RESOLUCIÓN 13 DE 2003 

(Marzo 4)

“Por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema de transporte de Ecogás”.

(Nota: Véase la Resolución 85 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que de acuerdo con lo establecido en el artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que según lo dispuesto por el artículo 28 de la Ley 142 de 1994, la construcción y operación de redes para el transporte de gas, así como el señalamiento de las tarifas por uso, se regirán exclusivamente por esta ley;

Que el artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que el artículo 73.22 de la Ley 142 de 1994, asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, de acuerdo con las reglas de esa ley;

Que de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas;

Que mediante la Resolución CREG-001 de 2000, la Comisión de Regulación de Energía y Gas adoptó la metodología y criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número CREG-1506 de 2000, la empresa Promigás S.A. ESP, presentó a la CREG solicitud de cargos regulados para su sistema de transporte en la cual incluyó los gasoductos de su propiedad que se derivan del gasoducto Ballena-Barrancabermeja de propiedad de Ecogás;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número CREG-1524 de 2000, la empresa Ecogás, en desarrollo de la Resolución CREG-001 de 2000, presentó a la CREG solicitud de los cargos regulados para su sistema de transporte de gas natural;

Que el comité de expertos presentó a la comisión, en reunión del día 17 de julio de 2001, avances logrados tendientes a expedir los cargos regulados para Ecogás como se explica en el documento CREG-089 de 2001;

Que Ecogás, a través de comunicación radicada con el número CREG 6097 de julio 11 de 2001, propuso a la CREG mantener las tarifas vigentes para el próximo período tarifario, realizando una actualización con la inflación de Estados Unidos;

Que de conformidad con lo dispuesto en el Acta 156 de 2001, el comité de expertos expresó a los demás miembros de la Comisión de Regulación de Energía y Gas que se estudiaría desde el punto de vista regulatorio y jurídico la propuesta presentada por Ecogás mediante comunicación radicada con el número CREG 6097 de 2001;

Que Ecogás, a través de comunicación radicada con el número CREG 6963 de agosto 9 de 2001, reiteró a la CREG su propuesta anterior;

Que se adelantaron estudios técnicos y jurídicos pertinentes para analizar la propuesta de Ecogás, cuyos resultados se tuvieron en cuenta para la adopción de la presente decisión;

Que con base en los estudios jurídicos adelantados se concluyó:

i) Que no es viable adoptar la propuesta formulada por Ecogás;

ii) Que es posible adoptar criterios particulares para Ecogás siempre que resulten conformes con la ley, y

iii) Al aplicar el principio de eficiencia económica, el regulador puede en forma razonable no considerar costos que se presenten por ineficiencias;

Que en el proceso tendiente a adoptar cargos para el sistema de transporte de Ecogás, se analizaron otras metodologías diferentes a la de costo medio de mediano plazo, adoptada mediante la Resolución CREG-001 de 2000, como son las metodologías de netback y la de costo marginal, y no se encontraron razones que permitan concluir una aplicación más eficiente de los criterios tarifarios previstos en la Ley 142 de 1994 a través de tales metodologías;

Que el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 atribuye a la CREG, la función de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, para lo cual podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado;

Que mediante la Resolución CREG-085 de 2000, se modificaron y aclararon algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000, y se establecieron los principios generales para la distribución de la remuneración y para la operación de un sistema troncal de transporte —STT— o un sistema regional de transporte —SRT— de propiedad múltiple;

Que mediante la Resolución CREG-016 de 2002, se modificaron y aclararon algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-085 de 2000 relacionadas con STT o SRT de propiedad múltiple;

Que mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número CREG-2004 de 2001 Ecogás reportó la capacidad máxima de mediano plazo de su sistema de transporte, calculada de acuerdo con las disposiciones establecidas en la resoluciones CREG-085 de 2000 y CREG-008 de 2001;

