RESOLUCIÓN 99 DE 2010

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 99 DE 2010 

(Julio 1º)

“Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Ecopetrol S.A. contra la Resolución CREG 016 de 2010”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

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

Considerando que:

I. Antecedentes

De conformidad con lo establecido en el artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 el Servicio Público Domiciliario de Gas Combustible “es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.

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.

Mediante la Resolución CREG 122 de 2008 se adoptaron los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de Transporte de Gas Licuado del Petróleo, GLP, por ductos.

Mediante la Resolución CREG 016 de 2010 se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de GLP por ductos de Ecopetrol S.A. (en adelante Ecopetrol) de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 122 de 2008.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2010-002352, y estando dentro de los términos legales previstos, Ecopetrol interpuso recurso de reposición contra la Resolución CREG 016 de 2010. Las siguientes son las peticiones de la empresa:

“1.Que se modifique el artículo 3º de la Resolución CREG 016 de 2010, mediante el cual se reconoce el valor de la inversión en activos existentes para efectos tarifarios, para el sistema de transporte descrito en el artículo 2º de la resolución mencionada.

2. Que se modifique el artículo 4º, mediante el cual se reconoce para efectos tarifarios el valor del combustible del lleno de línea.

3. Que se modifique el artículo 5º relacionado con las demandas que sirvieron de base para el cálculo de los cargos que se aprueban mediante la resolución.

4. Que se modifique el artículo 8º por el cual se remuneran los costos de inversión de los tramos de ductos definidos en el artículo 2º de la resolución.

5. Que se modifique el artículo 9º por el cual se aprueban los cargos que remuneran los gastos de AOM de los tramos de ductos definidos en el artículo 2º de la resolución”.

Ecopetrol solicita las siguientes pruebas:

1. Documentales.

Que se adjuntan al presente escrito y solicitamos se tengan como pruebas:

1. Documento denominado ‘Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A.’ y sus anexos, contenidos en 275 folios.

2. Dictamen pericial.

2.1 Solicitamos decretar prueba pericial, para determinar cuál es el porcentaje de la valoración de activos correspondiente a GLP, en ductos compartidos. Prueba fundamental que logrará establecer dicho valor, el cual hasta el momento ninguno de los estudios de la CREG ni de Ecopetrol han logrado determinar y que encuentra fundamento jurídico, incluyendo pero sin limitarse, en la Sentencia 13919 del 29 de mayo de 2003 del Consejo de Estado Sección Tercera M.P. Ricardo Hoyos Duque”.

Ecopetrol plantea los siguientes fundamentos de inconformidad:

“1. Con relación a la valoración de los activos encontramos varios aspectos que deben ser modificados en los siguientes términos:

1.1.Reemplazar los valores unitarios tenidos en cuenta en el acto administrativo y en el Documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010, considerando dichos valores son muy diferentes a los que maneja la industria del petróleo; siendo el caso más significativo los costos unitarios en cuanto a la construcción de teas, de obras civiles en estaciones y ductos. Igualmente hay incongruencias en los precios unitarios de algunos ítems reportados por Divisa como por ejemplo las bombas booster. Para ver en detalle el valor de cada ítem, solicitamos estarse a lo dispuesto en el documento anexo denominado ‘Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A.’

1.2.Incluir en algunos componentes como Obras Civiles, ítems que son relevantes, por ejemplo excavaciones, rellenos, cortes, entre otros, los cuales deben ser reconocidos dentro de la valoración de los activos. Tampoco se consideran al interior de las estaciones, conceptos como servidumbres, movimientos de tierra, tubería de proceso, los cuales solicitamos sean igualmente reconocidos. Para ver en detalle el valor de cada ítem, solicitamos estarse a lo dispuesto en el documento anexo denominado ‘Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A.’

1.3. Asignar el valor de la tubería compartida, de acuerdo al cociente entre el volumen de GLP transportado y el volumen total transportado de GLP y otros productos, de tal manera que tanto la CREG como Ecopetrol puedan aplicar este criterio en la valoración. El estudio de Divisa hace un esfuerzo por imputar a la actividad de transporte de GLP algunos activos (estaciones y terminales), no obstante se efectúa de manera parcial por cuanto no se realizó la misma imputación a ítems como la tubería, tal como se evidencia en la Tabla 8 Valoración de Ductos Ecopetrol vs. Divisa, del numeral 3.1 del documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010.

1.4.Mediante comunicado 2-2008-59676 Ecopetrol presentó a la Comisión, en el numeral 2 de los comentarios específicos relacionados con la inversión en activos existentes, la relación detallada de los activos de los sistemas de transporte. En este documento Ecopetrol reportó únicamente la valoración de los activos relacionados con el almacenamiento operativo requerido para operar los sistemas de transporte.

Considerando que la Resolución 92 de 2009 estableció que los transportadores deben ‘entregar de manera oportuna y confiable las cantidades de GLP garantizando flujo continuo de producto en cada punto de entrega de tal manera que las cantidades equivalentes a una entrega diaria y permanente del producto contratado permanezcan disponibles en cada punto de entrega’, les solicitamos se tenga en cuenta y se reconozca el costo en que deberá incurrir el transportador por concepto de almacenamiento, para garantizar la entrega diaria del producto el cual, teniendo en cuenta el cargo N vigente de acuerdo a la Resolución 24 de 2008, le representa al transportador asumir una suma cercana a $17.000 millones de pesos, resultante de aplicar el 60% de la tarifa actualmente vigente ($105,42/GL) a los volúmenes de GLP proyectados para el año 2010 (17 KBDC promedio) para transportar por nuestros ductos.

2.

2.1. Por solicitud efectuada por la CREG mediante comunicación S-2009-001728, Ecopetrol en comunicación E-2009-004781 presentó y envió en medio magnético los soportes del cálculo del lleno de línea de GLP para los sistemas de transporte de dedicación exclusiva (propanoductos) y el lleno de línea total (GLP y otros refinados) para los tramos compartidos.

En la tabla 30 del numeral 3.4 Lleno de línea, del documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010, identificado como anexo 1 de la Resolución 16, se valoró el lleno de línea de los tramos compartidos considerando únicamente el precio del GLP. Teniendo en cuenta que en los tramos compartidos, el reporte presentado por Ecopetrol incluyó el lleno de línea de GLP y otros refinados, consideramos conveniente diferenciar el lleno de línea entre GLP y otros refinados, con el fin de tener en consideración en los cargos únicamente el GLP, de la siguiente forma:

 

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En caso de utilizarse el total de volumen reportado, el cálculo debería realizarse con el ponderado de los precios de los diferentes productos que se transportan por el ducto.

2.2. En comunicado 2-2008-59676 Ecopetrol solicitó en el numeral 3 de los comentarios específicos relacionados con la remuneración del lleno de línea, el reconocimiento del costo financiero desde diciembre 7 de 2006, cuando se le devolvió el valor del producto a los distribuidores mayoristas. Dado que este ajuste no figura en la tarifa de la Resolución recurrida, solicitamos su debido reconocimiento.

3. Mediante comunicado E-2009-004781 Ecopetrol presentó en el cuadro ‘Capacidad de Transporte Ponderada únicamente para GLP’ la capacidad nominal de los sistemas de transporte de GLP. En la tabla 29 del numeral 3.3 Demanda, del documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010, se observa que el cálculo del factor de utilización se realizó así: El cociente entre la demanda de GLP en el 2007 sobre la capacidad nominal total (GLP y otros refinados).

Solicitamos se modifique el cálculo en mención, tomando como numerador la demanda total (GLP y otros refinados) o utilizando la capacidad nominal de GLP como divisor.

 

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4. Para el cálculo tarifario, Ecopetrol considera necesario se precisen los activos que están dedicados exclusivamente a la actividad de transporte de GLP. No obstante lo señalado en documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010 el cual menciona “...También es pertinente indicar que Divisa consideró únicamente los elementos vinculados al sistema de transporte de GLP...”, nuestro análisis indica que en ítems como ductos, la valoración corresponde al 100% de los activos. De tal manera que una vez se haya hecho la imputación correcta en los términos señalados en el numeral 1 del presente escrito, la demanda para calcular la tarifa deberá corresponder exclusivamente a la actividad de GLP y no al total de refinados.

5.

5.1. En el numeral 3.2 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM, del documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010, se incluye la información reportada por Ecopetrol en el numeral 4 de la comunicación E-2009-004781 con la aplicación del factor de eficiencia relativa establecido por la Comisión (92,93%). Con el fin de dar cumplimiento a la metodología que establece que “La Comisión evaluará la eficiencia de dichos gastos utilizando métodos de comparación a partir de información nacional e internacional disponible”, solicitamos a la Comisión tenga en cuenta que para el caso de transporte por ductos en Colombia, algunas variables adicionales como i) Topografía del sistema y ii) Situación política y social (Hurtos, atentados), las cuales deben considerarse para poder seleccionar las compañías con las cuales se realice la comparación.

5.2. La información de AOM mencionada anteriormente únicamente incluyó los costos relacionados con la operación, mantenimiento y administración de los sistemas de transporte de GLP, por lo cual les solicitamos incluir el costo equivalente al reconocimiento del 0,5% del volumen entregado, de pérdidas por concepto de tolerancia, conforme al artículo 3º de la Resolución 122 de 2008.

5.3. En la tabla 31 del numeral 4 del documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010 se considera para el cálculo de los cargos que remuneran inversión, el lleno de línea y los gastos de AOM.

Solicitamos para este cálculo, tener como denominador la demanda total siempre y cuando los conceptos anteriormente señalados, hagan referencia al costo total de los sistemas, especialmente en los tramos compartidos. Otra alternativa sería tener como denominador la demanda de GLP cuando para los sistemas compartidos se consideren únicamente los costos asociados al GLP.

5.4. Dentro de los cargos estimados en la resolución, no se definieron tarifas para las ventas locales en las Refinerías de Cartagena y Apiay. Solicitamos el reconocimiento de los gastos del manejo del producto en estos puntos de entrega dentro de los cargos estimados en la Resolución 16 de 2010.

5.5. Consideramos necesario establecer un esquema tarifario intermedio, que remunere los sistemas de transporte con una proporción de tarifa estampilla y tarifa por distancia, con el fin de contrarrestar los efectos que sobre el usuario final tendrá la fijación de tarifas por sectores de ductos o por sistemas, principalmente en los puntos de consumo más distantes del centro de producción”.

II. Análisis de solicitud de pruebas

Prueba documental

Ecopetrol aportó, como prueba documental, el documento Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A. Este documento consta de 275 folios y se aporta al expediente para que obre como prueba en el mismo.

Prueba pericial

Ecopetrol solicita “decretar prueba pericial, para determinar cuál es el porcentaje de la valoración de activos correspondiente a GLP, en ductos compartidos”. La empresa indica que es una “prueba fundamental que logrará establecer dicho valor, el cual hasta el momento ninguno de los estudios de la CREG ni de Ecopetrol han logrado determinar y que encuentra fundamento jurídico, incluyendo pero sin limitarse, en la Sentencia 13919 del 29 de mayo de 2003 del Consejo de Estado Sección Tercera, M.P. Ricardo Hoyos Duque”.

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 56 del Código Contencioso Administrativo, el recurso de reposición debe resolverse de plano, lo cual significa que no hay lugar para decretar pruebas a instancia de parte. La jurisprudencia —entre otras la sentencia citada por la recurrente— y la doctrina han considerado que no obstante esta inexistencia de pruebas en la vía gubernativa, es posible el decreto oficioso de las mismas.

No obstante, en cuanto a la prueba pericial que solicita Ecopetrol y que pretende determinar, para el caso de los ductos compartidos o poliductos, el porcentaje de la inversión en activos que se puede asociar a la actividad de transporte de GLP es pertinente observar lo siguiente:

La Resolución CREG 122 de 2008 señala:

“ART. 2º—Principios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso del sistema de transporte de GLP por ductos tendrá en cuenta los siguientes principios generales:

(...).

b) Los cargos regulados remunerarán al Transportador la infraestructura y gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM, necesarios para llevar el producto desde el Punto de Recibo del Transportador hasta el Punto de Entrega del Transportador garantizando un flujo continuo de producto, y la confiabilidad media histórica del sistema de transporte. No incluyen los costos de conexión a la infraestructura del respectivo remitente. (Hemos subrayado)

(...)”.

“ART. 5º—Inversión en activos existentes. Se remunerarán los activos inherentes a la prestación del servicio de transporte de GLP existentes en el momento de la revisión tarifaria. Estos activos serán valorados por una sola vez, en la primera revisión con la metodología adoptada en la presente resolución, a costo de reposición a nuevo en la fecha base, y esta fecha se considerará como el inicio de su vida útil. Los valores así determinados se actualizarán con el índice de precios al productor total nacional hasta terminar su vida útil.

La información sobre inversión deberá desagregarse en ductos, estaciones de bombeo, terminales de recibo y sistemas de comunicaciones, indicando las principales características de los respectivos activos (longitudes, diámetros, potencia instalada en bombas)”. (Hemos subrayado)

“ART. 10.—Reporte de información. El transportador someterá a consideración de la Comisión, para que le sean fijados cargos de transporte, los tramos de ductos, o grupos de ductos, que considere conveniente de acuerdo con la estructura de su mercado. Los reportes de inversión, demandas, capacidad nominal del ducto, gastos de AOM, valor catastral de terrenos e inmuebles y lleno de línea serán reportados para cada uno de los ductos, o grupo de ductos propuestos”. (Hemos subrayado).

Las anteriores disposiciones regulatorias establecen, entre otros aspectos, que los cargos regulados remunerarán al transportador la infraestructura necesaria para garantizar un flujo continuo de producto. También se establece que se remunerarán los activos inherentes a la prestación del servicio de transporte de GLP y que el transportador reportará la inversión para cada uno de los ductos o grupo de ductos propuestos.

No se establece regulatoriamente que, para el caso de los poliductos, el transportador deba reportar el porcentaje de la inversión en activos que se puede asociar a la actividad de transporte de GLP. Tampoco se establece que para efectos tarifarios, y para el caso de los poliductos, la CREG utilice únicamente el porcentaje de la inversión en activos asociados a la actividad de transporte de GLP. Si para efectos tarifarios se considerara el porcentaje de la inversión que se puede asociar al transporte de GLP, se estaría en contraposición con el principio de ‘flujo continuo’ establecido en el artículo 2º de la Resolución CREG 122 de 2008.

En el documento soporte de la Resolución CREG 122 de 2008 (i.e. documento CREG 076/2008) se anota que ‘en el concepto de flujo continuo se asume que los ductos son dedicados exclusivamente a transportar GLP (i.e. como si se tratara de propanoductos), y por tanto no es necesario considerar parámetros de otros combustibles. Esta abstracción es el eje fundamental del concepto de flujo continuo en el transporte de GLP por poliductos, propuesto en la Resolución CREG 012 de 2007’. En este documento también se anota que ‘el concepto de flujo continuo implica que la infraestructura de poliductos utilizada para transportar GLP sea considerada como un ducto de uso dedicado a transportar GLP. Así, para efectos tarifarios se debe considerar la inversión correspondiente a la totalidad de dicha infraestructura’.

Por lo tanto la metodología adoptada mediante la Resolución CREG 122 de 2008 implica que se considere todo el valor de la infraestructura requerida para transportar GLP. Esto corresponderá, para el caso de poliductos, al valor total de los ductos y al valor de los equipos y planta que se utiliza para el transporte de GLP en las estaciones de entrega y recibo.

De acuerdo con lo anterior la prueba pericial solicitada por Ecopetrol no es conducente pues los resultados de la misma no serían aplicables al caso en cuestión.

