C *MComisión de Regulación

de Energía y Gasp . » COM ISIÓN O I R E O U . ACIÓN OB IN E R S lA Y GAS (C R IQ )

Dogoxa, u .u . , r ad ic ad o S-2010-003780 systp/zoioNo.REFERENCtA: E-2010-0078S1 MEDIO: CORREO No. FOUOS: 23 ANEXOS: 0 n u n u n TRANSPORTADORA OE METANO E.S.P. S.A.o e s ttn o .transmbtano e.s.p. s.a.-

Psrs Rsspussts o Adicienslas CKo No. do Radicación

DoctorRAFAEL YEPESISAZA Gerente GeneralTransportadora de Metano E.S.P. S.A., Transmetano Cra. 43 A # 23Sur-15 Edf. Zuñiga Piso 3o.Envigado

Asunto: Sus comunicación del 27 de agosto de 2010Radicado CREG E-2010-007561

Respetado doctor Yepes:

De manera atenta damos respuesta a la consulta que formuló sobre variosaspectos de la Resolución CREG 126 de 2010.

Pregunta:

“1. De acuerdo con la definición del Programa de Nuevas Inversiones, estas corresponderán a lo dispuesto en la resolución 001 del 2000. Sin embargo en el formato 3 de Programa de Nuevas Inversiones solo hay espacio para incluir proyectos de ductos. Donde debemos los transportadores entonces reportar las inversiones que se encuentren dentro de lo estipulado como Programa de Nuevas Inversiones en la resolución 001 del 2000 que no corresponden a proyectos de ductos”.

Respuesta:

El artículo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010 define el Programa deNuevas Inversiones, asi:

“Programa de Nuevas Inversiones - PNI: Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada Año del Periodo Tarifario y que estén asociados al concepto de oonfíabHidad en transporte, entendido como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente, salvo que por vía regulatoria se adopte una nueva definición de! concepto de confiabúidad en transporte. El Programa de Nuevas Inversiones no incluirá las Inversiones en Aumento (te Capacidad. Para la aplicación de la metodología contenida en la presente Resolución, se entenderá por Programa de Nuevas

V 6032020 FAX: 6032100/6032040 u rt www.creg.flov.co MnaftcregScrog.gov.coE 3 Cale 116 No.7-15 Int2 Piso B 06.601, Edif. Cusezar Bogotá. O.C. Colombia

G *MComMón de Regulación

Doctor de Energía y GasRafael Yenes Isaza Transmetano E.S.P. S A 2 /3 3

Inversiones del Período Tarifario lo dispuesto en la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado". (Destacamos)

Según esta definición, el PNI corresponde a los valores eficientes de los proyectos asociados al concepto de confiabilidad en transporte, entendido dicho programa como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente.

Igualmente, prevé dicha definición que para la aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 126 de 2010 se entenderá por PNI del Período Tarifario, lo dispuesto en la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado.

La Resolución CREG 001 de 2000 tenía definido el Programa de Nuevas Inversiones, en este sentido:

“Programa de Nuevas Inversiones: Conjunto de Inversiones que un Transportador proyecta realizar durante el Período Tarifario en activos necesarios para la operación de su Sistema de Transporte".

Según las anteriores normas, el PNI del Periodo Tarifario t (PNIt), esto es, el periodo tarifario regulado por la Resolución CREG 126 de 2010, debe entenderse en la forma definida por esta Resolución, es decir, como las inversiones que se requieran durante dicho periodo para mantener la confiabilidad e integridad del sistema existente.

Y en cuanto al PNI del Periodo Tarifario t - 1, esto es, el regulado por la Resolución CREG 001 de 2000, debe entenderse como lo definió esa Resolución, vale decir, como al conjunto de inversiones que proyectaba realizar el transportado durante ese período tarifario (PNki).

Lo expuesto aquí se plantea en forma expresa en la sección 3.2.6 del Documento CREG 100 de 20101:

“Sin embargo, teniendo en cuenta que esto supone un cambio en el concepto de programa de nuevas inversiones frente a los definidos en la Resolución CREG 001 de 2000, es preciso aclarar que para la aplicación de la metodología contenida en el proyecto de resolución, se entenderá por programa de nuevas inversiones del periodo tarifario t - l t o dispuesto en la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado”.

1 Página 106.

W 6032020 FAX: 6032100/6032049 u ri:www.creg.gov.co e-maff:cre9®creggov.co5 3 Cale 116 No.7-15 Int2 Piso 9 01.901, Edif. Cusezar Bogotá, O.C. Colombia

C *MComMón de Refutación

Doctor de Energía y Ga»Rafael Yeoes Isaza Transmetano E.S.P. S A 3/23

El formato 3 de la Resolución CREG 126 de 2010 incluye una fila con el nombre de “Proyecto” y en la nota de pie se indica que “Se deben abrir tantas filas como proyectos haya en el respectivo tramo o grupo de gasoductos. A cada proyecto se le debe asignar un nombre”.

De acuerdo con lo anterior, no es posible concluir que en el formato 3 sólo hay espacio para incluir ductos. El formato 3 hace referencia a proyectos dentro de un tramo o grupo de gasoductos. Estos proyectos podrán ser los que se requieran para mantener la confiabilidad e integridad del sistema existente (i.e. ductos u otra clase de proyectos), los cuales se denominan PNI, como se aclaró anteriormente.

Por otra parte, como está previsto en la nota de pie número tres [3] del formato 1 del anexo 5, los proyectos del PNIt-i se deben reportar en dicho formato de la Resolución CREG 126 de 2010.

Pregunta:

"2. La definición de Inversiones de Ampliación de capacidad solo establece que se consideran IAC las inversiones en Loops y Compresores. Existen muchos otros tipos de inversiones que pueden ampliar la capacidad de un gasoducto como cambio de diámetro, administración de la curva de demanda, nuevos tramos de gasoducto etc. Donde se reportan este tipo de inversiones en ampliación de capacidad que estén proyectadas a realizar por el transportador?’’.

Respuesta:

El artículo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010, definió las Inversiones en Aumento de Capacidad así:

“Inversiones en Aumento de Capacidad - IAC: Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada Año del Período Tarifario con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad de su sistema de transporte.Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a Loops y compresores que se construirán en el Sistema de Transporte Existente, y deberán estar orientados a atender nueva demanda prevista durante el Horizonte de Proyección”.