Que en desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG-085 de 2000, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número 1035 de 2003, la UPME reportó los escenarios de demanda de gas para los sectores de consumo de gas diferentes al sector termoeléctrico del país;

Que en desarrollo de lo dispuesto en la Resolución CREG-085 de 2000, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número 883 de 2003, el CND reportó el escenario de demanda de gas más probable para el sector termoeléctrico del país;

Que con base en la información reportada por las empresas transportadoras de gas en Colombia e información internacional disponible, la comisión dando cumplimiento de la Resolución CREG-001 de 2000, determinó la frontera de eficiencia para establecer los gastos de AO & M eficientes en las empresas transportadoras, cuyos resultados están contenidos en el documento CREG-032 de 2001;

Que mediante Resolución CREG-007 de 2001, se modificaron las tasas de costo de capital invertido establecidas en la Resolución CREG-001 de 2000 y se estableció un procedimiento para su determinación;

Que en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000 se establecieron los criterios para determinar la inversión existente y gastos de AO & M correspondientes a los gasoductos Mariquita - Cali y Ballena - Barranca;

Que la inversión existente y gastos de AO & M para los gasoductos Ballena - Barranca y Mariquita - Cali, adoptados en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, corresponden al valor presente de las obligaciones de pago de Ecogás con Ecopetrol establecidas en el Decreto 958 de mayo 27 de 1998;

Que se evaluó la eficiencia en la inversión del gasoducto Mariquita - Cali teniendo en cuenta el costo de inversión promedio para gasoductos construidos en zonas montañosas del país, calculado con la información disponible, y se encontró que el costo de inversión para el gasoductos Mariquita - Cali, determinado a partir de los criterios establecidos en el numeral 3.2.1.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, es muy superior al costo promedio de los gasoductos construidos en zonas montañosas, razón por la cual se consideró conveniente efectuar los respectivos ajustes;

Que mediante el artículo 2º de la Resolución CREG-008 de 2001, el cual modificó y complementó el artículo 3º de la Resolución CREG-085 de 2000, se establecieron las reglas para calcular la capacidad máxima de mediano plazo de un SRT y un STT;

Que la capacidad máxima de mediano plazo busca reflejar las condiciones reales de operación de un sistema de transporte y que 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;

Que las diferencias entre la capacidad máxima de mediano plazo y la capacidad máxima potencial en algunos tramos del sistema de transporte de Ecogás es relevante debido a limitaciones en la producción;

Que las diferencias entre la capacidad máxima de mediano plazo y la capacidad máxima potencial tienen gran incidencia en la evaluación de eficiencia de los gasoductos y por tanto en los cargos de transporte correspondientes;

Que teniendo en cuenta lo anterior y considerando lo señalado en los estudios jurídicos pertinentes, es necesario considerar la capacidad máxima potencial de los gasoductos del sistema de transporte de Ecogás para efectos del cálculo tarifario;

Que mediante comunicaciones con radicación CREG-4123 y 5122 de 2002, Ecogás reportó los cálculos de la capacidad máxima potencial de los gasoductos de su sistema de transporte;

Que mediante comunicación con radicación CREG-2324 de 2002, Ecopetrol manifestó:

• La necesidad para el país de contar con una oferta adicional de gas proveniente de los campos de Cusiana y Cupiagua para el corto plazo;

• Que se han adelantado estudios técnico económicos de opciones de ingeniería que posibilitan disponer de dicha oferta durante el segundo semestre de 2002 y al momento en que entre en operación la planta de tratamiento del gas de Cusiana con 100 MPCD de capacidad, prevista para el 2004;

• Que dicha oferta podría ser de 20 MPCD durante el segundo semestre de 2002 y 40 MPCD a partir de 2003;

Que esta oferta de gas necesariamente debe utilizar el sistema de transporte de Ecogás para ser llevado a los centros de consumo del interior del país;