III. Análisis de las pretensiones de la empresa

Para analizar las pretensiones de Ecopetrol se sigue el mismo orden de temas presentado en el recurso de reposición, a saber:

i) valoración de activos.

ii) lleno de línea.

iii) capacidad de transporte.

iv) activos dedicados a transportar GLP.

v) gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM.

vi) esquema tarifario que combine distancia y estampilla.

Respecto de los argumentos presentados por la empresa para sustentar el recurso de reposición la CREG considera:

1. Frente a la pretensión de valoración de activos.

Es pertinente indicar que el valor de inversión incluido en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 corresponde, en la mayoría de los casos, a los valores reportados en el estudio Actualización de costos de los activos inherentes a la actividad de transporte de gases licuados del petróleo por ductos realizado en 2007 por el consultor Divisa Ingenieros Asociados Ltda., (en adelante Divisa). En el documento CREG 015 de 2010 se presenta el análisis detallado de los valores reconocidos en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

Ecopetrol solicita modificar varios aspectos relacionados con la valoración de los activos. En particular solicita “reemplazar los valores unitarios tenidos en cuenta en el acto administrativo y en el Documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010, considerando que dichos valores son muy diferentes a los que maneja la industria del petróleo; siendo el caso más significativo los costos unitarios en cuanto a la construcción de teas, de obras civiles en estaciones y ductos. Igualmente hay incongruencias en los precios unitarios de algunos ítems reportados por Divisa como por ejemplo las bombas booster. Para ver en detalle el valor de cada ítem, solicitamos estarse a lo dispuesto en el documento anexo denominado ‘Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A.”.

En la introducción del documento denominado Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A. la recurrente anota, entre otros aspectos, los siguientes:

“Vale la pena resaltar que uno de los factores que más influye en los altos costos presentados en la valoración de activos realizada por Ecopetrol S.A., es el costo de su mano de obra calificada y no calificada, ya que, por ejemplo, mientras para otras industrias diferentes a la del sector de Oil & Gas, un obrero raso se gana como ‘máximo’ el salario mínimo mensual legal vigente, esa misma labor, para un trabajador obrero de cualquier contratista de obra civil de Ecopetrol S.A., es remunerado como ‘mínimo’ con 1.45 veces el salario mensual legal vigente, esto debido a las actas de acuerdos de salarios que realiza la gestión social de Ecopetrol S.A. con las comunidades donde se desarrollan los trabajos y teniendo en cuenta si son ‘actividades y labores no propias de la industria del petróleo’, ya que según el Decreto 3164 del 6 de noviembre de 2003 el cual modificó el Decreto 2719 de 1993 y derogó todas las disposiciones que le eran contrarias, y que por medio del Decreto Legislativo 284 de 1957 se estableció la obligación exclusiva para las empresas de exploración, explotación, transporte o refinación de petróleo de hacer extensivos para los trabajadores de sus contratistas independientes, los mismos salarios y prestaciones a que tengan derecho sus propios empleados de acuerdo con las leyes, pactos, convenciones colectivas y fallos arbitrales; que en cumplimiento de la anterior disposición se expidió el Decreto 2719 de 1993 a través del cual se señalaron las actividades que constituyen ‘labores propias y esenciales de la industria del petróleo’, además de las que dispone el artículo 10 del Decreto 284, para efectos de la aplicación de las normas que consagran el salario petrolero (...).

Según lo anterior, para las obras de construcción de líneas de tubería para el transporte de GLP ‘Propanoductos’, les aplica la contratación con salarios convencionales, según escalafón salarial convencional del personal asignado, lo que en comparación con los salarios legales, regionales o mejorados que se manejan en el país, se incrementan aproximadamente de 2 a 3 veces del legal (esto sin considerar el costo de la Hora Hombre con firmas internacionales de ingeniería). Adicional a lo anterior, el incremento anual de dichas tarifas salariales no solo les aplica el incremento del IPC, sino que la fórmula puede contemplar un reajuste en los salarios de IPC+1.5% según las negociaciones que se realicen entre Ecopetrol S.A. y su Sindicato de Trabajadores ‘USO’, además, que también el factor prestacional de este personal se incrementaría por ser un régimen especial y así mismo el contratista aumentaría su % de Administración, Imprevistos y Utilidad, AIU, lo que se verá reflejado directamente en los costos de cada uno de los ítems de pago del contrato de construcción”.

Sobre los anteriores aspectos se debe indicar que los cargos regulados que adopta la CREG se sujetan a los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994, criterios que se desarrollan mediante metodologías de carácter general, impersonal y abstracto que aprueba la CREG como es el caso de la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008. Dichos criterios se establecen en el artículo 87 de la Ley 142 así:

 

“ART. 87.—Criterios para definir el régimen tarifario. El régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este”. (Hemos subrayado)

El precio que garantiza la eficiencia económica en un mercado competitivo, en el cual se cumplan todos los supuestos de competencia perfecta, es aquel igual al costo marginal. Si para el monopolio natural, como lo es el transporte de GLP por ductos, se establece un precio igual al costo marginal, y la producción del respectivo servicio presenta costos medios decrecientes, se estarían ocasionando pérdidas al monopolista lo cual haría imposible su supervivencia y por tanto se comprometería la prestación del respectivo servicio. En tal sentido, la Ley estipula que las tarifas procurarán aproximarse a lo que serían los precios de un mercado competitivo. Para tal fin, el regulador debe establecer unos precios que cubran los costos eficientes del monopolio, aunque resulten superiores al costo marginal.

De acuerdo con lo anterior, los cargos regulados de transporte de GLP por ducto deben incluir costos que se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo.

Los costos ocasionados por convenciones colectivas, o aquellos ocasionados por cualquier otra forma de acuerdo laboral particular que incremente costos por encima de los estándares del mercado, se apartan del criterio de eficiencia económica de que trata la Ley 142 de 1994 y al cual debe sujetarse la regulación. Los mayores costos derivados de acuerdos particulares de una industria se entiende que son cubiertos con las rentas propias de dicha industria. Por tanto, los mayores costos en la actividad de transporte de GLP por ductos, derivados de acuerdos particulares de la industria petrolera, no deben ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP.

De acuerdo con lo indicado en la tabla 6 del documento CREG 015 de 2010, en la valoración se distinguen los siguientes grupos de activos:

i) obras civiles.

ii) ductos.

iii) obras de protección física.

iv) sistema contraincendios.

v) Tea.

vi) unidades de bombeo.

vii) terrenos.

viii) booster.

ix) almacenamiento.

x) compresores.

xi) múltiples.

xii) probadores.

xiii) trampa de raspadores.

xiv) instrumentación.

xv) sistema eléctrico.

xvi) SCADA.

xvii) telecomunicaciones.

A continuación se analiza por separado cada grupo de activos.

1.1. Obras civiles.

Para este grupo de activos la recurrente solicita “Incluir en algunos componentes como obras civiles, ítems que son relevantes, por ejemplo excavaciones, rellenos, cortes, entre otros, los cuales deben ser reconocidos dentro de la valoración de los activos. Tampoco se consideran al interior de las estaciones, conceptos como servidumbres, movimientos de tierra, tubería de proceso, los cuales solicitamos sean igualmente reconocidos. Para ver en detalle el valor de cada ítem, solicitamos estarse a lo dispuesto en el documento anexo denominado ‘Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A.”. En el documento Valoración de activos de los sistemas de transporte por ductos de GLP de Ecopetrol S.A. (en adelante documento de Ecopetrol) la recurrente anota: “Vale la pena resaltar, que la firma Divisa realizó su valoración para este componente, tomando únicamente 4 actividades de las 10 presentadas por Ecopetrol S.A.”.

Sobre el particular se debe observar que los valores de inversión en obras civiles, reconocidos en la Resolución CREG 016 de 2010, corresponden a los consignados en el estudio de Divisa. En el documento CREG 015 de 2010 se aclara que Divisa consideró únicamente los elementos vinculados al sistema de transporte de GLP. También se debe tener en cuenta que el consultor Divisa realizó verificación física a nivel de campo para establecer el inventario detallado de los activos en operación existentes en su momento.

Ecopetrol anota:

“i. Debido a la poca información con la que se contaba para la valoración de activos, se procedió a realizar una estimación aproximada (asumida), con base en proyectos históricos presupuestados y/o ejecutados (Proyecto de construcción del Poliducto Mansilla-Tocancipá, Proyecto de construcción del Poliducto Pozos Colorados-Galán el cual contemplaba la construcción adicional de una estación intermedia en el kilómetro k210 del trazado de la línea) de las áreas intervenidas y ocupadas por la infraestructura del sistema de bombeo, sistema de recibo, sistema de control, sistema de alivio a Tea y demás áreas operativas requeridas para el manejo y transporte del GLP, en función de las dimensiones totales de cada estación. (Ver anexo 1 - Tabla de APU’s y cantidades de obras civiles). Una vez definida el área intervenida por toda la infraestructura de GLP y se asignaron dimensiones específicas como longitudes, alturas, espesores, áreas y volúmenes para cada actividad civil en particular en cada una de las estaciones y terminales.

(...).

iii. Los costos unitarios de materiales, equipos de construcción, mano de obra y transportes, empleados en el análisis de precios unitarios (APU’s) fueron tomados de proyectos históricos, presupuestados y ejecutados en el sector de la industria de Oil & Gas”.

Al analizar la información del documento de Ecopetrol, relacionada con el grupo de activos de obras civiles, se encuentra lo siguiente:

a) La empresa adjuntó un análisis detallado de precios unitarios de varios de los ítems necesarios para construir las obras civiles de una estación teórica de 1,66 hectáreas (166 m x 100 m). Para los ítems relacionados con obras de edificaciones, cabezal de la tea, piscinas y sistemas de recolección de aguas la empresa presenta un análisis de costos totales por actividad tomados de otros proyectos.

b) La metodología de valoración utilizada por Ecopetrol consistió en calcular el cociente entre el costo total estimado para la estación teórica de 1,66 hectáreas y el área intervenida o construida de 16.600 metros cuadrados. Este cociente arroja el valor de US$745 (de dic./2007) por metro cuadrado presentado en la solicitud tarifaria, e indicado en la tabla 7 del documento CREG 016 de 2010.

Al contrastar la información reportada en el documento de Ecopetrol con aquella presentada en la solicitud tarifaria se encuentran las siguientes inconsistencias:

a) En su documento Ecopetrol indica el área de terreno asignada a cada estación como parte de la infraestructura de transporte de GLP. El área total asignada por Ecopetrol a todas las estaciones es de 26,1 hectáreas (ver página 12 del documento de Ecopetrol). Este valor es inferior al área de 30,1 hectáreas reportada por Ecopetrol en su solicitud tarifaria (ver tabla 7 del documento CREG 015 de 2010). Lo anterior implica que al aplicar el costo unitario de US$745 por metro cuadrado se obtiene que en la solicitud tarifaria la empresa presenta una inversión en obras civiles por US$224 millones frente a US$194 millones soportados con la información reportada en el recurso de reposición. Es decir, se presenta una diferencia de US$30 millones.

b) El análisis de precios unitarios presentado en el documento de Ecopetrol muestra que se utilizaron catorce (14) actividades relacionadas con obras civiles para efectos de estimar el costo unitario de US$745 por metro cuadrado. Esto contrasta frente a las diez (10) actividades presentadas por Ecopetrol en su solicitud tarifaria (ver pág. 104 del documento CREG 015/2010). Esto sugiere que el valor de US$745 por metro cuadrado está sobrevalorado por actividades que no fueron objeto de la solicitud tarifaria.

c) Dentro de las cifras del documento de Ecopetrol se incluye en obras civiles el costo del cabezal de la Tea. Este costo incluye todas las tuberías y las interconexiones, lo cual no se indicó en la solicitud tarifaria. Se entiende que la valoración de la Tea presentada por Ecopetrol en su solicitud tarifaria solo considera el quemador y los tanques.

En el documento de Ecopetrol se identifica la siguiente información, relacionada con obras civiles:

a) Para los ítems movimiento de tierras y adecuaciones el documento de Ecopetrol muestra que en el análisis de precios unitarios la empresa consideró un relleno en material seleccionado de cuatro (4) metros de altura sobre el área analizada. Esto arroja un costo superior a los US$30 millones para toda el área considerada en las estaciones (i.e. 30,1 hectáreas). El relleno de cuatro (4) metros de altura, para toda el área considerada de las estaciones, resulta elevado frente a los estándares de construcción que consideran menos de un (1) metro.

De la anterior información se puede concluir lo siguiente con respecto a la valoración de obras civiles presentada en el documento de Ecopetrol:

a) La valoración está afectada por los mayores costos derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado. Estos mayores costos no deben ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP.

b) Hay inconsistencias mayores entre la información presentada en el documento de Ecopetrol y aquella reportada en la solicitud tarifaria. También se identifica un supuesto elevado sobre la profundidad del relleno en material seleccionado. Lo anterior hace que el documento de Ecopetrol no sea un soporte confiable de las cifras reportadas por la recurrente en su solicitud tarifaria.

c) La información del documento de Ecopetrol se basa, como la misma recurrente lo anota, en estimaciones aproximadas (i.e. asumidas) tanto de cantidades de obras como de costos. Es decir, los valores reportados no corresponden a las cantidades de obra que pueden haber en cada una de las estaciones. Esto contrasta con la verificación en campo realizada por el consultor Divisa.

Con base en lo anterior se considera que para efectos regulatorios la información del estudio de Divisa, relacionada con obras civiles, sigue siendo la mejor información disponible. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores por concepto de obras civiles reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

1.2. Ductos.

En la página 16 del documento de Ecopetrol se indica que el tramo de ducto Puerto Salgar - Mansilla incluye el propanoducto Mansilla - Mosquera. Así mismo, en el anexo 2 del mismo documento se indica que el tramo Mansilla - Mosquera corresponde a un ducto de 32 km y 6 pulgadas. Dado que esta información no quedó explícita en la Resolución CREG 016 de 2010, se propone aclarar tal aspecto en el Anexo 1 de la Resolución CREG 016 de 2010. Cabe anotar que la inversión y gastos eficientes del ducto Mansilla - Mosquera están reconocidos en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

Ecopetrol anota que:

“Para la estimación de costos del suministro de la tubería se tuvo en cuenta varias fuentes confiables que son:

– Acuerdo de precios de Tubería de Ecopetrol con proveedor de diciembre 2008 (ver Anexo 3 - Acuerdo de Precios de Tubería con Ecopetrol S.A. - diciembre de 2008).

– Reporte de Pipe Logix de octubre de 2008 (ver Anexo 4 - Reporte de tubería pipe Logix de octubre de 2008). En este reporte se relacionan índices que muestran la variación del precio de la tubería de acero para la industria del petróleo y gas, en las diferentes especificaciones comerciales que se encuentran en el mercado, tanto para tubería de línea de transporte (LPPR) y tubería de perforación y producción (OCTG), basándose en los niveles de producción y comercialización a nivel mundial del acero.

– Base de datos Richardson. Es uno de los líderes a nivel mundial en temas de estimación de costos, la cual provee información internacional valiosa para equipos, instrumentos, válvulas de control, insumos que no están disponibles en otras fuentes. Actualmente, Ecopetrol cuenta con el servicio de consulta en línea (Costdataonline.com), el cual actualiza continuamente las bases de datos con información de mano de obra y materiales, reflejando las condiciones actuales de mercado y no futuros cambios de este. Richardson ofrece una completa y actualizada base con los estándares para estimación de costos de plantas de proceso, facilidades, plantas de tratamiento de agua y construcción en general.