Según esta norma, las IAC corresponden a aquellas inversiones asociadas a los proyectos que se realizan con el propósito exclusivo de incrementar la capacidad del respectivo sistema de transporte. También se establece que para efectos regulatorios los proyectos de las IAC corresponderán únicamente a Loops y compresores orientados a atender nueva demanda prevista durante

S 6032020 FAX: 6032100 / 6032048 utl: www.cmg.gov.co M »«:cre9®cfeg.gov.coE3 Cale 116 No.7-15 Int2 Piso 8 01.901, Edf. Cusezar Bogotá, O.C. Colombia

C *MComisión de Regulación

Doctor de Energía y GasRafael Yeoes Isaza Transmetano E.S.P. S A 4 / 23

el Horizonte de Proyección. Por tanto, en las IAC no se incluyen inversiones distintas a Loops y compresores.

Lo anterior no quiere decir que la capacidad de un sistema de transporte no se pueda aumentar por otros mecanismos. De hecho, en el parágrafo 1 del artículo 28 de la Resolución CREG 126 de 2010 se prevé que durante el período tarifario haya cambios en la capacidad máxima del sistema de transporte debido a inversiones no previstas en las IAC, a cambios en la demanda o a cambios en las fuentes de producción.

Ahora bien, si se prevé ampliar capacidad a través de mecanismos distintos a inversiones en Loops y compresores, el transportador puede evaluar si dicho mecanismo puede hacer parte de inversiones del PNI. Por ejemplo, un cambio de diámetro que se presente por reemplazo de tramo por cuestiones de inestabilidad geológica, y que implique aumento de capacidad, podría hacer parte de la confiabilidad del sistema existente. Nótese que las IAC no corresponden a proyectos asociados al concepto de confiabilidad del sistema existente.

En su comunicación también anota que la administración de la curva de demanda y la construcción de nuevos tramos de ductos pueden generar aumento de capacidad.

Sobre el particular, de manera respetuosa indicamos que no nos resulta claro a qué se refiere el concepto de “administración de la curva de demanda". Bajo el entendido de que tal concepto tiene relación con la gestión de demanda que pueda hacer el transportador, es oportuno precisar que el resultado de la gestión de demanda debe ser considerado en el cálculo de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo.

Así mismo, la construcción de nuevos tramos de ductos, bien sea red tipo I o tipo II de transporte, no pueden hacer parte de las IAC ni del PNI. A partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010, el procedimiento para construir nuevos gasoductos de red tipo I es el previsto en los artículos 23 y 24 de la misma resolución, y el procedimiento para construir nuevos gasoductos de red tipo II es el previsto en el artículo 25 de dicha resolución.

Pregunta:

‘3. Entendemos que el término INOt corresponde a las inverstanes que han sido retiradas de la operación porque han cumplido la vida útil normativa y que en dicho término no se incluyen el retiro de los activos operativos cuya vida útil sea inferior a los 20 años de vida útil normativa (Ej, computadores.

86032020 FAX: 6032100/6032049 u rt:www.cmg.gaY.oo MnattcregQcreggov.coE l Cade 116 No.7-15 im2 Piso 9 05.901, Edif. Cusezar Bogotá, O.C. Colombia

CRSCiDoctorRafael Yanas IsaraTransmetano E.S.P. SA 5/23

vehículos, compresores etc), dado que dichos activos se deben mantener en la base de activos hasta que cumplan la vida útil normativa para una adecuada remuneración de los mismos. Por favor confirmar nuestro entendimiento.’’

Respuesta:

El artículo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010 definió la Inversión Existente en los siguientes términos:

‘Inversión Existente: Es el valor eficiente de los activos necesarios para la prestación del servicio de transporte de gas natural que fue reconocido en la última aprobación o revisión de cargos, más el valor de las inversiones eficientes ejecutadas con posterioridad a dicha aprobación o revisión que no fueron previstas en el Programa de Nuevas Inversiones de ese Periodo Tarifario, actualizados a la Fecha Base. De estos valores se excluye el correspondiente a los activos que no se encuentran en operación al momento de la solicitud tarifaria".

De acuerdo con esta definición, el valor de la inversión existente debe corresponder a activos necesarios para la prestación del sen/icio de transporte de gas natural.

En los formatos 1 y 2, para el reporte de la inversión existente, contenidos en el Anexo 5 de la mencionada Resolución, están señalados cuáles son los activos que se entienden necesarios para la prestación del servicio de transporte de gas natural.

Adicionalmente, las siguientes variables son definidas en el articulo 5 de la misma Resolución:

'(■■■)

!£ „: Valor de la Inversión Existente para el Período Tarifario t - 1, expresado en dólares de la Fecha Base.

(...)

INOí Valor de las inversiones reconocidas en lE ti que están asociadas a activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al mido del Periodo Tarifario t Este valor se expresará en dólares de la Fecha Base".

Según estas disposiciones, entendemos que la variable INOt corresponde al valor de las inversiones que reúnen las siguientes características:

a) fueron reconocidas en la variable IEt.T, y

Comisión de Regulación de Energía y Gas

S 6032020 FAX: 6032100/6032049 urt.vmw.creg.gov.co » flw ¡f;creg@creo.gov.coEE3 Cale 116 No.7-15 Int2 Piso 9 06.901, Edf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C ?MDoctorRgfrglYgpwlsaraTransmetano E.S.P. S A 6 / 23

b) están asociadas a activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inido del Período Tarifarío t.

Entendemos que estos últimos activos comprenden tanto los correspondientes a instalados y reconocidos en la variable IEt.i que fueron retirados del servicio antes de cumplir su Vida Útil Normativa como los instalados y reconocidos en la variable IEm que estando instalados no esten disponibles para la operación al inido del Período Tarifarío t.

De acuerdo con lo indicado en el anexo 5 de la Resoludón CREG 126 de 2010, dentro de los activos necesarios para la prestadón del servicio de transporte hay unos principales como los gasoductos y estaciones de compresión y otros accesorios. Entendemos que en el caso de los activos prindpales, la inversión reconocida puede incluir el valor de otros activos accesorios para su operación como son centros de control, sistemas de comunicaciones, estaciones de recibo o entrega, etc., que deben hacer parte del valor global de gasoductos o estaciones de compresión. Por tanto, en este caso, mientras los activos principales continúen instalados y disponibles para la operación, se mantiene el valor reconocido en el periodo anterior.

