acuerdo con las circunstancias actuales.

Estaciones Receptoras. En primer lugar se encuentra la estación receptora de Villavicencio a la cual convergen las dos líneas citadas y de allí se hace la distribución por sistemas plenamente identificados para Villavicencio y Bogotá. En tal sentido, cargamos a Apiay - Villavo - Ocoa la parte que dentro del proyecto le corresponde, porción que es retirada del gasoducto Apiay Usme, valorada globalmente en la escisión por $192’882.109.02. Para descomponer este monto, tomamos los valores para cada elemento y calculamos su participación frente a al total; dicho porcentaje lo aplicamos a la cifra acá informada y así valoramos la parte correspondiente a esta unidad. Vale la pena destacar que se incluye el costo de las edificaciones, que según reporte del distrito Llanos hacen parte de este proyecto.

Las estaciones receptora y de entrega a Acacias inicialmente se reportaron haciendo parte del gasoducto Cusiana - Apiay, pero teniendo en cuenta que la conexión corresponde a ésta línea, su valor fue incorporado dentro de la misma y retirado del anterior. A l igual que los demás bienes su escisión se efectuó globalmente, teniendo entonces que asignar costos elemento por elemento, tomando como base en primera instancia el establecido en otros proyectos ya valorados, en su defecto, los precios revelados en el kardex o el valor de adquisición de materiales según listado suministrado por el contratista Centrollanos y en últimas por la liquidación de importaciones recientes por cuenta de Ecopetrol, siempre considerando la similitud en


Empresa Colombiana de Gas - CCOgás

los accesorios. Una vez valorados sus componentes, se establece un porcentaje sobre el total así obtenido y se aplica al escindido para llegar a la conformación del listado que se presenta en detalle.

La estación de entrega localizada en la Termoeléctrica de Ocoa, de acuerdo con los libros de Ecopetrol revela un valor de $ 476’816.919.16 en el corte de enero 2 de 1998; sin embargo, debemos tener en cuenta que a dichas instalaciones le practicaron una serie de mejoras que se cargaron sin detalle alguno, por lo cual fue necesario desglosar su composición de acuerdo con los registros históricos existentes en el distrito Llanos, modificando su valor y disminuyendo el costo de la tubería. A l igual que los bienes anteriores, luego de costeados los accesorios, se prorratea su participación en relación con el total y sus porcentajes se trasladan al monto escindido para llevarlos a la fecha de construcción de manera mas aproximada.

La válvula de salida a Pompeya no se revela en registros contables de Ecopetrol, algunos de sus accesorios son usados y traídos de otros distritos por lo cual se presume que la misma está incorporada dentro del valor global del proyecto, motivo por el cual valoramos sus componentes de manera directa con base en la información estadística que se tiene y su resultado es deducido de la línea.

Trampas de Raspadores. Se tienen según inventarios las localizadas sobre la troncal en el kilómetro 28 que permite el envío de gas a Villavicencio y en el kilómetro 35.250 para Acacias, reportadas dentro de los activos escindidos pero sin valor en libros.

La Trampa de despacho a Villavicencio se encuentra reportada en los registros del distrito Llanos por valor global; para efectos del detalle valorado, se acude a los datos estadísticos ya enunciados, se calcula a prorrata su participación y el porcentaje que resulta es trasladado al monto de escisión, llegando a un monto de $ 73’476.099.02.

En cuanto a la de Acacias, su valor de $ 52’201.711.04 es el resultado de aplicar el 79.5% al valor en libros reportado por Ecopetrol en enero 2 de 1998, viene del gasoducto Cusiana Apiay y para su valoración en detalle se siguió el mismo procedimiento de la anterior, dado que en la escisión se trasladó globalmente.

Troncales. Corresponde a la tubería en 6” para una longitud de 36.4 kilómetros instalada entre Apiay y la termoeléctrica de Ocoa.

Su valor está determinado por diferencia, una vez valorados los demás componentes del sistema y deducidos los ramales de Pompeya y Villavicencio, si se tiene en cuenta que en el informe de Junio del año anterior, el monto reportado como troncal incluía en forma global el detalle que ahora obtenemos. Pasando entonces de $ 4.656’446.230.34 en dicho documento a $ 1.845’397.717.80 que se acerca con mayor proporción a las condiciones actuales.



Ramales. Aunque se incluyen el de Pompeya y Villavicencio en la escisión de activos en junio de 1998, al momento de determinar el monto no son revelados contablemente en libros de Ecopetrol.

Por lo anterior, se calculó de manera directa su costo, con base en las cifras estadísticas para tramos de línea de las mismas especificaciones técnicas, cuya unidad se tomó en pies y se tradujo a metros lineales. Este resultado se extractó de la troncal como se dijo antes.