Con la información obtenida de las bases de datos y los acuerdos de precios de tubería de Ecopetrol S.A. se obtuvo un precio promedio de las tuberías existentes en los sistemas de GLP. Cabe aclarar que el costo de la tubería tiene incluido el revestimiento externo dado que en algunos casos los ductos van enterrados o superficiales.

Para la estimación de costos de la construcción de la línea se utilizó la metodología del factor Lang calculado en base a contratos ejecutados en años anteriores en Ecopetrol S.A. El costo de la mano de obra se determina teniendo en cuenta el costo total de la tubería desnuda, la distancia de la línea y un factor de calculado de acuerdo a la longitud de la línea. Además se comparó con costos de proyectos de líneas y variantes ejecutados recientemente en Ecopetrol S.A. (ver Anexo 5 - Métricas de Proyectos Ejecutados Recientemente en Ecopetrol S.A.).

(...) Además en las métricas se incluye todo lo relacionado con control y detección de hurtos (secure pipe, lastrado de tubería, fibra óptica, etc.); esta métrica no incluye los costos de servidumbre de línea, los cuales fueron incorporados en la componente ‘Terrenos’.

Según lo anterior, se considera que el costo de la métrica utilizada por Ecopetrol S.A. para la construcción de ductos es razonable, por la cantidad de insumos y actividades que se involucran y que muy posiblemente no tuvo en cuenta la empresa Divisa. Adicionalmente, otro factor que se tuvo en cuenta Ecopetrol S.A. dentro de la métrica fue la complejidad constructiva del ducto, teniendo en cuenta la topografía colombiana y sabiendo que esta infraestructura atraviesa la cordillera oriental en el sistema Puerto Salgar - Mansilla y la cordillera central en el sistema Puerto Salgar - Cartago; también pasa por zonas inundables del magdalena medio en el sistema Galán - Puerto Salgar, lo que evidencia algunas condiciones extremas para su construcción que se reflejan en el aumento de sus costos.

Por otra parte, se considera que no es recomendable utilizar una métrica en el que se unan el suministro y la instalación de la tubería, ya que las condiciones del mercado del acero para tubos son muy volátiles, afectando considerablemente la métrica cada vez que el precio del acero varía. De acuerdo a los análisis en los reportes de Pipe Logix (ver Anexo 6 - Análisis de Reportes Pipe Logix), el precio de la tubería de línea API 5L tuvo un incremento del 75,19% entre Enero de 2008 y diciembre de 2008. Este es un claro ejemplo en el que se evidencia que no se recomienda utilizar métricas mezclando el suministro con la instalación ya que desfigura su estructura”.

De la anterior trascripción se observa que la recurrente presenta información para soportar el costo de la tubería y la construcción de ducto propiamente dicha.

Con respecto a los costos de la tubería en el anexo 3 del documento de Ecopetrol se presentan precios a diciembre de 2008 ($/ton) para tuberías de distintos diámetros. En el anexo 4 del mismo documento se presentan precios ‘spot’ ($/ton) desde noviembre de 2007 hasta octubre de 2008. En el anexo 5 se presenta un cuadro que indica una variación en precios del 75,19% entre enero y diciembre de 2008. En general, la información aportada por la recurrente muestra un notable incremento en los precios del acero durante el 2008.

Es preciso indicar que el incremento de precios del acero durante 2008 fue una situación excepcional como se muestra en la gráfica 1. De esta gráfica se observa que si bien los precios del acero muestran una tendencia creciente desde 2004, los precios de 2008 se convierten en valores pico en un horizonte de mediano y largo plazo.

 

Gráfica 1

Variación en precios de acero

 

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No es procedente considerar los valores pico del precio del acero para valorar infraestructura que se remunera en el largo plazo (i.e. 20 años). La valoración de ductos incluida en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 incorporan la tendencia creciente en los precios del acero, mas no los precios pico observados en 2008. También incorpora ajustes por terreno montañoso. Lo anterior se deduce al considerar que en los cargos regulados se reconoció como mínimo 30 US$/m-pulg., a cifras de 2008 (ver tabla 8 del documento CREG 015 de 2008). Este valor se puede comparar con cifras alrededor de 20 US$/m-pulg., a cifras de 2008, reconocido regulatoriamente para remunerar ductos de acero a comienzos de la década de 2000 que no incluían ajuste por terreno montañoso y cuando los precios del acero eran menores.

Con relación a la construcción de los ductos el documento de Ecopetrol presenta los costos unitarios de los siguientes proyectos: i) obras de construcción de variantes en tubería de 8 pulgadas en los sectores de la Damiana, Río Opón y corredor de seguridad Barrancabermeja del propanoducto Galán - Salgar de la Vicepresidencia de Transporte de Ecopetrol y, ii) obras de construcción de reposición de 16 kilómetros de tubería de 18 pulgadas en el combustoleoducto Galán - Ayacucho, de la gerencia de oleoductos de la vicepresidencia de transporte de Ecopetrol.

Al analizar los costos unitarios reportados por Ecopetrol, relacionados con la construcción de los ductos, se observan los siguientes aspectos:

a) Inclusión de instalación de fibra óptica. Se entiende que este elemento hace parte de los aspectos relacionados con control y detección de hurtos que menciona Ecopetrol en su recurso. Como se indica en el numeral 5 de la parte considerativa de esta resolución, el hurto es un riesgo que incide en la rentabilidad de la actividad de transporte y como tal está reconocido en la tasa de costo de capital adoptada en la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008.

b) Inclusión de costos por recuperación de tubería existente. Esta actividad comprende el desmantelamiento técnico y recuperación de la tubería. Se entiende que la valoración a costo de reposición a nuevo, como lo estipula el artículo 5 de la Resolución CREG 122 de 2008, no debe contemplar costos distintos a aquellos asociados con la construcción del activo como si fuera nuevo. La recuperación de la tubería existente no es un costo asociado con la construcción del activo como si fuera nuevo.

c) Afectación por acuerdos laborales. En la introducción del documento de Ecopetrol se anota que “para las obras de construcción de líneas de tubería para el transporte de GLP ‘Propanoductos’, les aplica la contratación con salarios convencionales, según escalafón salarial convencional del personal asignado, lo que en comparación con los salarios legales, regionales o mejorados que se manejan en el país, se incrementan aproximadamente de 2 a 3 veces del legal (esto sin considerar el costo de la Hora Hombre con firmas internacionales de ingeniería)”. Lo anterior quiere decir que los costos de construcción reportados por Ecopetrol son por lo menos el doble de los precios estándar del mercado. Esto afecta en gran medida la valoración final de los ductos dado que la construcción representa más del 50% de los costos de un ducto instalado(1). Ya se indicó que los mayores costos derivados de acuerdos laborales particulares de la industria no deben ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP.

De lo anterior se concluye que los costos de la tubería y los costos de construcción reportados por Ecopetrol incluyen valores que no se ajustan a los criterios de eficiencia de que trata la Ley 142 de 1994. Por tanto, se considera que para efectos regulatorios la información del estudio de Divisa, relacionada con ductos, y distinta a derechos de vía, sigue siendo la mejor información disponible. La valoración relacionada con derechos de vía se analiza a continuación.

Derechos de vía

En el documento de Ecopetrol se anota que “esta métrica no incluye los costos de servidumbre de línea, los cuales fueron incorporados en la componente ‘Terrenos’”. Se entiende que los costos de servidumbre de línea corresponden a lo que se denomina derechos de vía en la construcción de un ducto. Bajo este entendido es pertinente indicar que la valoración de ductos realizada por Divisa, presentada en la tabla 8 del documento CREG 015 de 2010, incluye las siguientes componentes estándar en la construcción de un ducto, según lo consignado en el documento con radicado E-2008-008624: i) costo de revestimiento; ii) costo de tubería; iii) costos asociados a la instalación (TASP: tendido, alineación, soldadura y prueba) y; iv) costo de obra civil. Se puede observar que en esta valoración no se especifican los costos relacionados con derechos de vía. En tal sentido, se propone ajustar la valoración de los ductos de tal manera que se incluya la componente relacionada con derechos de vía.

Con respecto al derecho de vía en el documento de Ecopetrol la recurrente anota:

“... En el estimativo de costos de valoración de activos de Ecopetrol S.A. se toma un ancho del derecho de vía de 9 metros asumiendo que todos los tramos de línea son de diámetro de 8.

Por otra parte, Ecopetrol no incluye los costos de servidumbre de línea en los costos directos de la construcción de línea ya que son costos que varían de acuerdo al tipo de suelo, ubicación geográfica, cultivos, orden público, tipo de zona (urbana o rural), etc. que son negociados con cada uno de los propietarios de las tierras. Ecopetrol S.A. considera que se debería tener en cuenta la servidumbre de línea ya que son costos que se incurren para realizar la construcción de la línea en el trazado identificado.

Los costos de terrenos y servidumbre de línea se tomaron como referencia de un documento suministrado por gestión inmobiliaria de Ecopetrol sobre precios de terrenos negociados recientemente con propietarios de tierras para la ejecución de proyectos de la empresa (ver anexo 19 - Valores de predios y servidumbre)”.

En el anexo 9 la recurrente presenta valores de predios y de servidumbres para los distintos terrenos en donde se encuentran las estaciones. De esta información se entiende que el valor de servidumbre corresponde a terrenos aledaños a las respectivas estaciones. Es decir, dicho valor no corresponde exactamente a las servidumbres asociadas al recorrido de los distintos ductos. Sin embargo, al considerar la longitud total de los ductos (i.e. 863 km), un ancho del derecho de vía de 9 metros y un valor medio de 12 millones de pesos por hectárea de servidumbre, correspondiente al valor medio de los precios de servidumbre reportados en el anexo 9 del documento de Ecopetrol, se obtiene un valor cercano a aquel reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria (i.e. US$4.672.765, cifras a dic./2007).

De otra parte en el estudio de Divisa se reporta un valor de US$6.297.136 (cifras a diciembre de 2007) correspondiente a terrenos. Esta cifra no incluye valor de servidumbre de línea como se indica en la tabla 16 del Documento CREG 015 de 2010. Cabe anotar que en la inversión reconocida en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 no se incluyó valor por concepto de terrenos.

De acuerdo con lo anterior, se considera que la información reportada por Ecopetrol se ajusta a un valor eficiente por concepto de derecho de vía de los ductos. En la tabla 1 se indican las cifras reconocidas en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 y las cifras ajustadas según lo indicado anteriormente.

 

Tabla 1

Valor de ductos

DuctoReconocido(2)Ajustado(3)
 USD dic. 2007USD/m-pulgUSD dic. 2007USD/m-pulg
Propanoducto Galán -Puerto Salgar72.181.52235,273.558.95735,8
Propanoducto Puerto Salgar - Mansilla(1)33.816.39130,234.628.74630,9
Poliducto Galán - Bucaramanga27.228.56233,627.702.36534,2
Poliducto Salgar - Yumbo56.484.04637,758.463.43838,4
Poliducto Cartago - Yumbo46.077.53333,946.107.31333,9
Total235.788.054 240.460.819 

(1) Incluye el ducto Mansilla - Mosquera de 32 km, 6”.

(2) Valor incluido en los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

(3) Valor ajustado que incluye derecho de vía.

 

De acuerdo con lo anterior hay lugar a modificar los valores por concepto de ductos reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010, de tal manera que se adicione el valor total de US$ 4.672.765 (cifras de diciembre de 2007) por concepto de ductos. El nuevo valor total desagregado por ductos se indica en la última columna de la tabla 1.

1.3. Obras de protección física

La recurrente anota que “Al igual que se procedió para la estimación de costos del componente ‘Obras Civiles’, partiendo del hecho que no se contaba con suficiente información para el costeo y valoración de activos, se asumieron dimensiones como longitudes, espesores, áreas, y volúmenes para la estimación de costos. El alcance de estas actividades incluye:

(...).

iv) Sistema de puesta a tierra: Presupuesto tomado del ‘Proyecto de Construcción del Poliducto Pozos Colorados-Galán, incluida una estación intermedia en el kilómetro k120’. Su estimación fue calculada en función de la relación del área promedio total estimada para las edificaciones de la valoración de activos versus el área total de la Estación k120.

(...).

v) Sistema de protección contra descargas atmosféricas: Presupuesto tomado del “Proyecto de construcción del poliducto pozos colorados-Galán’, incluida una estación intermedia en el kilómetro k120’. Su estimación fue calculada en función de la relación del área promedio total estimada para las edificaciones de la valoración de activos versus el área total de la estación k120.

(...)”.

En el anexo 8 del documento de Ecopetrol se presenta un análisis de precios unitarios y cantidades de obra relacionado con el rubro de obras de protección física. Este análisis de precios se basa en estimaciones de cantidades de obra y costos para los rubros de mallas de cerramiento, pasarelas, pasamanos y señalización. Para el caso del sistema de puesta a tierra se utilizan costos del poliducto Pozos Colorados-Galán. A partir de ese análisis de precios la recurrente llega a un valor unitario de US$29 por metro cuadrado para obras de protección física. Este valor contrasta con los US$223 por metro cuadrado presentado por la recurrente en su solicitud tarifaria.

Al tener en cuenta las 29,6 hectáreas de área total asociada a obras de protección física, reportadas por Ecopetrol (ver tabla 9 de documento CREG 015/2010), se tiene que la empresa presentó un valor total de US$65,3 millones (cifras a dic./2007) en su solicitud tarifaria y en el recurso de reposición soporta un valor total de US$8,5 millones (cifras a dic./2007). Es decir, hay una diferencia de US$57 millones entre el valor solicitado y lo soportado.

De lo anterior, y de acuerdo con otras consideraciones anotadas a lo largo de este escrito, se puede concluir lo siguiente con respecto a la valoración de obras de protección física presentada en el documento de Ecopetrol:

a) La valoración está afectada por los mayores costos derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado. Estos mayores costos no deben ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP.

b) Hay inconsistencia mayor entre la información presentada en el documento de Ecopetrol y aquella reportada en la solicitud tarifaria. Lo anterior hace que el documento de Ecopetrol no sea un soporte confiable de las cifras reportadas por la recurrente en su solicitud tarifaria.

c) La información del documento de Ecopetrol se basa, como la misma recurrente lo anota, en estimaciones aproximadas (i.e. asumidas) tanto de cantidades de obras como de costos. Es decir, los valores reportados no corresponden a las cantidades de obra que pueden haber en cada una de las estaciones. Esto contrasta con la verificación en campo realizada por el consultor Divisa.

Con base en lo anterior se considera que para efectos regulatorios la información del estudio de Divisa, relacionada con obras de protección física, sigue siendo la mejor información disponible. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores por concepto de obras de protección física reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

1.4. Sistema contraincendios.

La recurrente anota que “Para este componente, Ecopetrol S.A. se basó en los acuerdos de precios para equipos y accesorios para sistemas contraincendio (extinción y detección), así como en los costos desarrollados en la planeación de los proyectos de optimización de los sistemas contraincendio de las áreas técnicas occidente, norte y sur de la empresa”.

La recurrente no presenta detalle de cifras que soporten los valores reportados en su solicitud tarifaria. Así, las cifras consideradas en la tabla 11 del documento CREG 015 de 2010 siguen siendo la mejor información disponible para efectos regulatorios. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores sobre sistema de contraincendios considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

1.5. TEA.

En el documento CREG 015 de 2010 se anota que “... para esta componente se propone considerar la valoración del estudio de Divisa, sin incluir activos para la estación de Puerto Salgar, como lo reportó Ecopetrol”. Frente a esta anotación en el documento de Ecopetrol la recurrente indica: “Ecopetrol S.A. sí reportó activos para el sistema de Tea de la estación Puerto Salgar. Estos están reportados en la página 5 del informe de valoración de activos por sistema, bajo el nodo 1.1.03 - Estación Salgar Recibo, numeral ... En la figura 10 se ilustra la parte del estimado de costos de valoración de activos (costo en miles de pesos) a la que se hace referencia. De hecho la tabla 13 del documento CREG-015 incluye el valor de US$ 649.269 en el renglón ‘Estación Salgar - recibo Galán’ del Propanoducto Galán - Puerto Salgar”.

