RESOLUCIÓN 8 DE 2001 

(Febrero 20)

“Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en las resoluciones CREG-1 y CREG-85 de 2000”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial 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 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 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, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la facultad de establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes;

Que mediante Resolución CREG-001 de 2000, se establecieron los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte;

Que mediante Resolución CREG-085 de 2000, se introdujeron aclaraciones y modificaciones a los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte establecidos en la Resolución CREG-001 de 2000;

Que en el artículo 1º de la Resolución CREG-085 de 2000, se determinó que la CREG establecerá los gasoductos que se consideran sistema troncal de transporte y aquellos que se consideran sistema regional de transporte;

Que la CREG consideró necesario definir los gasoductos que conformarán los sistemas troncales y regionales de transporte y precisar los procedimientos para calcular la capacidad máxima de mediano plazo de dichos gasoductos;

Que la comisión ha considerado conveniente simplificar el procedimiento de cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo, establecido en la Resolución CREG-085 de 2000, y hacerlo más consistente con las condiciones de operación de los gasoductos y con las normas de seguridad aplicables a los mismos;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG-007 de 2001, modificó las tasas de costo de capital invertido, de que trata el numeral 3.1 de la Resolución CREG-001 de 2000, y estableció un procedimiento para su determinación;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su Sesión 143 del 1º de febrero de 2001, aprobó los criterios para clasificar los gasoductos en sistemas troncales y regionales de transporte así como algunas disposiciones complementarias a las contenidas en las resoluciones CREG-001 y CREG-085 de 2000;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su Sesión 144 del 20 de febrero de 2001, acordó expedir la presente resolución, que recoge los criterios y disposiciones aprobadas en la Sesión 143,

RESUELVE:

ART. 1º—Definiciones. Modifícanse las definiciones de sistema troncal de transporte, sistema regional de transporte y de factor de utilización normativo establecidas en las resoluciones CREG-84 y CREG-85 de 2000, en los siguientes términos:

Factor de utilización. Es un indicador de utilización de un gasoducto o grupo de gasoductos con relación a su utilización potencial máxima. El factor de utilización se define, como la relación entre la sumatoria de los valores presentes de las demandas esperadas de volumen de cada año, en el horizonte de proyección, y la sumatoria de los valores presentes de las capacidades máximas de mediano plazo de transporte de un gasoducto o grupo de gasoductos, en el horizonte de proyección, multiplicadas por un factor de 365.

Dichos valores presentes se calcularán utilizando la tasa promedio de costo de capital remunerado por servicios de capacidad, definida para la empresa transportadora.

Sistema troncal de transporte, STT. Gasoducto o grupo de gasoductos de un sistema de transporte, con diámetros iguales o superiores a 16 pulgadas, derivados de puntos de entrada de campos de producción o de puntos de transferencia de otro(s) sistema(s) de transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta sistemas regionales de transporte, sistemas de distribución, la conexión de usuarios no regulados, otro (s) sistema (s) de transporte y sistemas de almacenamiento.

Sistema regional de transporte, SRT. Conjunto de gasoductos del sistema nacional de transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de sistemas troncales de transporte, puntos de entrada de campos de producción o puntos de transferencia de otros sistemas de transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta otro (s) sistema (s) regional de transporte, sistemas de distribución, la conexión de usuarios no regulados, sistemas de almacenamiento o que interconectan sistemas de distribución. Los sistemas regionales de transporte no incluirán activos pertenecientes a sistemas de distribución.

ART. 2º—Modifícase el artículo 3º de la Resolución CREG-85 de 2000, el cual quedará así:

“ART. 3º—Cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo. Para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un STT o un SRT se tendrán en cuenta las siguientes reglas:

3.1. Parámetros técnicos del fluido y del gasoducto. Los parámetros del fluido y del gasoducto utilizados para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo, deben corresponder a los parámetros validados mediante simulaciones operacionales del transportador, teniendo en cuenta información histórica.

3.2. Presiones en puntos de entrada de campos de producción. Se utilizará como presión en puntos de entrada de campos de producción 1200 psig.

3.3. Máxima presión de operación permisible. Las presiones que se simulen no deberán exceder las máximas presiones de operación permisibles establecidas por la Norma NTC-3838 o aquellas normas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.

3.4. Procedimiento de cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un STT. Para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un STT, se simulará la red integrada por la totalidad de los gasoductos del STT, empleando modelos de simulación en estado transitorio y siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

3.4.1. Para cada punto de salida de un STT, se utilizará el perfil horario del volumen correspondiente al día en que se presente la demanda esperada de capacidad para cada año del horizonte de proyección.

3.4.2. Para encontrar el volumen máximo transportable en cada año del horizonte de proyección, se adelantará un proceso iterativo mediante incrementos a prorrata de todos los volúmenes de los puntos de salida, hasta encontrar un perfil de volumen diario por encima del cual, en algún punto de salida la presión sea inferior a 250 psig o no se cumpla con los volúmenes máximos inyectables en los puntos de entrada.

En los puntos de salida se debe conservar el perfil horario de la demanda.

3.4.3. Para aquellos sistemas troncales de transporte que se deriven de un sistema de transporte de otro transportador, se utilizarán las presiones promedio obtenidas por el transportador que entrega en el punto de transferencia correspondiente.

3.4.4. Para aquellos sistemas troncales de transporte que cuenten con infraestructura de compresión, se considerarán las presiones de descarga de cada compresor.

3.5. Procedimiento de cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un SRT. Para el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de un SRT, se efectuarán simulaciones independientes a las del STT del cual se deriven, empleando el mismo procedimiento descrito en los numerales 3.4.1 y 3.4.2, y los parámetros que se indican a continuación:

3.5.1. Para aquellos sistemas regionales de transporte que se deriven de un sistema de transporte de otro transportador, se utilizarán las presiones promedio obtenidas por el transportador que entrega en el punto de transferencia correspondiente.

En los demás casos se utilizará una presión de entrada de 250 psig y presiones de salida de 60 psig.

3.5.2. Para aquellos sistemas regionales de transporte que cuenten con infraestructura de compresión, se considerarán las presiones de descarga de cada compresor.

3.5.3. Si dentro de un sistema de transporte la capacidad máxima de mediano plazo, calculada para cualquier gasoducto, es inferior a la suma de las capacidades máximas de mediano plazo de los gasoductos que se desprenden de él, los valores de capacidades calculados para estos últimos se disminuirán en forma proporcional, hasta lograr que su capacidad acumulada no exceda la del gasoducto del cual se desprenden.

PAR.—Una vez efectuados los cálculos de capacidades máximas de mediano plazo, el transportador deberá enviar a la CREG las memorias correspondientes que incluyan todos los parámetros técnicos utilizados en el cálculo, así como las capacidades, presiones y extracciones en cada tramo y en cada punto de salida a lo largo del gasoducto.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá verificar, dentro de los términos legales, el cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo de los SRT o STT realizado por el transportador”.

ART. 3º—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.

PAR.—La ejecución de inversiones no incluidas en el programa de nuevas inversiones, presentado por el transportador en su solicitud tarifaria, requerirá aprobación por parte de la CREG, sin que esto implique revisión de los cargos de transporte aprobados para el período tarifario correspondiente.

ART. 4º—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 20 de febrero de 2001.