Comisión de Regulación de Energía y Gas METODOLOGÍA PARA...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

METODOLOGÍA PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE GAS

NATURAL

DOCUMENTO CREG-01709 de Marzo de 2009

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓNDE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASPRELIMINAR

1. ANTECEDENTES

CONTENIDO83

2. INVERSIÓN...................................................................................................................................................... 84

2.1 Inversión Existente................................................................................................................................. 842.1.1 Propuesta de Resolución CREG 087 de 2007...................................................................................................842.1.2 Comentarios de los Agentes............................................................................................................................... 85

2.2 Expansión................................................................................................................................................ 882.2.1 Propuesta de la Resolución CREG 087 de 2007.............................................................................................. 89

2.2.1.1 Comentarios de los Agentes.....................................................................................................................892.2.2 Propuesta de la Resolución CREG 028 de 2008..............................................................................................90

2.2.2.1 Comentarios de los Agentes..................................................................................................................... 932.2.3 Plan de Nuevas Inversiones - P N I................................................................................................................... 94

2.2.3.1 Ajuste por Desviaciones del PN I..............................................................................................................942.2.4 Expansión en Proyecto Nuevos..........................................................................................................................97

2.2.4.1 Convocatorias para Realizar Proyectos Nuevos..................................................................................... 97

3. DEMANDAS..................................................................................................................................................... 99

3.1 Propuesta de la Resolución CREG 087 de 2007 ..........................................................................1003.2 Comentarios de los Agentes................................................................................................................ 100

4. GASTOS DE AOM ........................................................................................................................................101

4.1 Propuesta de la Resolución CREG 087 de 2007.............................................................................. 1024.2 Comentarios de los Agentes................................................................................................................ 102

5. OTROS ELEMENTOS METODOLÓGICOS...............................................................................................105

5.1 Señal de Distancia.................................................................................................................................1055.2 Empaquetamiento.................................................................................................................................1065.3 Parqueo.................................................................................................................................................. 1075.4 Productividad (Factor X ).......................................................................................................................1085.5 Puntos de Entrada y Salida.................................................................................................................. 1095.6 Período Tarifario....................................................................................................................................1095.7 Calidad del Servicio...............................................................................................................................110

5.7.1 Indicadores de Calidad...................................................................................................................................... 1105.7.2 Confiabilidad...................................................................................................................................................... 113

5.8 Servicio de Transporte a Contraflujo...................................................................................................1145.9 Gasoductos de los BOMT....................................................................................................................1165.10 Infraestructura para Regasificación.................................................................................................... 116

D-017-09 TRANSPORTE DE GAS NATURAL82

METODOLOGÍA PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DEGAS NATURAL

1. ANTECEDENTES

Mediante la Resolución CREG 087 de 2007 la CREG puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarían estudios para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente periodo tarifario. En estas bases se indicaron los elementos a estudiar dentro del proceso tendiente a adoptar la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

Cabe anotar que la metodología vigente para remunerar la actividad de transporte de gas natural se estableció mediante la resolución CREG 001 de 2000, y otras que la han complementado y modificado (en adelante la Metodología)1. Esta Metodología tiene las siguientes características: se trata de una metodología de incentivos con cargos regulados máximos, a través de la cual i) se remuneran las inversiones reconocidas en revisiones tarifarias anteriores, las inversiones eficientes ejecutadas durante el período tarifario actual, las nuevas inversiones eficientes previstas para el siguiente período tarifario y los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento - AOM - eficientes en los que incurre el prestador del servicio; i¡) se reconoce una tasa de retorno compatible con una metodología de incentivos con cargos máximos; iii) los cargos regulados corresponden a un esquema de cargos por distancia; iv) los cargos regulados se adoptan para cada Sistema de Transporte;v) los cargos regulados aplican para la modalidad contractual de transporte en firme; vi) los Agentes disponen de opciones para negociar los cargos regulados; vii) las necesidades de expansión las identifica el Transportador y las ejecuta si hay respaldo contractual.

Los siguientes agentes presentaron comentarios escritos a las bases adoptadas mediante la Resolución CREG 087 de 2007 (en adelante Bases):

Agente RadicadoTGI E-2008-001946Promigás, Transoriente, Transoccidente y Transmetano

E-2008-001942

Gas Natural S.A. E.S.P. E-2007-010081Promigás y Transmetano E-2008-010032

A continuación se desarrolla la propuesta de metodología para remunerar la actividad de transporte de gas natural, durante el siguiente período tarifario, teniendo en cuenta comentarios y propuestas presentados por la industria dentro del marco de las Bases. Esta propuesta plantea adoptar los siguientes elementos principales: i) un nuevo esquema para desarrollar la expansión; ii) un nuevo esquema para establecer los gastos eficientes de AOM; iii) una metodología general para estimar el costo de capital; iv) regulación aplicable al parqueo, empaquetamiento y contraflujo; v) el factor de productividad; vi) estándares de calidad del servicio y; vii) regulación aplicable a infraestructura de regasificación. Los demás aspectos de la Metodología vigente se mantienen. Los temas se desarrollan en el siguiente

1 Comprende la siguientes Resoluciones: CREG 001 y 085 de 2000, CREG 007, 008 y 073 de 2001, CREG 016 de 2002 y CREG 027 de 2006.

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orden: Inversión, demandas, gastos de AOM y otros. Nótese que los temas relacionados con el costo de capital (WACC), y el tipo de moneda (pesos o dólares) para los cargos fijos y variables, se tratan en la Resolución CREG 157 de 2008. De acuerdo con lo propuesto mediante la Resolución CREG 157 de 2008, el WACC definitivo se calculará con los datos y parámetros disponibles al momento de aprobar la resolución definitiva que apruebe la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural para el próximo periodo tarifario y su resultado se incluirá en dicha resolución.

2. INVERSIÓN

La Inversión tiene dos componentes principales: Inversión existente y aquella asociada a expansiones.

2.1 Inversión Existente

2.1.1 Propuesta de Resolución CREG 087 de 2007

La inversión existente se define como aquella inversión en activos propios de la actividad de transporte de gas de que dispone el Transportador a la fecha de la revisión tarifaria. En las Bases se propuso continuar con la misma metodología de remuneración prevista en la metodología actual (Metodología) para la inversión existente. Es decir, remuneración durante el Horizonte de Proyección según la valoración y Vida Útil Normativa considerada en la última revisión tarifaria. A continuación se amplían estos conceptos.

El cuadro 1 ilustra los diferentes componentes que pueden conformar la inversión existente al momento de realizar la revisión tarifaria. Para facilitar el análisis se distinguen tres grupos de inversión.

Cuadro 1. Componentes de la Inversión Existente

Grupo IInversión existente al momento de

realizar la anterior revisión tarifaria

Grupo IIPrograma de Nuevas Inversiones (PNI) reconocido en la anterior

revisión

GrupoITT

Inversión ejecutada durante el período tarifario no prevista en el

PNI

La inversión del Grupo I corresponde a activos existentes al momento de la anterior revisión tarifaria. Para la nueva metodología se propone mantener los mismos criterios de valoración de la actual Metodología. Es decir, se reconoce el mismo valor de inversión de esos activos en dólares de la Fecha Base de la nueva revisión tarifaria, actualizado con índice PPI para bienes de capital publicado por la Oficina de Estadísticas Laborales de Los Estados Unidos


de América (serie ID: WPSSOP3200)2. Así mismo, se considera el año de entrada en operación para efectos regúlatenos adoptado en la anterior revisión tarifaria. No obstante, se debe revisar que todos estos activos continúen en operación. Aquellos que hayan salido de operación se deben retirar de la base de inversión.

La inversión del Grupo II corresponde a activos incluidos en el Programa de Nuevas Inversiones (PNI) de la anterior revisión tarifaria, los cuales debieron ser ejecutados durante el período tarifario actual. Las inversiones de este grupo que hayan sido efectivamente ejecutadas, y cuyos activos estén en operación, serán incluidas en la base de inversión de la nueva revisión tarifaria. El valor a reconocer será el mismo reconocido en la anterior revisión tarifaria, en dólares de la Fecha Base de la nueva revisión tarifaria actualizado con el índice PPI americano. El año de entrada en operación para efectos regulatorios corresponderá al año en que efectivamente entró en operación el respectivo activo.

La inversión del Grupo III incluye aquellas inversiones realizadas por el Transportador durante el período tarifario y que no están incluidas en el PNI reconocido en la anterior revisión tarifaria. El valor eficiente de los activos correspondientes a estas inversiones será incluido en la base de inversión para la nueva revisión tarifaria. En todo caso, el activo debe estar en operación al momento de hacer la revisión tarifaria y el Transportador debe soportar debidamente los costos del proyecto y su fecha de entrada en operación. Estas inversiones deberán estar expresadas en dólares de la Fecha Base.

En conclusión, la Inversión Existente será la sumatoria de los grupos de inversión I, II y III descritos anteriormente.

2.1.2 Comentarios de los Agentes

En general los Transportadores plantean dos tipos de comentarios sobre el tratamiento a la inversión en la Metodología vigente, a saber: i) valoración de activos y; ¡i) evaluación de eficiencia con el Factor de Utilización.

Valoración de Activos

Los Transportadores indican que la metodología vigente para valorar los activos del Sistema Nacional de Transporte de Gas - SNT - es heterodoxa y heterogénea. Lo anterior debido al hecho de que se aplican varios mecanismos de valoración de acuerdo con las particularidades de cada Sistema de Transporte. Por ejemplo, en algunos casos se usa valor histórico que obedece a un valor obtenido sin rigor financiero ni contable, y en otros casos valores en libros o contable. Los Agentes proponen utilizar el método de reposición a nuevo para valorar los activos, utilizando unidades constructivas típicas. No obstante, en sus últimos comentarios Promigás plantea la posibilidad de que se reconozcan costos históricos más un PNI de acuerdo con las características operativas de cada Sistema.

En las Bases se indicaron los siguientes elementos sobre la valoración a costo de reposición a nuevo:

2 De acuerdo con la Metodología vigente la actualización de las cifras de inversión se realiza con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200). La Fecha Base se define como el 31 de diciembre del año anterior a la solicitud de la revisión tarifaria.


1. Valorar la inversión existente a costo de reposición a nuevo implica un incremento sustancial e injustificado en los cargos para los Remitentes.

2. Remunerar la infraestructura actual con base en el costo de reposición a nuevo implicaría, en la mayoría de los casos, reconocer costos de inversión que no han sido asumidos por los Transportadores.

3. La metodología de reposición a nuevo introduce alta incertidumbre en los ingresos de las empresas y en las tarifas de los usuarios finales.

4. Una metodología de reposición a nuevo está más acorde con negocios en donde las tasas de reposición son altas. Este no es el caso de la actividad de transporte de gas.

5. Una metodología de costo de reposición a nuevo requiere mecanismos mediante los cuales se asegure que los costos reconocidos corresponden a precios de mercado. Este no es el caso de las inversiones existentes en transporte de gas.

6. En algún momento habrá que reponer la infraestructura existente. Sin embargo, esa reposición no será simultánea para todo el SNT, y en todo caso se adoptará en su momento con un mecanismo de reposición acorde con el desarrollo del mercado.

7. Se dispone de la información respecto de la inversión que han hecho las empresas.

Es pertinente anotar que el mecanismo de costo de reposición a nuevo puede presentar ventajas tanto para el regulador como para los agentes, tales como el incentivo a la renovación automática de inversión. Sin embargo, se considera que los beneficios de estas ventajas no superan los costos que implicaría adoptar una metodología de costo de reposición a nuevo para el SNT. Por tanto, se propone continuar con la metodología de valoración prevista en la Metodología para la inversión existente. Es decir, mantener el valor reconocido en la última revisión tarifaria, actualizado con el índice PPI, hasta agotar la Vida Útil Normativa. Después de agotada la Vida Útil Normativa, el Transportador realizará los análisis y sustentará ante la CREG la conveniencia de su retiro o reposición, teniendo en cuenta las condiciones técnicas del activo, sus costos de operación y mantenimiento, aspectos de seguridad, confiabilidad y calidad del servicio, entre otros. Análisis que conducirá a una de las siguientes dos opciones:

• Retirarlo del servicio al final de su Vida Útil Normativa y proceder a reemplazarlo, en cuyo caso dicho reemplazo constituirá un compromiso de inversión y aplicará lo previsto en esta metodología para la valoración de nuevas inversiones. La inversión asociada al activo retirado no se incluirá en la base de activos considerada en el período tarifario correspondiente.

• Mantener el activo en operación después de agotada su Vida Útil Normativa, quedando a consideración de la CREG la determinación de la remuneración por el uso de ese activo. El valor se establecerá así: i) tomando en consideración la proporción entre la vida útil remanente y la vida útil total estimada (vida útil transcurrida más vida útil remanente) y; ii) evaluando el beneficio costo de incluir en la remuneración inversiones adicionales para prolongar la vida útil del activo. Las inversiones adicionales se podrán incluir sí y sólo sí el beneficio-costo es mayor que cero.