Sobre el particular se aclara que la anotación del documento CREG 015 de 2010 hace referencia a la estación de Puerto Salgar - salida a Mansilla como se indica en la tabla 13 del mismo documento. La recurrente hace referencia a la estación Salgar - recibo de Galán. En su solicitud tarifaria Ecopetrol no presentó valor alguno para la primera estación. Para la segunda estación se reconoció, mediante los cargos adoptados en la Resolución CREG 016 de 2010, el valor considerado eficiente según el estudio de Divisa.

La recurrente anota:

“En el estimado de costos de la valoración de activos de Ecopetrol S.A. se asumen que todas las TEAS que se encuentran en las estaciones son iguales (TEA de 40 metros de altura). Además este componente considera los siguientes items:

i) TEA de 40 metros de altura.

ii) Tanque amortiguador KO drum.

iii) Tanque de sello de agua.

iv) Tanque de GLP piloto.

Para sustentar el valor obtenido se toma como referencia dos proyectos que viene desarrollando Ecopetrol S.A. desde comienzos del año 2009 en proyectos llamados ‘Actualización de los sistema de alivio de GLP a Tea de la Vicepresidencia de Transporte’ para 12 estaciones; para los cuales se consultó en el mercado el precio de las TEAS.

Tomando como ejemplo la TEA de la estación de Sebastopol la cual se describe a continuación según cotización...

1 Derrick supported flare riser 135 feet (41 mts) 10 inch,

Tri-leg, Flare Tip 10 feet x 10 inch $527.145 USD

La cotización incluye: la tubería de la Tea, la estructura Derrick de soporte de la TEA, el piloto de encendido, sistema de control electrónico, tablero de control, harness eléctrico, y manuales de operación. Debido a que los términos de la propuesta son Ex Works el valor se ajusta a término DDP teniendo en cuenta precios de importación, impuestos, etc.

 

Total valor USD730.886 IVA incluido

 

El valor del montaje de la TEA se calcula de acuerdo con el peso de la estructura a montar obtenido del software Aspen Process Economic Analyzer licenciado para Ecopetrol y multiplicado por la métrica generada en el sistema de información, resultando en aproximadamente 200.000 $USD-

Del análisis anteriormente expuesto se concluye que los valores presentados por Ecopetrol S.A. son bastante confiables, mientras que los costos de DIVISA están muy por debajo del valor real del sistema de alivio a TEA en una estación.

Vale la pena aclarar, que existen otros equipos menores e infraestructura requerida para colocar en funcionamiento este sistema, como son las válvulas de alivio y la tubería de cabezal (desde múltiple de entrada hasta la TEA). En cuanto a tanques amortiguadores, tambor de sello de agua, tanque de suministro de GLP a pilotos se evidencian diferencias entre los estudios de Ecopetrol S.A. y DIVISA, los cuales no impactan en esencia el costo total del sistema de alivio a TEA”.

En el anexo 12 del documento presentado por Ecopetrol obran cotizaciones, con fecha de diciembre 3 de 2009, para la actualización de los sistemas de alivio de GLP a Tea. Estas cotizaciones incluyen las Teas de las estaciones de Sebastopol, Galán y Chimitá por un valor total de US$1253.430 (cifras a dic./2009) sin costos de importación ni impuestos. De la información presentada por la recurrente se puede concluir lo siguiente:

1. Las cotizaciones hacen referencia a actualización de sistemas de alivio de GLP a Tea. Es decir, los valores cotizados pueden no corresponder exactamente a la infraestructura que estaba instalada al momento de adoptar los cargos regulados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. Del detalle de la información de las cotizaciones se entiende que la actualización de los sistemas de alivio a Tea incluyen tecnología moderna que no puede ser comparada con la infraestructura valorada por en el estudio de Divisa y considerada para adoptar los cargos regulados.

2. Se presenta información de cotizaciones para tres (3) de las diecinueve (19) estaciones consideradas en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 (ver tabla 13 del documento CREG 015/2010).

3. La recurrente soporta los valores de las diecinueve (19) estaciones presentadas en la solicitud tarifaria con base en el análisis de costos para la estación de Sebastopol y los costos de cotizaciones para las estaciones de Galán y Chimitá, presentados en el documento de Ecopetrol.

Lo anterior muestra que en este caso la recurrente generalizó el soporte de costos a todas las estaciones. Es decir, la recurrente hace extensivo el soporte de costos de unas estaciones a otras. Adicionalmente, el soporte de costos puede no corresponder a la infraestructura

existente al momento de aprobación de los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. Por tanto, el soporte de costos presentado por la empresa no es consistente.

Cabe anotar que los valores del estudio de Divisa, relacionados con Teas, y considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010, se obtuvieron de precios de mercado a través de cotizaciones. Estos valores incluyen únicamente los sistemas de tuberías asociados a cada estación. Es decir, no incluyen elementos como quemadores, sistemas electromecánicos y de seguridad asociados a las Teas. Lo anterior sugiere ajustar dichos valores de tal forma que se incluyan los elementos faltantes.

Para ajustar los valores correspondientes, y dado que los soportes de costos presentados por la recurrente no son sólidos, se propone aplicar la siguiente metodología para ajustar los valores de las Teas:

1. Considerar los valores presentados por Ecopetrol en su solicitud tarifaria (ver tabla 13 del documento CREG 015 de 2010) y establecer la parte correspondiente a suministro de equipos y aquélla relacionado con instalación y mano de obra.

2. Para establecer la parte correspondiente a suministros y la parte de instalación y mano obra se propone la siguiente aproximación:

i) Asumir que el valor total de cotización para las teas de las estaciones de Sebastopol, Galán y Chimitá, sin costos de importación ni impuestos, reportado en el documento de Ecopetrol, se aproxima al costo de suministro (i.e. US$1.253.430, a cifras a diciembre de 2009). El valor de cotización, en cifras de agosto de 2009, se deflacta a cifras de 2007 para hacerlo comparable con las cifras de la tabla 13. Al deflactar se obtiene un valor de US$1.200.406, a cifras a diciembre de 20072.

ii) Tomar el valor total reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria para las Teas de las estaciones Sebastopol, Galán y Chimitá. De acuerdo con la tabla 13 del documento CREG 015 de 2010 el valor total es de US$1.947.657 (cifras de dic./2007).

iii) La diferencia entre el valor reportado en la solicitud tarifaria y el valor de cotización corresponderá a los costos distintos de suministro de equipos (i.e. instalación, mano de obra). Esta diferencia es de US$747.251, cifras de diciembre de 2007.

3. Establecer el porcentaje correspondiente a suministro de equipos y el correspondiente a instalación y mano de obra. A partir de las anteriores cifras se obtiene que el suministro de equipos equivale al 62% del valor total reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria y la instalación al 38%.

4. Asumir que el 62% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria, para todas las Teas (ver tabla 13 del documento CREG 015/2010), corresponde al valor de los equipos. Esta cifra se considerará el valor eficiente para efectos regulatorios.

5. Asumir que el 38% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria, para todas las Teas (ver tabla 13 del documento CREG 015/2010), corresponde a instalación y mano de obra, entre otros.

Como se ha indicado en el presente escrito, la valoración presentada por Ecopetrol en su solicitud tarifaria está afectada por mayores costos derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado. La recurrente manifestó que la contratación de obras de construcción de líneas de tubería para el transporte de GLP puede tener costos laborales de 2 a 3 veces los costos estándar del mercado. Se entiende que las Teas hacen parte integral de una línea de ducto. Estos mayores costos no deben ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP.

Por tanto, se propone que el valor eficiente relacionado con instalación y mano de obra, entre otros, de las Teas sea el 40% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria. Este porcentaje se obtiene al considerar costos laborales de 2,5 veces los costos estándar del mercado. Para efectos regulatorios se reconoce una vez los costos estándar del mercado. Así, el valor eficiente será el 40% del 38% indicado anteriormente.

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los valores relacionados con las Teas, reconocidas en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. El valor total ajustado con base en la metodología indicada anteriormente será de US$9.959.961 (cifras a diciembre de 2007) por concepto de Teas. El valor total reconocido en los cargos regulados adoptados en la Resolución CREG 016 de 2010 por concepto de Teas es de US$1.133.098 (cifras a dic./2007) como se indica en la tabla 14 del documento CREG 015 de 2010.

1.6. Unidades de bombeo.

La recurrente anota: “Tomando como ejemplo una unidad de bombeo con motor de alta potencia en medio tensión y una bomba de 1000 HP más el variador de velocidad correspondiente nos resulta un total aproximado de:

Valor motor + Valor Bomba + Variador = 1.093.000 $USD

Revisando los valores consignados en el documento CREG-015 Tabla 12 para una unidad de bombeo promedio, tomando la Estación Galán, entrega Salgar tiene un valor de $USD 1.449.216; el valor restante del ejemplo anterior corresponde a los costos de instalación de los equipos, mano de obra, bulk material y accesorios.

Por lo tanto se concluye que los valores estimados por Ecopetrol S.A. para las unidades de bombeo son acertados para tomarlos como referencia debido a que los costos de las unidades de bombeo (motor-variador-bomba) fueron tomados de cotizaciones de proveedores de estos equipos de marcas reconocidas y actualmente en operación en las estaciones de Ecopetrol S.A.”.

2 Se deflactó así: i) se pasó a pesos de diciembre con la TRM de diciembre de 2009; ii) los pesos de diciembre de 2009 se pasaron a pesos de diciembre de 2007 con el índice de precios al productor total nacional, IPP, de diciembre de 2009 y diciembre de 2007; iii) el valor en pesos de 2007 se pasó a dólares de diciembre 31 de 2007 con la TRM de diciembre 31 de 2007.

En los anexos 9, 10 y 11 del documento de Ecopetrol se presentan cotizaciones con fechas de 2008 y 2009 para motores, bombas y variador de velocidad. Las cotizaciones incluyen bombas y motores de varias estaciones del sistema de transporte de GLP.

Con base en la información de cotizaciones la recurrente soporta el valor de US$ 1.093.000 para una unidad de bombeo de 1000 HP. En la solicitud tarifaria la empresa presenta, para una unidad de bombeo con motor y variador de velocidad de 1000 HP y bomba hidráulica de 800 HP, un valor de US$1.449.216 (cifras a dic./2007). La recurrente indica que la diferencia entre el valor soportado y el presentado en la solicitud tarifaria (i.e. US$356.216) corresponde a los costos de instalación y mano de obra, entre otros. Es decir, el 75,4% del valor solicitado corresponde a equipos y el 24,6% corresponde a instalación y mano de obra, entre otros.

El valor reconocido en los cargos regulados mediante la Resolución CREG 016 de 2010, para una unidad de bombeo con motor y variador de velocidad de 1000 HP y bomba hidráulica de 800 HP, es de US$979.583 (cifras a dic./2007) frente al valor de US$ 1.449.216 (cifras a dic./2007) solicitado por Ecopetrol. Cabe anotar que el valor reconocido corresponde a las cifras presentadas en el estudio de Divisa. Como se anota en el documento CREG 015 de 2010, el valor de cada uno de los elementos de la estación de bombeo, presentados en el estudio de Divisa, se investigó en el mercado y se le adicionó el costo de diseño, instalación y montaje.

Al analizar en detalle las cifras indicadas en el anexo 2 del documento CREG 015 de 2010 se puede observar lo siguiente:

1. La principal diferencia entre lo solicitado por la empresa y lo reconocido en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 se presenta en los valores del variador de velocidad y de las bombas. En estos casos el valor solicitado por la empresa es mayor al valor reconocido.

2. En algunos casos el valor reconocido por el motor de la unidad de bombeo es superior al valor solicitado por la empresa. Por ejemplo, en la estación Albán se reconoció un valor de US$318.000 (cifras a dic./2007) frente al valor solicitado de US$153.512 (cifras a dic./2007). Esto sugiere que las cifras del estudio de Divisa, relacionadas con este rubro, pueden ser susceptibles de corrección.

Según lo analizado anteriormente se propone ajustar los valores reconocidos con base en la siguiente metodología:

1. Asumir que el 75,4% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria, para cada elemento de cada unidad de bombeo (ver documento CREG 015/2010), corresponde al valor de los equipos. Esta cifra se considerará el valor eficiente para efectos regulatorios.

2. Asumir que el 24,6% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria, para cada elemento de cada unidad de bombeo (ver documento CREG 015/2010), corresponde a instalación y mano de obra, entre otros.

Como se ha indicado en el presente escrito, la valoración presentada por Ecopetrol en su solicitud tarifaria está afectada por mayores costos derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado. La recurrente manifestó que la contratación de obras de construcción de líneas de tubería para el transporte de GLP puede tener costos laborales de 2 a 3 veces los costos estándar del mercado. Se entiende que las unidades de bombeo hacen parte integral de una línea de ducto. Estos mayores costos no deben ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP.

Por tanto, se propone que el valor eficiente relacionado con instalación y mano de obra, entre otros, de las unidades de bombeo sea el 40% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria. Este porcentaje se obtiene al considerar costos laborales de 2,5 veces los costos estándar del mercado. Para efectos regulatorios se reconoce una vez los costos estándar del mercado. Así, el valor eficiente será el 40% del 24,6% indicado anteriormente.

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los valores relacionados con unidades de bombeo, reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. El valor total ajustado con base en la metodología indicada anteriormente será de US$19.537.730 (cifras a dic./2007). El valor total reconocido en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 es de US$16.454.579 (cifras a dic./2007).

1.7. Terrenos.

En el documento CREG 015 de 2010 se anotó: “No es claro cómo los terrenos se pueden denominar en metros lineales. Lo que sí es claro, según la información de Ecopetrol, es que estos terrenos corresponden a servidumbres de línea. Para efectos tarifarios las servidumbres o derechos de vía, hacen parte de la inversión en los ductos discutida anteriormente. Por tanto, no hay razón para incluir nuevamente este aspecto en la base tarifaria”.

Frente a esta anotación la recurrente anota:

“En el estimativo de costos de valoración de Ecopetrol en el numeral ‘Terrenos’ se incluye el ítem de servidumbre de línea en unidades de metro lineal dado que al interior de Ecopetrol S.A. se deben cumplir con las normas NIO (Normas de Ingeniería de Oleoductos). Para el caso de servidumbre de línea se aplica la norma NIO0400-Construcción del derecho de vía (ver Anexo 18 - Norma NIO0400-Construcción del Derecho de Vía) en el que se especifica que el ancho del derecho de vía está relacionado con el diámetro de la tubería. Por ejemplo: el ancho del derecho de vía para una línea de diámetro 8” es de 7 metros, mientras que el ancho del derecho de vía para una línea de diámetro 16” es de 12 metros, como se evidencia en la figura...

Por esta razón, la servidumbre de línea (derecho de vía) está expresada en metro lineal teniendo en cuenta un ancho de vía específico de acuerdo al diámetro de la tubería. En el estimativo de costos de valoración de activos de Ecopetrol S.A. se toma un ancho del derecho de vía de 9 metros asumiendo que todos los tramos de línea son de diámetro de 8”.