Que en consideración a lo anterior se hace necesario ajustar las demandas esperadas de capacidad y volumen obtenidas con la aplicación de lo previsto en el artículo 9º de la Resolución CREG-085 de 2000, para los tramos por los cuales se transportará la oferta adicional de gas proveniente de los campos de Cusiana y Cupiagua;

Que mediante comunicaciones con radicaciones CREG 998, 1135, 1209 y 1647 de 2003, la empresa Ecogás presentó a la CREG información complementaria a su solicitud tarifaria;

Que el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994 establece, entre otros, que de acuerdo con los estudios de costos, la comisión reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas;

Que el artículo 99.6 de la Ley 142 de 1994 establece que la parte de la tarifa que refleje los costos de administración, operación y mantenimiento a que dé lugar el suministro será cubierta siempre por el usuario;

Que los cargos que se aprueban mediante la presente resolución, se calcularon aplicando la metodología establecida en las resoluciones CREG-001 de 2000; CREG-085 de 2000; CREG-007 de 2001; CREG-008 de 2001; los ajustes en los criterios de eficiencia en la inversión y la capacidad máxima aquí señalados, y con la información reportada por Ecogás para tal fin, cuyos resultados están contenidos en el Documento CREG-014 de marzo 4 de 2003;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión número 210 del 4 de marzo de 2003, aprobó los cargos regulados de transporte para el sistema de transporte de Ecogás y las demás disposiciones que se adoptan mediante la presente resolución;

RESUELVE:

ART. 1º—Ámbito de aplicación. Mediante la presente resolución se aprueban los cargos regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural, que se efectúa a través de los gasoductos del sistema de transporte de Ecogás y de los gasoductos de otros sistemas de transporte embebidos en el sistema de esta empresa, los cuales se relacionan en el anexo 1 de esta resolución.

PAR.—No se incluyen en esta resolución los gasoductos o grupo de gasoductos del sistema de transporte de Ecogás que están dentro del sistema de transporte de Promigás S.A. ESP, cuya remuneración se establece en la resolución CREG-014 de 2002, los cuales se indican en el anexo 2 de la presente resolución.

ART. 2º—Criterios de eficiencia particulares. Para valorar la eficiencia en la inversión y el uso de los gasoductos se adoptan los siguientes criterios particulares para el sistema de transporte de Ecogás:

1. Para el gasoducto Mariquita - Cali se utiliza la inversión calculada a partir del costo medio unitario (22.38 US $/m-pulg.; de dic./02) de gasoductos construidos en zonas montañosas en el país.

2. Se utiliza la capacidad máxima potencial de los gasoductos del sistema de transporte de Ecogás para efectos de evaluar la eficiencia en el uso de los gasoductos.

En los demás aspectos, los gasoductos del sistema de transporte de Ecogás se evalúan conforme a las reglas establecidas en las resoluciones CREG-001 y CREG-085 de 2000 y CREG-008 de 2001.

ART. 3º—Clasificación del sistema de transporte. Los gasoductos señalados en el artículo 1º de esta resolución, con excepción de los indicados en su parágrafo, se clasifican como principales y ramales según se establece a continuación:

 

Principales
Tramo Mariquita - Pereira
Tramo Pereira - Armenia
Tramo Armenia - Cali
Tramo Ballena - Barrancabermeja
Tramo La Belleza - Cogua
Tramo El Porvenir - La Belleza
Tramo La Belleza - Vasconia
Tramo Vasconia - Mariquita
Tramo Sebastopol - Vasconia
Tramo Barrancabermeja - Sebastopol
Tramo Cusiana - Apiay
Tramo Apiay - Usme
Tramo Apiay - Villavicencio - Ocoa
Tramo Mariquita - Gualanday [1]
Tramo Gualanday - Neiva [2]
Tramo Ramales Boyacá - Santander (anexo 3)
Tramo Morichal - Yopal
Ramales
Ramal Galán - Termobarranca
Ramal Yariguíes - Puente Sogamoso
Ramal Yariguíes - Puerto Wilches
Ramal Zona Industrial Cantagallo - Cantagallo
Ramal Zona Industrial Cantagallo - San Pablo
Ramal Galán - Casabe - Yondó
Ramal Corregimiento Brisas de Bolívar
Ramal San Vicente de Chucurí
Ramales que se derivan de tramos principales (anexo 4)

Fuente: Propuesta tarifaria, Ecogás [1] Incluye Montañuelo - Gualanday[2] Incluye Tello - Los Pinos.