El ramal a la ciudad de Acacias, se incluye en principio como parte del proyecto Cusiana Apiay; para el presente documento el monto escindido es retirado de dicho gasoducto y cargado al que nos ocupa por los motivos ya citados, de acuerdo con su conformación no requiere de detalle y su resultado es producto de aplicar el 79.5% al valor en libros de Ecopetrol.


Empresa Colombiana de Gas - ecogas

6- GASODUCTO APIAY - USME

La construcción de la línea troncal data del año de 1990 y los ramales terminados en 1997 bajo el proyecto de Ecopetrol denominado “Ramales de Cundinamarca”. Como los demás activos de este tipo su capitalización se efectuó como unidades de equipo, separando troncal, estaciones receptoras y centros operacionales sin tener en cuenta su composición. Este activo se construyó de Apiay hasta Santa Rita en Santa Fe de Bogotá, pero a través de una negociación con la empresa Gas Natural, se cedió el tramo de troncal de Usme hasta su punto final, a cambio de recibir las instalaciones del Centro Operacional de Usme que eran propiedad de la última.Procedimiento. En la escisión llevada a cabo el 2 de enero de 1998 su valor era incierto, dado que hasta ese momento la transacción estaba sin legalizar y el valor del tramo cedido no se había definido con exactitud. En consecuencia, los registros contables de la entidad escindente fueron modificados con posterioridad a dichafecha, afectando el monto de incorporación al patrimonio de CCOgás. Adicionalmente, la valoración de los accesorios componentes del Centro Operacional objeto de la negociación de compraventa no fue posible determinarla, por no contar con la información al interior de Ecopetrol; éste proceso se incorpora en el documento actual.

En términos generales se tomaron los parámetros que a continuación se indican para efectos de valorar detalladamente los elementos constitutivos del activo.

Estaciones de Regulación y Control. Incluye la parte correspondiente dentro del Centro Operacional de Villavicencio y las estaciones receptoras de los municipios cundinamarqueses de Guayabetal, Quetame, Cáqueza, Fosca, Chipaque y Une. Es preciso aclarar que la cifra de $ 192’882.109.02 se trasladó al gasoducto Apiay — Ocoa.

Las mejoras efectuadas por Gas Natural en el centro Operacional de Villavicencio ascienden a la suma de $ 221’012.530.00, según libros de Ecopetrol y corresponden a reformas efectuadas dentro del proyecto en mención, a este valor le aplicamos el 79.5% para establecer el de incorporación en la entidad beneficiaria, definido el inventario físico, la información es clasificada según características y codificada para efectos contables; valoramos luego los elementos y con base en su resultado se establece el porcentaje de participación de cada uno de ellos con respecto al total así determinado, el que trasladamos al monto patrimonial y de esta manera llegar al detalle que se relaciona en el listado de activos valorados.

Para llegar al monto de $ 199’272.839.46 asignado a la estación en comento, le adicionamos el valor del lote de terreno, que según la nota cuatro del balance de



escisión es de $ 2r567.878.11, monto que fuera reportado en forma separada en el anterior documento sobre el mismo tema.

Para las estaciones receptoras de los municipios del departamento de Cundinamarca, se procedió en primera instancia a la conciliación del inventario físico con el informe de activos, acto seguido sin modificar los montos globales por los cuales fueron escindidos estos bienes, se costearon los accesorios en cada una de ellas, con el mismo procedimiento que hemos venido aplicando en los otros sistemas, es decir, valor en kardex, costo para el montaje de accesorios similares en otros gasoductos ya valorados, valor de compra según facturas o listado de Centrollanos y por último monto de importación en Ecopetrol; se prorrateó su participación respecto de éste total, y el mismo se aplicó al monto establecido para incorporación al patrimonio deecogás.

En cuanto hace relación al Centro Operacional de Usme, se hizo el levantamiento del inventario físico en dos oportunidades, se conciliaron las diferencias y se estableció en forma definitiva su configuración, los elementos fueron clasificados técnicamente para efectos contables y codificados según su característica, separando los accesorios propios de la estación y los bienes de diferente actividad instalados dentro del Centro Operacional, tales como: fuerza eléctrica, bodegas, instalaciones de comunicación y seguridad, equipo de oficina y muebles.

La igual que con la estación de Villavicencio el costo del terreno se incorporó a esta parte del activo, de acuerdo con su valor en libros de Ecopetrol de $ 19’215.879.47, así mismo, se incluyen accesorios instalados en desarrollo del proyecto, relacionados en seis ítems en el documento de junio pasado y estos sí cuantificados individualmente.

Troncal. Su costo incluye las válvulas instaladas sobre la línea, las cuales fueron valoradas de acuerdo con su costo de adquisición y montaje basados en otros sistemas ya cuantificados.