Por otra parte, Ecopetrol no incluye los costos de servidumbre de línea en los costos directos de la construcción de línea ya que son costos que varían de acuerdo al tipo de suelo, ubicación geográfica, cultivos, orden público, tipo de zona (urbana o rural), etc., que son negociados con cada uno de los propietarios de las tierras. Ecopetrol S.A. considera que se debería tener en cuenta la servidumbre de línea ya que son costos que se incurren para realizar la construcción de la línea en el trazado identificado.

Los costos de terrenos y servidumbre de línea se tomaron como referencia de un documento suministrado por gestión inmobiliaria de Ecopetrol sobre precios de terrenos negociados recientemente con propietarios de tierras para la ejecución de proyectos de la empresa (ver Anexo 19 - Valores de predios y Servidumbre)”.

Ya se indicó (ver numeral 1.2 de este escrito) que hay lugar a modificar los valores por concepto de ductos reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. Esta modificación se hace con el fin de incluir los valores relacionados con servidumbre o derechos de vía de líneas de ductos. Los respectivos valores se indican en la última columna de la Tabla 1 del presente escrito.

1.8. Booster.

La recurrente anota:

“En la valoración de activos del estudio de DIVISA que la CREG propone considerar, se encuentran inconsistencias en los precios de las bombas booster.

En la Tabla 17 del documento CREG-015 se puede observar que mientras que una bomba booster de 100 HP para la estación Puerto Salgar - salida a Mansilla está valorada en $US20.210 ($US40.240/2), la misma bomba booster de 100 HP está valorada en $US16.922 para la estación de Chimitá. Además, la bomba booster de 40 HP de la estación Mansilla está valorada en $US23.483 ($US 46.966/2), valor que está por encima del costo de las bombas booster de 100 HP, lo cual no tiene ninguna justificación. Así las cosas, es inadmisible que se proponga considerar la valoración realizada por DIVISA.

Además, en el Anexo 20 - Cotización de Bombas Booster marca Flowserve se muestra una cotización de Flowserve, reconocido proveedor de bombas para Ecopetrol S.A., donde se evidencia que el precio de una bomba booster de 40 HP tienen un costo de $US52.551 en términos incoterms ExW (Ex Work)”.

En el anexo 20 del documento de Ecopetrol se presenta una cotización con precios para bombas de 20, 40, 50 y 200 HP. Del encabezado de la cotización se entiende que las bombas booster cotizadas corresponden al ducto Pozos Colorados - Galán, que no hace parte del sistema de transporte de GLP incluido en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. Esta información muestra que una bomba de 50 HP se cotiza en US$58.503 y una de 200 HP en US$44.885. Esto evidencia que hay economías de escala en este tipo de bombas. Por tanto, no es acertado esperar que los precios siempre se incrementen con el tamaño de la bomba. Cabe anotar que las bombas del sistema de transporte de GLP son de 40, 100 y 150 HP (ver tabla 17 del documento CREG 015/2010).

Analizando en detalle la información del documento de Ecopetrol se observa lo siguiente:

1. La recurrente presenta cotizaciones para soportar el valor de bombas de 20, 40, 50 y 200 HP. En la solicitud tarifaria Ecopetrol presentó bombas de 40, 100 y 150 HP. Es decir, la información reportada solo soportaría el valor de las bombas de 40 HP de la solicitud tarifaria.

2. El valor de cotización para las bombas de 40 HP (i.e. US$52.551 a cifras agosto de 2008) es un 48% superior al valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria para la misma bomba (i.e. US$35.348 a cifras de diciembre de 2007. Ver tabla 17 del documento CREG 015/2010). Esto sugiere que alguna de las fuentes, es decir, las cifras reportadas en la solicitud tarifaria o el valor de cotización, no es confiable. El valor de cotización tiene mayor incertidumbre si se tiene en cuenta que hace referencia a bombas del ducto Pozos Colorados - Galán, que no hace parte del sistema actual de transporte de GLP de Ecopetrol.

Por lo anterior, las cifras consideradas en la tabla 17 del documento CREG 015 de 2010, relacionadas con booster, siguen siendo la mejor información disponible para efectos regulatorios. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores de booster considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

1.9. Almacenamiento.

La recurrente anota que:

“De acuerdo a métricas que se utilizan en el interior de Ecopetrol S.A. para tanques presurizados, se tiene que:

— El costo de suministro de lámina y construcción de Tabaco es de 139.5 $US/barril. Este valor incluye cimentaciones, instrumentación y control, suministro de lámina, construcción de tabaco, protección catódica y diques.

— El costo de suministro de lámina y construcción de Esferas es de 148.5 $US/barril. Este valor incluye cimentaciones, instrumentación y control, suministro de lámina, construcción de esfera, protección catódica y diques.

(...).

Por estas razones las métricas que se relacionan anteriormente no son las mismas para tanques atmosféricos que en el interior de Ecopetrol S.A. es aproximadamente 60 $US/barril.

Además, se realiza una comparación utilizando la herramienta Icarus Kbase de Aspen Tech (ver anexo 21 - Costo tabacos y esferas en herramienta Icarus) la cual está diseñada para realizar la estimación técnica de los costos en proyectos de inversión, que busca reducir la incertidumbre de los estimativos mediante el incremento en la calidad de la información y la precisión de los criterios usados en la estimación. Icarus es utilizado para estimar los costos de los proyectos para el downstream. Dado que el costo usando la herramienta Icarus daba alto, se tuvo en cuenta trabajar con los costos que se tienen al interior de Ecopetrol S.A., ya que son basados en costos reales de proyectos ejecutados recientemente. Los cálculos utilizados en el estimado de costos de la valoración de activos de Ecopetrol S.A. se relacionan en la tabla 7.

(...)”.

La recurrente soporta las cifras de su solicitud tarifaria en valores basados en costos reales de proyectos ejecutados recientemente. Como se ha indicado en el presente escrito, la valoración presentada por Ecopetrol en su solicitud tarifaria está afectada por mayores costos derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado. Estos mayores costos no pueden ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP. Desde el punto de vista regulatorio se reconocen los costos eficientes mas no los costos reales.

Por lo anterior no hay lugar a modificar los valores relacionados con almacenamiento considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

1.10. Compresores.

La recurrente anota: “Para este componente, Ecopetrol S.A. no consideró los compresores para GLP ya que no se disponía de información técnica suficiente para realizar su valoración”.

La recurrente manifiesta que en su solicitud tarifaria no incluyó compresores para GLP debido a que no disponía de información para su valoración. En el estudio de Divisa se identificaron y valoraron compresores asociados a la actividad de transporte de GLP. Lo anterior indica la existencia de compresores asociados a la actividad de transporte de GLP. Por tanto, desde el punto de vista regulatorio es necesario considerar este aspecto en la valoración de los activos.

En tal sentido, y al considerar que la recurrente no presenta valoración alguna para este rubro, se propone considerar el valor total de US$6.141.366 (cifras a dic./2007) presentado en el estudio de Divisa (ver tabla 6 del documento CREG 015/2010). La desagregación de este valor por tramo de ducto se indica en la tabla 2.

Tabla 2

Valoración de compresores

 

Ducto Valoración (USD dic. 2007)
Propanoducto Galán - Puerto Salgar 0
Propanoducto Puerto Salgar - Mansilla 1.923.801
Poliducto Galán - Bucaramanga 369.962
Poliducto Salgar - Cartago 2.885.702
Poliducto Cartago - Yumbo 961.901
Total 6.141.366

Fuente: estudio de Divisa.

 

 

1.11. Múltiples.

Este ítem está compuesto por válvulas, turbinas de medición, filtros y densitómetros. El detalle de la valoración de esta infraestructura se presenta en la Tabla 15 y el Anexo 4 del documento CREG 015 de 2010. En el documento de Ecopetrol la recurrente hace referencia a los valores de válvulas y turbinas de medición. Cabe anotar que los valores reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 son aquellos presentados en el estudio de Divisa. Como se anota en el reporte de Divisa (radicado CREG E-2007-009925), el valor de cada componente de los múltiples se investigó en el mercado y se le adicionó el costo de instalación y montaje.

La recurrente anota que:

“Los costos de suministro de válvulas de Ecopetrol se tomaron del ‘Acuerdo de precios de válvulas de Ecopetrol con proveedor’ (ver anexo 13 - Acuerdo de precios de válvulas para Ecopetrol S.A.). Para calcular el costo de las válvulas motorizadas se tomaron los precios de las válvulas manuales del acuerdo de precios de ECP y se le adiciona el costo del actuador eléctrico tomado de cotización (ver anexo 14 - Cotización de actuadores eléctricos marca rotor K).

Por ejemplo: El costo de una válvula motorizada de 8” Ansi 300 se calcula de la manera como se explica en la tabla 3:

Tabla 3

Costo de válvula motorizada de 8 “Ansi 300 Ecopetrol S.A. vs Divisa”

IVA16%
Transporte3.1%

 

 

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DescripciónCosto unitario Ecopetrol $USDCosto unitario Divisa $USD
Suministro de válvulaSuministro de actuadorMontajeTotalTotal suministro y montaje
Válvula motorizada de 8” Ansi 300$20,152$5,658$2,654$28,464$15,925

 

La anterior información indica que el principal costo de las válvulas motorizadas está en el suministro de la válvula propiamente dicha. La recurrente soporta este costo con base en un acuerdo de precios de válvulas para Ecopetrol.

Desde el punto de vista regulatorio los acuerdos de precios no necesariamente reflejan los costos eficientes. Adicionalmente, el costo de la mano de obra está afectado por los mayores costos de la industria petrolera en Colombia, derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado.

Por lo anterior, las cifras consideradas en la tabla 15 y el anexo 4 del documento CREG 015 de 2010, relacionadas con válvulas motorizadas, siguen siendo la mejor información disponible para efectos regulatorios. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores de las válvulas motorizadas considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

Con respecto a válvulas de seguridad, la recurrente anota:

“Para los costos de las válvulas de seguridad se considera que Divisa utiliza precios muy bajos; para evidenciarlo se tiene como referencia una cotización (ver Anexo 15 - Cotización de válvulas de seguridad). Por ejemplo: el costo de suministro y montaje de la válvula de seguridad de 4” Ansi 150 utilizado por Ecopetrol S.A. es de $US5.460, mientras que el costo utilizado por Divisa es de $US661 y el costo de únicamente el suministro es de $US6003 incluido IVA. En la Tabla 4 se relaciona lo que se describe anteriormente:

Tabla 4

“Comparación de costos de cotización de válvula de seguridad con Ecopetrol S.A. vs Divisa”

 

DescripciónCosto cotización $USDCosto unitario Ecopetrol $USDCosto unitario Divisa $USD
SuministroSuministro y montaje Suministro y montaje
Válvula de seguridad 3” x 4” ANSI 150$6,003$5,460$661

 

En el anexo 15 del documento de Ecopetrol se presenta una cotización con dos valores para válvulas de seguridad con las siguientes características:

a) válvula 1

MFR: FARRIS

Modelo: 38KC10-120

Diseño: convencional

Tamaño: 3.0 in x 4.0 in

Orificio: K

Área: 2.042 in2

Conexiones: 150#RFX150#RF

Pilot control: Snap Acting

Precio: US$5.175

b) válvula 2

MFR: FARRIS

Modelo: 38JC10-120

Diseño: convencional

Tamaño: 2.0 in x 3.0 in

Orificio: J

Área: 1.430 in2

Conexiones: 150#RFX150#RF

Pilot control: Snap Acting

Precio: US$3.733

El valor de US$6.003 indicado por la recurrente corresponde al valor de la válvula 1 (i.e. US$5.175) afectado por el 16% de IVA. De acuerdo con el valor indicado en la tabla 4 del documento de Ecopetrol, y al comparar con los valores consignados en el Anexo 4 del documento CREG 015 de 2010, se concluye que la válvula 1 corresponde a una válvula de seguridad de 4” de 150 psi. La recurrente no reporta información que permita identificar la válvula 2 dentro de aquellas incluidas en el anexo 4 indicado.

En la descripción de activos del anexo 4 del documento CREG 015 de 2010 se identifica una sola válvula de seguridad de 4” de 150 psi. Las demás válvulas de seguridad, incluidas en el anexo 4 indicado, son de otras combinaciones de diámetros y presiones. La recurrente no aporta el soporte de costos para estas otras combinaciones de diámetros y presiones.

De acuerdo con lo anterior, se concluye que el soporte de costos presentado por la recurrente es precario. En tal sentido, las cifras consideradas en la Tabla 15 y el Anexo 4 del documento CREG 015 de 2010, relacionadas con válvulas de seguridad, siguen siendo la mejor información disponible para efectos regulatorios. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores de las válvulas de seguridad considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

Con respecto a los medidores de flujo tipo turbina la recurrente anota:

“Para el costo de los medidores de flujo tipo turbina se tiene en cuenta una cotización (ver anexo 16 - Cotización de medidores de flujo) la cual se usó como referencia para calcular el costo de los medidores especificados en el estimado de costos de valoración de activos de Ecopetrol S.A. En la tabla 5 se relaciona lo que se describe anteriormente:

Tabla 5

Comparación de costos de cotización de medidor de flujo tipo turbina con Ecopetrol S.A. vs Divisa

 

IVA 16%
DescripciónCosto cotización $USDCosto unitario Ecopetrol $USDCosto unitario Divisa $USD
SuministroSuministro y montajeTotal suministro y montaje
Medidor de flujo tipo turbina 8” ANSI 150$16,516  
Medidor de flujo tipo turbina 8” ANSI 300 $19.292$701

 

En el informe de la CREG-15, anexo 4, páginas 144 a 149, se evidencia que los costos de los medidores de flujo tipo turbina de la empresa Divisa no tienen congruencia, como por ejemplo, que el mismo medidor de flujo tipo turbina 4” Ansi 300 en un ítem tiene un costo de $US701 y en otro ítem tiene un costo de $US9.341, lo cual no es razonable. Para citar otro ejemplo, se tiene que el medidor de flujo tipo turbina 12” Ansi 300 cuesta lo mismo que un medidor de flujo tipo turbina 4” Ansi 300, lo cual es no es justificable por la diferencia que se presenta en tamaño y especificación. En la Tabla 6 se relacionan los costos de los medidores de flujo tipo turbina de Divisa en el que se evidencia claramente la incongruencia en precios:

Tabla 6

Relación de costo de medidores de flujo tipo turbina de Divisa

 

DescripciónCosto unitario Divisa $USD
Total suministro y montaje
Medidor de flujo tipo turbina 3” ANSI 900$ 701
Medidor de flujo tipo turbina 4” ANSI 300$ 701
Medidor de flujo tipo turbina 4” ANSI 300$9,341
Medidor de flujo tipo turbina 6” ANSI 300$9,341
Medidor de flujo tipo turbina 8” ANSI 300$ 701
Medidor de flujo tipo turbina 8” ANSI 900$ 701
Medidor de flujo tipo turbina 12” ANSI 300$ 701

 

Cabe aclarar que la base que se tuvo en cuenta para obtener la información de equipos y cantidades fue el informe de la empresa Prodeger, pero esta no contempló los patines de medición de flujo sino que utilizó pequeños medidores de flujo tipo turbina. El costo de un patín de medición de hidrocarburos y/o GLP aproximadamente oscila entre $US1.200.000 y $US1.800.000 dependiendo de las especificaciones técnicas requeridas tal como se puede evidenciar en las cotizaciones del anexo 17 - Cotizaciones de patines de medición de flujo. En vista de las inconsistencias que se evidencian en los costos de DIVISA se considera que se debe tener en cuenta los costos de Ecopetrol S.A. dado que se basaron en gran mayoría en cotizaciones realizadas a empresas proveedoras del sector Oil&Gas”.