Por otra parte, la metodología define la Vida Útil Normativa como el periodo, contado a partir de la fecha de entrada en operación del respectivo activo, del cual dispone el transportador, de acuerdo con la regulación, para recuperar el valor eficiente de la inversión. Este criterio, por supuesto es regulatorio y no necesariamente coincide con los tiempos efectivos que las empresas utilizan en la contabilidad para depreciar los activos.

Pregunta:

“4. Consideramos que lo dispuesto en el artículo 5, 6 y 7 en cuanto a la valoración de las inversiones va en contra de lo estipulado en el artículo 11 de decreto 2730 de 2010 dado que de acuerdo con lo establecido en la resolución la CREG siempre efectuará una comparación de la Inversión de acuerdo al procedimiento establecido por ella misma, mientras que el decreto establece que soto en casos excepcionales se podrá aprobar una inversión diferente a la presentada por el Transportador y mediante un procedimiento en el cual el transportador puede solicitor las pruebas correspondientes..."

Respuesta:

En el Capítulo 6 deí Documento CREG 100 de 2010 se analiza el impacto de las medidas de regulación económica adoptadas mediante los Decretos 2730 y 2807 de 2010 y se indica la forma como tales medidas fueron consideradas en la Resolución CREG 126 de 2010.

Comisión de Regulación de Energía y Gas

S f 6032020 FAX: 6032100/6032049 u ri:www.cmg.govco »m all:cng@cng.gcH.coE l Cale 116 No.7-15 lrrt.2 Piso 9 Ofi.901, Edif. Cusezar Bogotá. D.C. Colombia

C *M0^ ComliHiidtRMiKMn

En«fgía y GasTransmetano E.S.P. S A 7/23

Así mismo, en el Capítulo 7 del mismo documento se presentan las respuestas del Comité de Expertos de la CREG a las preguntas y comentarlos formulados por el Ministerio de Minas y Energía, algunos de los cuales tienen relación con la aplicación de los Decretos 2730 y 2807 de 2010.

Pregunta:

“5. Dentro del gas de empaquetamiento solamente se está valorando el costo del producto en boca de pozo. Nuestro Gasoducto no parte de un pozo sino que se conecta a otro transportador y por lo tanto el gas de empaquetamiento se deberla valorar al costo del producto en boca de pozo más el costo del transporte para llevarlo hasta el Punto de Transferencia entre transportadores. Agradeceríamos una aclaración de la CREG porque no es esta considerando en costo del transporte de gas dentro del costo del empaquetamiento para casos en los cuates los gasoductos no se conecten a un pozo sino a otro sistema de transporte."

Respuesta:

Tal como se señala en el numeral II de la sección 3.6.2 del Documento CREG 100 de 2010, que acompaña la Resolución CREG 126, la valoración del empaquetamiento corresponde al costo de oportunidad, es decir, “(...) el valor al cual el transportador podría vender dicho gas bajo el caso hipotético de que se terminara la actividad de tiansporte y se vendiera el gas de empaquetamiento (...)”. Lo anterior es consistente con una metodología de altos incentivos como es el price cap.

Si se reconocieran los costos contables por concepto del gas de empaquetamiento, tendría que tomarse en consideración el costo causado al momento de compra del gas de empaquetamiento y el valor correspondiente de transporte. Esta aproximación podría corresponder a una metodología de bajos incentivos, distinta de la adoptada mediante la Resolución CREG 126 de 2010, como por ejemplo el ingreso regulado.

Pregunta:

"6. Dentro (te! articulo 9 entendemos que las demandas que se presentarán a discusión de los agentes son solamente tes demandas esperadas de capacidad y volumen asociadas a la infraestructura existente y que las demandas esperadas de capacidad y volumen asociadas a las Inversiones de Ampliación de Capacidad no estarán para coméntenos de los agentes. Por favor confirmar nuestro entendimiento. ”

V 6032020 FAX: 6032100/6032049 itrtriMvw.ae0.gov.oo »Aia0:creg®creg.gov.coE3 Cale 116 No.7-15 M.2 Piso 6 0(1.901, Edif. Cusezar Bogotá, O.C. Colombia

é— | — á rw x s r a i

DoctorRafael Yenes IsayaIg n y n tfy iQ e .s .p . ? a __

Respuesta:

Al respecto señalamos lo siguiente:

El literal b) del artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010 dispuso:

“Una vez se inicie el trámite administrativo tendiente a resolverla solicitud tarifaria, el Director Ejecutivo de la CREG publicará, mediante circular, las Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen reportadas por el transportador, así como la capacidad total contratada pore/ agente."

Adicionalmente, el parágrafo 3 del artículo 9 de la Resolución CREG-126 de 2010 dispuso:

“La Demanda Esperada de Capacidad de cada proyecto que forma parte de las Inversiones en Aumento de Capacidad - DECffi - y la Demanda Esperada de Volumen de cada uno de estos proyectos -D E V tff - se determinarán siguiendo el procedmiento establecido en los Metates |Errori No se encuentra el origen de la referencia, a i Error! No se encuentra el origen de la referencia, del presente artícub. Para estos efectos el transportador reportará las demandas esperadas por proyecto y por tramo o grupos de gasoductos."

Así, de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 126 de 2010, los transportadores deben reporter por separado las demandas asociadas a las Inversiones en Aumento de Capacidad, IAC, y la Dirección Ejecutiva de la CREG, mediante circular, publicará las demandas reportadas.

Pregunta:

“7. Cuál es el tratamiento de un proyecto no incluido en el programa de nuevas inversbnes de! periodo anterior que fue emprendido por el transportador de acuerdo con lo dispuesto en la resolución CREG 001 de 2000, que será puesto en operación en diciembre de 2010 y del cual se realizaron inversbnes en el año 2009 y 2010?"

Respuesta

Entendemos que la inquietud planteada en esta parte de la pregunte hace referencia al caso de proyectos cuyas obras reúnen las siguientes características:

i) iniciaron ejecución antes de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010;

ComMón de Regulación de Energía y Gas

86032020 FAX: 6032100/6032049 u ri:www.cng.gov.co (-mtf/.'cregQcreg.gowcoE l Cale 116 No.7-15 lnL2 Piso 9 06.901, Edif. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

Comisión de Regulación Boetor de Energía y GasRafael Yenes Isaza Transmetano E.S.P. S.A. 9 / 23

ii) estaban en ejecución al momento de la expedición de la Resolución CREG 126 de 2010; y

iii) las inversiones asociadas a esos proyectos no están incluidas en el valor del Programa de Nuevas Inversiones reconocido a través de los cargos aprobados aplicando la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000 y otras que la han modificado y complementado.

Según ia definición de Inversión Existente, citada, del valor de dicha inversión se excluyen los correspondientes a activos que no se encuentran en operación al momento de la solicitud tarifaria.

Estos valores a excluir, tal como se define en la variable INOt, son los correspondientes a las inversiones que fueron reconocidas en la variable IEm, asociadas a activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inicio del Período Tarifario t, como ya se explicó.

Dado que el valor de las inversiones cuyas obras iniciaron y estaban en ejecución antes de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010 sin estar previstas en el valor del Plan de Nuevas Inversiones reconocido a través de ios cargos aprobados aplicando la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000, no está incluido en ia variable IEm, entendemos que aquellas inversiones no se excluyen de las Inversiones Existentes.

En el artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010 está previsto que el valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario t - 1 , debe incluirse en la variable lFPNlt_lt expresado en dólares de la Fecha Base.

Esta variable comprende las inversiones ejecutadas y que no estaban incluidas en el Programa de Nuevas Inversiones del Periodo Tarifario t -1 .

Para el caso de las inversiones ejecutadas parcialmente, entendemos que se trata de inversiones que entran en operación en el Periodo Tarifario t. Por tanto, entendemos que tales inversiones pueden recibir el mismo tratemiento de aquellas que hagan parte del PNI del Periodo Tarifario t, así, para estas inversiones sería necesario declarar la fecha de entrada en operación y el valor expresado en dólares de la Fecha Base.

Por otra parte, la definición de Fecha Base establecida en la Resolución CREG 126 de 2010, prevé:

S 6032020 FAX: 6032100/6032046 urt:www.ct9g.gov.co e-<na0:creg@creg.gov.coE3 Cale 116 No.7-15 Int2 Piso6 0(1.901, Edif. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C3MComMón de Regulación

Rafaai Yeoes isaza de Energía y GaiR g ia e i Y e p e s

Transmetano E.S.P. SA 10/23

“Fecha Base: Es la facha de referenda para realizar los cálculos tarifarios con base en la Información que el transportador presenta a la CREG en caja Período Tarifario y corresponde al 31 de diciembre del año anterior ai año de la solicitud de aprobación de cargos. Los valores de los cargos serán expresados en cifras de la Fecha Base".

La anterior definición establece que el 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria es la fecha de referencia para realizar los cálculos tarifarios. También se establece en la resolución que los valores de los cargos serán expresados en cifras de la Fecha Base.

Sin embargo, no se establece que esta fecha se deba tomar como fecha de corte de inversiones para efectos tarifarios. La Fecha Base, tal como está definida, es un mecanismo para referir las cifras de costos a valores constantes.

Pregunta:

“8. Observamos que algunas exclusiones en los gastos proyectados en el formato 5 no se encuentran induidas en las cuentas del anexo 2 tales como impuestos de Renta, sanciones y depredaciones por lo tanto para ser consistentes no deberla ser reportadas en el formato 5 para luego ser restadas de las cifras del anexo 2. Agradecemos una explicación de cómo proceder al respecto. ”

Respuesta:

El procedimiento establecido en el numeral 8.1 de la metodología adoptadamediante la Resolución CREG 126 de 2010, en síntesis, es el siguiente:

i. En el literal a) está previsto que el transportador declare a la CREG losgastos AOM registrados en su contabilidad para cada Año del PeriodoTarifario t - 1, en el fomnato del Anexo 2 de la Resolución.

ii. En el literal b) se relacionan unos conceptos a declarar por el transportador para cada Año del Periodo Tarifario t - 1 . Para estos propósitos, está dispuesto el formato 5 del Anexo 5.

iii. En el literal c) se definen las reglas para obtener el valor del AOMgastado, AOMgt-T.

"La CREG calculará el promedio aritmético de los valores resultantes de restar los gastos declarados por el transportador de conformidad con el literal b) a los gastos dedarados según el literal a) del presente numeral. Este valor corresponderá a la variable AOMgM."

86032020 FAX: 6032100/6032048 uri:wnMcmg.gov.co Miaíí.-creg@creg.govcoE l Calle 116 No.7-15 Int2 Fleo 8 06.901, Edf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C3S6ComMón de Regulación

Doctor de Energía y GasRafael Yepes Isaza Transmetano E.S.P. S A 11 / 23

Nótese que en la estimación de la variable AOMgt-i, para excluir los conceptos que se relacionan en ei literal b), éstos se restan a los gastos declarados en el literal a), de tal forma que en el reporte de las cuentas del plan único de cuentas, PUC, que se muestran en el Anexo 2, deben estar incluidos los conceptos que se sustraerán.

Debe tenerse en cuenta que en el Anexo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010, está previsto:

“La información utilizada para obtener el valor de AOM gastado - AOMg - seré tomada por el transportador de las cuentas del plan único de cuentas - PUC. A continuación se presenta el número y el nombre de cada una de las cuentas a considerar para establecer el AOM gastado. “ (Destacamos).

Según lo anterior, es posible que en las cuentas del plan único de cuentas,PUC, que se relacionan en el Anexo 2, haga falta considerar algún tipo de cuenta adicional. En estos casos, entendemos que el transportador puede considerar o incluir las cuentas faitantes, en algunas de las siguientes subcuentas a seis (6) dígitos que aparecen en el formato del Anexo 2.

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA510290 Otras contribuciones impuatdas510390 Otras contribuciones efectivas511190 Otros gastos generales512090 Otros impuestos y contribuciones750590 Otros servicios personales751090 Otros costos generales753590 Otras contribuciones753790 Otros elementos de consumo de insumos direaos754090 Otros contratos de mantenimiento y reparaciones754290 Otros755090 Otros costos756090 Otros seguros756590 Otros impuestos757090 Otros contratos

En los casos en que el transportador considere o incluya cuentas faitantes, en otros rubros, es necesario que incluya las respectivas notas aclaratorias.

S 6032020 FAX: 6032100/6032049 u rl:wwMcrtg.gov.co 8^naí;cfeg@aeg.gcr/.co1 3 Cade 116 No.7-15 Int2 Piso 9 Ofi.901, Edf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C *MComMón de Regulación

Doctor de Energía y GasRafael Yepes Isaza Transmetano E.S.P. S A 12/23

Pregunta:

"9. Observamos que algunas cuentes propias de la operación y mantenimiento del Gasoducto no esten incluidas en las cuentes del Anexo 2.Entendemos que este es un error de transcripción de la CREG del PUC al anexo 2 y que podemos incluir estas cuentas. Por favor confirmar nuestro entendimiento.’'

Respuesta:

De manera similar a la respuesta anterior, es posible que en las cuentas del plan único de cuentas, PUC, que se relacionan en el Anexo 2 haga falta considerar algún tipo de cuenta adicional. En estos casos, entendemos que el transportador puede considerar o incluir las cuentas faitantes en algunas de las siguientes subcuentas a seis (6) dígitos que aparecen en el formato del Anexo 2, con las respectivas notas aclaratorias.

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA510290 Otras contribuciones impuatdas510390 Otras contribuciones efectivas511190 Otros gastos generales512090 Otros impuestos y contribuciones750590 Otros servicios personales751090 Otros costos generales753590 Otras contribuciones753790 Otros elementos de consumo de insumos directos754090 Otros contratos de mantenimiento y reparaciones754290 Otros755090 Otros costos756090 Otros seguros756590 Otros impuestos757090 Otros contratos

Pregunta:

‘ 10. Observamos que la CREG no va incluir en la proyección de gastos de AO&M ningún crecimiento en los mismos asociados a la infraestructura existente. Existen algunos gastos teles como implantación de las normas IFRS, consumo de odorante, corrida de raspadores cuya proyección no es estática en el tiempo sino que depende de factores no contralados por el Transportador como son las normas existentes y los volúmenes transportados y que por lo tanto deberían proyectarse un crecimiento de los gastos de

V 6032020 FAX: 6032100/6032049 imI :www.creg.gov.co *vnB//:creg®creggov.oo2 3 Cale 116 No.7-15 M.2 Pso 9 05.901, Edif. Cusezar Bogotá, O.C. Colombia

C *MComMón de Regulación

rw*nr de Energía y GasRafael Yeoes Isaza Transmetano E.S.P. S A 13/23

AO&M en el tiempo. Como incluimos la proyección de gastos asociados a estos eventos y en qué formulario tos reportamos?"

Respuesta:

Al respecto señalamos que la metodología prevista en la Resolución CREG 126 de 2010 es de incentivos y el criterio con el que se determinan ios gastos de AOM eficientes asociados a la Inversión Existente, IEt, a propósito están asociados con la semisuma entre los AOMgt-i y AOMrt.i.

En la sección 3.3 del Documento CREG 100 de 2010 se describen los análisis que hizo la Comisión y que derivaron en la decisión de la metodología adoptada en la Resolución CREG 126 de 2010.

Pregunta:

“11. Observamos en e/ fomnato 6 las filas para gastos de AO&M asociadas al PNI y al IAC no incluyen todos los otros gastos establecidos en el numeral 8.5. Agradeceríamos nos aclararan que el Transportador puede incluir en el formato 6 todos los otros gastos establecidos en el numeral 8.5 asociados al PNI y al IAC."

Respuesta:

En el numeral 8.5 de la Resolución CREG 126 de 2010 se define la variable otros gastos de administración, operación y mantenimiento -OAOMt , la cual corresponde a la suma de los siguientes gastos:

a. Gastos en compresión asociada al sistema de transporte - GCt . El procedimiento para la estimación de esta variable está definido en el numeral 8.5.1. de la Resolución CREG 126 de 2010.

b. Corridas con raspador inteligente - GCRt . El procedimiento para la estimación de esta variable está definido en el numeral 8.5.2. de la Resolución CREG 126 de 2010.

c. Gas de empaquetamiento - GGEt. El procedimiento para la estimación de esta variable está definido en el numeral 8.5.3. de la Resolución CREG 126 de 2010.

d. Terrenos e inmuebles - GTIt . El procedimiento para la estimación de esta variable está definido en el numeral 8.5.4. de la Resolución CREG 126 de 2010.

86032020 FAX: 6032100/6032049 url:wvM.creg.gov.co «wnaff.-cregiScreg.gov.coIS Cade 116 No.7-15 Int2 Piso9 0(1.901, Edif. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

DoctorRafael Yenes te^zaTransmetano E.S.P. S A 14123

Tal como está previsto en el formato 6, Gastos de AOM para el Horizonte de Proyección, del Anexo 5 de la Resolución, allí se deben reportar los siguientes gastos:

a. AOM asociado a la inversión existente.

i. Gastos de compresión de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.1 de la Resolución.

ii. Gastos en raspador inteligente de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.2 de la Resolución.

iii. Gastos en terrenos e inmuebles de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.4 de la Resolución.

b. AOM asociado al PNI.

i. Gastos en raspador inteligente de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.2 de la Resolución.

ii. Gastos en terrenos e inmuebles de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.4 de la Resolución.

c. AOM asociado a proyecto IAC.

i. Gastos en compresión de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.1 de la Resolución.

ii. Gastos en raspador inteligente de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.2 de la Resolución.

iii. Gastos en terrenos e inmuebles de acuerdo con lo establecido en el literal a del numeral 8.5.4 de la Resolución.

De otro lado, tal como está previsto en el formato 8, Gas de Empaquetamiento, del Anexo 5 de la Resolución, allí se deben reportar los siguientes gastos:

a. Gas de empaquetamiento asociado a inversión existente, de acuerdo conlo establecido en el literal a del numeral 8.5.3 de la Resolución.

b. Gas de empaquetamiento asociado a proyecto IAC, de acuerdo con loestablecido en el literal a del numeral 8.5.3 de la Resolución.

En todo caso, conviene señalar que de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010, el Programa de Nuevas Inversiones corresponde a “(...) los valores eñdentes de ¡os proyectos que un

Comisión de Regulación do Energía y Gas

S 6032020 FAX: 6032100/6032049 u rf:www.cfBg.gwco **ns»:creg®creg.9o»/coEE3 Cale 116 No.7-15 M.2 Piso 9 06901, Edf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C?MDoctorRafrel Y^pe$Transmetano ES P. S A 15/23

transportador prevé desarrollaren cada Año del Período Tarifario y que estén asociados al concepto de confiabilidad en transporte, entendido como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente, salvo que por vía regulatoria se adopte una nueva definición del concepto de confiabilidad en transporte. El Programa de Nuevas Inversiones no incluirá las Inversiones en Aumento de Capacidad (...)” (Subrayado fuera de texto)

Adicionalmente, de acuerdo con la definición de Inversiones en Aumento de Capacidad, establecida en el artículo 2 de la resolución mencionada, Y...J Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderún únicamente a Loops y compresores que se construirán en el Sistema de Transporte Existente (...)” (Subrayado fuera de texto)

Según las anteriores normas, los gastos de compresión no están asociados al Programa de Nuevas Inversiones sino a las Inversiones Existentes o a las Inversiones en Aumento de Capacidad.

Se puede concluir, por lo tanto, que no hay evidencia que indique que en los formatos de los anexos de la Resolución CREG 126 de 2010 no se encuentran incluidos todos los gastos asociados al numeral 8.5 de dicha resolución.

Pregunta:

*12. De toda la metodología entendemos que solamente se considerará las proyecciones de demanda y capacidad asociadas a las inversiones que se incluyan en la base tarifaria. Consideramos que teniendo en cuenta lo anterior se deberla aclarar el parágrafo 1 del artículo 9".

Respuesta:

El parágrafo 1 del articulo 9 de la Resolución 126 establece:

‘Para efectos del cálculo de los cargos de transporte se tendrá en cuenta & proyección de demanda a entregar a los remitentes, sin incluir las pérdidas de gas en el Sistema de Transporte’’. (Subrayado fuera de texto)

Para tal fin, los numerales 15.1 y 15.2 del artículo 15 de la Resolución establecen las siguientes fórmulas para el cálculo de los cargos fijos y variables regulados de referencia para la remuneración de costos de inversión. Las siguientes ecuaciones resumen lo dispuesto en ios numerales mencionados:

ComMón de Reflulaclón de Energía y Ga»

S 6032020 FAX: 6032100/6C32048 uri:HYfw.cnsggov.co M M ff.-crag@creg.Qov.ooE l Cale 116 No.7-15 Int2 Piso 9 05901, Edif. Cusezar Bogotá. D C Colombia

C ?MComMón de Regulación

Sostoí de Energía y GasRafael Yenes Isara Transmetano E.S.P. S A 16 / 23

Cargos regulados de referencia Demanda

[IEt + VP{PNÍt + lACt, Tkc)]¿f U , VP(CAPt, Tkc)

CAPt = DEC, + £ DEC'pfp

[IEt + VP(PNIt + IACt, rfcv)UP o , yp(yOLt, Tkvj

VOLt = DEVt + £ DEV1*,p

Donde:

• DECt y DEVt corresponden a las demandas esperadas de capacidad y volumen, no asociadas a las IAC; y

• £ P DECjfé y £ p DEV¿?tc corresponden a las demandas esperadas de capacidad y volumen de cada proyecto p perteneciente a las IAC, que resultan de aplicar el procedimiento definido en el artículo 9 de la misma Resolución.

Para el adecuado entendimiento de las variables y de las ecuaciones citadas, también es importante tomar en consideración lo dispuesto en el parágrafo 2 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, el cual se transcribe a continuación:

“Parágrafo 2. Los transportadores y los distribuidores de gas natural podrán ejecutar extensiones de la ted tipo II de transporte sin seguir los procedimientos establecidos en el presente artículo, si aplican, durante el Periodo Tarifario t y los siguientes durante la Vida Útil Normativa, los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos de red tipo I o tipo II de transporte del cual se derive la nueva inversión’'.

Las extensiones de la red tipo II que se desarrollen en el marco de lo dispuesto en el parágrafo citado no se someten al procedimiento de aprobación de cargos.

En este sentido, para la definición de los cargos regulados de transporte no se deben considerar las inversiones, los gastos de AOM ni las demandas asociadas a las extensiones de la red tipo II de transporte que se desarrollen de conformidad con lo previsto en el parágrafo 2 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010.

S 6032020 FAX: 6032100/6032048 t r i:mMcreg.gov.co *vn*«:crBg®cfeg.9ovooE l Cale 116 No.7-15 mt2 Pteo 8 (*.901, Edf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C33GDoctorRafael Yeoes IsazaTransmetano E.S.P. S A 17 / 23

Pregunta:

“13. Encontramos que el artículo 12 y el artículo 13 son muy similares. Cuál debemos tomar como válido?".

Respuesta:

Los artículos 12 y 13 de la Resolución CREG 126 de 2010 son dos normas distintas.

El artículo 12 hace referencia a la Vida Útil del activo, mientras que el artículo 13 hace referencia a la Vida Útil Normativa de un activo.

Pregunta:

"14. Dado que el expediente tarifario de los transportadores que posean la tarifa vencida se debe entregar en Septiembre 10 de 2010 según las indicaciones publicadas en la página WEB, entendemos entonces que la techa Base para ios cálculos es el 31 de diciembre de 2009 y el primer año de proyección seria ei 2010. Por tevor validar nuestro entendimiento”.

Respuesta:

La inquietud hace referencia al 31 de diciembre de 2009 como una fecha de corte de inversiones, demandas y gastos de AOM para efectos tarifarios. Sobre el particular conviene considerar la definición de Fecha Base, establecida en la Resolución CREG 126 de 2010:

“Fecha Base: Es la fecha de referenda para realizar los cálculos tarifarios con base en la información que el transportador presenta a la CREG en cada Periodo Tarifario y corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud de aprobación de cargos. Los valores de los cargos serán expresados en afras de la Fecha Base".

La anterior definición establece que el 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud tarifaria es la fecha de referencia para realizar los cálculos tarifarios. También se establece en la resolución que los valores de los cargos serán expresados en cifras de la Fecha Base. Sin embargo, como ya se expuso, no se establece que esta fecha se deba tomar como fecha de corte de inversiones, demandas y gastos de AOM para efectos tarifarios. La Fecha Base es un mecanismo para referir las cifras de costos a valores constantes.

De otra parte, la Resolución CREG 126 de 2010 establece que algunas variables del cálculo tarifario, tales como demandas esperadas de capacidad y volumen, la capacidad máxima de mediano plazo y gastos de AOM se

Comisión de Regulación de Energía y Gas

V 6032020 FAX: 6032100/6032049 u rt:www.crBg.gov.co e-maí:cre9@creggovcoEE3 Cade 116 NO.7-15 lnt.2 Piso 6 0(1.901, EdV. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C *MComMón de Regulación

Doctor de Energía y GaeRafael Yeoes Isaza Transmetano ESP. S A 18/23

proyectan para el Horizonte de Proyecdón que es igual a la Vida Útil Normativa.

En tal sentido, no se puede considerar que el período transcurrido desde el 1 de enero de 2010 hasta la fecha en que se presente la solicitud tarifaria hace parte del Horizonte de Proyección, ya que sería un tiempo pasado más no proyectado. En este mismo sentido, el Horizonte de Proyección se debe considerar a partir de la fecha de solicitud de aprobación de cargos.

Pregunta:

“15. Bajo que mecanismo la CREG determinaré oíales activos en construcción o en operación son considerados redes tipo II de transporte que deben cumplir las reglas de integración vertical anteriores a la expedición de la resolución CREG 126 de 2010?“.

Respuesta:

El artículo 22 de la Resolución CREG 126 de 2010 define la red tipo II de transporte, así:

“Red tipo II de transporte. La red tipo II de transporte corresponderá a aquellos gasoductos del SNT que no estén incluidos en el Anexo 7 de la presente resolución y a aquellos que la Comisión no incorpore a la red tipo I de transporte de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 21 de la presente Resolución. También harán parte de la red tipo II de transporte:

a) Los gasoductos que se deriven de gasoductos delated tipo / o tipo II del SNT.

b) Los gasoductos que conecten un nuevo punto de producción o importación con un sistema de distribución no conectado al SNT.

c) Los gasoductos que se construyan desde un sistema de distribución existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente, para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos, que no tengan vinculación económica entre si.

Parágrafo. Los gasoductos en ejecución y aquellos en operación a la entrada en vigencia de la presente Resolución que no hayan sido considerados en la base de inversiones para aprobación de cargos vigentes, y que estén siendo construidos o hayan sido construidos por un distribuidor desde un sistema de distribución existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente, para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos, que no tengan vinculación económica entre sí, serán considerados como gasoductos de la red tioo II de transporte v se deberán cumplir las normas de integración vertical. La Comisión determinaré caso a caso

f t 6032020 FAX: 6032100/6032049 uri:www.cmg.govco *vnatf:creg®crBg.govco E l CaUe 116 No.7-15 Int2 Piso 9 06901, Edif. Cusezar Bogotá, D.C. Cdomtáa

c a s eDoctorRafael Yeoes IsazaTransmetano E.S.P. S.A. 19 / 23

cuáles activos harán parta de la red tipo II de transporte", (hemos subrayado)

De acuerdo con el citado artículo, los gasoductos en ejecución y aquellos en operación a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010, que no hayan sido considerados en la base de inversiones para aprobación de cargos vigentes, y que estén siendo construidos o hayan sido construidos por un distribuidor desde un sistema de distribución existente, localizado en un mercado relevante de distribución existente, para entrar a otro mercado relevante de distribución existente, en los cuales el servicio de distribución sea prestado por distribuidores distintos, que no tengan vinculación económica entre sí, serán considerados como gasoductos de la red tipo II de transporte y se deberán cumplir las normas de integración vertical.

Pregunta:

“16. Puede un transportador iniciar el proceso para una extensión de una red tipo II establecido en el artículo 25 de la resolución antes de que se determine los nuevos cargos tarifarios?”

Respuesta:

Lo establecido en el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010 entró en vigencia a partir de la expedición de la resolución mencionada. En estos términos, los distribuidores y los transportadores que así lo deseen pueden iniciar la aplicación del procedimiento para una extensión de una red tipo II.

Pregunta:

"17. En cuál de los sobres de tos mencionados en el artículo 25 el Transportador debe presentar el análisis de que el costo unitario de la prestación del servicio de gas natural es inferior al costo unitario de la prestación de servicio de GLP y la correspondente solicitud de inclusión de las inversiones Upo II dentro del cálculo tarifario?".

Respuesta:

El parágrafo 4 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010 establece lo siguiente:

“Parágrafo 4. La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados ciando el costo unitario de prestadón del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red Upo II, sea inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado del petróleo, estimado para la misma demanda.

ComMón de Regulación de Energía y Gas

V «032020 FAX: 6032100/6032049 u rtwmi.crvq.gov.co e*n«f:crea@creo.gavcoE3 Cale 116 No.7-15 lnt.2 Piso 9 06901, Edif. Cusezar Bogotá, D.C. Cotombia

C *MComisión de Regulación

Doctor do Energía y GasRafael Yeoes Isaza Transmetano E.S.P. S A 20 / 23

En todo caso, la CREG no aplicará el criterio establecido en este parágrafo si la inclusión de las inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte compromete ia neutralidad entre los agentes que prestan el servicio en el área geográfica de influencia de! proyecto.

Para efectos de estes estimaciones, la CREG utilizará la mepr información disponible, la cual incluirá, entre otros, información histórica de las diferentes componentes de la tarifa, información estadística por áreas geográficas, etc. Las estimaciones de costo unitario de prestación del servido se harán teniendo en cuenta costos eficientes de tal forma que no se descontarán aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte.

Las tarifas de transporte se modificarán cada vez que se incluyan inversiones de red tipo II de transporte en el cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

(...)”. (hemossubrayado)

Las anteriores disposiciones establecen que:

i) La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II detransporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductosexistentes cuando el costo unitario de prestación del sen/icio de gasnatural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, sea inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado del petróleo.

ii) La CREG no aplicará el anterior criterio si la inclusión de las inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte compromete la neutralidad.

iii) La CREG utilizará la mejor información disponible para las estimaciones del caso.

iv) Las tarifas de transporte se modificarán cada vez que sea necesario incluir inversiones de red tipo II de transporte en el cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

De lo anterior concluimos que la regulación no establece que el transportador deba presentar el análisis del costo unitario de la prestación del servicio de gas natural versus el costo unitario de la prestación de servicio de GLP. Dicho análisis lo realiza la CREG, caso por caso, dentro de cada proceso que se lleve a cabo para extender redes de tipo II de transporte de conformidad con las reglas del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010.

■ 6032020 FAX: 6032100/6032046 ur1:*nm/.cmg.govco *vna*:cre9@creg.gov.coE3 Cale 116 No.7-15 mt2 Pisos on.901, Edtf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C *MComisión de Regulación

Doctor de Energía y GasRafapl Yanas bayaTransmetano E.S.P. S A 21/23

Como se indicó en la respuesta a la pregunta 7, a partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010 el procedimiento para construir nuevos gasoductos de red tipo II es el previsto en el artículo 25 de la misma Resolución.