Para efectos de determinar que las inversiones de los Grupos II y III, indicados anteriormente, han sido efectivamente ejecutadas se propone adoptar un mecanismo de auditorías obligatorias por parte de la CREG. Es decir, la CREG realizará auditorías para verificar la existencia del inventario de activos en operación, de los Grupos II y III, reportado por el Transportador en su solicitud tarifaria. Es posible que se encuentren diferencias entre las especificaciones técnicas de los activos reportados por el Transportador en su solicitud tarifaria y aquellas identificadas en la auditoría. En tal caso se reconocerá el 100% del valor eficiente del respectivo activo según el resultado de la auditoría.


Factor de Utilización

En general los Agentes indican que la aplicación del Factor de Utilización - FU - resulta inadecuada porque castiga indiscriminadamente la inversión. Los Agentes plantean, entre otros, los siguientes argumentos en contra del FU:

i) los gasoductos se construyen para satisfacer demandas con horizontes cercanos a su vida útil previsible y no a la Vida Útil Normativa definida por la CREG.

ii) la decisión de construir algunos gasoductos fue el resultado de políticas estatales. Las empresas recibieron la infraestructura ya construida (e.g. Ecogás y TGI).

iii) la definición de una presión estándar de 1.200 psig en cada tramo distorsiona la capacidad máxima de algunos gasoductos.

iv) la utilización de un gasoducto puede cambiar de un período tarifario a otro porque la demanda o fuentes de suministro cambian.

v) la aplicación del FU aumenta el riesgo de recuperación de la inversión y puede comprometer la suficiencia financiera del Agente.

vi) El FU impide dar señales adecuadas de expansión en SNT.

Con base en lo anterior, los Transportadores proponen eliminar el Factor de Utilización de la metodología de remuneración. En su defecto proponen adoptar un modelo que permita dar señales de eficiencia y que se ajuste a la realidad de los gasoductos (e.g. modelo de simulación de capacidad de ductos, WIN TRAN).

Sobre estos comentarios cabe anotar lo siguiente:

1. La Vida Útil Normativa de veinte (20) años corresponde al período de remuneración delos activos. En concordancia con ello, el cálculo del FU incorpora una proyección de demanda para el horizonte de veinte (20) años. Así, un FU del 50% quiere decir que en el período de veinte años el gasoducto debe tener una ocupación media del 50% de su capacidad de diseño o capacidad máxima. Eso quiere decir que frente a una demanda existente el Transportador tiene un margen del 100% para el diseño de su gasoducto, (e.g. para atender una demanda de 10 puede construir un gasoducto de 20 y aún así en el evento de que la demanda no supere 10 puede recuperar el 100% de su inversión). Lo anterior se considera razonable para un inversionista en la medida que le permite realizar infraestructura para atender tasas de crecimiento de demanda de hasta 3.8% durante todos los años de la Vida Útil Normativa. Este mecanismo permite un margen relativamente razonable para asumir el riesgo de demanda, propio de una metodologíade precio máximo, tanto que en el evento de presentarse tasas de crecimiento quepermitan que en el periodo de Vida Útil Normativa sea superior el uso mínimo establecido del 50%, ello representará ingresos adicionales para el inversionista durante todo el período tarifario.

Ahora bien, es cierto que la magnitud de la demanda en los primeros años tiene un gran peso en el FU. Ello está en concordancia con el esquema de Transportador por contrato. Para el caso de nuevos gasoductos de transporte, especialmente aquellos que atienden mercados regulados, generalmente se utiliza la tecnología de transporte basada en gas natural comprimido (GNC) para aumentar la penetración del combustible. Así, la utilización del gasoducto se hace viable cuando el mercado tiene cierta penetración. Para el caso de gasoductos existentes debe tenerse en cuenta que el cálculo del FU incorpora una proyección de demanda para el horizonte de veinte (20) años independientemente de la porción de Vida Útil Normativa que haya transcurrido para el gasoducto. Esto significa que en un escenario de crecimiento de demanda el FU es cada vez mayor y por tanto menos relevante para los gasoductos existentes. Por


otra parte, la evidencia indica que en la anterior revisión tarifaria menos del 20% de la infraestructura de transporte tuvo ajuste por FU.

2. La Metodología establece que la Capacidad Máxima de Mediano Plazo, que se utiliza para estimar el FU, se calcula a partir de una simulación de la red integrada por la totalidad de los gasoductos del Sistema Troncal de Transporte (STT) o Sistema Regional de Transporte (SRT), empleando modelos de simulación en estado transitorio (e.g. WIN TRAN). También se establece que la presión de entrada de 1200 psig aplica en los Puntos de Entrada de campos de producción y en los puntos de salida la presión está acotada a condiciones contractuales.

En general, la Capacidad Máxima de Mediano Plazo busca reflejar las condiciones reales de operación de un Sistema de Transporte y en la mayoría de los Sistemas de Transporte dicha Capacidad se acerca a la capacidad máxima potencial (aproximada a la de diseño) de un gasoducto.

3. El cambio en fuentes de producción que implique cambios drásticos en la utilización de los gasoductos corresponde a casos particulares. Estos casos se analizan de manera particular para el respectivo Sistema de Transporte.

4. La evidencia indica que la señal del FU no ha sido una barrera para la ejecución de nuevos proyectos de transporte, especialmente aquellos que conectan nuevos mercados. Tampoco se ha observado que la señal del FU sea elemento determinante para acometer proyectos de expansión sobre la infraestructura existente. La señal determinante para acometer proyectos de expansión en la infraestructura existente es el contrato de transporte, el cual puede depender a su vez del contrato de suministro. Este tema se amplía más adelante en el presente documento.

De acuerdo con lo anterior se considera necesario continuar aplicando el FU comoinstrumento de eficiencia en la utilización de los gasoductos.

2.2 Expansión

La Metodología vigente prevé los siguientes mecanismos para remunerar expansionessobre activos existentes:

i) Expansión incluida en el Programa de Nuevas Inversiones (PNI) a ejecutar durante el período tarifario: En este caso la Comisión revisa y ajusta la inversión al momento de realizar la revisión tarifaria, de ser necesario, de conformidad con la Demanda Esperada de Volumen, la Demanda Esperada de Capacidad y demás criterios para establecer la Inversión Base. También se consideran elementos de seguridad y continuidad en el suministro (e.g. variantes por inestabilidad geológica).

ii) Expansiones no previstas en el Programa de Nuevas Inversiones: La Metodología estipula que el Transportador puede optar por las siguientes alternativas: a) aplicar los cargos regulados vigentes para el gasoducto o grupo de gasoductos de los cuales se derive la inversión; esta alternativa cobijaría aquellos casos en los cuales el costo marginal - CMg - de la inversión es menor o igual al costo medio - CM - aprobado por el regulador para el respectivo tramo de gasoducto; b) solicitar cargos regulados independientes para remunerar la respectiva inversión; esta alternativa correspondería a aquellos casos en los cuales el CMg supera el CM aprobado por el regulador para el respectivo tramo de gasoducto. Nótese que el concepto del diferencial entre el CMg y el


CM no es una regla regulatoria sino un concepto económico del que puede hacer uso el Transportador al tomar decisiones sobre expansión.

La Metodología establece que los costos de estas inversiones se evalúan con criterios de comparación u otros de que disponga la Comisión. En tal sentido, la Comisión ha utilizado métodos de comparación a partir de información nacional e internacional disponible. La Comisión ha utilizado como fuente de información de costos: i) las publicaciones de Oil&Gas Journal sobre infraestructura de transporte; ii) peritajes técnicos; iii) costos de gasoductos similares en otros países; iv) costos reportados por los diferentes Transportadores.

2.2.1 Propuesta de la Resolución CREG 087 de 2007

En las Bases se propuso estudiar la implementación de mecanismos que permitan incorporar esquemas de competencia para la expansión del SNT. Se indicó que bajo esta perspectiva no sería necesario considerar inversiones en expansión o Programa de Nuevas Inversiones para el nuevo período tarifario.

Esta propuesta se basó en las siguientes consideraciones: i) el mecanismo de evaluación de nuevos proyectos, previsto en la Metodología, deja al regulador frente a un escenario de alta asimetría en la información, especialmente en aquellos gasoductos que presentan circunstancias muy particulares (e.g. terreno de alta montaña) y; ii) se han presentado casos en que más de un Transportador presenta solicitud tarifaria para el mismo tramo de gasoducto.

En desarrollo de la anterior propuesta, la Comisión adelantó un estudio tendiente a identificar y analizar mecanismos que permitan introducir competencia en los procesos de expansión del sistema de transporte de gas3. En general, para la expansión del SNT este estudio propone dos esquemas: i) subastas de capacidad firme de transporte de gas realizadas por el Transportador en aquellos casos donde el mercado mismo remunera la inversión; en este caso el Transportador identifica la necesidad de expansión a través de la subasta de capacidad en firme y; ii) convocatorias públicas realizadas por el Gobierno para desarrollar proyectos que requieren subvención con recursos públicos (e.g. proyectos en áreas periféricas o con características especiales).

2.2.1.1 Comentarios de los Agentes

Sobre la propuesta de incorporar esquemas de competencia para la expansión del SNT losAgentes manifiestan, en general, lo siguiente:

1. Es inconsistente mantener un costo medio de mediano plazo y no considerar un PNI como se propone en las bases. Los Agentes indican que por definición el costo medio de mediano plazo debe incluir inversiones para expansión, y que la eliminación del PNI se debe hacer sólo si se considera una metodología de corte transversal.

2. La expansión del SNT por medio de subastas compromete la responsabilidad en calidad, confiabilidad y continuidad del servicio. Los Agentes indican que el desarrollo de un proyecto por subastas puede asignar riesgos y responsabilidades a Agentes que no tienen capacidad para gestionarlos. Los Agentes plantean que la responsabilidad de

3 Estudio “ Alternativas para la Expansión del Sistema de Transporte de Gas” , Unión Temporal Expansión Transporte de Gas, Febrero 11 de 2007. Este estudio se publicó y presentó en su momento a la industria.


calidad y continuidad del servicio no puede ser asignada al Transportador en caso de adoptar un esquema de subastas.

De otra parte, los Agentes indican que las subastas asignan riesgo de demanda al Transportador pero que éste pierde su capacidad de gestión comercial.

3. La expansión a través de convocatorias por parte del Gobierno para proyectos de características especiales tiene el riesgo de fomentar expansiones ineficientes.

Con relación a la eliminación del PNI se debe anotar que dicha propuesta se basa en la posibilidad de incorporar esquemas de competencia en cualquier proyecto de expansión del SNT. Sin embargo, como se indica más adelante, los proyectos de expansión sobre redes existentes (i.e. proyectos embebidos) presentan particularidades técnicas, regulatorias y legales que en el momento no hacen recomendable la implementación de esquemas competitivos, especialmente esquemas de subastas de capacidad firme de transporte con fines de expansión en las redes existentes. Adicionalmente, pueden existir algunas inversiones que no están asociadas a expansión (i.e. que no incrementan la capacidad de transporte) pero que se requieren por otras circunstancias tales como confiabilidad. En tal sentido, se considera adecuado continuar con el mecanismo de PNI como se desarrolla más adelante.

Para el caso de nuevos proyectos (i.e. no embebidos en redes existentes) la situación es distinta y cabe la posibilidad de esquemas de competencia, como se indica en el numeral2.2.3 de este documento.

Sobre la propuesta de adoptar convocatorias para desarrollar la expansión del SNT cabe anotar que mediante la Resolución CREG 028 de 2008 se presentó una propuesta que desarrolla aspectos de las convocatorias para la expansión del SNT. Esta propuesta se presentó en fecha posterior a la presentación de los comentarios de los Agentes a la Resolución CREG 087 de 2007. Así, los comentarios sobre la propuesta de convocatorias para la expansión se recogen en las observaciones recibidas a la propuesta de la Resolución CREG 028 de 2008, como se indica en el siguiente numeral.

La propuesta de la Resolución 028 recoge elementos planteados en el estudio de expansión indicado anteriormente. No obstante, hay una diferencia importante entre lo planteado en la Resolución 028 y lo propuesto en el estudio de expansión. El estudio propone convocatorias para asignar capacidad de transporte en firme, incluida la capacidad existente, mientras que en la Resolución 028 se proponen convocatorias para despejar el valor de inversión y gastos de AOM de proyectos de expansión que amplíen la capacidad existente. Para ¡mplementar la propuesta del estudio de expansión se requiere un esquema de transporte centralizado (i.e. operador y planeador central) combinado con un esquema tarifario distinto a la señal de distancia. Por ejemplo, un esquema tarifario de entrada-salida a nivel nacional que es muy adecuado para sistemas altamente enmallados4. Este no es el caso del SNT.