En el Anexo 16 del documento de Ecopetrol se presenta una cotización con dos valores para medidores de turbina, así:

1. Medidor de turbina de 8” ANSI 150 de US$14.237 (cifras a agosto de 2008). Este valor afectado con el 16% de IVA resulta en US$16.516 como lo indica la recurrente en la tabla 5.

2. Medidor de turbina de 4” ANSI 150 de US$6.758 (cifras a agosto de 2008). Este valor afectado con el 16% de IVA resulta en US$7.839.

En el inventario de activos indicado en el anexo 4 del documento CREG 015 de 2010 no se incluyen medidores de turbina de 8” ANSI 150 ni de 4” ANSI 150. Es decir, la información reportada por la recurrente no soporta el valor de medidores de turbina considerado en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

De otra parte, las diferencias en cifras, indicadas por la recurrente en la tabla 6 del documento de Ecopetrol, sugieren que las cifras del estudio de Divisa, relacionadas con este rubro, pueden ser susceptibles de corrección. Dado que la recurrente no presenta soportes que sustenten los valores considerados en el anexo 4 del documento CREG 015 de 2010, se propone establecer la siguiente metodología para ajustar los valores de los medidores de turbina:

1. Considerar los valores presentados por Ecopetrol en su solicitud tarifaria y establecer la parte correspondiente a suministro de equipos y aquella relacionado con instalación y mano de obra.

2. Para establecer la parte correspondiente a suministros y la parte de instalación y mano de obra se propone la siguiente aproximación:

i) Asumir que el valor de cotización del medidor de turbina de 8” Ansi 150, reportado en el documento de Ecopetrol, se aproxima al costo de suministro del medidor de turbina de 8” 300 psi indicado en el anexo 4 del documento CREG 015 de 2010. El valor de cotización, en cifras de agosto de 2008, se deflacta a cifras de 2007 para hacerlo comparable con las cifras del anexo 4.

ii) Asumir que el valor de cotización del medidor de turbina de 4” Ansi 150, reportado en el documento de Ecopetrol, se aproxima al costo de suministro del medidor de turbina de 4” 300 psi indicado en el anexo 4 del documento CREG 015 de 2010. El valor de cotización, en cifras de agosto de 2008, se deflacta a cifras de 2007 para hacerlo comparable con las cifras del anexo 4.

iii) Tomar el valor reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria para los medidores de turbina de 8” 300 psi y 4” 300 psi (ver anexo 4 del documento CREG 015 de 2010).

iv) La diferencia entre el valor reportado en la solicitud tarifaria y el valor de cotización corresponderá a los costos distintos de suministro de equipos (i.e. instalación, mano de obra). El costo del suministro de equipos corresponderá al valor de cotización.

En la tabla 3 se indican las respectivas cifras.

Tabla 3

Valor de medidores de turbina

 

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MedidorCotización (valor de equipos)Total equipo + instalación (2)InstalaciónEquiposInstalación
 US ago. 8 2008US dic. 31 2007(1)USD dic. 2007USD dic. 2007%%
Turbina de 8” 300 psi14.23711.88619.2927.4056238
Turbina de 4” 300 psi 6.7585.6429.1573.5156238

 

 

(1) Se deflactó así: i) se pasó a pesos de agosto con la TRM de agosto 8 de 2008; ii) los pesos de agosto de 2008 se pasaron a pesos de diciembre de 2007 con el Índice de Precios al Productor total nacional, IPP, de agosto de 2008 y diciembre de 2007; iii) el valor en pesos de 2007 se pasó a dólares de diciembre 31 de 2007 con la TRM de diciembre 31 de 2007.

(2) Valor reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria (ver anexo 4 del documento CREG 016 de 2010). Se asume que la instalación incluye el valor de mano de obra y otros valores distintos a suministro de equipos.

3. Establecer el porcentaje correspondiente a suministro de equipos y el correspondiente a instalación y mano de obra. En la tabla 3 se indica que el suministro de equipos equivale al 62% del valor total y la instalación al 38%.

4. Asumir que el 62% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria, para todos los medidores de turbina (ver anexo 4 del documento CREG 015 de 2010), corresponde al valor de los equipos. Esta cifra se considerará el valor eficiente para efectos regulatorios.

5. Asumir que el 38% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria, para todos los medidores de turbina (ver anexo 4 del documento CREG 015 de 2010), corresponde a instalación y mano de obra, entre otros.

Como se ha indicado en el presente escrito, la valoración presentada por Ecopetrol en su solicitud tarifaria está afectada por mayores costos derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado. La recurrente manifestó que la contratación de obras de construcción de líneas de tubería para el transporte de GLP puede tener costos laborales de 2 a 3 veces los costos estándar del mercado. Se entiende que los medidores de turbina hacen parte integral de una línea de ducto. Estos mayores costos no deben ser asumidos por los usuarios del servicio público domiciliario de GLP.

Por tanto, se propone que el valor eficiente relacionado con instalación y mano de obra, entre otros, de los medidores de turbina sea el 40% del valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria. Este porcentaje se obtiene al considerar costos laborales de 2,5 veces los costos estándar del mercado. Para efectos regulatorios se reconoce una vez los costos estándar del mercado. Así, el valor eficiente será el 40% del 38% indicado anteriormente.

De acuerdo con lo anterior hay lugar a ajustar los valores relacionados con medidores de turbina, reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. El valor total ajustado con base en la metodología indicada anteriormente será de US$369.954 (cifras a diciembre de 2007), por concepto de medidores de turbina. El valor total reconocido en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 es de US$ 47.649 (cifras a diciembre de 2007).

1.12. Probadores.

La recurrente anota:

“Revisando detalladamente los costos de probadores compactos relacionados en los sistemas de costos de la valoración de activos realizado por Ecopetrol S.A. y Divisa, se considera que ambos son demasiado bajos. En el momento de realizar el estimado de costos de Ecopetrol S.A. para la valoración de activos de GLP en diciembre de 2008, no se tenían algunas cotizaciones que sustentaran los costos. En el anexo 22 - Orden de compra de Probadores de Ecopetrol S.A. se muestran los costos reales de una compra realizada por Ecopetrol S.A. en diciembre de 2007 de probadores compactos de diámetros 12” y 24” los cuales sirven de referencia para dimensionar los costos de los probadores requeridos en la infraestructura de GLP los cuales oscilan entre $USD 200.000 y $USD 300.000”.

Como se mencionó anteriormente desde el punto de vista regulatorio se reconocen los costos eficientes mas no los costos reales. Adicionalmente, se considera que para efectos regulatorios la información del estudio de Divisa, relacionada con probadores, sigue siendo la mejor información disponible. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores por concepto de probadores reconocidos en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

1.13. Trampa de raspadores.

La recurrente anota:

“Los costos de suministro de válvulas de Ecopetrol se tomaron del “Acuerdo de precios de válvulas de Ecopetrol con proveedor” (ver Anexo 13 - Acuerdo de precios de válvulas para Ecopetrol S.A.). Para calcular el costo de las válvulas motorizadas se tomaron los precios de las válvulas manuales del acuerdo de precios de ECP y se le adiciona el costo del actuador eléctrico tomado de cotización (ver Anexo 14 - Cotización de actuadores eléctricos marca rotor K).

Para los costos de las válvulas de seguridad se considera que DIVISA utiliza precios muy bajos, para evidenciarlo se tiene como referencia una cotización (ver Anexo 15 - Cotización de válvulas de seguridad).

(...).

Se considera que Ecopetrol S.A. tiene una buena valoración de los costos que conforman este componente en cuento a válvulas. Debido a la poca información técnica con que se contaba para calcular los costos de las trampas de raspadores de las estaciones se decide no incluir dicho rubro en el componente de trampa de raspadores para no contaminar el costo total del componente. Cabe aclarar que todo ducto para el transporte de GLP tienen en las estaciones las trampas de raspadores para realizar la limpieza e inspección del estado físico de la línea (corrosión de la tubería, desgaste de las paredes internas de la tubería, etc.)”.

Este ítem está compuesto por válvulas y las trampas de raspadores propiamente dichas. El detalle de la valoración de esta infraestructura se presenta en las tablas 20, 21 y en el anexo 5 del documento CREG 015 de 2010. Se aclara que en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 se incluyen únicamente los valores de las válvulas dado que Ecopetrol no presentó valores para las trampas propiamente dichas (ver tablas 20 y 21 de documento CREG 015/2010).

Con respecto a las válvulas la recurrente presenta los mismos argumentos planteados para las válvulas motorizadas y de seguridad de los múltiples, aspecto tratado en el numeral 1.11 de este escrito.

Para el caso de las válvulas motorizadas, en el numeral 1.11 del presente escrito se indicó que: i) desde el punto de vista regulatorio los acuerdos de precios no necesariamente reflejan los costos eficientes, y ii) el costo de la mano de obra está afectado por los mayores costos de la industria petrolera en Colombia, derivados de acuerdos laborales particulares que incrementan costos por encima de los estándares del mercado. Por lo anterior las cifras consideradas en la tabla 20 y el anexo 5 del documento CREG 015 de 2010, relacionadas con válvulas motorizadas para trampas de raspadores, siguen siendo la mejor información disponible para efectos regulatorios. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores de las válvulas motorizadas considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

Con respecto a válvulas de seguridad se encuentra que en la descripción de activos del anexo 5 del documento CREG 015 de 2010 se identifican únicamente cuatro (4) válvulas de seguridad de 4”. Las demás válvulas de seguridad, veinticuatro (24) en total, incluidas en el anexo 5 indicado, son de otros diámetros. La recurrente no soporta costos para estos otros diámetros.

De acuerdo con lo anterior se concluye que el soporte de costos presentado por la recurrente no es consistente. En tal sentido, las cifras consideradas en la tabla 20 y el anexo 5 del documento CREG 015 de 2010, relacionadas con válvulas de seguridad, siguen siendo la mejor información disponible para efectos regulatorios. Por tanto, no hay lugar a modificar los valores de las válvulas de seguridad para trampa de raspadores considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

Con respecto a las trampas de raspadores propiamente dichas la recurrente aclara que: i) en la solicitud tarifaria no incluyó el valor de las trampas debido a la poca información técnica disponible en su momento para calcular los costos de las mismas, y ii) todo ducto de transporte de GLP tiene trampas de raspadores para realizar limpieza e inspección del estado físico de la línea.

Desde el punto de vista técnico las trampas de raspadores son elementos necesarios en un ducto de transporte de hidrocarburos. Esto lo confirma la recurrente al indicar que todo ducto de transporte de GLP tiene trampas de raspadores. Por tanto, desde el punto de vista regulatorio es necesario considerar este aspecto en la valoración de los activos. En tal sentido, y al considerar que la recurrente no presenta valoración alguna para las trampas de raspadores, se propone considerar los valores presentados en el estudio de Divisa (ver tablas 20 y 21 del documento CREG 015/2010). Estos valores se obtuvieron de precios de mercado.

De acuerdo con lo anterior, hay lugar a modificar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 de tal forma que se incluya el valor de US$3.938.454 (cifras a dic. 31/2007), correspondiente a trampas de raspadores.

1.14. Instrumentación.

En el documento de Ecopetrol se anota:

“La valoración de activos de este componente es un costo global el cual no se especifica claramente los equipos y las cantidades que lo conforma, dada la poca información con que se cuenta existe mucha incertidumbre en la valoración real de este activo para lo cual se recomienda visitar las estaciones con el fin de obtener datos específicos de equipos, instrumentos, controladores, etc., con sus respectivas cantidades. Cabe aclarar que en las estaciones de los sistemas compartidos es muy complejo especificar los equipos de control e instrumentos que hacen parte de la infraestructura de GLP. Por ejemplo los equipos controladores de procesos de la estación comparten varios sistemas ya que las señales se reúnen en dicho equipo para su respectivo control.

En el Anexo 23 - Cotización del Sistema de Control y Scada se relacionan las actividades, equipos y costos que incurre un sistema de control típico de una estación”.

La recurrente no aporta información que permita precisar la valoración considerada en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. Cabe anotar que para el rubro de instrumentación el valor eficiente considerado en los cargos de la Resolución CREG 016 de 2010 es 11,8 veces superior al valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria.

De acuerdo con lo anterior no hay lugar a modificar los cargos regulados, adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010, por concepto del rubro de instrumentación.

1.15. Sistema eléctrico.

La recurrente anota:

“En el documento CREG-015 Tabla 23 para el cálculo del sistema eléctrico se incluyeron los siguientes activos:

i) Transformadores de potencia.

ii) Tablero eléctrico.

iii) Sistema de respaldo UPS y rectificadores.

iv) Generador Diésel.

Debido a la complejidad del sistema eléctrico y sus especificaciones particulares para el costeo no se tuvo en cuenta los sistemas de alimentación en media tensión y baja tensión para motores, cableado, los sistemas de protección, los equipos de patio de la subestación de MT (seccionadores, interruptores, TPs, TCs, DPS), sistema de puesta a tierra, por lo cual se presenta la diferencia con la propuesta de Divisa.

En el documento de la CREG-015 se tiene la siguiente observación:

‘...Considerar la valoración del estudio de Divisa, sin incluir activos eléctricos para las estaciones de Galán —entrega a Salgar, Puerto Salgar— salida a Mansilla y Puerto Salgar salida como lo reportó Ecopetrol...’.

Ecopetrol S.A. sí reportó activos eléctricos de la estación Galán. Estos están reportados en la página 24 del informe de Valoración de activos por sistema bajo el nodo 2.1.02 - Estación Galán - Entrega, numeral GAL2-N Sistema eléctrico - entrega a B/manga como se muestra en la figura 12 tomado del estudio de costos de la valoración de activos de Ecopetrol S.A. Allí aparecen los siguientes ítems: VAN-100 Transformador de 34.5 MVA; VAN-200 Transformador de 17 MVA, VAN-300 IC-Transformador de 6.3 MVA, VAN-400 IC-Transformador de 300KVA 440/220V, VAN-500 IC-Tablero de Control, VAN-600 IC-Sistema de respaldo eléctrico - UPS 10KVA, VAN-601 IC-Sistema de respaldo eléctrico - Rectificador de 125V 60A, VAN-602 IC-Generador Diésel de 225KW 480V 3Fases. Estos activos suman $3.345.973.000. De hecho la tabla 23 de Resolución 16 de 2010 de la CREG incluye el valor de US$1.660.730 en la línea ‘Estación Galán - entrega’ del Poliducto Galán - Bucaramanga.

(...).

Por otro lado, Ecopetrol S.A. sí reportó activos eléctrico de la Estación Salgar. Estos están reportados en la página 7 el informe de Valoración de activos bajo el nodo 1.1.03

– Estación Salgar - Recibo, numeral SAL1-N Sistema Eléctrico-Recibo de Galán como se muestra en la figura 13 tomado del estimado de costos de la valoración de activos de Ecopetrol S.A. Allí aparecen los siguientes ítems: VAN-102 IC-Transformador de 34 KVA; VAN-300 IC-Transformador de 6.3 MVA, VAN-400 IC-Transformador de 300KVA 440/220V, VAN-500 IC-Tablero de Control, VAN-600 IC-Sistema de respaldo eléctrico - UPS 10KVA, VAN-601 IC-Sistema de respaldo eléctrico - Rectificador de 125V 60A, VAN -602 IC-Generador Diésel de 225 KW 480V 3Fases. Estos activos suman $1.016.037.000. De hecho la tabla 23 del documento de la CREG-015 incluye el valor de US$504.297 en el renglón ‘Estación Salgar - recibo de Galán’ del Poliducto Galán-Puerto Salgar.

Lo anteriormente expuesto deja sin fundamento la propuesta por valor de Divisa al que hace referencia el documento CREG-015”.

Sobre el particular se aclara que la anotación del documento CREG 015 de 2010 hace referencia a:

i) la estación de Puerto Salgar - entrega Salgar del propanoducto Galán - Puerto Salgar. Como se indica en la tabla 23 del documento CREG 015 de 2010, el valor reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria para la estación de Puerto Salgar - entrega Salgar es cero. La recurrente hace referencia a la estación Galán - entrega del poliducto Galán - Bucaramanga.

ii) la estación Puerto Salgar - salida a Mansilla del propanoducto Puerto Salgar - Mansilla. Como se indica en la tabla 23 del documento CREG 015 de 2010, el valor reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria para la estación de Puerto Salgar - salida a Mansilla es cero. La recurrente hace referencia a la estación Salgar - recibo de Galán del propanoducto Galán - Puerto Salgar.

iii) la estación Puerto Salgar - salida del poliducto Salgar - Cartago. Como se indica en la tabla 23 del documento CREG 015 de 2010, el valor reportado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria para la estación de Puerto Salgar - salida es cero. La recurrente hace referencia a la estación Salgar - recibo de Galán del propanoducto Galán - Puerto Salgar.

De acuerdo con lo anterior se concluye que la recurrente no presenta elementos que den lugar a modificar los valores, relacionados con sistema eléctrico, considerados en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. Cabe anotar que el valor reconocido en los cargos de la Resolución CREG 016 de 2010 es superior en un 24% al valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria.

1.16. Scada.

La recurrente anota:

“Ecopetrol S.A. incluyó en la valoración de activos de GLP solamente un Panel concentrador de datos, PLC, DCS en cada estación con un costo estimado de $135.000.000. La cotización que se adjunta en al Anexo 23 - Cotización de sistema de control y Scada muestra que la configuración típica para una estación supera ampliamente esta cifra.

Por otro lado existen activos adicionales en el CCMO principal, ubicado en piso 10 del Edificio de Teusacá, así como también en el CCMO Alterno, que aunque no fueron incluidos debido a la poca información contemplada en el informe de Divisa/Prodeger, representan un costo representativo de inversión. Tampoco se tuvo en cuenta el costo de las instalaciones o infraestructura requeridas para albergar dichos equipos”.

La recurrente no aporta información que permita precisar la valoración considerada en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010. Cabe anotar que para el rubro de Scada el valor eficiente considerado en los cargos de la Resolución CREG 016 de 2010 es 1,9 veces superior al valor presentado por Ecopetrol en su solicitud tarifaria.

De acuerdo con lo anterior no hay lugar a modificar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 por concepto del rubro de Scada.

1.17. Telecomunicaciones.

La recurrente anota:

“Aunque en la valoración de activos de Ecopetrol S.A. no incluyó activos en este componente, estos existen en cada estación ya que se requieren para la operación de la infraestructura de transporte, los cuales tienen un costo representativo. Los activos de comunicaciones típicos en una estación son: sistemas satelitales, sistemas de microondas, sistemas de telefonía, fibra óptica, torres de comunicación, etc.”.

Desde el punto de vista técnico la infraestructura en telecomunicaciones es requerida para la operación de los ductos transporte de hidrocarburos. Esto lo confirma la recurrente al indicar que tales activos existen en cada estación. Por tanto, desde el punto de vista regulatorio es necesario considerar este aspecto en la valoración de los activos. En tal sentido, y al considerar que la recurrente no presenta valoración alguna para este rubro, se propone considerar el valor total de US$11.743.574 (cifras a dic./2007), presentado en el estudio de Divisa (ver tabla 6 del documento CREG 015/2010). La desagregación de este valor por tramo de ducto se indica en la tabla 4.

Tabla 4

Valoración de telecomunicaciones

 

Ducto Valoración (USD dic. 2007)
Propanoducto Galán - Puerto Salgar 1.323.066
Propanoducto Puerto Salgar - Mansilla 2.644.569
Poliducto Galán - Bucaramanga 2.707.052
Poliducto Salgar - Cartago 5.068.888
Poliducto Cartago - Yumbo 0
Total 11.743.574

Fuente: Estudio de Divisa.

 

 

De acuerdo con lo anterior, hay lugar a modificar los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 de tal forma que se incluya el valor de US$11.743.574 (cifras a dic. 31/2007), correspondiente a telecomunicaciones.

En la tabla 5 se indican los mayores valores a incorporar en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 para cado uno de los ítems indicados anteriormente, así como el total de inversión reconocida en la Resolución CREG 016 de 2010. Se puede observar que el total de inversión ajustada es 13% superior al total de inversión reconocida en la Resolución CREG 016 de 2010, lo cual implica un incremento medio del 8% en los cargos aprobados mediante la misma resolución.

Tabla 5

Valores de inversión ajustados

 

Mayores valores con respecto a aquellos reconocidos en Res. CREG 016 de 2010
ÍtemUSD dic. 2007
Ductos 4.672.765
Telecomunicaciones 11.743.574
Tea 8.826.863
Compresores6.141.366
Trampa de raspadores 3.938.454
Unidades de bombeo 3.083.151
Medidores de turbina 322.305
Total 38.728.478
Total de inversión ajustada
Total 343.313.052
Total de inversión reconocida en Res. CREG 016 de 2010
Total 304.584.573

 

En la tabla 6 se indican los mayores valores a incorporar en los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 para cado uno de los tramos de ductos considerados.

Tabla 6

Mayor valor de inversión por tramo de ducto

Ducto USD dic. 2007
Propanoducto Galán - Puerto Salgar5.232.984
Propanoducto Puerto Salgar - Mansilla8.550.421
Poliducto Galán - Bucaramanga5.398.964
Poliducto Salgar - Cartago17.544.869
Poliducto Cartago - Yumbo2.001.241
Total38.728.479

 

2. Frente a la pretensión sobre el lleno de línea.

Ecopetrol indica que “presentó y envió en medio magnético los soportes del cálculo del lleno de línea de GLP para los sistemas de transporte de dedicación exclusiva (propanoductos) y el lleno de línea total (GLP y otros refinados) para los tramos compartidos”. En el recurso la empresa plantea que es conveniente diferenciar el lleno de línea entre GLP y otros refinados y plantea la siguiente fórmula para asignar el lleno de línea asociado a GLP:

 

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La empresa anota que “en caso de utilizarse el total de volumen reportado, el cálculo debería realizarse con el ponderado de los precios de los diferentes productos que se transportan por el ducto”.

Sobre el particular es preciso considerar las siguientes disposiciones, establecidas en el artículo 6º de la Resolución CREG 122 de 2008:

“El transportador calcula, a partir de modelos de dinámica de fluidos, el lleno de línea con combustible GLP y adjunta los resultados con sus respectivos soportes en la solicitud tarifaria. Para realizar los respectivos cálculos por ducto, se utilizarán las condiciones promedio de operación del año inmediatamente anterior a la solicitud tarifaria. La comisión se reservará el derecho de verificar o solicitar ampliación a la información reportada por el agente.

La comisión valora el combustible del lleno de línea, en pesos de la fecha base, con base en el precio vigente del GLP al momento del cálculo tarifario.” (Hemos subrayado).

Las anteriores disposiciones son claras en establecer que: i) el lleno de línea se calcula con combustible GLP; ii) el transportador debe reportar los soportes de dicho cálculo, y iii) el combustible del lleno de línea se valora con base en el precio vigente del GLP al momento del cálculo tarifario. La metodología no establece que para el cálculo y valoración del lleno de línea se consideren otros combustibles. Lo anterior está en concordancia con el concepto de “flujo continuo”, el cual, como se anotó anteriormente, asume que los ductos son dedicados exclusivamente a transportar GLP (i.e. como si se tratara de propanoductos) y por tanto no es necesario considerar parámetros de otros combustibles.

De los soportes de cálculo reportados por Ecopetrol en medio magnético (i.e. disco compacto) se observa:

i) los cálculos del lleno de línea para el poliducto Galán - Bucaramanga consideran el producto 1, según nomenclatura utilizada en dichos cálculos, que corresponde a GLP. De esta información se deduce que el valor del lleno de línea soportado por Ecopetrol para este ducto (i.e. 25.180 barriles) corresponde al combustible GLP, tal como lo requiere la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008. Es decir, para este ducto no hay evidencia de que en el cálculo del lleno de línea se consideró el GLP y otros refinados como lo anota Ecopetrol.

ii) los cálculos del lleno de línea para los poliductos Puerto Salgar - Cartago y Cartago - Yumbo no permiten discernir si en ellos se incluye GLP o GLP y otros refinados. En todo caso, si en estos cálculos se hubiesen considerado varios combustibles, el resultado no varía significativamente pues se trata de combustibles poco compresibles. Esto se corrobora con el cálculo aproximado realizado por la CREG, en el cual se considera fluido incompresible, donde se observa que los valores reportados por Ecopetrol son muy cercanos a los calculados por la comisión. Los valores calculados por la CREG se muestran en la tabla 30 del documento CREG 015 de 2010.

Por lo anterior no hay lugar a diferenciar el lleno de línea entre GLP y otros refinados a través de fórmula como lo plantea Ecopetrol. Tampoco hay lugar a valorar el combustible de lleno de línea con base en el ponderado de los precios de los diferentes productos que se transportan por el ducto como lo plantea Ecopetrol. Así mismo, los valores de lleno de línea utilizados para calcular los cargos aprobados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 se ajustan a lo establecido en la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008.

De otra parte, sobre el lleno de línea Ecopetrol solicita “el reconocimiento del costo financiero desde diciembre 7 de 2006, cuando se le devolvió el valor del producto a los distribuidores mayoristas”.

La metodología de la Resolución CREG 122 de 2008 no establece que se deban reconocer costos financieros asociados al lleno de línea causados en el pasado. Con relación a los costos asociados al lleno de línea conviene recordar que mediante comunicación S-2005-001678 la Comisión le manifestó lo siguiente a Ecopetrol:

“... la tarifa prevista reconoce al Gran Comercializador la entrega del producto en el terminal de abasto donde está ubicado el Comercializador Mayorista. Por lo tanto el Gran Comercializador es responsable del transporte hasta este sitio. De otra parte, la regulación estipula que la actividad de transporte por ductos se remunera a través de un cargo máximo. El cargo máximo remunera los costos eficientes para realizar la respectiva actividad, tal como lo estipula la Ley 142 de 1994. Los costos eficientes incluyen todos los costos relacionados con los diferentes conceptos asociados a la actividad de transporte.

Cabe mencionar que regulatoriamente no se ha definido el concepto de “lleno de línea”, y en consecuencia no se han estipulado de manera explícita los costos relacionados con dicho concepto. Lo anterior sin perjuicio de que el cargo máximo regulado remunera todos los costos relacionados con los diferentes conceptos asociados con la actividad de transporte. Como se ha mencionado en algunos talleres con la industria, para evitar futuras confusiones se considera necesario definir dicho concepto, y estipular de manera explícita sus costos, en el nuevo marco tarifario aplicable a la actividad de transporte de GLP por ductos”.

3. Frente a la pretensión sobre la capacidad de transporte.

Ecopetrol anota que “Mediante comunicado E-2009-004781 Ecopetrol presentó en el cuadro ‘Capacidad de Transporte Ponderada únicamente para GLP’ la capacidad nominal de los sistemas de transporte de GLP. En la tabla 29 del numeral 3.3 Demanda, del documento CREG 015 del 16 de febrero de 2010, se observa que el cálculo del factor de utilización se realizó así: El cociente entre la demanda de GLP en el 2007 sobre la capacidad nominal total (GLP y otros refinados)”. Ecopetrol solicita que “se modifique el cálculo en mención, tomando como numerador la demanda total (GLP y otros refinados) o utilizando la capacidad nominal de GLP como divisor.

 

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Con relación a la capacidad máxima y el factor de utilización la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008 establece las siguientes definiciones:

Capacidad nominal del ducto: Capacidad máxima de transporte diario de un ducto o grupo de ductos (en miles de kilogramos por día - KGD) determinada por el Transportador, calculada con modelos de dinámica de flujo, utilizando los parámetros técnicos específicos del GLP y de diseño de la infraestructura.

(...).

Factor de utilización para ductos existentes:

Es un indicador de la utilización de un ducto o grupo de ductos con relación a su utilización potencial máxima. El factor de utilización para ductos existentes se define como el cociente entre la demanda del año (en miles de kilogramos) correspondiente a la Fecha Base, incluyendo un factor de pérdidas de 0.5%, y la capacidad nominal (en miles de kilogramos por día) del ducto o grupo de ductos multiplicada por un factor de 365”.

De acuerdo con las anteriores definiciones la capacidad nominal del ducto se debe calcular con los parámetros técnicos específicos del GLP. Es decir, para el caso de poliductos la capacidad se calcula asumiendo que el ducto está dedicado a transportar GLP y por tanto no hay lugar a utilizar parámetros de otros combustibles. La regulación tampoco establece que la capacidad nominal deba ser la ponderada para GLP. Lo anterior está en concordancia con el concepto de ‘flujo continuo’ indicado anteriormente.

De otra parte, en la definición del factor de utilización se establece claramente que para el cálculo de este factor se utiliza la capacidad nominal del ducto. Como se indicó, en el caso de los poliductos la capacidad nominal debe corresponder al transporte de GLP exclusivamente.

Por tanto, los valores de capacidad ponderada para GLP en los poliductos, reportados por Ecopetrol en la página dos (2) de la comunicación E-2009-004781, no se ajustan a lo requerido en la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008. Tampoco se ajusta a la metodología la fórmula propuesta por Ecopetrol para calcular el factor de utilización considerando GLP y otros combustibles.

Cabe anotar que Ecopetrol adjuntó a la comunicación E-2009-004781, un disco compacto con la memoria del cálculo del lleno de línea y el flujo para cada ducto en kilo barriles día operación (KBDO). Se entiende que este flujo corresponde únicamente a GLP pues en las memorias de cálculo no hay evidencia de lo contrario.

Para efectos tarifarios se utilizaron los valores reportados por Ecopetrol mediante la comunicación E-2008-011707, e indicados en el cuadro 5 de esa comunicación titulado “Capacidad de transporte de GLP”. Estos valores se aproximan a aquellos reportados por Ecopetrol en el disco compacto adjunto a la comunicación E-2009-004781 como se indica en la tabla 7.

Tabla 7

Capacidad nominal de los ductos

DuctoCapacidad considerada en Res. CREG 016 de 2010 (kilo barriles por día, KBPD)Capacidad reportada en disco compacto (kilo barriles día operación, KBDO)
Galán - Puerto Salgar 23,323,3
Puerto Salgar - Mansilla 14,114,1
Galán - Bucaramanga 2120,6
Puerto Salgar - Cartago 23,825,3
Cartago - Yumbo 16,618,7

 

4. Frente a la pretensión sobre los activos dedicados a transportar GLP.

Ecopetrol anota que “considera necesario se precisen los activos que están dedicados exclusivamente a la actividad de transporte de GLP”. También anota que “nuestro análisis indica que en ítems como ductos, la valoración corresponde al 100% de los activos. De tal manera que una vez se haya hecho la imputación correcta en los términos señalados en el numeral 1 del presente escrito, la demanda para calcular la tarifa deberá corresponder exclusivamente a la actividad de GLP y no al total de refinados”.

Como se indicó anteriormente, el concepto de flujo continuo implica que la infraestructura de poliductos utilizada para transportar GLP sea considerada como un ducto de uso dedicado a transportar GLP. Por tanto, para efectos tarifarios se debe considerar la inversión correspondiente a la totalidad de dicha infraestructura.

Se debe notar que el concepto de flujo continuo involucra únicamente la infraestructura utilizada para transportar GLP. Es decir, aquella infraestructura que no se utilice para transportar GLP se excluye de la base tarifaria. Tal es el caso de estaciones de entrega o recibo de producto donde parte de la infraestructura se utiliza para el transporte de GLP y la otra parte se usa exclusivamente para el manejo de otros combustibles. La infraestructura de estas estaciones dedicada al manejo de otros combustibles no se incluye en los cargos regulados que remuneran la actividad de transporte de GLP.

Con respecto a las demandas en la Resolución CREG 122 de 2008 se establece lo siguiente:

“ART. 9º—Demanda. El transportador reportará la demanda real, en miles de kilogramos, del año correspondiente a la fecha base.

(...).

PAR. 2º—Se aplicará el Factor de utilización para ductos existentes, y si este es inferior a 0.75 la Comisión utilizará para el cálculo tarifario la cantidad obtenida de multiplicar la Capacidad Nominal del Ducto por 365 y por 0.75”.

En concordancia con el concepto de flujo continuo, y de acuerdo con lo establecido en el artículo 9º de la Resolución CREG 122 de 2008, la demanda utilizada para el cálculo tarifario corresponde a la demanda real de GLP de cada ducto para el año correspondiente a la Fecha Base. Con esta demanda se calcula el factor de utilización para cada ducto y si este resulta menor que 0,75 se incrementa la demanda hasta alcanzar el factor de 0,75. La demanda ajustada (i.e. incrementada con respecto a la real) se utiliza para el cálculo tarifario. Se debe notar que este procedimiento en ningún momento considera la demanda de otros combustibles distintos al GLP. Este es el procedimiento para establecer demandas que se ajusta a las disposiciones de la Resolución CREG 122 de 2008.

El anterior procedimiento se aplicó a los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

5. Frente a la pretensión sobre gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM.

Ecopetrol anota que “Con el fin de dar cumplimiento a la metodología que establece que ‘La Comisión evaluará la eficiencia de dichos gastos utilizando métodos de comparación a partir de información nacional e internacional disponible’, solicitamos a la Comisión tenga en cuenta que para el caso de transporte por ductos en Colombia, algunas variables adicionales como i) Topografía del sistema, y ii) Situación política y social (hurtos, atentados), las cuales deben considerarse para poder seleccionar las compañías con las cuales se realice la comparación”.

Se entiende que la recurrente hace referencia a topografía montañosa en el recorrido de los ductos. Bajo este entendido se debe indicar que no hay evidencia de que topografía montañosa incida significativamente en los gastos de AOM. La topografía montañosa incide en los costos de inversión por mayor longitud de ducto y costos de construcción más que en los gastos de AOM. En todo caso, el modelo utilizado para obtener la frontera de eficiencia relativa, con la cual se evaluó la eficiencia en los gastos de AOM reconocidos mediante la Resolución CREG 016 de 2010, incorporó la variable de inversión (ver pág. 127 del documento CREG 015/2010). De esta forma se considera que los posibles efectos de la topografía en los gastos de AOM están incorporados en los gastos reconocidos mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

De otra parte, si se considera que el recorrido de los ductos Galán - Bucaramanga, Salgar - Mansilla y 50% del recorrido del ducto Salgar - Cartago está en terreno montañoso, se puede decir que menos del 40% del recorrido de todo el sistema de transporte de GLP de Ecopetrol se encuentra en zona montañosa. Así, el posible efecto de topografía montañosa sobre los gastos de AOM, incluido en la Resolución CREG 016 de 2010, tendría incidencia en menos del 40% del recorrido de los ductos.

Con relación a los costos por situación política y social (e.g. hurtos y atentados) se aclara que tal situación está asociada al riesgo país. Este riesgo incide en la rentabilidad de la actividad de transporte y como tal está reconocido en la tasa de costo de capital, adoptada en la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008. Lo anterior se puede observar en el cuadro 1 del documento CREG 076 de 2008 donde se indica que la tasa de 16,25%, adoptada en la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008, y usada en el cálculo tarifario que dio como resultado los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010, incluye una prima por riesgo país de 2,85%. Por tanto, no hay lugar a ajustes tarifarios por situaciones asociadas al riesgo país.

La recurrente anota que “La información de AOM mencionada anteriormente únicamente incluyó los costos relacionados con la operación, mantenimiento y administración de los sistemas de transporte de GLP, por lo cual les solicitamos incluir el costo equivalente al reconocimiento del 0,5% del volumen entregado, de pérdidas por concepto de tolerancia, conforme al artículo 3º de la Resolución 122 de 2008”.

Sobre el particular es pertinente considerar las disposiciones establecidas en el artículo 3º de la Resolución CREG 122 de 2008:

“ART. 3º—Asignación de pérdidas. Las pérdidas de GLP del sistema de transporte que excedan cero punto cinco por ciento (0.5%) serán asumidas por el transportador. Las pérdidas de GLP que no excedan el 0.5% serán asumidas por los Remitentes en forma proporcional a la cantidad de GLP transportado y el valor de este producto será reconocido al transportador en la factura del servicio.

(...)”.

Las anteriores disposiciones establecen que en la actividad de transporte de GLP las pérdidas de producto hasta el 0,5% serán asumidas por los remitentes en forma proporcional a la cantidad de GLP transportado. Así mismo se establece que el valor del GLP de pérdidas será reconocido al transportador en la factura del servicio. Por tanto, es claro que son los remitentes quienes deben asumir, en forma proporcional a volumen transportado, el valor de las pérdidas hasta el 0,5%.

Se puede observar que la regulación no establece pérdidas por concepto de tolerancia como lo anota la recurrente. Tampoco se establece ninguna relación entre las pérdidas y los gastos de AOM. Por tanto, no hay lugar a incluir en el AOM costos adicionales por concepto de pérdidas en la actividad de transporte de GLP por ductos.

La recurrente anota: “Solicitamos para este cálculo, tener como denominador la demanda total siempre y cuando los conceptos anteriormente señalados, hagan referencia al costo total de los sistemas, especialmente en los tramos compartidos. Otra alternativa sería tener como denominador la demanda de GLP cuando para los sistemas compartidos se consideren únicamente los costos asociados al GLP”.

La anterior anotación está relacionada con el concepto de flujo continuo adoptado en la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008. En el numeral 4 del presente escrito se indicó que el concepto de flujo continuo implica que la infraestructura de poliductos utilizada para transportar GLP sea considerada como un ducto de uso dedicado a transportar GLP. Por tanto, para efectos tarifarios se debe considerar la inversión correspondiente a la totalidad de dicha infraestructura. Así mismo, se indicó que la demanda utilizada para el cálculo tarifario corresponde a la demanda real de GLP de cada ducto para el año correspondiente a la fecha base. Con esta demanda se calcula el factor de utilización para cada ducto y si este resulta menor que 0,75 se incrementa la demanda hasta alcanzar el factor de 0,75. La demanda ajustada (i.e. incrementada con respecto a la real) se utiliza para el cálculo tarifario.

El anterior procedimiento se ajusta a las disposiciones de la Resolución CREG 122 de 2008. Por su parte, el procedimiento de cálculo planteado por la recurrente no se ajusta a la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008.

La recurrente anota que “Dentro de los cargos estimados en la resolución, no se definieron tarifas para las ventas locales en las Refinerías de Cartagena y Apiay. Solicitamos el reconocimiento de los gastos del manejo del producto en estos puntos de entrega dentro de los cargos estimados en la Resolución 16 de 2010”.

Sobre el particular se aclara que los cargos adoptados con base en la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008 remuneran los gastos e inversiones eficientes requeridos para prestar el servicio de transporte de GLP por ductos. Esta metodología no prevé la remuneración de gastos por manejo de producto para entrega en los sitios de producción de GLP (i.e. refinerías de Cartagena y Apiay). Los costos por manejo de producto deben estar asociados al precio del producto.

6. Frente a la pretensión sobre el esquema tarifario que combine distancia y estampilla.

Ecopetrol anota que “Consideramos necesario establecer un esquema tarifario intermedio, que remunere los sistemas de transporte con una proporción de tarifa estampilla y tarifa por distancia, con el fin de contrarrestar los efectos que sobre el usuario final tendrá la fijación de tarifas por sectores de ductos o por sistemas, principalmente en los puntos de consumo más distantes del centro de producción”.

Sobre el particular conviene considerar las siguientes disposiciones establecidas en la Resolución CREG 122 de 2008:

“ART. 2º—Principios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso del sistema de transporte de GLP por ductos tendrá en cuenta los siguientes principios generales:

a) Los cargos regulados adoptados deberán incorporar una señal de distancia. El cargo regulado aplicable en un punto de entrega será la sumatoria de los cargos regulados de uno de los tramos de ductos, o grupos de ductos, que sean utilizados por el respectivo Remitente y en los cuales la comisión haya aprobado cargos.

(...)”. (hemos subrayado)

Las anteriores disposiciones son claras en establecer que los cargos adoptados deben incorporar una señal de distancia.

Como se indicó en el documento CREG 015 de 2010, la estructura de tramos de gasoductos presentada por Ecopetrol refleja adecuadamente la señal de distancia de que trata la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008. En tal sentido los cargos adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010 reflejan la señal de distancia de acuerdo con los tramos de gasoductos reportados por Ecopetrol en su solicitud tarifaria. Cabe anotar que la señal de distancia en transporte de GLP es consistente con la señal de distancia en el transporte de otros combustibles líquidos y del gas natural, combustibles que son sustitutos entre ellos.

Con respecto a los efectos que pueda tener la señal de distancia sobre la tarifa al usuario, cabe indicar que en el numeral 4,1 del documento CREG 015 de 2010 (págs. 132 - 135) se presentó un análisis de los cargos resultantes de aplicar la metodología de la Resolución CREG 122 de 2008. En particular se indicó que, al considerar señal de distancia del 100% para el sistema de transporte de GLP por ductos de Ecopetrol, el máximo incremento que se podría presentar en la tarifa de aquellos usuarios finales más alejados del centro de producción (i.e. Barrancabermeja) sería del 7% (ver tabla 33 del documento CREG 015/2010). Al ajustar los valores de inversión como se indica en la tabla 5 del presente escrito, el máximo incremento en la tarifa final para estos usuarios sería del 8%. En los puntos más cercanos al centro de producción habría a una ligera disminución en la tarifa al usuario final.

En el documento CREG 015 de 2010 también se indicó que la combinación de 50% distancia y 50% estampilla no mitiga de manera importante los incrementos tarifarios en los puntos alejados del centro de producción, pero sí compromete totalmente la señal de distancia en puntos cercanos al centro de producción. Se indicó que otras combinaciones con menor grado de estampilla mejoran la señal de distancia en los puntos cercanos al centro de producción, pero no contribuyen significativamente a mitigar incrementos en los puntos alejados del centro de producción. Por tanto, el planteamiento de la recurrente, en el sentido de establecer un esquema de cargos de transporte que combine distancia y estampilla, no contribuye de manera significativa a mitigar incrementos en los cargos de los puntos alejados del centro de producción.

Debe tenerse en cuenta que mediante la Resolución CREG 021 de 2010 la CREG adoptó una opción tarifaria para definir los cargos máximos de prestación del servicio de transporte de GLP por ductos. Esta opción tarifaria puede ser utilizada por Ecopetrol para aplicar de manera gradual los cargos regulados adoptados mediante la Resolución CREG 016 de 2010.

De acuerdo con los análisis precedentes se hace necesario modificar los artículos 3º y 8º, y el anexo 1 de la Resolución CREG 016 de 2010.

La Comisión, en Sesión 458 del día 1º de julio de 2010, aprobó la presente resolución.

Con fundamento en lo anterior,

RESUELVE:

ART. 1º—Modificar los artículos 3º y 8º de la Resolución CREG 016 de 2010, los cuales quedarán así:

“ART. 3º—Inversión en activos existentes. El valor de la inversión en activos existentes que se reconoce para efectos tarifarios, para el sistema de transporte descrito en el artículo 2º de la presente resolución, es de COP 691.693.404.353 de diciembre 31 de 2007. La desagregación de esta inversión por grupo de activos se muestra en el anexo 1 de la presente resolución.

ART. 8º—Cargos de transporte que remuneran inversión. Para remunerar los costos de inversión de los tramos de ductos definidos en el artículo 2º de la presente resolución, de conformidad con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 122 de 2008, se aprueban los siguientes cargos regulados:

 

Tramo de ductoCOP dic. 31 2007/kg
Propanoducto Galán - Puerto Salgar53,731
Propanoducto Puerto Salgar – Mansilla67,296
Poliducto Galán – Bucaramanga28,837
Poliducto Salgar – Cartago62,584
Poliducto Cartago – Yumbo45,943

NOTA: los decimales se separan con comas..

 

 

ART. 2º—Modificar el anexo 1 de la Resolución CREG 016 de 2010, el cual será reemplazado por el anexo 1 de la presente resolución.

ART. 3º—La presente resolución deberá notificarse a Ecopetrol S.A. y publicarse en el Diario Oficial. Contra las disposiciones contenidas en la presente resolución no procede recurso alguno por la vía gubernativa.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 1º de julio de 2010.

(1) Nathan Parker (2004), “Using Natural Gas Transmission Pipeline Costs to Estimate Hydrogen Pipeline Costs”, Institute of Transportation Estudies, University of California, Davis. Paper UCTD-ITS-RR-04-35.

 

Anexo 1. Inversión en activos existentes

 LongituddiámetroInversión
Descripción(km)(pulgadas) 
Total (COP de dic./2007)(1)  691.693.404.353
    
Total (USD de dic./2007)  343.313.052
   USD dic. 2007
Propanoducto Galán - Puerto Salgar256,58 84.509.030
Ductos-entrega a Salgar   73.558.957
Estación Galán-entrega  5.111.037
Estación Sebastopol  1.890.820
Estación Salgar-recibo  2.625.151
Telecomunicaciones  1.323.066
Propanoducto Puerto Salgar - Mansilla(2)139,76 y 864.947.264
Ductos-salida a Mansilla  34.628.746
Estación Puerto Salgar-salida  8.395.929
Estación Guaduero  2.648.669
Estación Villeta  4.795.962
Estación Albán  5.477.881
Estación Mansilla  4.198.179
Estación Asogás  233.527
Telecomunicaciones  2.644.569
Compresores  1.923.801
Poliducto Galán – Bucaramanga95,54, 6, 1240.867.399
Ductos-entrega a Bucaramanga  27.702.365
Estación Galán – entrega  6.219.883
Estación Chimitá  3.868.137
Telecomunicaciones  2.707.052
Compresores  369.962
Poliducto Salgar – Cartago211,76 y 8101.753.829
Ductos-salida a Odeca  58.463.438
Estación Salgar – salida  5.949.144
Estación Mariquita  8.373.007
Estación Fresno  5.198.432
Estación Herveo  5.195.431
Estación Manizales  4.531.701
Estación Pereira  2.392.042
Estación Cartago  3.696.043
Telecomunicaciones  5.068.888
Compresores  2.885.702
Poliducto Cartago – Yumbo159,86, 8, 1051.235.530
Ductos  46.107.313
Estación Yumbo  4.166.316
Compresores  961.901

(1) TRM = 2014,76

(2) Incluye el ducto Mansilla - Mosquera de 32 km, 6".