Pregunta:

"18. Cuál es el mecanismo para avisar a la CREG de que un transportador hará uso de la extensión tipo II sin aplicar lo establecido en el artículo 25?".

Respuesta:

A partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 2010 el procedimiento para construir nuevos gasoductos de red tipo II es el previsto en el articulo 25 de la misma Resolución.

El parágrafo 2 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010 establece lo siguiente:

‘Parágrafo 2. Los transportadores y los distribuidores de gas natural podrán ejecutar extensiones de la red tipo II de transporte sin seguir los procedimientos establecidos en el presente artlcuto, si aplican, durante el Periodo Tarifario t y los siguientes durante la Vida Útil Normativa, los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos de red tipo I o tipo II de transporte del cual se derive la nueva inversión".

Esta disposición establece las condiciones para que los agentes ejecuten extensiones de red tipo II de transporte sin seguir el procedimiento que tiene como fin de obtener información sobre los interesados en el proyecto y garantizar que el mismo se realice al mínimo costo, de que trata el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Estas disposiciones no establecen mecanismo alguno para que los agentes avisen directamente a la CREG sobre la construcción de redes tipo II sin seguir lo estipulado en el artículo 25 de la mencionada Resolución.

No obstante lo anterior, los agentes deben observar las obligaciones de reportar información establecidas en el numeral 2.4 del Reglamento Único de Transporte, RUT, y en el artículo 32 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que las sustituyan o modifiquen. Lo anterior sin perjuicio de la información que pueda requerir la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en virtud de lo establecido en el artículo 53 de la Ley 142 de 1994, o aquellas que lo modifiquen o complementen.

S 6032020 FAX: 6032100/6032049 urf:»ww.cre0 Swco a-mat:cmgt¡¡creQgcHCOES Cale 116 Na7-15 kit2 PisoS 0(1.901, Edf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia

C3S6DoctorRafael V anas k a raTransmetano ES P. SA. 22 / 23

Pregunta:

“19. Entendemos que en caso de que el Transportador decida efectuar una extensión Upo II con la opción prevista en el parágrafo 2 del artlcuto 25, ni las inversiones ni las demandas serán consideradas en el cálculo de tos cargos tarifarios durante un periodo de 20 años contados a parió' de la puesto en marcha de la infraestructura. Agradecemos su confirmación de nuestro entendimiento”.

Respuesta:

El parágrafo 2 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010 establece lo siguiente:

‘Parágrafo 2. Los transportadores y tos distribuidores de gas natural podrán ejecutar extensiones de la red tipo II de transporte sin seguir tos procedimientos establecidos en el presente artlcuto, si aplican, durante el Periodo Tarifario t y tos siguientes durante la Vida Útil Normativa, los caraos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos de red tioo I o ttoo II de transporte del cual se derive la nueva inversión’. (Hemos subrayado)

En los anteriores términos, cuando un transportador o un distribuidor decida ejecutar una extensión aplicando los cargos regulados vigentes para el tramo o grupo de gasoductos de red tipo II de transporte del cual se derive la nueva inversión, se entiende que las inversiones, gastos AOM y demandas asociados a esas extensiones no deben ser incluidos en solicitudes tarifarias.

Pregunta:

“20. El criterio de Neutralidad consagrado en el articulo 87 de la ley 142 de 1994 ordena que cada consumidor tendrá derecho al mismo tratemiento tarifario por parte del prestador del servicio que cualquier otro usuario de las características de tos costos que ocasionan al prestador de servidos son iguales. Con base en lo anterior no entendemos porque la indusión de las redes tipo II en la base de activos podría comprometer este prindpto y cuáles serían las bases para la CREG determinar dicha situadón".

Respuesta:

Entendemos que el comentario se origina en lo dispuesto en el parágrafo 4 del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010:

“Parágrafo 4. La CREG podrá induir inversiones en extensiones déla red tipo II de transporte dentro de! cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para tos cuales la CREG apruebe cargos regulados arando el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a

ComMón de Regulación de Energía y Gas

® 8032020 FAX: 6032100/6032049 uil:wwvtoBg.govco »«na0.'creg<9creg.govco1S3 Calle 116 No.7-15 lnL2 Piso 6 06001, Ed* Cusezar Bogotá. D.C. Colombia

DoctorRafael Yenes Isaya

ComMón de Rogulaclón de Enorgia y Gas

Transmetano E.S.P. S A 23/23

extensiones de red tipo II, sea inferior al costo unitario de prestación del servido de gas licuado del petróleo, estimado para la misma demanda.

En todo caso, la CREG no aplicará el criterio establecido en este parágrafo si la indusión de las inversiones en extensiones de la red tioo II de transporte compromete la neutralidad entre tos agentes que prestan el servido en el área geográfica de influencia del provecto (...)" (Hemos subrayado)

Para dar aplicación a esta norma, la CREG tomará en consideración el concepto de neutralidad, de acuerdo con el régimen establecido en la Ley 142 de 1994, teniendo en cuenta que no se afécte la libre competencia que puede existir en las distintas actividades del sector.

Pregunta:

“21. Dentro de la resolución se establece un mecanismo abierto para que las redes tipo II que unen nuevos mercados relevantes sean construidas por la mejor opdón que se presente entre las ofertas presentadas por los agentes interesados entre los cuales podrán partidpar transportadores y distribuidores. Teniendo en cuenta lo anterior y al derecho a la igualdad estableado en la constitución colombiana, consideramos que el establedmiento de tarifas de distribución y comerdalizaáón de nuevos mercados relevantes, deben surtir un procedimiento similar al establecido en el artículo 25 de la resolución 126 de 2010 en el cual puedan participar los transportadores. Esta considerado esta situación por la CREG para la expedición de los criterios generales pata la remuneración de la actividad de distribución y comercialización?".

Respuesta:

La Comisión, en la agenda regulatoria, ha programado la expedición, para consulta, de la metodología para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por red. En este sentido, de manera atenta lo invitamos a que dentro del marco de esos procesos regulatorios manifieste las inquietudes planteadas.

Este concepto se emite de conformidad con los artículos 73.24 de la Ley 142 de 199 4 y 25 del Código Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

JAVIER AUGUSTO DÍAZ V^LASCO Director Ejecutivo ,19 u ri: www.cng.gcN.co e^na l: creg@creg.gov.co

d Of .901, Edf. Cusezar Bogotá, D.C. Colombia