ART. 4º—Inversión base. La inversión base utilizada para la aprobación de los cargos de que trata la presente resolución, incluye:

4.1. Inversión existente. Como inversión existente se reconocen US$ 681,858,522 (dólares de diciembre 31 de 2002) para los gasoductos principales y US$ 70,983,268 (dólares de dic. 31/2002) para los gasoductos ramales de acuerdo con la desagregación presentada en el anexo 5.1 de esta resolución.

4.2. Programa de nuevas inversiones. Para el programa de nuevas inversiones se reconocen los siguientes valores, con la descripción presentada en el anexo 5.2 de la presente resolución:

 Año 1Año 2Año 3Año 4Año 5
Sistema principal28.253.00020.738.0002.923.0002.832.0002.833.000

NOTA: Cifras en US $ de diciembre 31 de 2002.

PAR.—Los cargos regulados que se aprueban mediante la presente resolución, están sujetos a la ejecución del programa de nuevas inversiones aquí reconocido. El incumplimiento en cualquiera de las inversiones previstas en este programa podrá dar lugar a ajustes en los cargos aprobados. Para tal efecto, el transportador deberá enviar al finalizar cada año del período tarifario los proyectos y el monto de la inversión ejecutada en el año tarifario inmediatamente anterior.

ART. 5º—Demandas esperadas de volumen y capacidad. La demanda esperada de volumen y la demanda esperada de capacidad, que sirvieron de base para el cálculo de los cargos que aquí se aprueban, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 9º de la Resolución CREG-085 y el ajuste en las demandas esperadas de volumen y capacidad adoptado con la presente resolución, corresponden a las presentadas en los anexos 6.1 y 6.2 de esta resolución.

PAR.—A las demandas obtenidas con la aplicación de lo dispuesto en el artículo 9º de la Resolución CREG-085 de 2000 se incluye el efecto de una producción adicional de 40 MPCD desde mediados del año 2003, proveniente de los campos de Cusiana y Cupiagua.

ART. 6º—Tasas de costo de capital invertido. Conforme a lo establecido en la metodología aprobada por la Resolución CREG-007 de 2001, se obtiene para Ecogás una tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad de 12.53% y una tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de volumen de 16.53%.

ART. 7º—Esquema de cargos de transporte. La remuneración del servicio de transporte para los gasoductos indicados en el artículo 1º de la presente resolución, con excepción de los señalados en el parágrafo de dicho artículo, se basa en un esquema de cargos de paso, determinados como la suma de los cargos individuales de cada tramo de gasoductos principales según el recorrido del flujo físico de gas más los cargos estampilla correspondientes al grupo de gasoductos ramales y al grupo de gasoductos principales. Los tramos y grupos de gasoductos comprenden:

Tramo Ballena - Barrancabermeja
Tramo Barrancabermeja - Sebastopol
Tramo Sebastopol - Vasconia
Tramo Vasconia - Mariquita
Tramo Mariquita - Pereira
Tramo Pereira - Armenia
Tramo Armenia - Cali
Tramo La Belleza - Vasconia
Tramo La Belleza - El Porvenir
Tramo La Belleza - Cogua
Tramo Cusiana - Apiay
Tramo Apiay - Usme
Tramo Apiay - Villavicencio - Ocoa
Tramo Mariquita - Gualanday
Tramo Gualanday - Neiva
Tramo Ramales Boyacá - Santander
Tramo Morichal -Yopal
Cargos individuales de paso, según el recorrido físico del gas
Grupo de gasoductos ramales[1]
Grupo de gasoductos principales
Cargos estampilla generales, independientes del recorrido del gas

[1] Los gasoductos regionales aislados del sistema troncal les aplica únicamente los cargos estampilla ramales.