2.2.2 Propuesta de la Resolución CREG 028 de 2008

Mediante la Resolución CREG 028 de 2008 se presentó una propuesta donde se desarrolla en mayor detalle un posible esquema de competencia para la expansión en el SNT. En esta

4 La propuesta del estudio de expansión está basada en el esquema de subastas de capacidad de transporte adoptado en el Reino Unido. En este país opera un esquema tarifario de entrada-salida, el sistema de transporte es bien enmallado y existe un operador y planeador centralizado que se encarga de realizar las subastas y expandir el Sistema cuando se requiere.


propuesta se plantearon dos elementos principales, a saber: i) un esquema de competencia mediante convocatorias públicas para valorar (i.e. establecer costo de inversión y gastos de AOM) y determinar el ejecutor del proyecto de expansión en el SNT y; ii) la posibilidad de que Remitentes, incluidos los Distribuidores Comercializadores de gas, realicen proyectos de expansión en el SNT. Este último elemento tiene un ingrediente adicional cual es el de asegurar el libre acceso con implicaciones en la regulación de integración vertical entre las actividades de Transporte y Distribución6. Analizar de manera separada la integración vertical de la expansión en transporte fue uno de los comentarios reiterados por parte de la industria6. En tal sentido, este documento incluye análisis de aspectos relacionados con la expansión del SNT propuestos en la Resolución CREG 028 de 2008.

En general, el esquema de competencia propuesto mediante la Resolución CREG 028 de 2008 considera dos tipos de expansión: i) aquella que involucra proyectos sobre infraestructura existente (e.g. compresores y Loops) y; ii) aquella que considera proyectos que no están sobre la infraestructura existente (e.g. gasoductos para unir nuevos pozos con el SNT o para llegar a nuevos mercados). A continuación se describe el procedimientopropuesto en la Resolución CREG 028 de 2008 para cada caso:

Expansión sobre infraestructura existente

1. Aglutinación de demanda: Cuando el Transportador recibe una solicitud de servicio de capacidad de transporte en firme debe publicarla en su página de internet y en un diario de circulación nacional, y establecer un tiempo no mayor a dos (2) meses para recibir requerimientos de capacidad en firme por parte de otros Remitentes. Dentro del mes siguiente al cierre del plazo para allegar requerimientos de capacidad, el Transportador debe responder por escrito a los Remitentes. Los Remitentes que presenten solicitud de capacidad de transporte deberán establecer garantías de seriedad de su solicitud yobligarse a contratar el servicio de transporte por un período mínimo de 10 años.

2. Respuesta del Transportador: La respuesta del Transportador puede tomar una de las siguientes vías:

a) Confirmar que atiende todos los requerimientos de servicio de capacidad de transporte con base en los Cargos Regulados vigentes. Este sería el caso donde el costo marginal (CMg) de la expansión es menor o igual al costo medio (CM) o cargos regulados del respectivo Sistema de Transporte.

b) Indicar que no puede realizar la expansión requerida a partir de los Cargos Regulados vigentes. En este caso el Transportador debe publicar en su página de internet, e informar por escrito a la URME y a los Remitentes que solicitaron capacidad, las ampliaciones requeridas en su Sistema para viabilizar la capacidad solicitada. Con esta información, y dentro de los tres meses siguientes a la respuesta y publicación, se debe realizar una convocatoria pública7.

3. Convocatoria Pública: Si el Transportador no realiza la expansión con base en los Cargos Vigentes, uno de los solicitantes del servicio de capacidad de transporte se hará responsable de llevar a cabo una convocatoria pública para despejar el valor de la

5 La regulación vigente sobre integración en las actividades de la cadena de gas natural (Resolución CREG 057 de 1996) no permite la integración entre transporte - distribución y viceversa, excepto para aquellas compañías que estaban integradas cuando entró en vigencia la Ley 142 de 1994.6 Ver expediente 2008-0014.7 Nótese que la subasta puede ser un medio para materializar una convocatoria pública.


expansión y para determinar el ejecutor de la misma. Esta convocatoria tendría los siguientes elementos principales:

i) Una firma especialista en desarrollar procesos de adjudicación realiza la convocatoria.

ii) La Empresa de Servicios Públicos E.S.P. que haya solicitado mayor capacidad de transporte se hace responsable de adelantar la convocatoria.

iii) De no presentarse ninguna E.S.P., la persona jurídica que más capacidad de transporte haya solicitado se hace responsable de la convocatoria.

iv) La convocatoria se adjudica bajo el criterio de mínimo costo de infraestructura y gastos de AOM para viabilizar la capacidad requerida.

v) El Agente responsable de adelantar la convocatoria, los demás solicitantes de capacidad de transporte y los Transportadores existentes, incluido aquel que no realiza la expansión con los Cargos Regulados vigentes, pueden participar con su propuesta en la convocatoria.

vi) El Agente ganador de la convocatoria realiza la expansión a través de un Transportador. Si el ganador es un Agente distinto a un Transportador existente, debe constituir una E.S.P. con el objeto social de transporte de gas.

vii) El Agente ganador de la convocatoria debe presentar a la CREG una solicitud tarifaria con base en la metodología tarifaria vigente al momento de la adjudicación y con el valor de inversión y gastos de AOM resultantes del proceso de convocatoria. La CREG acoge, en Resolución que fije el cargo de transporte, el valor de inversión y gastos de AOM resultante de la convocatoria y sólo puede cuestionarlo cuando observe hechos, o tenga indicios de situaciones, que pueden atentar contra los principios de eficiencia económica u observe posibles hechos constitutivos de colusión.

Expansión en infraestructura de nuevas redes

1. Aglutinación de demanda: El Agente interesado en acometer expansión en nuevas redes, el cual puede ser cualquier Remitente, debe publicar en su página de internet y en diario de circulación nacional, la expansión a realizar indicando el sitio, la manera y el tiempo límite (no mayor a dos meses) en que otros interesados pueden manifestar su interés en atender más demanda a través de dicha expansión. Los Remitentes interesados deben establecer garantías de seriedad de su solicitud y obligarse a contratar el servicio de transporte por un período mínimo de 10 años.

2. Convocatoria Pública: El Agente interesado en acometer expansión en nuevas redes para prestar el servicio público de transporte de gas natural se hace responsable de la realización de una convocatoria pública. Esta convocatoria pública estará orientada a invitar a los posibles Agentes interesados en acometer la expansión que viabilice la capacidad requerida. Así mismo, de la convocatoria se debe despejar el valor de la expansión y determinar el ejecutor de la misma. La convocatoria tendría los siguientes elementos principales:

a. Una firma especialista en desarrollar procesos de adjudicación realiza la convocatoria.


b. La convocatoria se adjudica bajo el criterio de mínimo costo de infraestructura y gastos de AOM para viabilizar la capacidad requerida. El mecanismo de subasta lo puede diseñar el Agente interesado en acometer la expansión.

c. El Agente responsable de adelantar la convocatoria puede participar con su propuesta en la convocatoria.

d. El Agente ganador de la convocatoria realiza la expansión a través de un Transportador. Si el ganador es un Agente distinto a un Transportador existente, debe constituir una E.S.P. con el objeto social de transporte de gas.

e. El Agente ganador de la convocatoria debe presentar a la CREG una solicitud tarifaria con base en la metodología tarifaria vigente al momento de la adjudicación y con el valor de inversión y gastos de AOM resultantes del proceso de convocatoria. La CREG acoge, en Resolución que fije el cargo de transporte, el valor de inversión y gastos de AOM resultante de la convocatoria y sólo puede cuestionarlo cuando observe hechos, o tenga indicios, que pueden atentar contra los principios de eficiencia económica u observe posibles hechos constitutivos de colusión.

2.2.2.1 Comentarios de los Agentes8

Sobre esta propuesta los Agentes presentaron, entre otros, argumentos que reiteran las dificultades sobre responsabilidad en calidad, confiabilidad y continuidad del servicio indicados en el numeral 2.2.1.1. A continuación se indican otros comentarios de los Agentes:

i. La propuesta desconoce las economías de escala que tiene el Transportador ‘incumbente’ si se compara con un tercero que entre al sistema existente. El Transportador ‘incumbente’ es el mejor posicionado para hacer la expansión.

¡i. No es necesario recurrir a convocatorias para descubrir costos eficientes. Se pueden adoptar mecanismos de comparación de costos.

iii. El mecanismo de convocatoria no necesariamente soluciona las necesidades de expansión que puedan presentarse en sistemas existentes. La definición del suministro de gas y del contrato de transporte son factores relevantes en la expansión.

iv. Los Transportadores manifiestan que sí tienen y utilizan mecanismos para agregar demanda, y que están dispuestos a realizar las ampliaciones que se requieran en sus respectivos Sistemas.

Se puede observar que los comentarios de los Agentes se centran en el caso de expansión sobre redes existentes. Es decir, aquellos casos en los cuales se requiere ampliación de capacidad sobre la infraestructura existente. Analizando las observaciones presentadas por los Agentes se encuentra que bajo el actual esquema del sector de gas en el país no es recomendable adoptar un esquema de convocatorias para expandir o ampliar la capacidad de los sistemas existentes. Los principales elementos que hacen inadecuada esta medida comprenden:

8 Expediente 2008-0014.


i) Se abre la posibilidad de afectar comercialmente a Agentes existentes. Esto puede ocurrir cuando se ejecuta un proyecto con la expectativa de disputar capacidad de transporte que ya está siendo atendida con la infraestructura existente. Es claro que la regulación debe propender por la eficiencia económica y evitar la duplicidad de redes en los monopolios naturales.

ii) Se puede comprometer la responsabilidad en calidad, confiabilidad y continuidad en la prestación del servicio cuando hay más de un Transportador en el mismo sistema. El esquema de Transportador por contrato y la operación no centralizada del SNT establece asignación de responsabilidades vía contrato bilateral.

2.2.3 Plan de Nuevas Inversiones - PNI

En el numeral 2.2.1.1 se indicó la conveniencia de continuar con el PNI para el caso de expansiones o nuevas inversiones en la red existente. Es decir, inversiones embebidas en la red existente. Sin embargo, es necesario incorporar un mecanismo de ajuste por desviaciones como se indica a continuación.

2.2.3.1 Ajuste por Desviaciones del PNI

El PNI considera un programa de nuevas inversiones que debe ser reportado por el respectivo Transportador, para un período de cinco años. Mediante la Resolución CREG 008 de 2001 se modificaron y aclararon, entre otros aspectos, algunas disposiciones establecidas en la Resolución CREG 001 de 2000. En particular la Resolución CREG 008 de 2001 establece lo siguiente:

“Artículo 3. PROGRAMA DE NUEVAS INVERSIONES: La Comisión de Regulación de Energía y Gas regulará en Resolución aparte, las desviaciones que pudieran presentarse en el Programa de Nuevas Inversiones. Para tal efecto, cada Transportador deberá enviar dentro del mes siguiente a la finalización de cada año del período tarifario, los proyectos y el monto de la inversión ejecutada en el año inmediatamente anterior”.

La anterior disposición regulatoria indicó la necesidad de establecer regulación aplicable a las desviaciones que puedan presentarse entre el programa de nuevas inversiones aprobado al Transportador en sus respectivos cargos regulados, y las inversiones realmente ejecutadas por el mismo en cada año del período tarifario. A la fecha no se ha adoptado regulación sobre el particular. A continuación se presenta una propuesta regulatoria en tal sentido.

El mecanismo de PNI implica que los cargos regulados que se aprueban a un Transportador incorporan las inversiones previstas para el período tarifario (cinco años). Es decir, los cargos regulados remuneran inversiones que el Transportador debe ejecutar durante el período tarifario. Una desviación en la ejecución de las inversiones previstas puede generar beneficios o costos tanto para los usuarios como para el Transportador:

i) Beneficios o costos para el Transportador: se refiere a la mayor o menor renta que puede obtener el Transportador, con respecto a la prevista sin desviaciones según los cargos regulados aprobados por la CREG asumiendo que las variables de demanda y gastos de AO&M se presentan tal como se consideraron para el cálculo tarifario. Se podría presentar menor rentabilidad cuando el Transportador adelanta la ejecución de inversiones; en tal caso habría una diferencia negativa entre el costo de oportunidad de


la inversión aprobada para el cálculo tarifario y el de la inversión ejecutada. Una mayor rentabilidad se podría presentar cuando el Transportador aplaza la ejecución de inversiones. En tal caso la diferencia entre el costo de oportunidad de la inversión aprobada y el de la inversión ejecutada sería positivo.

ii) Beneficios y costos para el usuario: Un adelanto en la ejecución de las inversiones,con respecto al año aprobado para efectos tarifarios, puede significar un mayor beneficio para el usuario al disponer de infraestructura para el servicio. Sin embargo, un aplazamiento en la ejecución de la inversión siempre representa una pérdida para el usuario ya que está remunerando un activo inexistente.