Con base en un costo de $ 42.982.40 para el metro lineal de tubería se calcula el total de la troncal, al cual le adicionamos las válvulas, llegando así al costo estimado en la fecha; sobre este resultado hallamos el porcentaje que corresponde a cada ítem, el cual aplicamos sobre el monto escindido de $ 8.364’392.866.15 para establecer su costo de instalación y montaje a la fecha de terminación del proyecto.

Ramales. Adoptamos directamente los costos determinados por Ecopetrol en sus libros y aplicamos el 79.5% para establecer el valor patrimonial a incorporar en losregistros de CCOgás, es decir, que se mantienen los valores reportados en el balance de escisión a enero 2 de 1998.


ANEXO 23. RECÁLCULO DE LAS TASAS DE COSTOS DE CAPITAL PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE GAS

RECÁLCULO DE LAS TASAS DE COSTO DE CAPITAL PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE GAS

1. ANTECEDENTES

Mediante la Resolución CREG-001 de 2000, la CREG estableció los criterios generales para determ inar la remuneración del servicio de transporte de gas natural. En el numeral 3.1 de esta resolución se definió el Costo del Capital Invertido que se consideraría para la determinación de los cargos de transporte, de la siguiente forma:

“3.1 Costo del Capital Invertido

La CREG utilizará dos tasas de Costo del Capital Invertido para la determinación de los cargos de transporte, una del 11.5% y otra del 16% en dólares constantes antes de impuestos. La primera tasa (11.5%) será utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar los costos de inversión a través de cargos fijos por derechos de capacidad en firme; y descontar los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento a través de cargos fijos por derechos de capacidad en firme. La segunda tasa (16%) será utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar costos de inversión a través de cargos variables por volumen transportado. ’’

Posteriormente, mediante la Resolución CREG-007 de 2001, se definieron lassiguientes tasas:

- Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad -Tkc-, y- Tasa promedio de costo de capital remunerado por servidos de volumen -Tkv-

Y se modificó el numeral 3.1 de la Resolución CREG-001 de 2000 de la siguiente forma:

" 3.1 Costo de capital invertido

La CREG utilizará dos tasas de costo del capital invertido para la determinación de los cargos de transporte: una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad -Tkc- y una Tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de volumen -Tkv-, referidas a dólares constantes antes de impuestos. La primera tasa será utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar el capital invertido y los gastos deAdministración, Operación y Mantenimiento a través de cargos fijos por derechos de capacidad en firme. La segunda tasa será utilizada para establecer los cargos de transporte que permitan remunerar el capital invertido a través de cargos variables por volumen transportado. ”

Adicionalmente, el numeral 3.1.1 de la Resolución CREG-007 de 2001 estableció la metodología para calcular las tasas promedio a utilizar para cada empresa, a partir de las tasas históricas y corrientes ponderadas por el valor de la inversión existente y el valor presente del Programa de Nuevas Inversiones.

Por otra parte, en el numeral 4 de la Resolución CREG-007 de 2001 se fijaron las condiciones que la CREG debería evaluar para considerar un posible ajuste de las tasas corrientes calculadas:

“ARTÍCULO 4o. AJUSTE A LAS TASAS PROMEDIO D E COSTO DE CAPITAL INVERTIDO. Las tasas promedio de costo de capital invertido podrán ser ajustadas anualmente por la CREG, para el tiempo restante del período tarifario, si los cambios en las tasas de interés utilizadas para el cálculo de las tasas corrientes implican incrementos o disminuciones superiores a un 10% de los valores indicados en la Tabla 1 o del valor que las haya sustituido en un ajuste posterior. ”

2. PARÁMETROS CONSIDERADOS

En el Documento CREG-030 de 2001, que sirvió de base para la aprobación de la Resolución CREG-007 de 2001, se menciona que para el cálculo de las tasas corrientes se tuvieron en cuenta los siguientes parámetros, que pueden asociarse con tasas de interés:

a. Costo de Deuda. Se tomó como referencia la tasa PRIME más un margen entre 2% y 4%. En particular se usó la tasa promedio en la semana del 8 a 12 de enero de 2001 de 9.00% más 3% de margen.

b. Tasa libre de riesgo. Corresponde al rendimiento de los bonos del tesoro americano de 20 años. Para el costo de capital corriente se tomó el promedio de la semana del 8 a 12 de enero de 2001 igual a 5.61%.

c. Prima riesgo país. Spreads de los bonos de deuda soberana colombiana en dólares respecto a los del tesoro americano. Como referencia se tomaron los spreads para los bonos con vencimiento a 20 años. El promedio para el periodo 15 de diciembre de 2000 a 15 de enero de 2001 fue de 852 puntos básicos.

Con el propósito de establecer las tasas de retorno en valores reales, se hizo el ajuste con la inflación en Estados Unidos, que para el año 2000 fue de 3.39%.