PAR.—Las parejas de cargos fijos y variables para los gasoductos Morichal - Yopal y Ramales Boyacá - Santander son independientes para dichos tramos y por tanto no incluyen cargos estampillas.

ART. 8º—Cargos fijos y variables regulados de referencia para la remuneración de los costos de inversión. Para remunerar los costos de inversión de los gasoductos definidos en el artículo 1º de esta resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo de dicho artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado, se aprueban las siguientes parejas de cargos regulados:

Cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión

% de la inversión base remunerada con cargo fijo02040506080100
Cargos por distancia
Ballena - Barranca
C.F.-22.52645.05156.31467.57790.103112.629
C.V.0.4440.3550.2670.2220.1780.089-
Barranca - Sebastopol
C.F.-5.72411.44814.31017.17222.89628.620
C.V.0.1730.1380.1040.0860.0690.035-
Sebastopol - Vasconia
C.F.-2.9945.9887.4858.98311.97714.971
C.V.0.1040.0830.0620.0520.0420.021-
Vasconia - Mariquita
C.F.-8.48616.97121.21425.45733.94242.428
C.V.0.2200.1760.1320.1100.0880.044-
Mariquita - Pereira
C.F.-13.16926.33832.92339.50752.67665.845
C.V.0.3170.2540.1900.1590.1270.063-
Pereira - Armenia
C.F.-4.8629.72412.15614.58719.44924.311
C.V.0.1210.0970.0730.0610.0490.024-
Armenia - Cali
C.F.-10.35620.71225.89131.06941.42551.781
C.V.0.2590.2080.1560.1300.1040.052-
Mariquita - Gualanday
C.F.-49.07098.140122.675147.209196.279245.349
C.V.1.0450.8360.6270.5230.4180.209-
Gualanday – Neiva
C.F.-15.48730.97438.71746.46161.94877.435
C.V.0.3310.2650.1990.1660.1330.066-
Vasconia - La Belleza
C.F.-21.79043.58054.47565.37087.160108.950
C.V.0.4110.3290.2470.2060.1640.082-
La Belleza - Cogua
C.F.-15.62431.24839.06046.87262.49778.121
C.V.0.2900.2320.1740.1450.1160.058-
La Belleza - El Porvenir
C.F.-19.56239.12348.90458.68578.24797.809
C.V.0.4930.3940.2960.2460.1970.099-
Cusiana - Apiay
C.F.-44.70889.417111.771134.125178.834223.542
C.V.0.8820.7060.5290.4410.3530.176-
Apiay - Usme
C.F.-17.42934.85743.57252.28669.71587.144
C.V.0.3520.2820.2110.1760.1410.070-
Apiay - Villavicencio - Ocoa
C.F.-12.45724.91431.14337.37249.82962.286
C.V.0.1910.1530.1140.0950.0760.038-
Gasoducto Morichal - Yopal
C.F.-5.30910.61713.27215.92621.23526.543
C.V.0.1030.0820.0620.0510.0410.021-
Ramales Boyacá - Santander
C.F.-18.59937.19946.49855.79874.39792.997
C.V.0.4920.3930.2950.2460.1970.098-
Cargos estampilla ramales
C.F.-5.93411.86814.83517.80223.73629.670
C.V.0.1260.1000.0750.0630.0500.025-
Cargos estampilla gasoductos principales
C.F.-6.19512.39115.48818.58624.78130.977
C.V.0.1310.1050.0790.0650.0520.026-

C.F. = Cargo fijo expresado en US$ de dic. 31 de 2002 por kpcd-año.

C.V. = Cargo variable expresado en US$ de diciembre 31 de 2002 por kpc.

NOTA: Para efectos de esta resolución las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

PAR. 1º—Para establecerla pareja de cargos fijos y variables aplicables en un punto determinado, se suman la pareja de cargos fijos y variables por distancia de cada tramo, con las dos parejas de cargos fijos y variables por estampilla establecidos para grupos de gasoductos ramales y principales. Para los gasoductos Morichal - Yopal y Ramales Boyacá - Santander no se suman las parejas de cargos fijos y variables por estampilla.

PAR. 2º—Las parejas de cargos fijos y variables establecidas en el presente artículo están expresadas en dólares americanos de diciembre 31 de 2002. Dichas parejas de cargos deberán actualizarse de conformidad con lo establecido en el artículo 5º de la Resolución CREG-001 de 2000.

ART. 9º—Gastos de administración, operación y mantenimiento, AO & M. Se reconocen los gastos de AO & M presentados en el anexos 7 de esta resolución, los cuales incluyen el reconocimiento del 90.5% de los gastos de AO & M reportados por Ecogás. Para determinar este porcentaje se aplicó la metodología de frontera de eficiencia definida en la Resolución CREG-001 de 2000.

PAR.—Los gastos de AO & M de gasoductos de otros sistemas de transporte a los que aplica esta resolución, se incluyen acorde con los resultados de aplicar la metodología de frontera de eficiencia al respectivo sistema de transporte.

ART. 10.—Cargos fijos regulados para la remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AO & M. Se aprueban los siguientes cargos regulados para remunerar los gastos de AO & M de los gasoductos definidos en el artículo 1º de esta resolución, con excepción de los indicados en el parágrafo de dicho artículo, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-001 de 2000 y las demás normas que la han modificado y complementado:

Cargo fijo que remunera los gastos de AO & M

 

Cargo fijo (Col. $ dic. 31-02/kpcd-año)
Cargo por distancia
Ballena - Barrancabermeja206,515
Barrancabermeja - Sebastopol39,579
Sebastopol - Vasconia35,733
Vasconia - Mariquita57,833
Mariquita - Pereira114,899
Pereira - Armenia45,676
Armenia - Cali90,738
Mariquita - Gualanday77,606
Gualanday - Neiva38,980
Vasconia - La Belleza66,268
La Belleza - Cogua46,256
La Belleza - El Porvenir31,347
Cusiana - Apiay153,623
Apiay - Usme94,227
Apiay - Villavicencio - Ocoa36,014
Gasoducto Morichal - Yopal39,672
Ramales Boyacá - Santander126,270
Cargo estampilla gasoductos ramales42,539
Cargo estampilla gasoductos principales40,550

NOTA: Para efectos de esta resolución las cifras decimales se separan con punto y las cifras de miles se separan con comas.

PAR.—Los cargos indicados en el presente artículo están expresados en pesos de diciembre 31 de 2002. Dichos cargos deberán actualizarse de conformidad con lo establecido en el artículo 5º de la Resolución CREG-001 de 2000 y aquellas normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

ART. 11.—Los cargos aprobados en esta resolución no incluyen el impuesto de transporte de que trata el artículo 26 de la Ley 141 de 1994, ni la cuota de fomento establecida por el artículo 15 de la Ley 401 de 1997.

ART. 12.—Los cargos que se aprueban mediante la presente resolución podrán ajustarse de oficio o a petición de parte si la autoridad competente modifica el monto de la inversión existente considerada en la presente resolución, y como resultado de esta modificación la inversión existente disminuye.

ART. 13.—De conformidad con el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, y teniendo en cuenta el régimen de libertad regulada, los cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión, y que se aprueban mediante esta resolución, son cargos máximos.

ART. 14.—Vigencia. La presente resolución deberá notificarse a las empresas Ecogás y Promigás S.A. ESP, y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en esta resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la dirección ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

Publíquese, notifíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 4 de marzo de 2003.

NOTA: Los anexos de la presente resolución pueden ser consultados en la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

(Nota: Véase la Resolución 85 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)