La regulación sobre desviaciones debe considerar ajuste de cargos regulados cuando se presente una desviación que así lo justifique. Dicho ajuste debe ser inmediato para que tenga real efecto sobre los Agentes. Así, una revisión tarifaria por parte de la CREG no sería el mejor mecanismo regulatorio para afrontar las desviaciones del PNI9. En tal sentido se propone un esquema donde el ajuste sea automático por parte del Transportador como se indica a continuación:

a) Definir un porcentaje mínimo de inversión del PNI, por tramo o grupo de gasoductos, a partir del cual se justificaría un ajuste de cargos. Se propone establecer ese valor en 3% anual sobre el valor de la inversión existente del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Es decir, proyectos de inversión del PNI menores o iguales al 3% anual sobre la inversión existente no originan ajustes de cargos. Estos proyectos de inversión se incluirían en la inversión base de los cargos que apruebe la CREG y que podrán ser aplicados a partir de su vigencia. En todo caso, la Comisión podrá revisar cargos en caso de encontrar desviaciones, en la ejecución de los proyectos que hacen parte del 3% de inversiones del PNI, que considere necesario ajustar. Lo anterior implica que los proyectos o activos que conforman el PNI deben quedar plenamente identificados en el cálculo tarifario.

b) Calcular el cambio (A) en los cargos regulados, por proyecto del PNI y por tramo o grupo de gasoductos, para cada año del período tarifario y para los proyectos que superen el 3% de la inversión existente en el respectivo tramo. Es decir, con base en la información de demanda y gastos de AOM asociados a los proyectos de PNI de cada año del período tarifario, el regulador calcula los cambios (A) en cargos regulados por tramo de gasoducto y para cada proyecto. Teóricamente este cambio (A) puede ser positivo, negativo o igual a cero. Los proyectos o activos que conforman el PNI deben quedar plenamente identificados en el cálculo tarifario.

c) Aplicar los cambios (A) en cargos aprobados por el regulador en la medida en que entren en operación los respectivos activos que hagan parte del PNI. Es decir, el Transportador aplica automáticamente los cambios tarifarios aprobados por el regulador (i.e. cargo vigente + A) en la medida en que vayan entrando en operación los respectivos proyectos del PNI. El Transportador podrá aplicar el respectivo cambio (A) aprobado cuando haya informado a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios que el proyecto entró en operación.

d) Los gasoductos regionales o ramales que se deriven de un Sistema Existente, tanto los nuevos presentados en el PNI como aquellos ejecutados y no aprobados en la anterior revisión tarifaria (i.e. pertenecientes al Grupo III indicado en la sección 2.1.1), se

9 Las revisiones tarifarias son procesos administrativos largos y costosos tanto para el regulador como para el Agente.


incluyen en la Inversión Base sí y sólo sí el cambio (A) en el cargo es menor o igual a cero.

Los cambios (A) en los cargos se calcularán de acuerdo con las siguientes fórmulas:

A C fíjo ~ [C Fijo1 ■ Cpjjoo ]A C v a r = [C v a ii " CvarO ]

A C aom = [C aomi ■ C aomo ]

Donde:ACpijo: Cambio en el cargo fijo regulado que remunera inversión, ocasionado por el

proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cambio quedará expresado en dólares de la Fecha Base por kpcd-año (US/kpcd-año).

Cpijoi; Cargo fijo regulado que remunera la Inversión Base más la inversión delproyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpcd-año (US/kpcd-año).

Cpijoo: Cargo fijo regulado que remunera la Inversión Base del respectivo tramo ogrupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpcd-año (US/kpcd-año).

ACvar: Cambio en el cargo variable regulado que remunera inversión, ocasionado porel proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cambio quedará expresado en dólares de la Fecha Base por kpc (US/kpc).

Cvari: Cargo variable regulado que remunera la Inversión Base más la inversión delproyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpc (US/kpc).

Cvaifli Cargo variable regulado que remunera la Inversión Base del respectivo tramo ogrupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en dólares de la Fecha Base por kpc (US/kpc).

ACaom: Cambio en el cargo fijo regulado que remunera gastos de AOM, ocasionadopor el proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cambio quedará expresado en pesos de la Fecha Base por kpcd-año ($/kpcd- año).

CAomi: Cargo fijo regulado que remunera los gastos de AOM asociados a la InversiónBase más los gastos de AOM asociados al proyecto del PNI en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en pesos de la Fecha Base por kpcd-año ($/kpcd-año).

Caomo: Cargo fijo regulado que remunera los gastos de AOM asociados a la InversiónBase del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Este cargo estará expresado en pesos de la Fecha Base por kpcd-año ($/kpcd-año).

En general, cuando la relación entre la nueva inversión del PNI (Al) más sus gastos asociados (AAOM) y la inversión existente más sus gastos asociados es mayor que la relación entre el incremento de demanda (AD) y la demanda existente, el cambio (A) en el cargo es mayor que cero. Es decir, el nuevo cargo (i.e. cargo vigente + A) para el respectivo tramo o grupo de gasoductos aumenta. Si la diferencia en las anteriores relaciones es menor que cero, el cambio (A) en el cargo es menor que cero de tal forma que el nuevo cargo para el tramo o grupo de gasoductos disminuye. Si la diferencia en las relaciones es igual a cero, el cambio (A) en el cargo es cero y por tanto no hay cambio en el cargo para el respectivo tramo o grupo de gasoductos.

Se considera que la anterior propuesta distribuye de manera adecuada, entre Remitentes y Transportadores, los riesgos asociados a las eventuales desviaciones en la ejecución de proyectos del PNI. Así mismo, es un mecanismo ágil y claro para aplicarlo, ya que los


cambios tarifarios son de aplicación automática pero debidamente aprobados por el regulador.

Para facilitar el seguimiento de los proyectos del PNI por parte de los Remitentes, y de las autoridades de control y regulación, se propone exigir que el Transportador publique en el BEO los proyectos del PNI, indicando el estado de cada proyecto en todo momento (e.g. por ejecutar, en ejecución, en operación).

2.2.4 Expansión en Proyectos Nuevos

Para el caso de nuevos proyectos (i.e. no embebidos en redes existentes) no se observan mayores dificultades para adoptar un mecanismo de competencia para la expansión. Se considera que en este caso, un esquema competitivo, como el propuesto en la Resolución CREG 028 de 2008, arroja importantes beneficios tanto para el mercado como para la regulación, teniendo en cuenta que:

i) Pueden existir varios interesados en ejecutar un proyecto y por tanto se podrían obtener los beneficios de la competencia. Nótese que en el caso de una expansión en un sistema existente (i.e. embebido) el número de interesados se puede ver restringido, entre otros aspectos, por las dificultades operativas y de costos incurridos del ‘incumbente’ como se indicó anteriormente.

ii) Se puede reducir la asimetría de información para el regulador en la medida en que se obtenga información (i.e. de costos y gastos) de mercado y no a través de un proceso bilateral con un Agente. Se debe notar que la adopción de los cargos de transporte de gas ha indicado que en los nuevos proyectos la asimetría de información para el regulador es mayor que en aquellos donde hay expansión sobre sistemas existentes (e.g. expansión en compresión).

iii) Los tiempos de despeje tarifario se pueden aminorar, ya que se reducen los trámites administrativos que debe seguir el regulador para adoptar cargos (e.g. pruebas, recursos de reposición).

iv) Se disminuyen los riesgos para los interesados en desarrollar un proyecto, en la medida en que pueden incorporar en su oferta su expectativa de ingreso y su valoración del riesgo.

De acuerdo con lo anterior, para el caso de nuevos proyectos se propone adoptar un esquema de competencia que involucre algunos de los elementos propuestos mediante la Resolución CREG 028 de 2008. A continuación se detalla esta propuesta.

2.2.4.1 Convocatorias para Realizar Proyectos Nuevos

Antes de describir detalles de la convocatoria es necesario definir con claridad lo que se entiende por ‘nuevos proyectos’. En concordancia con lo propuesto en la Resolución CREG 028 de 2008 se propone incluir en la nueva metodología las siguientes definiciones para diferenciar las expansiones en ‘nuevos proyectos’ de las expansiones sobre ‘sistema existente’;

NUEVA INVERSIÓN EN SISTEMA EXISTENTE: Infraestructura que se construye sobre activos que conforman el Sistema Nacional de Transporte, como consecuencia de aplicar lo previsto para el Programa de Nuevas Inversiones, con el objeto de


incrementar la capacidad del Sistema de Transporte Existente o mejorar la seguridad o calidad en la operación del mismo.

EXPANSIÓN EN NUEVOS PROYECTOS. Infraestructura de transporte que se construye como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en la nueva metodología tarifaria para nuevos proyectos, y que no hacen parte de una Nueva Inversión en Sistema de Transporte Existente.

SISTEMA DE TRANSPORTE EXISTENTE, Activos de transporte para los cuales, a la fecha de entrada en vigencia de la nueva metodología tarifaria, la CREG ha definido Cargos Regulados.

Se propone el siguiente procedimiento general para aplicar convocatorias en el desarrollode ‘nuevos proyectos’ de transporte:

1. Identificación del ‘Nuevo Proyecto’: El Agente o Remitente interesado en un ‘nuevo proyecto’ define las siguientes características generales del ‘nuevo proyecto’ requerido: i) perfil de demanda de capacidad en kpcd y demanda de volumen en kpc para un horizonte de 20 años, a partir de una fecha que debe establecer como la fecha de entrada en operación del proyecto; ii) Punto de Entrada, iii) Punto de Salida y; iv) presiones de operación en psig. Cuando se trate de un gasoducto de transporte que se deriva o conecta a otro gasoducto de transporte, es necesario incluir la estación de transferencia de custodia entre Transportadores tal como se establece en el Reglamento Único de Transporte.

2. Aglutinación de demanda: El Agente interesado en el ‘nuevo proyecto’ de expansión debe publicar en su página de internet y en diario de circulación nacional, la expansión a realizar indicando el sitio, la manera y el tiempo límite (no mayor a dos meses) en que otros interesados pueden manifestar su interés en atender más demanda a través de dicha expansión. Esta información se debe utilizar para establecer los perfiles de demanda requeridos para la definición del nuevo proyecto. Los Remitentes interesados deben establecer garantías de seriedad de su solicitud y obligarse a contratar el servicio de transporte por un período mínimo de diez (10) años contados a partir de la entrada en vigencia de la resolución por la cual se apruebe el respectivo cargo.

3. Convocatoria Pública: El Agente interesado en el nuevo proyecto de expansión para prestar el servicio público de transporte de gas natural se hace responsable de la realización de una convocatoria pública. Esta convocatoria pública estará orientada a invitar a los posibles Agentes interesados en acometer la expansión que viabilice la capacidad requerida. Así mismo, de la convocatoria se debe despejar el valor de la inversión y los gastos de AOM de la expansión. Los Agentes interesados en acometer la expansión y participar en la convocatoria deben establecer garantías de seriedad de oferta. La convocatoria incluye los siguientes elementos principales:

a. Una firma especialista en desarrollar procesos de adjudicación realiza la convocatoria.

b. Los oferentes interesados en desarrollar el proyecto deben presentar el cronograma de ejecución incluida la curva s de ejecución con las actividades que la componen desagregadas y ponderadas.


c. La convocatoria se adjudica bajo el criterio del mínimo cargo para remunerar el costo de inversión en infraestructura y gastos de AOM para viabilizar la capacidad requerida.

d. El Agente responsable de adelantar la convocatoria puede participar con su propuesta en la convocatoria, teniendo en cuenta la regulación vigente sobre integración de actividades.

e. El Agente ganador de la convocatoria puede realizar la expansión a través de un Transportador. Si el ganador es un Agente distinto a un Transportador existente, debe constituir una E.S.P. con el objeto social de transporte de gas y en todo caso teniendo en cuenta la regulación vigente sobre integración de actividades.

f. El Agente ganador de la convocatoria debe presentar a la CREG una solicitud tarifaria con el valor de inversión, gastos de AOM y demanda considerada para calcular el cargo ofertado en la convocatoria. Si en la convocatoria hubo dos (2) o más participantes, la CREG acoge, en Resolución que fije el cargo de transporte para el respectivo proyecto, el cargo ofertado por el ganador de la convocatoria. Este cargo estará vigente por un período de diez (10) años, actualizado según la metodología tarifaria vigente. Finalizado este período la Comisión aplicará la metodología tarifaria vigente para remunerar la actividad de transporte de gas. La CREG podrá reglamentar el desarrollo de las convocatorias si ello se considera necesario.

g. Los agentes Remitentes causantes de la convocatoria podrán contratar una interventoría de gestión que haga seguimiento al cumplimiento del cronograma y la curva s, presentado por el agente seleccionado para realizar el proyecto.

h. Si en la convocatoria se presenta un solo participante, éste deberá presentar a la Comisión una solicitud tarifaria que será evaluada por la Comisión con base en la metodología de remuneración vigente.

3. DEMANDAS

La Metodología vigente prevé lo siguiente con respecto a las demandas:

1. El Transportador presenta a la Comisión de 3 a 5 escenarios de demanda esperada de volumen y demanda esperada de capacidad para el Horizonte de Proyección, con sus respectivas probabilidades de ocurrencia.

2. La Comisión elabora un escenario de proyección de demanda esperada de volumen y capacidad, a partir de las proyecciones de demanda de gas elaboradas por la UPME para sectores de consumo diferentes al sector termoeléctrico y la proyección de demanda de gas más probable para el sector termoeléctrico, elaborada por el Centro Nacional de Despacho.

3. Al escenario elaborado por la Comisión se le asigna una probabilidad de ocurrencia del 20% y se considera junto con los escenarios propuestos por los Transportadores

El anterior mecanismo intenta evaluar, a través del escenario elaborado por la CREG, lainformación de demandas reportada por los Transportadores. En todo caso, el riesgo dedemanda queda principalmente (80%) en cabeza del respectivo Transportador.


3.1 Propuesta de la Resolución CREG 087 de 2007

En las Bases se indicó la pertinencia de modificar la metodología para evaluar las demandas reportadas por el Transportador, considerando los siguientes criterios: i) efectividad en la evaluación de demanda; ii) claridad y simplicidad y; iii) dejar todo el riesgo de demanda en el respectivo Agente. En tal sentido se propuso estudiar:

a) La opción de continuar con el mecanismo de proyecciones de demanda (e.g. Horizonte de Proyección a 20 años).

b) La posibilidad de considerar un único escenario de demanda, por tramo de gasoducto, reportado por el Transportador, debidamente soportado con criterios técnicos objetivos (e.g. modelos, infraestructura prevista, etc.) y con estudios de demanda que consideren los principales supuestos de las proyecciones de demanda de la UPME para el sector no termoeléctrico y el CND para el sector termoeléctrico.

c) La opción de realizar un mecanismo de consulta que permita a la misma industria evaluar las proyecciones de demanda reportadas por cada Transportador. Este mecanismo podría ser a través de pruebas decretadas por la Comisión dentro del proceso tarifario.

d) Los mecanismos apropiados para que el Transportador ajuste las proyecciones de demanda, según las observaciones recibidas durante el proceso de consulta.

3.2 Comentarios de los Agentes

Sobre lo anterior los Agentes manifestaron, entre otros aspectos, los siguientes:

i. La realización de audiencias públicas no vinculantes, tal y como propone la CREG, acentuará la problemática actual.

ii. Establecer la obligatoriedad de contratos de largo plazo (mínimo que abarquen la totalidad del período tarifario) entre Transportadores y Remitentes por un porcentaje predefinido de su Demanda de Capacidad.

iii. La propuesta desconoce conflictos de interés dentro de la industria y frente al consumo final.

En general, los Transportadores manifiestan preocupación por la posibilidad de que las demandas consideradas para el cálculo tarifario sean evaluadas por los Remitentes. Se debe aclarar que la propuesta de las Bases no pretende realizar audiencias públicas para evaluar las demandas. Tampoco se pretende que las demandas sean impuestas por parte de los Remitentes. Uno de los criterios planteados en las Bases es que el Transportador debe asumir el riesgo de demanda de tal forma que la demanda no se modifica unilateralmente por otros agentes.

Con respecto a la obligación de contratar transporte a largo plazo, y sobre la infraestructura de transporte existente, no es una opción que se considere viable o necesaria en un modelo de Transportador por contrato. Los posibles riesgos asociados al período de contratación se mitigan mediante otros mecanismos (e.g. agrupación de gasoductos) y se reconocen en la metodología de remuneración (i.e. tasa de descuento).

Bajo un escenario de alta utilización de los gasoductos podría considerarse una metodología de cálculo tipo “corte transversal”. Esta metodología consideraría la inversión


existente y las demandas y gastos de AOM eficientes de un año en particular o año base (e.g. año anterior al cálculo tarifario). Así mismo, consideraría el valor anualizado de la inversión. Una metodología de corte transversal en gasoductos con baja utilización podría representar cambio abrupto en los cargos regulados para los usuarios actuales. En tal sentido, los gasoductos con baja utilización, o gasoductos nuevos, deberían continuar con la metodología de proyección de demanda. Nótese que para gasoductos con alta utilización y proyección de demanda con bajo crecimiento, el tipo de metodología es indiferente (i.e. proyecciones o corte transversal).

De los análisis realizados a la propuesta aprobada mediante la Resolución CREG 087, y teniendo en cuenta los comentarios de los Agentes, se propone adoptar lo siguiente con respecto a las demandas a utilizar en el cálculo tarifario:

1. Utilizar la demanda real de capacidad y volumen del año calendario anterior a la solicitud de revisión tarifaria con base en la nueva metodología. Lo anterior aplica para aquellos tramos de gasoductos donde el Factor de Utilización sea igual o superior al Factor de Utilización Normativo10.

2. Utilizar proyecciones de demanda para el Horizonte de Proyección de 20 años en aquellos tramos de gasoductos donde el Factor de Utilización sea menor al Factor de Utilización Normativo, o para aquellos proyectos nuevos.

3. En aquellos casos donde se requiere proyección de demanda, se deberá utilizar un único escenario de demanda, por tramo de gasoducto, reportado por el Transportador, debidamente soportado con criterios técnicos objetivos (e.g. modelos, escenarios socioeconómicos, infraestructura prevista, etc.) y con estudios de demanda que consideren los principales supuestos de las proyecciones de demanda de la UPME para el sector no termoeléctrico y el CND para el sector termoeléctrico.

4. La CREG analizará esta información, la confrontará con la disponible en la Comisión y podrá exigir al Agente explicaciones y correcciones, de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición. La Comisión podrá decretar pruebas dentro del proceso tarifario para evaluar las proyecciones de demanda reportadas por el respectivo Agente, y solicitar y verificar la información que considere pertinente. De ser necesario, el Transportador deberá modificar la proyección de demanda, y el resultado será la base para el cálculo de los cargos de transporte.

Para efectos del cálculo de los cargos de transporte se tendrá en cuenta la proyección de demanda a entregar a los Remitentes y por tanto esta demanda no incorporará las pérdidas de gas en el Sistema de Transporte.

4. GASTOS DE AOM

En la Metodología vigente se establece que la eficiencia en los gastos de AOM se evalúa con base en la metodología de frontera de eficiencia. Dicha frontera se estima a partir de la metodología de “Análisis Envolvente de Datos - DEA". El DEA se adoptó con el ánimo de evaluar la eficiencia en los gastos de AOM a partir de una herramienta objetiva y ampliamente utilizada en diferentes industrias.

10 El Factor de Utilización Normativo es de 0.5 para gasoductos de Sistemas Troncales de Transporte (STT) y 0.4 para Sistemas Regionales de Transporte.


También se debe anotar que la Metodología vigente prevé una proyección de gastos de AOM para el Horizonte de Proyección de 20 años. El DEA establece un factor de eficiencia por empresa y dicho factor se aplica al valor de gastos de AOM de cada uno de los años del Horizonte de Proyección.

4.1 Propuesta de la Resolución CREG 087 de 2007

En las bases se propuso continuar con la proyección de gastos de AOM para el Horizonte de Proyección de 20 años. También se propuso estudiar en detalle las actividades y cuentas asociadas al AOM en transporte de gas con el fin de mejorar la aplicación del DEA.

De acuerdo con lo anterior, la Comisión contrató un estudio sobre AOM tendiente a establecer11: i) detalle de las actividades asociadas al AOM en la actividad de transporte de gas natural; ii) costos típicos asociados a dichas actividades y; iii) sensibilidades a variables relevantes que afectan el AOM tales como longitud, topografía, antigüedad de la infraestructura, etc.

4.2 Comentarios de los Agentes

Dentro de los comentarios recibidos por parte de los Transportadores se tienen los siguientes:

i. Por problemas de insuficiencia de información el DEA no es aplicable al caso de transporte de gas en Colombia. En su defecto, los Transportadores proponen adoptar modelos de costo eficiente de mejor ajuste y que consideren parámetros acordes con la forma en que se reconoce la inversión.

ii. La fijación de los gastos de AOM no requiere un horizonte de proyección a veinte (20) años. Una previsión de gastos quinquenal resultaría más adecuada.

iii. El AOM asociado a compresores debe reflejar los precios de suministro de gas.

En principio se pueden visualizar tres esquemas para establecer los gastos de AOM eficientes: i) fronteras de eficiencia con metodologías como el DEA; ii) modelo de costo eficiente y; iii) modelo basado en costos históricos.

Las fronteras de eficiencia tienen la ventaja de exhibir un soporte teórico muy fuerte tanto para fronteras paramétricas (regresiones) como para no paramétricas (e.g. DEA). Sin embargo, es muy exigente en términos de información que pueda ser comparable. En particular, el DEA requiere una muestra suficientemente amplia, tanto de unidades en análisis como en variables explicativas de un proceso. Para el caso de transporte de gas natural en Colombia no se dispone de una muestra amplia de empresas que permita hacer una buena discriminación12. En tal caso, en la revisión tarifaria vigente la muestra se amplió con un grupo de empresas extranjeras dedicadas al transporte de gas natural. Los Agentes han manifestado preocupación por el riesgo que existe de obtener resultados erróneos del DEA debido a dificultades en la obtención de información, especialmente la información de compañías extranjeras.

11 Estudio “ Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento -A O M - en la Actividad de Transporte de Gas Natural ” , Divisa Ingenieros Asociados Ltda., septiembre 4 de 2008. Radicado E-2008-007738.12 Hay siete empresas de variados tamafíos.


A partir del estudio sobre AOM indicado anteriormente se tiene una desagregación detallada de los gastos de AOM. Esto puede contribuir a obtener mejor información de las empresas de transporte en Colombia para efectos de aplicar un DEA. Así mismo, la inclusión de un grupo de empresas internacionales sigue siendo necesaria para efectos de mantener la robustez de la muestra. La obtención de información detallada, comparable a la obtenida en el estudio de AOM para las empresas nacionales, requiere un importante esfuerzo y un período largo de depuración.

La información obtenida con el estudio de AOM permite analizar un mecanismo que combine el modelo de costo eficiente y el de costo histórico. Así, para el nuevo período tarifario se propone un mecanismo que considera el valor histórico gastado por el Agente y el reconocido por el regulador, así como el valor eficiente proyectado de actividades especiales en los gastos de AOM. Con este esquema se pretende mitigar la incertidumbre asociada a proyección de gastos durante el Horizonte de Proyección. El mecanismo propuesto incluye lo siguiente para cada tramo o grupo de gasoductos:

1. AOM Gastado: valor promedio histórico de los gastos de AOM gastados por la empresa por tramo de gasoducto hasta la entrada en vigencia de la nueva metodología (AOMg). Este valor se obtiene a partir de los gastos anuales reales en cada uno de los años del anterior período tarifario. Para estimar este valor no se tendrán en cuenta los Gastos Separados definidos adelante.

2. AOM Reconocido: valor promedio histórico de los gastos de AOM reconocidos, mediante Resolución de Cargos, en cada uno de los años del anterior período tarifario hasta la entrada en vigencia de la nueva metodología (AOMr). Para estimar este valor no se tendrán en cuenta los Gastos Separados definidos adelante.

3. AOM de referencia: Valor obtenido como la semisuma entre el AOM gastado y el AOM reconocido (AOMg + AOMr)/2.

4. Gastos Separados: Se definen como gastos separados los siguientes: i) los gastos de AOM por concepto del Boletín Electrónico de Operaciones descrito en el numeral 2.4 de la Resolución CREG 071 de 1999; ii) gastos de AOM por concepto de inspección con “raspador inteligente”; iii) gastos por concepto de impuestos, diferentes al impuesto de renta, vigentes al momento de expedición de esta regulación; iv) gastos de AOM por concepto de compresión y; v) gastos correspondientes al 11.5% del valor catastral de terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. La Comisión evaluará la eficiencia en dichos gastos utilizando la mejor información disponible. Para el caso de los gastos de compresión el Agente deberá reportar los parámetros técnicos de los compresores que permitan establecer los gastos de AOM de manera objetiva (e.g. curvas típicas de consumo de combustible y lubricantes).

Sólo se reconocerán gastos por concepto de inspección con raspador inteligente una vez en cada período tarifario.

5. Cargos que Remuneran Gastos de AOM: Los gastos de AOM se remunerarán a partir de dos cargos así: i) un cargo que se establece a partir del AOM de referencia y de la demanda anual promedio del anterior período tarifario hasta la entrada en vigencia de la nueva metodología y; ii) un cargo que se establece a partir de la proyección, para cada año del Horizonte de Proyección, de los Gastos Separados y la demanda para el mismo período. Para el caso de proyectos nuevos el cargo que remunera los gastos de AOM


se establece a partir de la proyección de gastos de AOM durante el Horizonte de Proyección.

6. Se excluirán de los gastos de AOM los valores de las cuentas que correspondan con los siguientes conceptos, sin limitarse a ellos:

a. Asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio.

b. Asociados con los servicios prestados a otros Agentes.

c. Asociados a activos de conexión de otro Agente o activos de conexión de usuarios.

d. Asociados con servicios prestados a terceros.

e. Asociados con la remuneración de la inversión de activos de terceros.

f. Asociados con la reposición de activos.

g. Impuesto de renta.

h. Pensiones de jubilación ya reconocidas

i. Erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como arrendamiento de infraestructura de transporte de gas, entre otras, y en general todo lo relacionado con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de transporte de gas natural.

j. Todos los gastos que no representan erogaciones en efectivo como depreciaciones y amortizaciones, distintas a las amortizaciones de gastos diferidos relacionadas con la prestación del servicio de transporte.

k. Multas y penalizaciones

7. La información histórica y la proyección de gastos de AOM será reportada con la desagregación de los formatos que para tal fin establezca la Comisión.

8. Los gastos de AOM históricos reportados deben hacer parte de la información contable certificada por revisor fiscal. El Transportador asigna los gastos de AOM por tramos de gasoductos.

9. Para aquellos gasoductos donde no sea posible establecer el AOMg, se considerará el AOMr como el AOM de Referencia,

10. Los gastos de AOM de las estaciones entre Transportadores, construidas a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, harán parte del AOM del Sistema de Transporte que requiera la Estación.

11. Para los nuevos proyectos el Transportador debe reportar los gastos de AOM para cada año del Horizonte de Proyección. La Comisión evalúa la eficiencia de estos gastos con la mejor información disponible.

12. Los gastos de AOM serán reportados por las empresas en moneda local a la Fecha Base.


5. OTROS ELEMENTOS METODOLÓGICOS

5.1 Señal de Distancia

La Metodología vigente establece que la remuneración del servicio de transporte en el SNT se basa en un esquema de cargos de paso, determinados como la suma de los cargos correspondientes a cada gasoducto o grupo de gasoductos comprendidos entre el Punto de Entrada hasta el Punto de Salida. Lo anterior corresponde a una señal de distancia que permite ciertos grados de estampilla. En las bases (Resolución CREG 087 de 2007) se propuso continuar con la señal de distancia, estudiando combinaciones adecuadas de distancia-estampilla para cada Sistema de Transporte.

En general, los Agentes consideran adecuado continuar aplicando señal de distancia combinada con estampilla. Anotan los Agentes, entre otros aspectos, que para establecer el nivel de estampilla se debe analizar cada Sistema de Transporte y tener en cuenta el potencial de competencia entre campos. En particular, el Transportador TGI (Transportadora de Gas del Interior S.A. E.S.P.) plantea inquietudes relacionadas con la posibilidad de establecer un centro de mercado (‘Hub’) en su Sistema.

La señal de distancia es una buena aproximación a la eficiencia económica en sistemas radiales. Así mismo, el transporte de los sustitutos cercanos al gas natural (i.e. líquidos, GLP y carbón) tiene señal de distancia. Por tanto, se considera conveniente continuar incorporando la señal de distancia en el SNT como se ha aplicado con la Metodología de la Resolución CREG 001 de 2000. Como se indicó, este esquema es flexible para hacer combinaciones de distancia y estampilla en los diferentes Sistemas de Transporte.

De otra parte, el mecanismo de subastas de que trata la Resolución CREG 095 de 2008, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, puede requerir el desarrollo de expansiones en el SNT. Algunas de estas expansiones podrían tener asociado un alto riesgo de demanda, como sería el caso de contratos a muy corto plazo. En estos casos podría comprometerse la expansión y por tanto el adecuado desarrollo del esquema de subastas de gas. Para ello se propone estudiar en cada caso la posible adopción de un mecanismo en el cual se mitigue el riesgo de demanda para el Transportador y se viabilice la ejecución de la expansión. Dicho mecanismo consistiría en remunerar la expansión mediante el esquema de estampilla por Sistema de Transporte o por agrupaciones de gasoductos dentro del Sistema de Transporte.

Con respecto a los centros de mercado (‘Hub’), cabe anotar que los principales mercados desregulados del mundo, con más de quince años de operación (USA, UK y Canadá), se formaron los llamados 'centros de mercado’, cuya principal función es facilitar el balance de corto plazo entre oferta y demanda a través de un mercado ‘spot’13. Estos “centros de mercado” se han desarrollado en dos formas: i) en Norteamérica surgieron los ‘Gas Hubs’ que corresponde a sitios donde confluyen varios gasoductos, y donde la infraestructura de almacenamiento y los centros de consumo están cercanos14; Henry Hub, situado en Louisiana, USA, es el ‘Hub’ más importante de Norteamérica; ii) en UK se desarrollaron mercados ‘spot’ en los principales terminales donde los productores entregan el gas al

13 Aparte de facilitar las transacciones del mercado ‘spot’ , los Hubs prestan otros servicios como parqueo, almacenamiento, balance, cambio de titularidad, manejo de riesgo y compresión.14 Los ‘ Hubs’ también se están implementando en la Unión Europea a partir de la liberalizacrón gradual de los mercados de los países de la Unión. Son ampliamente conocidos dos ‘Hubs’ en el continente Europeo (Zeebrugge Hub en Bélgica y Bunde Hub en Alemania), excluyendo a Gran Bretaña, y se prevé la conformación de varios ‘Hubs’ más.


sistema de transporte; también existe un mercado ‘spot’ en un nodo virtual sobre el sistema nacional de transporte. En estudio realizado para la Comisión se indica que la desregulación del mercado y el almacenamiento son condiciones esenciales para la evolución de un ‘Market Hub’15. Estas condiciones esenciales no están dadas en el SNT. En todo caso, los centros de mercado ‘Hub’ surgen de acuerdo con la infraestructura disponible y con las necesidades del mercado. Un ‘Hub’ no es un asunto que se crea por regulación; la regulación puede contribuir al desarrollo de mercados ‘spot’ que operan en centros de mercado ‘Hub’.

5.2 Empaquetamiento

En las Bases se indicó que el empaquetamiento es la cantidad física de combustible almacenado, o disponible en el ducto en cualquier momento, que permite el flujo de gas por diferencia de presiones. Este empaquetamiento además permite manejar variaciones de corto plazo (i.e. varias horas) en la oferta o en la demanda. Se propuso estudiar la opción de reconocer el combustible empaquetado al Transportador a través de los cargos regulados, como si se tratara de un activo no depreciable. De esta manera todos los usuarios del sistema de transporte (Remitentes) remuneran el costo del empaquetamiento.

En general, la industria considera adecuado remunerar el empaquetamiento al Transportador.

Para incorporar este concepto en la nueva metodología es necesario definir el empaquetamiento. Se propone la siguiente definición:

Empaquetamiento: Cantidad física de gas natural almacenado o disponible en el Sistema de Transporte de Gas en cualquier momento, la cual se estima con base en modelos de dinámica de fluidos a condiciones físicas promedio de operación, y que permite el movimiento del fluido transportado por diferencia de presiones teniendo en cuenta las presiones pactadas contractualmente.

De acuerdo con lo planteado en las Bases, el costo del combustible correspondiente al empaquetamiento se incluye en la base tarifaria como un activo no depreciable. Es decir, en el cálculo tarifario se incluye únicamente la rentabilidad sobre el valor del gas de empaquetamiento. Para ello se adoptará el siguiente procedimiento:

• El Transportador calcula, a partir de modelos de dinámica de fluidos, el gas natural empaquetado (en MBTU) por tramos de gasoducto y adjunta los resultados con sus respectivos soportes en la solicitud tarifaria. Para realizar los respectivos cálculos por ducto, se utilizarán las condiciones físicas promedio de operación de los doce (12) meses anteriores a la solicitud tarifaria. La Comisión se reservará el derecho de verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el Agente.

• El Transportador reporta el precio promedio ponderado del gas (US/MBTU) que haya comprado durante los doce (12) meses anteriores a la solicitud tarifaria para cubrir desbalances. Con base en este precio la Comisión valora el gas del empaquetamiento y calcula la rentabilidad sobre dicho valor, con base en las Tasas Promedio de Costo de Capital Remunerado por Servicios de Capacidad y Volumen según se trate de cargos fijos o variables, en dólares de la Fecha Base. La Comisión se reservará el derecho de verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el Agente.

15 Estudio: “ Regulatory Development for Gas Storage, Linepack and Restrictions Management” . Estudio realizado por Cap Gemini Emst&Young para la CREG, septiembre 2002. Radicación CREG 008030 de 2002.


5.3 Parqueo

Como se indicó anteriormente, el empaquetamiento es un almacenamiento de corto plazo que utiliza el Transportador para operar el gasoducto. Es decir, el empaquetamiento tiene un beneficio colectivo al favorecer a todos los usuarios conectados a la red. Por tanto, el gas empaquetado y las inversiones requeridas para mantener el empaquetamiento son propiedad del Transportador y se remuneran en los cargos de transporte. Existe otro concepto estrechamente relacionado con el empaquetamiento, el cual se conoce como parqueo. El parqueo tiene las siguientes características:

i) Es un servicio similar a un almacenamiento de corto plazo. i¡) El gas del parqueo no es propiedad del Transportador.iii) El beneficio del parqueo no es colectivo, es individual.iv) La remuneración por el servicio de parqueo es independiente de los cargos por servicio

de transporte.v) El servicio de parqueo se somete al procedimiento de nominaciones, tal como se hace

para el servicio de transporte.

De acuerdo con lo anterior, y teniendo en cuenta que la regulación vigente sobre restricciones no transitorias en el suministro el transporte (i.e. Decreto 880 de 2007) incorpora el concepto de parqueo, se hace necesario definir la regulación económica aplicable al parqueo.

De acuerdo con la información disponible sobre la práctica internacional en el parqueo, se propone adoptar lo siguiente con respecto a este servicio16:

Parqueo: Servicio que permite a un Remitente almacenar gas en un gasoducto o grupo de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte por un período corto. En ningún momento este gas almacenado puede hacer parte del gas de empaquetamiento.

El Transportador publica en el BEO un documento que contenga los términos y condiciones del servicio de parqueo. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural elaborará un documento marco que servirá de guía para que cada Transportador elabore su respectivo documento. Este documento debe contener, como minimo, los siguientes aspectos:

i) Procedimiento para obtener el servicio.¡i) Puntos de Entrada y Salida y Cantidades disponibles.iii) Duración del servicio.iv) Contrato tipo que incluya los elementos establecidos en el numeral 2.2.3 del RUT, o

aquellas que lo modifiquen o complementen.v) Procedimiento para asignar el servicio atendiendo por orden de llegada (“first come -

first served”).vi) Compensaciones por incumplimiento de las partes.

Para efectos de la remuneración se propone adoptar un esquema de libertad vigilada con las siguientes características:

i) El Transportador publica en el BEO un documento donde establezca la metodologíapara calcular el valor o los cargos por servicio de parqueo. Esta metodología debe

16 “ Regulatory Development for Gas Storage, Linepack and Restrictions Management” . Estudio realizado por Cap Gemini Emst&Young para la CREG, septiembre 2002. Radicación CREG 008030 de 2002.


reflejar los costos en la prestación del servicio de parqueo (e.g. costos del combustible para compresión).

ii) La metodología que publique el Transportador no se podrá modificar antes de doce meses de haber sido publicada.

iii) A partir de la adopción de esta regulación el Transportador podrá prestar el servicio de parqueo sólo cuando haya publicado el documento con la metodología para remunerar el parqueo.

5.4 Productividad (Factor X)

En las Bases se propuso actualizar los estudios existentes sobre productividad en la actividad de transporte de gas natural, e incorporar los aumentos de productividad en la nueva metodología de tal manera que se traslade al usuario la parte correspondiente como lo estipula la Ley. La Comisión contrató estudio para actualizar y obtener el factor de productividad aplicable a la actividad de transporte de gas natural17. En este estudio se presenta la descomposición del cambio en la productividad total factorial. Es decir, se presentan los factores que representan el cambio en la eficiencia técnica, en eficiencia de escala y el cambio tecnológico. En este estudio se propone considerar únicamente el cambio tecnológico para efectos de incorporar los aumentos de productividad en las actividades reguladas. En el estudio se propone un factor X de 0.75% anual durante el nuevo período tarifario para el caso de transporte de gas. Tal como lo establece la Ley, este factor corresponde al 50% de los aumentos en productividad esperados18.

Los Agentes argumentan que:

1. “Con el nivel de información disponible y los supuestos gruesos adoptados en el estudio no es viable obtener un factor de cambio tecnológico que tenga una credibilidad mínima razonable”.

2. “Si no se cuenta con un factor X obtenido con un nivel de precisión mínima razonable, probado y creíble es preferible no introducirlo en la fórmula pues implicaría sacrificios a la suficiencia financiera y señales inadecuadas de recuperación de la inversión”.

Cabe anotar que en el estudio de productividad se dio la oportunidad a los Agentes de depurar y reportar nueva información con el nivel de desagregación requerido. Con base en esta información el Consultor revisó el cálculo de la productividad. Teniendo en cuenta lo anterior, no se encuentran razones válidas para descartar el factor de productividad en la actividad de transporte de gas natural como lo plantean los Agentes.

De otra parte, el estudio del factor de productividad sugiere aplicar este factor sobre aquellos ítems del negocio en los cuales los Agentes pueden gestionar ganancias de productividad. Se considera que la posibilidad de incorporar mejoras en productividad en activos hundidos, como las redes de transporte, es mínima. Esta posibilidad se daría sólo en caso de reposición que es mínima en la actividad de transporte. En tal sentido, se propone incorporar el factor X en: i) los Gastos Separados de AOM indicados en el numeral 4.2 de este documento relacionados con el BEO y; ii) gastos de la inspección con “raspador inteligente”. Se considera que los demás gastos de AOM incorporan el concepto de

17 “ Revisión y actualización del factor de productividad asociado a las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica, transporte y distribución de gas natural y GLP” . Estudio realizado por la Universidad de EAFIT, diciembre de 2007. Bogotá D.C.18 Artículo 87 de la Ley 142 de 1994.


productividad compartida cuando se hace la semisuma entre lo reconocido y lo gastado (ver numeral 4.2).

5.5 Puntos de Entrada y Salida

De acuerdo con lo establecido en el RUT, los costos de los Puntos de Entrada y Salida (i.e. la T y la válvula de conexión) los establece el Transportador y deben ser publicados en el Manual del Transportador. En las Bases se propuso estudiar la posibilidad de regular dichos costos dentro de la nueva metodología de remuneración del SNT.

De análisis internos realizados sobre este punto se concluye que:

1. La regulación de los costos de Puntos de Entrada y Salida involucra situaciones contractuales existentes (i.e. BOMTs) que no han sido analizadas suficientemente.

2. La regulación de los costos de Puntos de Entrada y Salida es independiente de la regulación aplicable a los activos del SNT de uso común. Nótese que los Puntos de Entrada y Salida son de uso individual y por tanto sus costos los asume el Remitente que se beneficie de ellos.

Teniendo en cuenta lo anterior se propone analizar la regulación económica aplicable a Puntos de Entrada y Salida independiente de la metodología de remuneración del SNT. Es decir, se propone excluir este tema de la metodología del SNT.

De otra parte, la Metodología actual (Resolución CREG 001 de 2000) prevé remunerar al Transportador aquellas conexiones que históricamente han estado en la base tarifaria del SNT. Se propone mantener esta regla en la nueva metodología aclarando que las ampliaciones o actualizaciones de estas conexiones también harán parte de la base tarifaria del SNT.

También se propone:

i) Actualizar la definición de Conexión, Punto de Entrada y Salida, e incorporar otras definiciones adoptadas recientemente en el RUT relacionadas con estaciones de entrega y recibo que hoy hacen parte del SNT. Lo anterior teniendo en cuenta que mediante la Resolución CREG 041 de 2008 se modificó y complementó el Reglamento Único de Transporte - RUT. Mediante esta Resolución se modificaron las definiciones de Punto de Entrada, Punto de Salida y Conexión. Así mismo, se introdujeron nuevas definiciones, a saber: i) Estaciones de Entrada, Estaciones de Salida, Estaciones de Transferencia de Custodia y Estaciones entre Transportadores.

ii) Precisar la definición de “Gasoducto Dedicado” indicando que el beneficiario del gasoducto dedicado no puede atender otros usuarios. Lo anterior para evitar confusiones entre las definiciones de “Gasoducto Dedicado” y “Conexión”. Es decir, la Conexión puede ser de uso exclusivo de un Remitente que atiende usuarios finales (e.g. Distribuidor - Comercializador.) y el “Gasoducto Dedicado” es de uso exclusivo de un usuario (e.g. una planta).

5.6 Período Tarifario

La Metodología establece que el período tarifario de cinco (5) años se contabiliza para cada Transportador a partir de la entrada en vigencia de sus respectivos cargos. Esto implica que


una nueva metodología no se pueda aplicar simultáneamente para todos los Transportadores. Lo anterior puede crear asimetrías indeseables entre los cargos de aquellos Transportadores que les apliquen la nueva metodología y aquellos que deban esperar al vencimiento de su período tarifario. Así mismo, la no aplicación simultánea de la metodología para todos los Transportadores dificulta el entendimiento y sencillez por parte de los usuarios. En las Bases se propuso estudiar la adopción de un esquema en el cual se pueda llegar a aplicar la metodología tarifaria en la misma época para todos los Transportadores.

Se debe tener en cuenta que al momento de aplicar la nueva metodología gran parte del SNT habrá cumplido más de cinco años aplicando los cargos adoptados según la Metodología vigente (Resolución CREG 001 de 2000). Así mismo, el esquema de Plan de Nuevas Inversiones (PNI) propuesto en el numeral 2.2.3.1 de este documento aísla la ejecución de inversiones del período tarifario. Es decir, el Agente cobra el cargo cuando ejecute la inversión de tal manera que no hay ingresos adelantados para ejecutar una inversión. Considerando lo anterior se propone que la vigencia del periodo tarifario de cinco años, para todos los Transportadores, se contabilice a partir de la entrada en vigencia de la nueva metodología. En todo caso, en aquellos Sistemas donde no se hayan cumplido los cinco años aplicando los cargos adoptados según la Metodología vigente, continuarán rigiendo los mismos cargos hasta cumplir los cinco años. Una vez cumplidos los cinco años se aplicará la nueva metodología.

5.7 Calidad del Servicio

Teniendo en cuenta que la tarifa debe reflejar el nivel de calidad, y que a la fecha no se han adoptado indicadores de calidad en transporte de gas, en las Bases se propuso estudiar los indicadores que deberán cumplir los Transportadores. También se indicó que esto incluye estudiar los elementos relacionados con inversiones para confiabilidad y continuidad del servicio.

5.7.1 Indicadores de Calidad

El principal indicador de calidad en la actividad de transporte de gas es el de interrupciones del servicio. Sobre este particular el CNO-Gas propuso lo siguiente19:

Definición: El CNO-Gas propone la siguiente definición sobre interrupciones:

“Se entiende por Interrupción, o Interrupción del Servicio de Transporte de Gas Natural, toda situación donde cese por completo el flujo de gas en un Punto de Salida, o la presión en dicho Punto de Salida sea inferior a la mínima pactada contractualmente y conlleve al cese del flujo de gas.”

Clasificación de las interrupciones: El CNO-Gas propone la siguiente clasificación:

1. Interrupción del servicio por fuerza mayor, caso fortuito o evento excusable.

i) Se entiende por fuerza mayor o caso fortuito todo evento que pueda catalogarse como tal según la Ley y que sea sufrido directa o indirectamente por la parte que la alega (...).

ii) Evento excusable será cualquier acto mal intencionado de terceros, incluyendo, sin limitarse a, cualquier acto de terrorismo que cause daño al

19 Radicación CREG E-2008-009334.


sistema o las instalaciones de cualquiera de sus agentes, y que imposibilite a las partes el cumplimiento de su obligaciones.

2. Interrupción por incumplimiento.

i) Falta de pago por parte del Remitente.ii) Fraude a las instalaciones.iii) Alteración inconsulta y unilateral de las condiciones contractuales.iv) No renovación oportuna de la garantía de cumplimiento.v) El incumplimiento de cualquier obligación relacionada con la medición.vi) El incumplimiento de cualquiera de los requerimientos técnicos de seguridad

establecidos en la regulación.vii)EI Incumplimiento de las partes:

a. El incumplimiento del Remitente en cualquiera de las obligaciones relacionadas con la calidad del gas.

b. Incumplimiento del Remitente en la Cantidad de Energía Autorizada (CEA).

c. Incumplimiento por errores operacionales o fallas de mantenimiento imputables al Transportador.

3. Interrupciones por reparaciones establecidas en el Artículo 139 de la Ley 142.i) Interrupciones por mantenimientos o reparaciones programados en la

infraestructura del Transportador.ii) Interrupciones por mantenimientos o reparaciones programados en la

infraestructura del Remitente.

La clasificación de interrupciones propuesta por el CNO-Gas hace parte de aquella clasificación de que tratan los Artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994, y aquellas que caben dentro de la regulación vigente (e.g. interrupción por incumplimiento de disposiciones del RUT tales como calidad). Este tipo de interrupciones no se consideran falla en la prestación del servicio de acuerdo con la Ley.

Para estudiar los indicadores aplicables a la actividad de transporte de gas es necesario analizar las estadísticas de interrupciones de este servicio. De acuerdo con el numeral 4.4 del RUT, los Transportadores deben llevar un registro de interrupciones del servicio discriminando, entre otros aspectos, la duración y frecuencia de las interrupciones. Con base en la información reportada por los Transportadores se obtiene el número de eventos y la duración promedio de interrupciones en el SNT, como se ilustra en los gráficos 1 y 2.

Gráfico 1. Número de Eventos en el SNT Promedio anual 2004 - 2007

Gráfico 2. Duración Prom edio de Interrupción por Evento

Prom edio anual 2004 - 2007

. . I . IAM IT CABP AIT 07


ConvencionesA M IT A c to M a l In te n c io n a d o de T e rce ro s (e,g. a te n ta d o s )

C ie rre a u to m á tic o p o r baja p re s ió n , fa lla en e q u ip o , e tc ,M a n ip u la c ió n e rra d a de e q u ip o sA c to in v o lu n ta r io de te rc e ro s {e.g, m a q u in a r la de te rc e ro s , fa lla en pozo)O tro s (e.g. escape p o r fis u ra d e l tu b o , p ru ebas , d e s liz a m ie n to de te r re n o y m a n te n im in to s )

CABPMEEAITOT

De la anterior información se puede observar que en promedio la causa más frecuente de interrupción en el SNT ha sido aquella relaciona con actos malintencionados de terceros. Le sigue aquellos eventos relacionados actos involuntarios de terceros y luego aquellos eventos que incluyen mantenimientos (OT). Así mismo, la duración de las interrupciones por actos malintencionados en promedio es de tres (3) días y menos de un (1) día para aquellas causadas por actos involuntarios y por otros eventos, donde se incluyen los mantenimientos. Nótese que la anterior información no indica el impacto que pudieron tener estas interrupciones en términos de demanda desatendida. Sin embargo, desde el punto de vista regulatorio, la continuidad del servicio es un concepto general que no depende del tamaño de la demanda.

De otro lado, gran parte de las interrupciones reportadas por los Transportadores se enmarcan dentro de aquellas que no se consideran falla en la prestación del servicio de acuerdo con la Ley y la regulación vigente (e.g. RUT). Se considera que aquellas interrupciones que no están clasificadas en la Ley o en la regulación vigente configuran falla en la prestación del servicio. Así mismo, de acuerdo con el Artículo 137.3 de la Ley 142 de 1994, la falla en la prestación del servicio da derecho al usuario a la indemnización de perjuicios, que en ningún caso se tasarán en menos del valor del consumo de un día del usuario afectado por cada día en que el servicio haya fallado totalmente o en proporción a la duración de la falla.

Con base en lo anterior se propone:

1. Adoptar la definición de “Interrupciones” propuesta por el CNO-Gas.2. Admitir cero (0) interrupciones en el servicio de transporte de gas. Se excluyen las

interrupciones originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 y la regulación vigente.

3. Compensar al Remitente por todas las interrupciones de que sea objeto, excepto aquellas originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 y la regulación vigente.

4. Adoptar como valor de compensación tres mil cien pesos ($ 3.100 pesos de octubre de 2004) por metro cúbico, o su equivalente en MBTU. Este es el valor adoptado mediante la Resolución CREG 017 de 2005 para el caso de Distribución de gas natural. Se considera adecuado adoptar este valor por consistencia regulatoria ya que el Distribuidor es uno de los Remitentes del Transportador. Para el caso de los Usuarios No Regulados está la opción de adoptar estándares de calidad diferentes.

5. Exigir la adopción formal del plan de mantenimientos que realizará cada Transportador en su respectivo Sistema y que ocasione interrupciones en la prestación del servicio. Se propone el siguiente mecanismo:

• Semestralmente cada Transportador presenta al CNO-Gas su respectivo plan de mantenimientos y/o trabajos en la infraestructura de transporte de gas, para el horizonte de un (1) año, que ocasionen interrupciones en la prestación del servicio. Los reportes de información se harán antes del 15 de marzo y del 15 de septiembre de cada año de acuerdo con el formato que defina el CNO-Gas para tal efecto. Este formato deberá contener, entre otros aspectos, lo siguiente:

nombre del Transportador descripción del sistema de transporte


descripción de las obras y actividades programadas para cada mes del período identificación de los sistemas o tramos de gasoductos cuya operación se verá afectadacronograma y duración estimada de las obras y actividades

• El CNO-Gas recopila la información reportada por todos los Transportadores y elabora un documento que contenga el plan consolidado de mantenimiento.

• El CNO-Gas aprueba, con voto favorable del representante del Ministerio de Minas y Energía, el documento con el plan consolidado de mantenimiento a más tardar la primera semana de abril y octubre de cada año. Una vez aprobado el documento con el plan consolidado de mantenimiento cada Transportador lo publica en su respectivo Boletín Electrónico de Operaciones - BEO, con acceso restringido. Este será el plan de mantenimiento que aplica para el siguiente semestre.

• El plan consolidado de mantenimiento se podrá modificar durante el semestre de vigencia presentando solicitud de modificación al CNO-Gas. Si el Consejo aprueba la modificación se deberá publicar en los BEOs, con acceso restringido, el nuevo documento con el plan consolidado de mantenimientos debidamente modificado.

• El documento con el plan consolidado de mantenimiento deberá ser de libre acceso para los siguientes Agentes: i) aquellos con los que el Transportador tenga vínculo contractual; ii) la UPME; iii) el Ministerio de Minas y Energía, iv) la CREG; v) la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; y vi) XM S.A. ESP.

• Las interrupciones que se presenten como consecuencia de mantenimientos no incluidos en el plan de mantenimiento consolidado que aprueba el CNO-Gas, se consideran falla en la prestación del servicio.

El anterior mecanismo no exime a los Agentes de sus obligaciones contractuales.

5.7.2 Confiabilidad

La confiabilidad en la actividad de transporte de gas natural está relacionada con la continuidad en el servicio. Las estadísticas de interrupciones analizadas anteriormente indican que la continuidad en este servicio no ha sido un aspecto crítico. Si se quiere tener un sistema de transporte más confiable ante riesgos imprevistos, aunque nunca podría ser totalmente confiable, sería necesario disponer de redundancias (e.g. enmallado y capacidad de respaldo con compresión). Sin embargo, como lo indica Arthur D. Little en estudio que realizó para la ANH, esta alternativa es poco eficiente desde el punto de vista económico frente a otras opciones (e.g. almacenamientos puntuales)20. Arthur D. Little también indica que en ninguna parte del mundo se adoptan opciones como plantas de regasificación para efectos de confiabilidad. Las plantas de regasificación constituyen una opción de suministro de largo plazo. Otros analistas coinciden en esta apreciación al indicar que un cargo por confiabilidad en gas no es recomendable21.

20 Estudio “ Evaluación de Riesgos de Abastecimiento de Hidrocarburos en el Corto, Mediano y Largo Plazo” . Entregable TIL Propuestas para mejorar la situación de abastecimiento. Preparado para: M inisterio de Minas y Energía -M M E , Agencia Nacional de Hidrocarburos -A N H , Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, Unidad de Planeación Minero Energética -UPM E.21 Estudio “ Recomendaciones para Reactivar la Inversión en Gas Natural en Colombia” preparado por Juan Benavidez Estévez-Bretón para la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Versión 2.1, Octubre de 2008. Radicado CREG E-2008-011576.


De otra parte, el sector de gas natural en Colombia presenta particularidades que no lo hacen comparable frente al esquema de confiabilidad adoptado en el sector eléctrico, como se indica en la siguiente tabla:

Sector Eléctrico Sector del Gas NaturalEnergía eléctrica no es almacenadle. Gas es almacenadle.Mayor proporción de demanda inelástica. Mayor proporción de demanda elástica

(sustitutos).Topología de red de transmisión: enmallada y nodo único.

Red radial, múltiples nodos.

Posibilidad de ubicar fuentes (e.g. plantas térmicas).

Fuentes fijas (pozos).

Contratos financieros. Contratos físicos.

Lo anterior sugiere que el concepto de confiabilidad en transporte de gas se debe circunscribir al marco adoptado para el desarrollo del sector. Es decir, las inversiones y gastos para confiabilidad en transporte de gas deben corresponder a aquellas tendientes a mantener la capacidad sobre la infraestructura existente, enmarcadas dentro de la regulación vigente (e.g. vida útil normativa). Los proyectos para ampliar capacidad hacen parte de la expansión indicada en este documento.

5.8 Servicio de Transporte a Contraflujo

En la Metodología vigente se define el servicio de transporte a contraflujo y se establece que los cargos por este servicio se pactan libremente entre las partes. Después de un análisis detallado sobre el tema, la Comisión sometió a consulta, mediante la Resolución CREG 022 de 2006, una propuesta tendiente a:

i) precisar la definición sobre el servicio a contraflujo.

ii) señalar que los cargos se pactan libremente entre las partes pero que en todo caso elTransportador establecerá de antemano los criterios y la metodología para definir elesquema de remuneración aplicable al servicio de transporte a contraflujo. Talescriterios y metodología deberán publicarse en la página ‘Web’ del respectivo Transportador y permanecer vigentes para un período mínimo de un (1) año. En el Documento soporte de la Resolución CREG 022 de 2006 (Documento CREG 020 de 2006) se indicó un mecanismo para asignar, entre Remitentes y Transportador, los beneficios que puede generar el servicio de transporte a contraflujo. Infortunadamente el mecanismo indicado adolece de gran complejidad para su aplicación.

Sobre esta propuesta los Remitentes manifestaron preocupación por el hecho de que sea el Transportador quien establezca los cargos por este servicio. Los Remitentes manifiestan que bajo esa regulación el Transportador podría ejercer posición de dominio en la negociación22.

Dado que el servicio de transporte a contraflujo hace parte de la metodología tarifaria en la actividad de transporte, se propone retomar elementos propuestos en la Resolución CREG 022 de 2006 e incorporarlos a la nueva metodología.

22 Expediente 2005-0050.


En particular, se propone adoptar elementos de la definición sobre contraflujo propuesta en la Resolución CREG 022 de 2006, como se indica a continuación:

Servicio de transporte de gas a contraflujo: Servicio de transporte en el cual se involucran tramos de gasoductos que presentan Condición de Contraflqjo.

Condición de Contraflujo en un gasoducto del Sistema Nacional de Transporte:Condición en la cual hay transacciones comerciales en direcciones opuestas entre sí en un gasoducto del Sistema Nacional de Transporte. La Condición de Contraflujo debe garantizar que el flujo físico de gas contratado es posible en una dirección o en la otra del respectivo tramo de gasoducto sin requerir ampliación de la infraestructura existente. La Condición de Contraflujo no debe afectar las condiciones de calidad del servicio de aquellos Remitentes que pactaron y perfeccionaron contratos con anterioridad a la solicitud de transporte que ocasiona el contraflujo.

De otra parte, se propone establecer un esquema de remuneración que no desincentive al Transportador y que permita distribuir de manera sencilla los beneficios que genera el servicio a contraflujo para los Agentes. Es decir, la propuesta debe permitir que el Transportador recupere plenamente los costos y gastos del respectivo tramo o grupo de gasoductos, y los Remitentes deberían tener la posibilidad de descuentos por los beneficios del contraflujo tales como: i) descongestión física del gasoducto cuando se presente congestión permanente y; ii) menores gastos de AOM por menores volúmenes físicos (e.g. menos compresión).

De acuerdo con lo anterior se propone establecer cargos máximos para el servicio de transporte a contraflujo. Estos cargos serán los mismos adoptados para el respectivo tramo de gasoducto con base en la nueva metodología de carácter general que se adopte para la actividad de transporte de gas natural. En la aplicación de estos cargos se tendrá en cuenta lo siguiente:

1. La capacidad contratada en firme del respectivo tramo o grupo de gasoductos se contabiliza adicionando la capacidad contratada en ambas direcciones. Por ejemplo, si hay un contrato por 100 mpcd en una dirección (CC) y luego se contrata un servicio a contraflujo de 50 mpcd (CCF), la capacidad total contratada de este tramo será 150 mpcd (CC+CCF).

2. El Transportador podrá aplicar los cargos máximos regulados por el servicio de transporte a contraflujo siempre y cuando la capacidad total contratada en firme (CC+CCF), contabilizada como se indicó en el numeral anterior, no supere la capacidad máxima (CM) del respectivo tramo o grupo de gasoductos.

3. Si la capacidad contratada en firme (CC+CCF) para un tramo o grupo de gasoductos supera la capacidad máxima del respectivo tramo o grupo de gasoductos (CM), el Transportador aplicará un descuento sobre los cargos máximos regulados (Fijos, Variables y de AOM) para todos los usuarios del respectivo tramo o grupo de gasoductos. Los cargos con descuento se obtienen al multiplicar los cargos máximos regulados, del respectivo tramo o grupo de gasoductos, por el factor F indicado a continuación:

F = CM/(CC+CCF)


donde:

CM = Capacidad máxima del tramo o grupo de gasoductosCC = Capacidad contratada en firmeCCF = Capacidad contratada en firme a contraflujo

Se debe notar que: i) la metodología de cálculo de cargos incorpora la demanda eficiente de capacidad y volumen en el respectivo tramo de gasoducto y; ii) bajo el principio de libre acceso el Transportador no se puede negar a prestar el servicio de transporte a contraflujo cuando ello sea técnica y económicamente viable.

5.9 Gasoductos de los BOMT

En la Metodología vigente (Res. CREG 001 de 2000) se establecen disposiciones especiales para determinar la inversión y gastos de AOM en los gasoductos Ballena - Barranca, Mariquita - Cali y Ramales Boyacá - Santander. La Metodología estableció, entre otras, las siguientes disposiciones para estos gasoductos:

i) Vida Útil Normativa y Horizonte de Proyección de treinta (30) años equivalente al período previsto para cancelación total de las obligaciones de ECOGAS con ECOPETROL establecidas en el Decreto 958 de 1998.

ii) El monto global del cual se obtiene la Inversión y los gastos de AOM a considerar para efectos tarifarios. Este monto global corresponde al valor presente de las obligaciones de pago de ECOGAS con ECOPETROL establecidas en el Decreto 958 de 1998.

Con base en lo anterior se estableció el valor de inversión y gastos de AOM adoptados en los cargos vigentes para estos gasoductos. Como se indicó en el numeral 2 de este documento, se plantea mantener la valoración de inversión realizada para adoptar los cargos vigentes.

De otra parte, el período previsto (i.e. 30 años) para cancelación total de las obligaciones de ECOGAS con ECOPETROL perdió vigencia cuando los activos de los BOMT fueron adquiridos por TGI S.A. E.S.P. Sin embargo, regulatoriamente ya se dio la señal para remunerar estos activos en un horizonte de treinta años a partir de su entrada en operación. Modificar la duración de este horizonte comprometería la remuneración del valor de inversión reconocido regulatoriamente. Por tanto, se propone mantener las disposiciones especiales para los gasoductos de los BOMT. Es decir, estos gasoductos quedarían sujetos a una Vida Útil Normativa y Horizonte de Proyección de treinta (30) años.

5.10 Infraestructura para Regasificación

En el Artículo 5 del Decreto 4670 de 2008, por el cual se modifica el Decreto 2687 de 2008 “Por el cual se establecen los instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural.”, se establece que “La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG podrá implementar mecanismos para incentivar la importación de gas combustible con el fin de promover el abastecimiento energético del país.”

La regasificación es uno de los mecanismos utilizados para importar gas y puede formar parte del eslabón del transporte de gas. Este mecanismo forma parte de la cadena de valor del negocio de Gas Natural Licuado - GNL. La infraestructura de regasíficación comprende dos etapas básicas: i) almacenamiento del GNL a la llegada al terminal y; ¡i) vaporización del GNL utilizando un proceso de calentado en un ambiente controlado.


En los análisis del estudio realizado por Arthur D. Little se identifica la posibilidad de requerir infraestructura de regasificación en Colombia para el mediano plazo (2016 - 2018). Esta posibilidad se acentúa en caso de no disponer de nuevos hallazgos de producción en el país. El estudio sugiere que en caso de requerirse esta opción se debería tomar decisiones en el 2010 o 2011. Así mismo, un estudio realizado para la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios sugiere, entre otros aspectos, anticipar la regulación del negocio de regasificación para dar señales a los posibles inversionistas en esta infraestructura23.

Como se indicó anteriormente, en el ámbito internacional la regasificación a gran escala se utiliza para suplir demanda en el largo plazo más no para soportar confiabilidad de un sistema. Así mismo, los análisis sobre abastecimiento del país indican la necesidad de iniciar desarrollos regulatorios relacionados con infraestructura de regasificación. En tal sentido se propone lo siguiente:

1. Identificación y definición de proyecto: El Ministerio de Minas y Energía, por medio de la entidad que delegue para tal fin, evalúa la necesidad de un proyecto de regasificación en el país y realiza un proceso de convocatoria, previa aprobación del Ministerio de Minas, para establecer los costos de construcción y operación del proyecto definido.

2. Remuneración: Con base en la información de costos que se obtenga a través de la convocatoria, la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá el esquema de remuneración del proyecto. El esquema de remuneración podrá considerar un mecanismo de estampilla, si es del caso, para garantizar la remuneración adecuada a los inversionistas.

3. Estructura de la actividad: por tratarse de una infraestructura que puede ser de uso común, lo cual implica garantizar el libre acceso, es conveniente que esta actividad sea desarrollada por agentes que no tengan interés económico en las actividades de comercialización de gas, de acuerdo con lo definido en la regulación vigente sobre integración vertical en la industria del gas natural.

23 Estudio “ Recomendaciones para Reactivar la Inversión en Gas Natural en Colombia” preparado por Juan Benavidez Estévez-Bretón para la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Versión 2.1, Octubre de 2008. Radicado CREG E-2008-011576.


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