3. RECÁLCULO A DICIEMBRE DE 2002

En el año 2002 se aprobaron las tasas de retorno para las actividades de distribución de energía eléctrica y de gas combustible, mediante las Resoluciones CREG 013 del

20 de marzo y CREG-045 del 24 de junio, respectivamente. En los documentos que sirvieron de base para su aprobación se mencionan los criterios utilizados para la determinación de las tasas de referencia y la selección de los periodos a considerar para calcular el promedio que se incluiría en la fórmula de cálculo de la tasa de retorno.

Dado que en la aprobación de las anteriores resoluciones se tuvieron en cuenta varios estudios y los puntos de vista de los miembros de la Comisión, los cuales fueron analizados en varias sesiones de la Comisión en pleno, se considera conveniente adoptar los criterios aprobados en esta metodología y seleccionar las fuentes de las tasas de interés y los periodos a considerar de acuerdo con lo allí aprobado, con el propósito de utilizarlas en el recálculo de la tasa de retorno de la actividad de transporte de gas.

Con base en lo anterior las tasas a tener en cuenta en el recálculo de la tasa de descuento corriente serían los siguientes:

a. Costo de Deuda. El costo promedio de la deuda para las empresas colombianas de electricidad y gas natural es en promedio equivalente a DTE + 4% 1. Tomando el promedio de 24 meses, de enero de 2001 a diciembre de 2002, este valor sería de 7.02% en términos reales y en dólares equivaldría a 9.57%.

b. Tasa libre de riesgo. El promedio del rendimiento para los bonos a 20 años del tesoro americano durante 24 meses, de enero de 2001 a diciembre de 2002, fue de 5.53%2.

c. Prima riesgo país. El promedio de los spreads, para los meses de enero de 2001 a diciembre de 2002, de los bonos Global 4, Global 6, Global 9 y Global 20 de deuda soberana colombiana, respecto a los del tesoro americano, fue de 612 puntos básicos3.

Para calcular las tasas en términos reales se utiliza la inflación de los Estados Unidos durante 2002: 2.38%4.

En el Cuadro 1 se muestra la comparación entre el cálculo de las tasas corrientes del 15 de enero de 2001, que sirvió de base para la Resolución CREG-007 de 2001, y el realizado con los datos obtenidos a diciembre de 2001 y a diciembre de 2002. En resumen, para el año 2003 (cálculo a 31 de diciembre de 2002) se obtienen las siguientes tasas:

“Costo Promedio de Capital: Metodología de Cálculo para la Distribución de Energía Eléctrica y Gas Combustible por Redes”. Documento CREG-022, marzo de 2002.Board of Governors of the Federal Reserve System, Treasury constant maturities, 20-year, febrero de 2003.Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Spreads Bonos República de Colombia Consumer Price Index, Bureau of Labor Statistics, U.S. Department Of Labor, febrero de 2003.

- Para la tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad - Tkc-, 13.02%, y

- Para la tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de volumen - Tkv-, 17.02%.

Con base en estos resultados se observa que en la tasa que remunera los servicios de capacidad hay una variación del -12.07%, la cual es superior al 10% establecido en la Resolución CREG-007 de 2001.

4. CONCLUSIÓN

Una vez recalculadas las tasas corrientes, con los parámetros actualizados a diciembre de 2002, se observa que la variación de la tasa que remunera los servicios de capacidad supera el 10% por lo que, de acuerdo con el artículo 4 de la Resolución CREG-007 de 2001, las tasas corrientes pueden ser ajustadas.

Cuadro 1. Comparación de Tasas Corrientes para Transporte de Gas

WACC corriente WACC corriente WACC corriente(ene 15/01) (dic/01) (dic/02)

wd 60% 60% 60%Kd 12.00% 8.75% 9.57%

wd . Kd 7.20% 5.25% 5.74%we 40% 40% 40%rf 5.61% 5.93% 5.53%B 0.65 0.65 0.65

prm 7.00% 7.00% 7.00%prn 4.55% 4.55% 4.55%

rf + prn 10.16% 10.48% 10.08%prp 8.52% 6.03% 6.12%Ke 18.68% 16.51% 16.20%

Ke / (1-Tc) 28.74% 25.40% 24.92%we . Ke / (1-Tc) 11.50% 10.16% 9.97%

WACCn 18.70% 15.41% 15.71%inflación 3.39% 1.55% 2.38%WACCr 14.80% 13.65% 13.02%

WACC Cargo Fijo | 14.80% 13.65% 13.02% |

Riesgo x Cargo Variable 4.0% 4.0% 4.0%WACC Cargo Variable | 18.80% 17.65% 17.02%

Cambio con Vigente Cargo Fijo -7.81% -12.07%Cargo Variable -6.15% -9.50%

CÁLCULO TARIFARIO PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE...

Documents

Transcript of CÁLCULO TARIFARIO PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE...