CARGOS REGULADOS PARA LOS GASODUCTOS...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

CARGOS REGULADOS PARA LOS GASODUCTOS NEIVA - HOBO Y FLANDES -

GIRARDOT - RICAURTE, PROPIEDAD DE PROGASUR S.A. E.S.P

DOCUMENTO CREG-08725 de agosto de 2011

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No.497

CONTENIDO

1. ANTECEDENTES..................................................................................................6221.1 Descripción del sistema de transporte de Progasur................................. 6221.2 Desarrollo de la actuación administrativa...................................................623

2. SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA...................................................... 6262.1 Inversión.......................................................................................................... 627

2.1.1 Inversión existente en el período t-1..................................................6272.1.2 Programa de nuevas inversiones del período tarifario t -1 ..............6282.1.3 Inversiones ejecutadas por fuera del PNI del período tarifario t-1 ..6282.1.4 Inversiones en activos no disponibles para la operación................6282.1.5 Programa de nuevas inversiones del período tarifario t ................. 6292.1.6 Inversiones en aumento de capacidad del período tarifario t ........ 629

2.2 Gastos de administración, operación y mantenimiento............................6292.2.1 Gastos registrados en la contabilidad del período tarifario t-1 .......6302.2.2 Gastos asociados al PNI y a las IAC del período tarifario t ........... 6312.2.3 Otros gastos de A O M .......................................................................... 6322.2.3.1 Gastos en corridas con raspador inteligente....................................6322.2.3.2 Gas de empaquetamiento.................................................................. 6332.2.3.3 Valor catastral de los terrenos e inmuebles....................................... 634

2.3 Demanda de volumen y capacidad............................................................ 6352.4 Capacidad máxima de mediano plazo..........................................................6372.5 Tramos y grupos de ductos para efectos tarifarios................................... 637

3. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA....................... 6383.1 Inversión.......................................................................................................... 638

3.1.1 Inversión existente, IEt......................................................................... 6383.1.1.1 Inversión existente en el período t-1, IEm ........................................ 6403.1.1.2 Programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, PNIm ...6403.1.1.3 Inversiones no incluidas en el programa de nuevas inversiones delperíodo tarifario t-1, IFPNIh ................................................................................. 6443.1.1.4 Inversiones en activos no disponibles para la operación, INOt......6453.1.2 Programa de nuevas inversiones, PNIt..............................................6463.1.3 Inversiones en aumento de capacidad, IACt ....................................647

3.2 Gastos de administración, operación y mantenimiento, A O M .................6473.2.1 Gastos de AOM asociados a inversión existente, AOMt.................6473.2.2 Gastos de AOM para nuevos proyectos........................................... 6503.2.3 Otros gastos de AOM, OAOM,...........................................................6513.2.3.1 Gastos en corridas con raspador inteligente, GCRt.........................6513.2.3.2 Gastos asociados al gas de empaquetamiento, GGEt ................... 6533.2.3.3 Gastos en terrenos e inmuebles, GTIt ...............................................655

3.3 Demanda de volumen y capacidad............................................................ 6553.3.1 Publicación de demandas...................................................................6553.3.2 Evaluación con el factor de utilización (FU)......................................656

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4. CÁLCULO TARIFARIO.........................................................................................659

5. PROPUESTA A LA CREO................................................................................... 660


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LISTA DE ANEXOS

Anexo 1. Análisis en el marco del artículo 7 de la Ley 1340 de 2009................... 661Anexo 2. Producer Price Index, PPI............................................................................666Anexo 3. Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOMg,

declarados por Progasur para el gasoducto Neiva - H obo............................ 668Anexo 4. Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOMg,

declarados por Progasur para el gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte .670 Anexo 5. Conceptos a excluir de los gastos de administración, operación y

mantenimiento, AOMg, declarados por Progasur para el gasoducto Neiva -Hobo.................................................................. 673

Anexo 6. Conceptos a excluir de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOMg, declarados por Progasur para el gasoducto Flandes -Girardot - Ricaurte................................................................................................674

Anexo 7. Evaluación Programa de Nuevas Inversiones, PNIt.................................675Anexo 8. Gastos auditados de AOM del período tarifario t-1 ..................................676Anexo 9. Valor auditado de los conceptos a excluir de los gastos de AOM del

período tarifario t -1 ................................................................................................677Anexo 10. Valores de AOMgt- i.................................................................................... 678Anexo 11. Valores de AOMrt. i ......................................................................................679Anexo 12. Gastos de AOM asociados a la inversión existente, AOMt ................... 680Anexo 13. Reconocimiento de gastos de AOM asociados a nuevas inversiones en

el sistema de transporte de gas natural............................................................. 681Anexo 14. Gastos de AOM asociados al PNIt........................................................... 692Anexo 15. Precio para valorar el gas de empaquetamiento, PGEt ........................693


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LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Valor de la inversión existente en el período tarifario t-1, reportado porProgasur.................................................................................................................628

Tabla 2. Valor de las inversiones del PNI del período tarifario t-1, reportado porProgasur................................................................................................................. 628

Tabla 3. Programa de nuevas inversiones del período tarifario t, reportado porProgasur.................................................................................................................629

Tabla 4. Proyectos asociados al PNI del período tarifario t, reportados porProgasur................................................................................................................. 629

Tabla 5. Gastos registrados en la contabilidad, AOMg, reportados por Progasur630Tabla 6. Conceptos a excluir de los gastos AOMg, reportados por Progasur 630Tabla 7. AOM asociado al PNI del período tarifario t, del gasoducto Neiva - Hobo,

reportado por Progasur.........................................................................................631Tabla 8. AOM asociado al PNI del período tarifario t, del gasoducto Flandes -

Girardot - Ricaurte, reportado por Progasur..................................................... 632Tabla 9. Gastos en corridas con raspador inteligente, reportados por Progasur.633Tabla 10. Gas de empaquetamiento, reportado por Progasur............................... 634Tabla 11. Valor catastral de los terrenos e inmuebles, reportado por Progasur ..635Tabla 12. Demanda esperada de capacidad, reportada por Progasur................. 636Tabla 13. Demanda esperada de volumen, reportada por Progasur.................... 636Tabla 14. Capacidad máxima de mediano plazo, reportada por Progasur 637Tabla 15. Valor de la inversión existente reconocido en el período tarifario t-1 ...640 Tabla 16. Valor aprobado del PNI del período tarifario t-1, para el tramo Neiva -

Hobo........................................................................................................................641Tabla 17. Valor del PNI del período tarifario t-1 en el tramo Neiva - Hobo,

reportado por Progasur.........................................................................................642Tabla 18. Valores eficientes del PNI t-i en el gasoducto Neiva - H obo................642Tabla 19. Valor aprobado del PNI del período tarifario t-1, para el gasoducto

Flandes - Girardot - Ricaurte..............................................................................643Tabla 20. Valores eficientes del PNI t-i en el gasoducto Flandes - Girardot -

R icaurte.................................................................................................................. 644Tabla 21. Valores eficientes de inversión existente, IEt .......................................... 646Tabla 22. Valores eficientes del programa de nuevas inversiones, PNIt...............647Tabla 23. Costo unitario de corrida con raspador, reportado por Progasur 651Tabla 24. Gastos en corridas con raspador inteligente aprobados en el período

tarifario t-1...............................................................................................................652Tabla 25. Costo unitario eficiente de corrida con raspador.....................................652Tabla 26. Gastos eficientes en corridas con raspador inteligente, GCRt 653Tabla 27. Gas de empaquetamiento - QGEt ............................................................ 654Tabla 28. Gastos de AOM asociados al gas de empaquetamiento, GGEt 655Tabla 29. Demanda esperada de capacidad vs. capacidad contratada en firme.658Tabla 30. Demandas esperadas de capacidad, DECt, y de volumen, DEVt 659Tabla 31. Parejas de cargos fijos y variables y cargo de AOM (cifras a diciembre

31 de 2009).............................................................................................................660

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1. ANTECEDENTES

Promotora de Gases del Sur S.A. E.S.P., en adelante Progasur, es una empresa dedicada a la actividad de transporte de gas natural y es propietaria de los gasoductos Neiva - Hobo, Flandes - Girardot - Ricaurte y Guando - Melgar - Fusagasugá. Este transportador solicitó a la CREG la aprobación de cargos para los dos primeros de estos gasoductos y optó por continuar aplicando los cargos aprobados para el último de ellos en la medida en que no habían estado vigentes por cinco años o más al momento de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 126 de 20101.

Progasur también está construyendo el gasoducto Pradera/Jamundí - Popayán, cuya entrada en operación está prevista para el año 2011. Los cargos para este gasoducto se aprobaron mediante la Resolución CREG 139 de 2008.

1.1 Descripción del sistema de transporte de Progasur

A continuación se presenta una breve descripción de los gasoductos para los cuales Progasur solicitó la aprobación de cargos.

Neiva - Hobo

Este gasoducto, que entró en operación en enero de 1996, conecta las ciudades de Neiva y Hobo. Tiene una longitud de 50 km y un diámetro de 8'’2. A este gasoducto se le han aprobado tarifas mediante las resoluciones CREG 057 de 1995 y 014 de 2001.

211,6 psi 6 Neiva8" i

^ —O RiveraCampoalegre

Hobo CHFuente: Elaboración CREG

Flandes - Girardot - Ricaurte

Este gasoducto, de 12 km de longitud y diámetro de 4”, entró en operación en el año 20033. Los cargos actuales para este gasoducto fueron aprobados mediante la Resolución CREG 059 de 2003.

1 Los cargos del gasoducto Guando - Melgar - Fusagasugá fueron aprobados mediante la Resolución CREG 041 de 2006.2 Información tomada de la solicitud tarifaria con radicado CREG E-2010-009150 de fecha 11 de octubre de 2010.3 Información tomada de la solicitud tarifaria con radicado CREG E-2010-009150 de fecha 11 de octubre de 2010.


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GirardotCruce Especial (Aereo)

Cruce Especial + • (Aereo) y

RicaurteRIO MAGDALENA

City Gate Ricaurte

Tramo 1 (A-B) = 7.00 km (Acero)

Tramo 2 (B-C) = 5,10 km (Polietileno)

City Gate Flandes

Fuente: Documento CREG 027 de 2003

1.2 Desarrollo de la actuación administrativa

• Medíante la Resolución CREG 126 de 2010, en adelante la metodología, se adoptaron los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictaron otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.

• Mediante la comunicación con radicado CREG E-2010-009150, de fecha 11 de octubre del año 2010, Progasur presentó a la Comisión la solicitud de aprobación de cargos para los gasoductos de transporte Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte, de conformidad con la metodología.

• La CREG, mediante la comunicación S-2010-004306 de fecha 14 de octubre de 2010, solicitó a Progasur que complementara la información reportada en la solicitud de cargos. Progasur dio respuesta con la comunicación con radicado CREG E-2010- 009619 del día 22 de octubre de 2010.

• El 26 de octubre de 2010, a través de la comunicación S-2010-004490, la Comisión solicitó información de gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, desagregados por tramos, incluyendo información correspondiente al año 2010.

• Mediante Auto de fecha 26 de octubre de 2010 se dio inicio a la actuación administrativa para la aprobación de los cargos regulados para los gasoductos de transporte Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte.

• En cumplimiento del parágrafo 1 del artículo 31 de la Resolución CREG 126 de 2010, mediante comunicación S-2010-004438 de fecha 2 de noviembre de 2010, la Comisión remitió a Progasur el resumen de la solicitud de cargos.

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• Mediante Auto de fecha 2 de noviembre de 2010 se decretaron las siguientes pruebas:

i) Tener como prueba la solicitud allegada por Progasur, todos sus anexos y la información complementaria que solicite la CREG en cumplimiento de su deber legal.

ii) Practicar una auditoría a la información reportada por Progasur, según el formato del anexo 2 y el formato 5 del anexo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.

¡ii) Practicar una auditoría a la información reportada por Progasur en virtud de lo establecido en la Resolución CREG 126 de 2010 relacionada con la Capacidad Máxima de Mediano Plazo (CMMP), el gas de empaquetamiento y los gastos proyectados de compresión,

iv) Ordenar a Progasur la remisión a la CREG de los documentos que demuestren que las inversiones del PNIm efectivamente fueron ejecutadas, esto es, que están instaladas y disponibles para la operación al momento de presentar la solicitud de aprobación de cargos de transporte de gas natural.

• De acuerdo con lo establecido en el literal b) del artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010, mediante la Circular No. 070 del 5 de noviembre de 2010 la Dirección Ejecutiva de la Comisión publicó las demandas esperadas de volumen y capacidad presentadas por Progasur en su solicitud tarifaria.

• Durante el término establecido en el literal c) del artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010, la Comisión no recibió preguntas o comentarios relacionados con la información de demandas esperadas de volumen y capacidad declaradas por Progasur y publicadas en la Circular No. 070 de 2010.

• De conformidad con lo dispuesto en el parágrafo 1 del artículo 31 de la Resolución CREG 126 de 2010, y en concordancia con los artículos 15 y 16 de) Código Contencioso Administrativo, mediante comunicación con radicado E-2010>010272 de fecha 8 de noviembre de 2010 Progasur reportó el extracto de la publicación del resumen de la solicitud de cargos.

• Mediante las comunicaciones E-2010-009619 y E-2010-010275, de fechas 22 de octubre y 9 de noviembre de 2010, Progasur amplió la información sobre gastos de AOM de su solicitud tarifaria, en respuesta a la solicitud realizada con el oficio S-2010- 004490.

• Mediante las comunicaciones CREG S-2010-005219, S-2010-005330, S-2010-005889 y S-2011-000088, de fechas 29 de noviembre de 2010, 3 de diciembre de 2010, 21 de diciembre de 2010 y 18 de enero de 2011, la Comisión remitió a Progasur, para sus comentarios, los informes de auditoría a la información reportada por Progasur según el formato del anexo 2 y el formato 5 del anexo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010, presentados por la empresa Páez & Asociados Cía. Ltda.

• Progasur presentó nueva información para el formato del anexo 2 y el formato 5 del anexo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010 de acuerdo con los resultados del segundo informe de auditoría a la información, mediante la comunicación E-2010- 011769 de fecha 16 de diciembre de 2010.


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• Mediante las comunicaciones CREG S-2010-005217 y S-2010-005520, de fechas 29 de noviembre y 20 de diciembre de 2010, la Comisión envió a Progasur los informes de auditoría a la información relacionada con la Capacidad Máxima de Mediano Plazo (CMMP), el gas de empaquetamiento y los gastos proyectados de compresión, declarada por Progasur en su solicitud tarifaria, presentados por la empresa Divisa Ltda.

• Progasur presentó comentarios a los informes y complementó la información que declaró en relación con la Capacidad Máxima de Mediano Plazo (CMMP), el gas de empaquetamiento y los gastos proyectados de compresión, mediante las comunicaciones E-2010-011392, E-2010-011582, E-2010-012178 y E-2010-012182, de fechas 7 de diciembre, 14 de diciembre y 24 de diciembre de 2010, respectivamente.

• La Comisión, mediante las comunicaciones S-2011-000238, S-2011-001044 y S-2011-001433, de fechas 11 de enero, 2 de marzo y 22 de marzo de 2011, reiteró a Progasur la obligación de remitir a la CREG los documentos que demuestren que las inversiones del PNI del período tarifario t-1 efectivamente fueron ejecutadas, esto es, que estaban disponibles para la operación al momento de presentar la solicitud de aprobación de cargos de transporte de gas natural. Lo anterior de acuerdo con el numeral 4 del auto de pruebas del 2 de noviembre del año 2010.

• Mediante las comunicaciones con radicados CREG E-2011-001264, E-2011-001312, E-2011-002647 y E-2011-003376, de fechas 8 de febrero, 10 de febrero, 17 de marzo y 4 de abril de 2011, respectivamente, Progasur remitió a la CREG información tendiente a demostrar que las inversiones del PNI del período tarifario t-1 estaban instaladas y en operación al momento de presentar la solicitud de aprobación de cargos.

• La Comisión, mediante las comunicaciones S-2011-000238 y S-2011-001044, de fechas 11 de enero y 2 de marzo de 2011, reiteró a Progasur la obligación de remitir a la CREG la certificación de la inscripción en el catastro y/o copia de la matricula inmobiliaria de los predios. Lo anterior de acuerdo con el numeral 8.5.4 del artículo 8 de la Resolución CREG 126 de 2010.

• Progasur no envío la certificación de la inscripción en el catastro y/o copia de la matrícula inmobiliaria de los predios que pretendía incluir dentro de los gastos de terrenos e inmuebles.

• La Comisión, mediante la comunicación S-2011-001051 de fecha 23 de febrero de 2011, informó que las pruebas decretadas en los numerales segundo y tercero del auto del 2 de noviembre de 2010 habían finalizado y se encontraban en e( expediente de la actuación administrativa.

• La Comisión, mediante las comunicaciones CREG S-2011-001427 y S-2011-002587 de fechas 23 de marzo y 18 de mayo de 2011, solicitó información sobre los volúmenes transportados y la capacidad contratada en firme e interrumpidle, para los gasoductos para los cuales se presentó la solicitud tarifaria.

• Progasur respondió a la solicitud de información sobre volúmenes transportados y capacidad contratada mediante las comunicaciones E-2011-003375 y E-2011-005261 de fechas 4 de abril y 31 de mayo de 2011.


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• La Comisión, mediante la comunicación S-2011-002589 de fecha 20 de mayo de 2011, solicitó información detallada del proyecto denominado Perforación Dirigida Cruce Rio Neiva, dado que la descripción del mismo no se encontraba en la solicitud tarifaria. Progasur respondió esta solicitud de información mediante la comunicación E-2011- 005262 de fecha 31 de mayo de 2011.

• La Comisión, mediante la comunicación S-2011-003111 de fecha 15 de junio de 2011, solicitó información de los proyectos del programa de nuevas inversiones del período tarifario t, presentados en la solicitud tarifaria, que estaban instalados y disponibles para la operación. En la misma comunicación la Comisión solicitó informar la capacidad contratada de acuerdo con los contratos de transporte en firme vigentes. Progasur respondió a la solicitud de información mediante la comunicación E-2011-006324 de fecha 30 de junio de 2011.

Cabe anotar que en desarrollo de lo establecido en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió el Decreto 2897 de fecha 5 de agosto de 2010, en el que determinó las autoridades que deben informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre los proyectos de acto administrativo que se proponen expedir con fines de regulación, así como las reglas aplicables para la rendición por parte de esa Superintendencia del concepto previo a que hace referencia el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009. En desarrollo de lo establecido por el artículo 5o del Decreto 2897 de 2010, la Superintendencia de Industria y Comercio adoptó mediante Resolución 44649 de 2010 el cuestionario para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia de los proyectos de actos administrativos expedidos con fines regulatorios a que hace referencia el citado artículo del Decreto 2897 de 2010. En el Anexo 1 se presentan las respuestas el cuestionario de la Superintendencia de Industria y Comercio.

La CREG efectuó el análisis correspondiente, encontrando que no se hace necesaria su remisión a la Superintendencia de Industria y Comercio para los fines antes anotados.

La indexación a dólares de diciembre de 2009 de las cifras presentadas por Progasur, analizadas por la Comisión, o extraídas de las resoluciones de aprobación de cargos del período tarifario t-1, cuando fue necesaria, se realizó de acuerdo con los índices presentados en el Anexo 2 de este documento,

2. SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA

De acuerdo con lo establecido en el literal a) del artículo 30 de la Resolución CREG 126 de 2010, para el caso de los sistemas de transporte cuyos cargos hubieran estado vigentes por cinco o más años al momento de la entrada en vigencia de dicha resolución, los agentes debían presentar a la CREG una solicitud de aprobación de cargos. Adicionalmente, de conformidad con lo señalado en el parágrafo del mismo artículo, la empresa debía solicitar aprobación de cargos al menos para los tramos y grupos de gasoductos definidos en las resoluciones particulares de cargos aplicados en el período tarifario t-1.

En ese sentido, Progasur reportó la información para el cálculo tarifario de los gasoductos de transporte Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte, cuyos cargos fueron


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definidos en las resoluciones CREG 014 de 2001 y 059 de 2003. A continuación se describe la información reportada por la empresa.

2.1 Inversión

De acuerdo con la metodología el transportador debe reportar los valores y descripción de las siguientes variables de inversión:

IE del período tarifario t-1: valor de la inversión existente para el período tarifario t-1, expresado en dólares de la fecha base.

PNI del período tarifario t-1: valores eficientes de los activos del programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1 que estén instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t. Estos valores se expresarán en dólares de la fecha base.

IFPNI del período tarifario t-1: valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1. Este valor se expresará en dólares de la fecha base.

INO: valor de las inversiones reconocidas en IEM que están asociadas a activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t. Este valor se expresará en dólares de la fecha base.

PNI del período tarifario t: programa de nuevas inversiones que proyecta realizar durante el período t, expresado en dólares de la fecha base.

IAC del período tarifario t: inversiones en aumento de capacidad que el transportador prevé desarrollar en cada año del período tarifario t. Estos proyectos corresponderán únicamente a 'loops' y compresores orientados a atender nueva demanda prevista durante el horizonte de proyección.

A continuación se indica la información reportada por Progasur para cada variable.

2.1.1 Inversión existente en el período t-1

La metodología establece que la empresa debe reportar el valor de la inversión existente al momento de la anterior aprobación tarifaria, la cual se realizó con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000. En la Tabla 1 se presenta la información reportada por la empresa para los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte. Es de observar que este último gasoducto entró en operación en el año 2003 y por tanto Progasur presentó un valor igual a cero para el mismo.


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Tabla 1. Valor de la inversión existente en el período tarifario t-1, reportado por____________________ Progasur_______________________________

Tramo o grupo de gasoductos Inversión de revisión tarifaria t-1(USD de t-1)

inversión de revisión tarifaria t-1(USDde diciembre 31 de 2009)

TOTAL 4.564.278 5.149.254

Inversión reconocida en la Resolución CREG 014 de 2001________ (USDde diciembre 31 da 2000)

Total Res CREG 014 de 2001 4.564.278 5.149.254

Gasoducto Neiva - Hobo 4.564.278 5.149.254

Inversión reconocida en la Resolución CREG 059 de 2003 (USDde diciembre 31 de 2002)

Total Res CREG 059 de 2003 0 -Gasoducto Flandes - Girardot ■ Ricaurte 0 -Fuente: R-ogasur, radicado CREG E-2010-009150, Resolución CREG 014 de 2001

2.1.2 Programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1

La metodología señala que la empresa debe reportar el valor de las inversiones del PNI del período tarifario t-1. Estas inversiones corresponden al programa de nuevas inversiones aprobado con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000. En la Tabla 2 se presentan las cifras del PNI del período tarifario t-1 reportadas por Progasur en su solicitud de aprobación de cargos.

Tabla 2. Valor de las inversiones del PNI del período tarifario t-1, reportado por ______________________________Progasur______________________________

Sistem a GasoductoLote de

Encerramiento Trampa Raspadores

Automatización, Nominaciones y

Página WebSistema Telemetría

TOTAL USD de diciembre

31 de 2009

Neiva - Hobo

Flandes - Girardot - Ricaurte 794.254

2.560 20.103 84.338 107.001

794.254

TOTAL USD de diciembre 31 de 2009 794.254 2.560 20.103 84.338 901.255

Fuente: FVogasur, radicación CREG E-2010-009150

2.1.3 Inversiones ejecutadas por fuera del PNI del período tarifario t-1

Progasur, en la solicitud tarifaria del 11 de octubre de 2010 con radicado CREG E-2010-009150, presentó un valor de USD 556.200 (cifras a diciembre de 2009), correspondiente a parte del gasoducto Neiva - Hobo, como inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1. De acuerdo con Progasur esto corresponde a 2,63 km que no le han sido reconocidos.

2.1.4 Inversiones en activos no disponibles para la operación

La metodología establece que la empresa debe reportar el valor de las inversiones existentes del período tarifario t-1 que están asociadas a activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t. Progasur no reportó un valor para esta variable en la solicitud tarifaria.


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2.1.5 Programa de nuevas inversiones del período tarifario t

La metodología dispone que la empresa debe reportar el programa de nuevas inversiones que proyecta realizar durante el período tarifario t, expresado en dólares de la fecha base e indicando la fecha de entrada en operación de los activos. En la Tabla 3 se indican las cifras reportadas por Progasur y los proyectos asociados a las mismas, para cada tramo o grupo de gasoductos. En la Tabla 4 se muestra el detalle de los proyectos asociados a las inversiones en cada tramo de gasoducto.

Tabla 3. Programa de nuevas inversiones del período tarifario t, reportado porProgasur

Tramos o grupos de Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Total años 1 a 5gasoductos USD de diciembre 31 de 2009

TotalNeiva - HoboFlandes - Girardot - Ricaurte

455.737406.356

49.381

603.698383.692220.006

100.734100.734

1.160.169890.782269.387

Fuente: FVogasur, radicación CREG &2010-009150

Tabla 4. Proyectos asociados al PNI del período tarifario t, reportados por ProgasurProyectos Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 TOTAL

Tramo o grupo de gasoductos USD de diciembre 31 de 2009

Neiva - Hobo 406.355 383.692 100.734 - 890.782

Cromatógrafo Gasoducto Neiva - Hobo 178.286 178.286

Telemetría a rectificadores Sistema de Protección Catódica 16.098 16.098

Perforación Dirigida Cruce Rio Neiva 141.589 141.589

Sistema SCADAentrada gasoducto Neiva - Hobo 44.232 44.232

Trampa de raspadores entrada gasoducto Neiva- Hobo 52.245 52.245

Legalización servidumbres totalidad gasodcuto Neiva - Hobo 141.027 161.174 100.734 402.935

Telemetría llegada gasoducto 16.098 16.098

Integración de Cromatógrafo a Centro de Control 9.715 9.715

Actualización Software Telemetría yScada 17.433 17.433

Cambio tramo tubería 6” por 8" ¡nido gasoducto 12.150 12.151

Flandes - Girardot - Ricaurte 49.381 220.006 . - 269.387Telemetría rectificadores Sistema Protección Catódica 16.098 16.098Sistema de Telemetría Ricaurte 15.850 15.850Sistema Scada Gasoducto Flandes - Ricaurte 32.005 32.005Cromatógrafo gasoducto Flandes - Girardot 178.286 178.286Integración Cromatógrafo Centro de Control 9.715 9.715Actualización Software Telemetría y Scada 17.433 17.433

Fuente: Progasur, radicación CREG E-2010-009150

2.1.6 Inversiones en aumento de capacidad del período tarifario t

La metodología establece que “el transportador reportará a la CREG las Inversiones en Aumento de Capacidad que proyecta realizar durante el Período Tarifario t, expresado en dólares de la Fecha Base. Así mismo deberá declarar la fecha de entrada en operación de estos activos”. Progasur no reportó un valor para esta variable en la solicitud tarifaria.

2.2 Gastos de administración, operación y mantenimiento


m

Sesión No.497

La metodología dispone que el transportador debe declarar los gastos de AOM registrados en su contabilidad para cada año del período tarifario t-1, los asociados a los proyectos del PNI y de las IAC, así como otros gastos de administración, operación y mantenimiento, como los gastos en compresión asociada al sistema de transporte, los correspondientes a las corridas con raspador inteligente, el gas de empaquetamiento y el valor catastral de los terrenos e inmuebles.

2.2.1 Gastos registrados en la contabilidad del período tarifario t-1

De acuerdo con la metodología, la empresa debe declarar a la CREG los gastos de AOM registrados en su contabilidad para cada año del período tarifario t-1. Estos gastos se deben desagregar por tramo o grupo de gasoductos y deben estar expresados en pesos de la fecha base.

En el Anexo 3 y el Anexo 4 se presentan los gastos de AOM reportados por Progasur. Es de señalar que en atención a la solicitud remitida a Progasur mediante el oficio CREG S- 2010-004490 de fecha 26 de octubre de 2010, la empresa complementó la información sobre gastos de AOM reportada en la solicitud tarifaria, a través de las comunicaciones CREG E-2010-009619 y E-2010-010275 de fechas 22 de octubre y 9 de noviembre de 2010. En la Tabla 5 se presenta un resumen de la información declarada por Progasur.

Tabla 5. Gastos registrados en la contabilidad, AOMg, reportados por Progasur----------- ------- -- - ----------- — ■ - -- ------------ — f - V — — — I- - ■ ■ — --------------------------------Posos de diciembre de 2009

2061 2092 2003 2004 2005 2996 2007 2008 2009 2010{1)

Total297.593.794 327268.349 407.865.957 619.927.929 476.031.155 536.385.579 482.494.934 624.904.323 519.709.439 380.367.992

Neiva - Hobo {Total Cuentas 5 y 7)297.593.794 327.268.349 407.865.957 367.431.623 337.235.551 407.637.298 267.599.479 400.280.015 333.139.738 239.884.412

Rendes - Girardot Rica u rte (Total Cuentas5y7)

- 152.496.306 138.795.604 127.748.281 214.895.455 224.824.309 186.569.702 140.483.580

Fuente: Rogasur, radicación CREG E-2010-009150, E-201 D-009619 y E-2010-010275.

(1) Datos entre enero y septiembre.

La metodología tarifaria también establece que para el cálculo de los gastos de AOM se excluirán los conceptos indicados en el literal b) del artículo 8.1 de la Resolución CREG 126 de 2010, cuyos valores fueron declarados por Progasur según se indica en el Anexo 5 y en el Anexo 6, y se resume en la Tabla 6.

Tabla 6. Conceptos a excluir de los gastos AOMg, reportados por ProgasurPesos de diciembre de2009

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010(1)

Total89.352.000 456.750.507 672.685.805 1.243.708.443 1.371.761.567 1.406.171.573 1.282.622.660 996.683.027 802.382.776 902.695.526

Malva - Hobo {Total a Excluir)89.352.000 466.750.507 672.685.805 687.733.937 717.831.927 755.514.904 633.345.903 786.618.015 724.870.025 731.230.158

Randas - Girardot - Ricaurte {Total a Excluir)____________ -___________ ;______________ 555.974.506 653.919.639 650.656.668 649.276.757 210.065.013 77.612.751 171.465.368

Fuente: Progasur, radicación CREG E-2010-009150, E-2010-009619 y E-2010-010275.(1) Datos entre enero y septiembre.


m

Sesión No.497

2.2.2 Gastos asociados al PNI y a las IAC del período tarifario t

De conformidad con la Resolución CREG 126 de 2010, la empresa debe declarar los gastos de AOM asociados al PNI y a las IAC del período tarifario t.

En las Tablas 7 y 8 se presentan los gastos de AOM declarados por Progasur y asociados al PNI que proyecta realizar en los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte. Dado que Progasur no reportó Inversiones en Aumento de Capacidad, no declaró gastos de AOM asociados a tales proyectos.

Tabla 7. AOM asociado al PNI del período tarifario t, del gasoducto Neiva - Hobo,reportado por Progasur

Telemelríaa Cromatógraf rectificadores o Gasoducto Sistema de Neiva - Hobo Protección

Catódica

Perforación Dirigida

Cruce Rio Neiva

Sistema Trampa de IntegraciónSCADA raspadores Telemetria deentrada entrada llegada Cromatógraf

gasoducto gasoducto gasoducto o a Centro deNeiva-Hobo Neiva- Hobo Control

Actualización Software

Telemetria y Scada

Total

Pesos de diciembre de 2009Año 1 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 2 24.693.666 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 3 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 4 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906AñoS 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.611.906Año 6 24693686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 7 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906AñoS 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906AñoS 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 10 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 11 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 12 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 13 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.611.906Año 14 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 15 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 67.511.906Año 16 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906

Año 17 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 18 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 19 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906Año 20 24.693.686 4.102.546 7.641.709 4.432.546 5.128.181 4.102.546 4.102.546 3.308.146 57.511.906


D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR SA. E.S.P.631

Sesión No.497

Tabla 8. AOM asociado al Girardot ■

PNI del período tarifario t, del gasoducto Flandes - - Ricaurte, reportado por Progasur______________

Telemetría rectificadores Sistema de

SistemaProtecciónCatódica

TelemetríaRicaurte

Sistema Scada

Gasoducto Flandes - Ricaurte

Cromatógraf Integración Actualización o gasoducto Cromatógraf Software

Flandes- o Centro de Telemetría y Ricaurte Control Scada

Total

Pesos de diciembre de 2009Año 1 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 2 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 3 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 4 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 5 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 6 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 7 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 8 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 9 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 10 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 11 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 12 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 13 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 14 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 15 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 16 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 17 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 18 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 19 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016

Año 20 4.102.546 4.102.546 4.432.546 24.693.686 4.102.546 3.308.146 44.742.016


2.2.3 Otros gastos de AOM

Progasur, en ¡a solicitud tarifaria, no presentó gastos de compresión. De esta manera, los otros gastos de administración, operación y mantenimiento reportados por la empresa corresponden a gastos en corridas con raspador inteligente, gas de empaquetamiento y valor catastral de los terrenos e inmuebles.

2.2.3.1 Gastos en corridas con raspador inteligente

La empresa transportadora debía reportar a la CREG la estimación de los gastos en corridas con raspador inteligente para cada año del horizonte de proyección, junto con los soportes técnicos de estas estimaciones. Los gastos por este concepto reportados en la solicitud tarifaria se presentan en la Tabla 9. Progasur no presentó los soportes de los mismos.


Sesión Wo.497

Tabla 9. Gastos en corridas con raspador inteligente, reportados por Progasur. . . . . . Flandes-Girardot-Neiva - Hobo

Ricaurte

Pesos de diciembre de 2009

Año 1 1.331.820.000 319.636 .800

Año 2 - -

AñoS - -

Año 4 - -

Año 5 - -

Año 6 1 .331.820.000 319.636 .800

Año 7 - -

AñoS - -

Año 9 - -

Año 10 - -

Año 11 1.331.820.000 319.636.800

Año 12 - -

Año 13 - -

Año 14 - -

Año 15 - -

Año 16 1 .331.820.000 319.636.800

Año 17 - -

Año 18 -

Año 19 - -

Año 20 - -

Fuente: Progasur, radicación CREG E -2010 -00915C

2.2.3.2 Gas de empaquetamiento

Para la estimación de estos gastos Progasur reportó a la CREG el gas de empaquetamiento para cada tramo de gasoducto, expresado en MBTU, según se indica en la Tabla 10.


m

Sesión No.497

Tabla 10. Gas de empaquetamiento, reportado por Progasur,, . Randes - Girardot-

Neiva-Hobo .________________________ Ricaurte_____MBTU

Año 1 1.121 23,64

Año 2 1.121 23,64

Año 3 1.121 23,64

Año 4 1.121 23,64

Año 5 1.121 23,64

Año 6 1.121 23,64

Año 7 1.121 23,64

Año 8 1.121 23,64

Año 9 1.121 23,64

Año 10 1.121 23,64

Año 11 1.121 23,64

Año 12 1.121 23,64

Año 13 1.121 23,64

Año 14 1.121 23,64

Año 15 1.121 23,64

Año 16 1.121 23,64

Año 17 1.121 23,64

Año 18 1.121 23,64

Año 19 1.121 23,64

Año 20 1.121 23,64


2.2.3.3 Valor catastral de los terrenos e inmuebles

Progasur reportó en la solicitud tarifaria los valores catastrales de terrenos e inmuebles, por tramo de gasoducto, que se muestran en la Tabla 11.


Sesión No.497

Tabla 11. Valor catastral de los terrenos e inmuebles, reportado por Progasur. Randes-Girardot-

Neiva - Hobo .Ricaurte


Año 1 39 .200 .760 ,00 9.835.560,00

Año 2 108.265.320,00 49 .436 .640 ,00

Año 3 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 4 126.397 .440 ,00 49 .436 .640 ,00

Año 5 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 6 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 7 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 8 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 9 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 10 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 11 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 12 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 13 126.397 .440 ,00 49 .436 .640 ,00

Año 14 126.397 .440 ,00 49 .436 .640 ,00

Año 15 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 16 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 17 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 18 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 19 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Año 20 126.397.440,00 49 .436 .640 ,00

Fuente: Progasur, radicación CR EG E -2010 -0 0 9 1 5C

2.3 Demanda de volumen y capacidad

En el artículo 9 de la metodología se establece que el transportador debe reportar las demandas esperadas de capacidad y de volumen para cada tramo o grupo de gasoductos, sin considerar las demandas de los proyectos que forman parte de las IAC. En la Tabla 12 y en la Tabla 13 se muestran las demandas reportadas por Progasur en la solicitud tarifaria.


Sesión No.497

Tabla 12. Demanda esperada de capacidad, reportada por Progasur. Randes-G irardot ■

Neiva - HoboRicaurte

kpcdAño 1 1.108 728

Año 2 1.108 728

Año 3 1.108 728

Año 4 1.108 728

Año 5 1.108 728

Año 6 1.108 728

Año 7 1.108 728

AñoS 1.108 728

Año 9 1.108 728

Año 10 1.108 728

Año 11 1.108 728

Año 12 1.108 728

Año 13 1.108 728

Año 14 1.108 728

Año 15 1.108 728

Año 16 1.108 728

Año 17 1.108 728

Año 18 1.108 728

Año 19 1.108 728

Año 20 1.108 728


Tabla 13. Demanda esperada de volumen, reportada por Progasur. . . . R andes-G irardot-Neiva - Hobo

Ricaurte

kpcAño 1 370.431 253.745

Año 2 370.431 253.745

AñoS 370.431 253.745

Año 4 370.431 253.745

Año 5 370.431 253.745

Año 6 370.431 253.745

Año 7 370.431 253.745

Año 8 370.431 253.745

Año 9 370.431 253.745

Año 10 370.431 253.745

Año 11 370.431 253.745

Año 12 370.431 253.745

Año 13 370.431 253.745

Año 14 370.431 253.745

Año 15 370.431 253.745

Año 16 370.431 253.745

Año 17 370.431 253.745

Año 18 370.431 253.745

Año 19 370.431 253.746

Año 20 370.431 253.745


636D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S.A. E.S.P. sur

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2.4 Capacidad máxima de mediano plazo

Para efectos de calcular el factor de utilización de que trata el artículo 3 de la metodología, el transportador debe reportar la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP, y las demandas esperadas desde el inicio de la vida útil normativa de cada tramo o grupo de gasoductos.

En la Tabla 14 se muestran las cifras de CMMP reportadas por Progasur para efectos de calcular el factor de utilización de los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte.

Tabla 14. Capacidad máxima de mediano plazo, reportada por Progasur................... Randes-Girardot-Neiva - Hobo

______________________ Ricaurtekpcd

Año 1 2.771 1.504

Año 2 2.771 1.504

Año 3 2.771 1.504

Año 4 2.771 1.504

Año 5 2.771 1.504

Año 6 2.771 1.504

Año 7 2.771 1.504

Año 8 2.771 1.504

Año 9 2.771 1.504

Año 10 2.771 1.504

Año 11 2.771 1.504

Año 12 2.771 1.504

Año 13 2.771 1.504

Año 14 2.771 1.504

Año 15 2.771 1.504

Año 16 2.771 1.504

Año 17 2.771 1.504

Año 18 2.771 1.504

Año 19 2.771 1.504

Año 20 2.771 1.504

Fuente: Progasur, radicación CREG E -2010-009150

2.5 Tramos y grupos de ductos para efectos tarifarios

De acuerdo con la metodología el transportador debe someter a consideración de la Comisión, para efectos del cálculo de cargos regulados, por lo menos los tramos de ductos o grupo de ductos estipulados en las resoluciones de cargos vigentes. Para el caso de objeto de análisis, se encuentran vigentes las resoluciones CREG 014 de 2001 y 059 de 2003, mediante las cuales se establecieron los cargos para los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte, respectivamente. Progasur reportó la información pertinente para estos gasoductos.


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3. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD TARIFARIA DE LA EMPRESA

3.1 Inversión

Respecto del análisis de las inversiones conviene advertir que la valoración de las mismas, en el marco de la aprobación de los cargos regulados de transporte de gas, incluye todos los costos eficientes en los que incurre el agente para instalar y poner en operación un activo. Así, para el caso de gasoductos se reconoce un valor global que se expresa en dólares por metro por pulgada de gasoducto instalado (i.e. USD/m-pulg.), y para el caso de las estaciones de compresión se reconoce un valor global que se expresa en dólares por unidad de potencia instalada (i.e. USD/HP).

De acuerdo con lo anterior, la CREG reconoce un valor eficiente de inversiones durante la vida útil normativa de un activo, siempre y cuando esté instalado y disponible para la operación. Conforme a la metodología, una vez termina la vida útil normativa del activo, la empresa tiene la opción de reponerlo o continuar operándolo. En otras palabras, la metodología no contempla el reconocimiento de inversiones complementarias sobre los valores de las inversiones que se han reconocido o inversiones redundantes (en 'stand by’) por confiabilidad. Los valores reconocidos por la regulación deben ser suficientes para que el inversionista realice las adecuaciones que se requieren en los gasoductos para que los mismos operen durante la vida útil normativa.

3.1.1 Inversión existente, IEt

En la metodología se define la inversión existente en los siguientes términos:

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

En el artículo 5 de la metodología se establece la siguiente ecuación para determinar la inversión existente:

/¿L = IEf_< + P N L . - IFPNI,

Donde:

Valor de la Inversión Existente para el Periodo Tarifario f , expresado en dólares de la Fecha Base.

Valor de la Inversión Existente para el Período Tarifario f expresado en dólares de la Fecha Base.

Valores eficientes de los activos del Programa de Nuevas Inversiones del Período


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Tarifario f ^-que estén instalados y disponibles para la operación al inicio del Período

Tarifario t . Estos valores se expresarán en dólares de la Fecha Base.

I F P N l ^ : Va[0r eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas

en el Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario f — Este valor se expresará en dólares de la Fecha Base.

LWOt : valor de las inversiones reconocidas en ^ r - iq u e están asociadas a activos

distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inicio del Período Tarifario f . Este valor se expresará en dólares de la Fecha Base.

Para la estimación de las variables de esta ecuación se tendrán en cuenta los siguientes elementos:

a) Para expresar estas variables en dólares de la Fecha Base, la CREG utilizará el PPI.

b) Para la estimación de la variable ^ ^ ^ r - i e l transportador deberá reportar a la CREG los valores eficientes de los activos respectivos y las fechas de entrada en operación de los mismos. La CREG evaluará la eficiencia de los gasoductos teniendo en cuenta su Factor de Utilización y el Factor de Utilización Normativo, cuando aplique.

La CREG determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga.

De conformidad con lo establecido en el artículo 108 de la Ley 142 de 1994, de existir discrepancia sobre la valoración eficiente de las inversiones correspondientes a la

variable ^ ^ íV^ - i la Comisión decidirá sobre el decreto y práctica del dictamen pericial que haya solicitado el transportador así como los aspectos sobre los cuales debe pronunciarse el perito, para lo cual se tendrán en cuenta los criterios generales contenidos en esta metodología y los demás que la Comisión estime pertinentes. Lo anterior sin perjuicio de las demás pruebas que la Dirección Ejecutiva de la Comisión decida decretar.

c) Bajo ninguna circunstancia se incluirá en el monto de las Inversiones Existentes aquellos activos propios de la operación retirados del servicio. En todo caso, dichos retiros deberán ser reportados de conformidad con el procedimiento establecido en el numeral 4.4.4 del RUT, o aquellas que lo modifiquen o complementen, sin perjuicio de que la CREG pueda considerarlos retirados con base en información que tenga disponible. Estos retiros podrán ocasionar ajustes a los cargos vigentes durante el Periodo Tarifario respectivo si la CREG lo considera necesario.

d) La Comisión podrá realizar auditorías para verificar el inventario de los activos que se encuentren en operación y que sean reportados por el transportador en su solicitud tarifaria.

Parágrafo. Se excluirán de la Inversión Existente los terrenos e inmuebles relacionados con sedes administrativas, bodegas y talleres. Dichos terrenos e inmuebles se remunerarán como un gasto de AOM”.

De acuerdo con las anteriores disposiciones es necesario determinar las variables IEn, PNIm , IFPNIt-t e INO». A continuación se analiza cada una de estas variables.


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3.1.1.1 Inversión existente en el período t-1, IEm

De acuerdo con la metodología, el período tarifario t-1 corresponde al “Período Tarifario regulado por la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado”. En ese sentido, la variable IEW se determina a partir de! valor de las inversiones existentes al momento de realizar la aprobación tarifaria con base en la metodología de la Resolución CREG 001 de 2000, el cual fue reconocido en la respectiva resolución de cargos. Para el caso de los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte se trata de las resoluciones CREG 014 de 2001 y 059 de 2003, respectivamente. En la Tabla 15 se indican los valores de la inversión existente en el período tarifario t-1, aprobados en las resoluciones mencionadas anteriormente.

Tabla 15. Valor de la inversión existente reconocido en el período tarifario t-1Tramo o grupo de gasoductos Inversión de revisión tarifaria t-1

(USDde t-1)

Inversión de revisión tarifaria t-1(USDde diciembre 31 de 2009) [1]

TOTAL 4.564.278 5.136.858

Inversión reconocida en ia Resolución CREG 014 de 2001(USDde diciembre 31 de 2000)

Total Res. CREG 014 de 2001 4.564.278 5.136.858Gasoducto Neiva - Hobo 4.564.278 5.136.858Gasoducto de Acero 4.463.001 5.022.876

Válvulas de Acople 46.932 52.820

Sistema de Protección Catódica 19.684 22.153

Trampa de Raspadores 21.017 23.654

Servidumbre 13.645 15.357

Inversión reconocida en la Resolución CREG 059 de 2003(USDde diciembre 31 de 2002)_____

Total Res. CREG 059 de 2003 0 -

Gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte 0 -

Fuente: Resoluciones CREG 014 de 2001 y 059 de 2003[1] Se utiliza PPI de la serie ID WPSSOP320: PPI de dio. de 2009 = 157, PR de die. de 2002 = 138,8, PPI de die. de 2000 = 139,5

Es de observar que las cifras presentadas en la Tabla 1 no coinciden con los valores presentados en la Tabla 15. Es decir, los valores reportados por Progasur en la solicitud tarifaria no coinciden con las cifras aprobadas por la CREG anteriormente. Esto puede obedecer a los indexadores utilizados por la empresa para expresar las cifras en dólares de diciembre de 2009. De acuerdo con el criterio expuesto en la sección 3.1, la metodología no contempla la modificación del valor eficiente reconocido por activos de transporte, durante su vida útil normativa. En este sentido se considera que la variable IEm equivale a USD 5.136.858 (cifras a diciembre de 2009).

3.1.1.2 Programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, PNIm

El valor eficiente de los activos del programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1 que están instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t, se determina a partir de los valores aprobados en las resoluciones CREG 014 de 2001 y 059 de 2003, para los tramos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte, respectivamente.


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La metodología establece los siguientes criterios para evaluar estas inversiones:

a) El valor eficiente de las inversiones del PNI del período tarifario t-1 se reconoce en el período tarifario t sí y sólo sí los respectivos activos están instalados y disponibles para la operación.

b) El valor eficiente de las inversiones del PNI reconocido en la anterior aprobación tarifaria no se modifica antes de que el respectivo activo cumpla su vida útil normativa, siempre y cuando el activo esté instalado y disponible para la operación.

Con base en estos criterios, a continuación se analiza el valor reportado por Progasur frente al aprobado para el PNI del período tarifario t-1.

Gasoducto Neiva - Hobo

Para el gasoducto Neiva - Hobo la CREG aprobó un valor de PNI del período tarifario t-1 de USD 157.965 (cifras a diciembre de 2009) para ejecutar en los primeros dos (2) años del período tarifario t-1, como se muestra en la Tabla 16. El período tarifario t-1 para este gasoducto inició el 16 de marzo de 20014. Así, se puede asumir que, para este gasoducto, el primer año del período tarifario t-1 fue 2001, el segundo 2002 y así sucesivamente.

Gasoducto Neiva - Hobo Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5USD de diciembre 31 de 2009

Total Año 1 - Año 5 157.965

Total 22.719 135.246 - - -

PNI aprobado en Res. CREG 014 de 2001 Total Res. 014 de 2001 22.719 135.246Lote de encerranriento de trampa de raspadores 2.524Automatización nominaciones y página Web 20.195Sistema de Telemetrta - 84.959Software - SCADA Rantheon - 29.490Infraestructura de Control SCADA - 20.797Fuentes: - Resolución CRB3 014 de 2001.

- Cálculos CREG

En la Tabla 17 se pueden observar las inversiones asociadas al programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1 que fueron declaradas por Progasur mediante comunicación con radicado CREG E-2010-009150 de fecha 11 de octubre de 2010, las cuales ascienden a USD 107.001 (cifras a diciembre de 2009).

4 La Resolución CREG 014 de 2001 se publicó en el Diario Oficial No. 44.357 del 15 de marzo de 2001.


-stff

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Tabla 17. Valor del PNI del período tarifario t-1 en el tramo Neiva - Hobo, reportado ______________________________ por Progasur_____________________________

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTAL

USD de diciembre 31 de 2009Proyectos - Gasoducto Neiva-Hobo -------

Reportado Progasur

Total 22.663 84.338 107.001Lote de encerramiento de trampa de raspadores 2.560 - 2.560

Automatización nominaciones y página Web 20.103 - 20.103

Sistema de Telemetría . 84.338 84.338Fuentes; - Progasur, radicación CREG E-2010-009150.

De lo anterior se puede observar que Progasur no solicitó el reconocimiento de los valores previamente aprobados para los proyectos 'infraestructura de control SCADA’ y ‘software - SCADA Pantheon’. Adicionalmente, la empresa no aportó documentos que permitan evidenciar que los activos correspondientes están instalados y disponibles para la operación. En este sentido, no hay lugar a reconocer el valor de estas inversiones en la variable PNlu.

Además, una vez analizada la información presentada por la empresa en la solicitud tarifaria, los documentos aportados para demostrar que las inversiones del PNI del período tarifario t-1 efectivamente fueron ejecutadas y los activos correspondientes están disponibles para la operación, según lo requerido en el numeral 4 del auto de pruebas del 2 de noviembre del año 2010, y la respuesta a la comunicación S-2010-001044 de fecha 2 de marzo de 2010, se identifica la ejecución de los proyectos 'lote de encerramiento de trampa de raspadores’, 'automatización nominaciones y página web’ y ‘sistema de telemetría’. Sin embargo, los valores presentados por Progasur en relación con estos proyectos no son consistentes con los del programa de nuevas inversiones aprobado en la Resolución CREG 014 de 2001. Considerando los criterios señalados al inicio de esta sección, para efectos regulatorios se incluye la inversión de USD 107.678 (cifras a diciembre de 2009) como PNlu para el gasoducto Neiva - Hobo, tal como se presenta en la Tabla 18.

_______Tabla 18. Valores eficientes del PNI t.i en el gasoducto Neiva - Hobo_______________________ Afíos de en trada en operación 2001 2002 2003 2004 2005 200S 2007 2008 2009 2010 TOTAL

USD de diciembre 31 de 2009Proyectos - Gasoducto Neiva-Hobo '

___________ Aprobado en Resolución CREG 014 de 2001___________Total 22.719 84.959 107.678Lote de encerramiento de trampa de raspadores

2.524 - 2.524Automatización nominaciones y página Web 20.195 - 20.195

Sistema de Telemetría . 84.959 . 84.959

Fuentes: - Ftogasur, radicación CREG E-2010-009150; Resolución CREG 014 de 2001; cálculos CREG.

Gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte

Para el gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte la CREG aprobó un valor de PNI del período tarifario t-1 de USD 791.451 (cifras a diciembre de 2009) para ejecutar en el primer año del período tarifario t-1, como se muestra en la


dift

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Tabla 19, El período tarifario t-1 para este gasoducto inició el 27 de julio de 20035. Así, se puede asumir que, para este gasoducto, el primer año del período tarifario t-1 fue 2004, el segundo 2005 y así sucesivamente.

Tabla 19. Valor aprobado del PNI del período tarifario t-1, para el gasoducto Flandes- Girardot - Ricaurte

Gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5USD de diciembre 31 de 2009

Total Año 1 - Año 5 791.451

Total 791.451 . . . -

PNI aprobado en Re& CREG 059 de 2003Total Res. 059 de 2003 791.451 - - - -

GasoductosFlandes - Girardot 493.503 . .

Girardot - Ricaurte 97.960 - - - -Cruces EspecialesRio Magdalena 110.516 _ _ _ _

Rio Bogotá 5.994 - - - -Punto de Entrada en Flandes 5.392 - - - -Estaciones Reguladoras de Puerta de CiudadGirardot 14.058 . .

Ricaurte 17.859 - - - -

Automatización y Telemedición Comunicación 34.379 - - - -

Terrenos 11.790 - - - -

Fuentes: - Resolución CREG 059 de 2003. - Cálculos CREG

Por su parte, en la Tabla 2 se observa que las inversiones asociadas al programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1 que fueron declaradas por Progasur mediante comunicación con radicado CREG E-2010-009150 de fecha 11 de octubre de 2010, ascienden a USD 794.254 (cifras a diciembre de 2009).

Una vez analizada la información presentada por la empresa en la solicitud tarifaria, los documentos aportados para demostrar que las inversiones del PNI del período tarifario t-1 efectivamente fueron ejecutadas y los activos correspondientes están disponibles para la operación, según lo requerido en el numeral 4 del auto de pruebas del 2 de noviembre del año 2010, y la respuesta a la comunicación S-2011-001433 de fecha 25 de marzo de 2011, se identifica la ejecución de los proyectos listados en la Tabla 19. Sin embargo, los valores presentados por Progasur en relación con estos proyectos no son consistentes con el programa de nuevas inversiones aprobado en la Resolución CREG 059 de 2003. Considerando los criterios señalados al inicio de esta sección, para efectos regulatorios se incluye la inversión de USD 791.451 (cifras a diciembre de 2009) como PNl^i para el gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte, tal como se presenta en la Tabla 20.

5 La Resolución CREG 059 de 2003 se publicó en el Diario Oficial No. 45.260 del 26 de julio de 2003,


B ff

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Tabla 20. Valores eficientes del PNI t-i en el gasoducto Flandes - Girardot - RicaurteAños de entrada en operación 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTAL

Proyectos - Gasoducto Randes - Girardot - USD de diciembre 31 de 2009

Aprobado en Resolución CREG 059 de 2003

Total 791.451 - - . - - - - 791.451Gasoductos - TotalFlandes - Girardot 493.503 - 493.503Girardot - Ricaurte 97.960 - - - - - - 97.960

Cruces EspecialesRío M agdalena 110.516 - 110.516Río Bogotá 5.994 - - - - - - 5.994

Punto de Entrada en Randes 5.392 - - - - - - 5.392

Estaciones Reguladoras de Puerta de CiudadGirardot 14,058 - 14.058Ricaurte 17.859 - - - - - - 17.859Automatización yTelem edición Comunicación 34.379 - - - - - - 34.379Terrenos 11.790 - - _ _ - _ 11.790Fuentes: - Progasur, radicación CREG E-2010-009150; Resolución CREG 059 de 2003; cálculos CREG

3.1.1.3 Inversiones no incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, IFPNIm

En la solicitud tarifaria del 11 de octubre de 2010, con radicado CREG E-2010-009150, Progasur presentó como inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones dei período tarifario t-1, parte del gasoducto Neiva - Hobo, por un valor de USD 556.200 (cifras a diciembre de 2009). De acuerdo con Progasur,

"se tenía previsto para el anterior período tarifario una longitud de 50 kilómetros para este gasoducto, sin embargo ¡a longitud que se llegó a obtener fue de 52,625 km, de los cuales 50 mts corresponden a tubería de acero de 6 " y lo demás corresponde a tubería de 8 " en acero. ”

En atención a esta solicitud, es necesario recordar lo establecido en la metodología. Al respecto, de acuerdo con el artículo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010, la variable IFPNIm corresponde al “valor eficiente de las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en ei Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario t-1. Este valor se expresará en dólares de la Fecha Base”.

Adicionalmente, en el literal b del mismo artículo se establece lo siguiente respecto a las inversiones que fueron ejecutadas y no estaban incluidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1:

“b) Para la estimación de la variable IFPNIm el transportador deberá reportar a la CREG los valores eficientes de los activos respectivos y las fechas de entrada en operación de los mismos. La CREG evaluará la eficiencia de los gasoductos teniendo en cuenta su Factor de Utilización y el Factor de Utilización Normativo, cuando aplique.


m t

Sesión No.497

La CREG determinará el valor eficiente de estas inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables, teniendo en cuenta los criterios establecidos en el Anexo 1 de la presente Resolución, u otros criterios de evaluación de que disponga.

De conformidad con lo establecido en el artículo 108 de la Ley 142 de 1994, de existir discrepancia sobre la valoración eficiente de las inversiones correspondientes a la variable IFPNlt-i la Comisión decidirá sobre el decreto y práctica del dictamen pericial que haya solicitado el transportador así como los aspectos sobre los cuales debe pronunciarse el perito, para lo cual se tendrán en cuenta los criterios generales contenidos en esta metodología y los demás que la Comisión estime pertinentes. Lo anterior sin perjuicio de las demás pruebas que la Dirección Ejecutiva de la Comisión decida decretar.”

De lo anterior se puede concluir que:

a) La variable IFPNIt.i permite remunerar inversiones que fueron ejecutadas durante el período tarifario t-1, pese a no haber sido reconocidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1.

b) El transportador debe reportar la fecha de entrada en operación de los activos correspondientes a las IFPNI y la CREG debe determinar el valor eficiente de estas inversiones a partir de costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG.

Dado que no existen evidencias de que la empresa haya ejecutado inversiones durante el período tarifario t-1 que no correspondan a las reconocidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, se toma un valor igual a cero para la variable IFPNIm del gasoducto Neiva - Hobo. Adicionalmente, se reitera que de acuerdo con el criterio expuesto en la sección 3.1 de este documento, la metodología no contempla la modificación del valor eficiente reconocido por activos de transporte, durante su vida útil normativa.

De otro lado, dado que para el gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte Progasur no solicita el reconocimiento de inversiones ejecutadas durante el período tarifario t-1 que no hubieran sido reconocidas en el programa de nuevas inversiones del período tarifario t-1, la variable IFPNIm de dicho gasoducto es igual a cero.

3.1.1.4 Inversiones en activos no disponibles para la operación, INOt

De acuerdo con la metodología, la variable INOt corresponde al “valor de las inversiones reconocidas en IEt-1 que están asociadas a activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inicio del Período Tarifario t. Este valor se expresa en dólares de la Fecha Base”.

Progasur no reportó, para los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte, activos distintos a aquellos instalados y disponibles para la operación al inicio del período tarifario t. Adicionalmente, la Comisión no tiene evidencia de la existencia de activos de este tipo. Por esta razón, el valor a considerar en la variable INOt es igual a cero para los dos gasoductos objeto de la solicitud de cargos.

Con base en el anterior análisis, en la Tabla 21 se muestran ios valores eficientes para la inversión existente para el período tarifario t, IEt, para los gasoductos Neiva - Hobo y


Sesión No.497

Flandes - Girardot - Ricaurte, de propiedad de Progasur. El valor total de la variable IEt es de USD 6.035.987 (cifras a diciembre de 2009) frente a USD 6.606.709 (cifras a diciembre de 2009) solicitado por Progasur.

Tabla 21. Valores eficientes de inversión existente, IEt

Tramo o grupo de gasoductosEntrada en Operación IEt-1 PNIt-1 IFPNIM INOt IEt

Año USD de diciembre 31 de 2009

A B C D A + B + C - D

Total 5.136.858 899.129 - - 6.035.987Gasoducto Neiva - Hobo 1996 5.136.858 107.678 - - 5.244.536Gasoducto Flandes - Girardot-

2003Ricaurte - 791.451 - - 791.451Fuentes: Progasur, Radicación CREG E-2010-009150; Resoluciones CREG 014 de 2001 y 059 de 2003; análisis CREG

3.1.2 Programa de nuevas inversiones, PNIt

Con respecto al PNIt la metodología establece que:

"Son los valores eficientes de los proyectos que un transportador prevé desarrollar en cada Año del Período Tarifario y que estén asociados al concepto de confiabilidad en transporte, entendido como las inversiones requeridas para mantener la integridad y seguridad de la infraestructura existente, salvo que por vía regulatoria se adopte una nueva definición del concepto de confiabilidad en transporte. El Programa de Nuevas Inversiones no incluirá las Inversiones en Aumento de Capacidad. Para la aplicación de la metodología contenida en la presente Resolución, se entenderá por Programa de Nuevas Inversiones del Período Tarifario lo dispuesto en la Resolución CREG 001 de 2000 y aquellas que la han modificado y complementado”.

Mediante concepto S-2010-003760 de fecha 3 de septiembre de 2010 la Comisión aclaró lo siguiente:

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

Y en cuanto al PNI del Período Tarifario t-1, esto es, el regulado por la Resolución CREG 001 de 2000, debe entenderse como lo definió esa Resolución, vale decir, como al conjunto de inversiones que proyectaba realizar el transportador durante ese período tarifario (PNIt.V’ i) •

De acuerdo con lo anterior, para efectos tarifarios se deben considerar aquellas inversiones que se requieran durante el nuevo período tarifario para mantener la confiabilidad e integridad del sistema existente. En este sentido, en el Anexo 7 se presenta la evaluación realizada con base en los anteriores criterios. Como resultado de dicha evaluación se concluye que, para efectos regulatorios, varios de los proyectos del PNI reportados por Progasur corresponden a gastos de AOM.


w t

Sesión No.497

Adicionalmente, la empresa solicita la aprobación del proyecto ‘perforación dirigida cruce río Neiva’. La Comisión, mediante comunicación S-2011-002589 de fecha 20 de mayo de 2011, solicitó información detallada del proyecto y Progasur respondió mediante comunicación E-2011-005262 de fecha 31 de mayo de 2011, indicando que el proyecto es necesario porque el cruce subfluvial debe ser reparado. Al respecto, se reitera lo manifestado anteriormente en cuanto a que el valor eficiente de las inversiones aprobadas en la anterior aprobación tarifaria no se modifican antes de que el respectivo activo cumpla su vida útil normativa, siempre y cuando el activo esté instalado y disponible para la operación.

En la Tabla 22 se resume el valor eficiente del plan de nuevas inversiones del período tarifario t, PNIt

Tabla 22. Valores eficientes del programa de nuevas inversiones, PNIt_____Aftol Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 TOTAL

USD de diciembre 31 de 2009Proyectos - Gasoducto -----

Aprobado a ProgasurNeiva-Hobo 52.245 - - - - 52.245Trampa de raspadores entrada gasoducto Neiva-Hobo 52.245 . . . - 52.245Pandes - Girardot - RicaurteFuentes: - Progasur, radicación CREG E-2010-009150. Cálculos y Elaboración CREG

3.1.3 Inversiones en aumento de capacidad, IACc

Progasur no presentó cifras correspondientes a inversiones de IAC,

3.2 Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM

A continuación se presenta la evaluación de los gastos de AOM declarados por Progasur, con base en los criterios establecidos en la Resolución CREG 126 de 2010.

3.2.1 Gastos de AOM asociados a inversión existente, AOMt

La metodología establece que para la inversión existente la CREG estima los gastos de AOM para el horizonte de proyección (AOMt) así:

AOfi'L = — -----------2

Donde:

AOM,: Gastos de administración, operación y mantenimiento para el horizonte deproyección.

AOMg,.,: Gastos contables de administración, operación y mantenimiento declaradospor el transportador para el período tarifario t-1.

647D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S.A. E.S.P. M

Sesión No.497

AOMiVi: Gastos de administración, operación y mantenimiento reconocidos en elanterior período tarifario, t-1.

A. Gastos AOMgt.i

De conformidad con la metodología, Progasur declaró los gastos de AOM registrados ensu contabilidad durante el período tarifario t-1, según la desagregación dada en el formatodel anexo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010 y los siguientes conceptos (ver Anexo 3,Anexo 4, Anexo 5 y Anexo 6):

1) Asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio.2) Asociados con los servicios prestados a otros agentes.3) Asociados a activos de conexión de otro agente o activos de conexión de usuarios

siempre y cuando estos activos no estén en la base de inversión.4) Asociados con servicios prestados a terceros.5) Asociados con la remuneración de la inversión de activos de terceros.6) Asociados con la reposición de activos.7) Impuesto de renta.8) Pensiones de jubilación ya reconocidas.9) Erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como

arrendamiento de infraestructura de transporte de gas, entre otras, y en general todo lo relacionado con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de transporte de gas natural.

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

11) Multas y penalizaciones.12) Gastos por concepto de compresión asociada al sistema de transporte.13) Gastos por concepto de corridas con raspador inteligente.14) Gastos de AOM asociados a puntos de entrada y salida no incluidos en los cargos de

transporte del Período Tarifario t-1. * — 1-

El valor de la variable AOMg^ se obtiene como el promedio aritmético de los valores resultantes de restar los conceptos 1) a 14), indicados antes, a los gastos de AOM declarados en el formato del anexo 2 de la Resolución CREG 126 de 2010. De acuerdo con la metodología, los gastos mencionados corresponden a los registrados en la contabilidad del transportador durante el período tarifario t-1.

A los valores declarados por Progasur, indicados en el Anexo 3, el Anexo 4, el Anexo 5 y el Anexo 6 del presente documento, se les realizó auditoría contable según lo establecido en el auto de pruebas del 2 de noviembre de 2010. En el desarrollo de la auditoría, el auditor contable ajustó las cifras reportadas por Progasur de tal manera que cumplieran con los criterios de la metodología. Los informes presentados por la empresa auditors fueron trasladados a Progasur mediante las comunicaciones CREG S-2010-005219, S- 2010-005330, S-2010-005889 y S-2010-000088 del 29 de noviembre de 2010, 3 de diciembre de 2010, 21 de diciembre de 2010 y 18 de enero de 2011. Progasur no presentó comentarios a los informes de auditoría a la información reportada según el formato del anexo 2 y el formato 5 del anexo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.


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Adicionalmente, el auditor propuso: i) un mecanismo de indexación; y ii) un procedimiento para efectos de completar la información en aquellos casos donde no estaba completa en los registros contables.

Con relación al mecanismo de indexación se tiene lo siguiente:

a) Los registros contables que se auditaron están en cifras corrientes.b) Para efectos tarifarios se requieren cifras expresadas en pesos de la fecha base.c) Para expresar las cifras en pesos de la fecha base el auditor utilizó el índice de precios

al consumidor, IPC. Este índice se aplicó a las cifras con fechas anteriores y posteriores a la fecha base. Esto implica que las cifras posteriores a la fecha base disminuyen al aplicar el IPC.

Desde el punto de vista regulatorio el mecanismo de indexación utilizado por el auditor está en concordancia con la actualización de que trata el numeral 19.2 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Con respecto al procedimiento para efectos de completar la información en aquellos casos en que no estaba completa en los registros contables, se tiene lo siguiente:

a) Al momento de realizar la auditoría los registros contables estaban disponibles hasta septiembre de 2010.

b) Los registros contables se establecen por años calendario.c) El cálculo del AOMg^ hace referencia al período tarifario t-1, el cual no coincide con

años calendario ni con los períodos de registros contables.d) Lo anterior requiere definir un criterio para establecer la información a utilizar en el

cálculo del AOMgM.e) El auditor propuso un mecanismo que considera información mensual para efectos de

calcular el AOMgt-i en el futuro6. También propuso proyectar los gastos de octubre a diciembre de 2010 utilizando el promedio de los meses anteriores del mismo año. Esto es, tomar los valores auditados hasta septiembre de 2010, dividirlos en el número de meses (i.e. 9 meses), tomar este valor medio mensual y multiplicarlo por doce (12) para así obtener el valor total del año.

La primera propuesta del auditor de considerar información mensual no es aplicable en la presente aprobación tarifaria, y así lo indica el auditor, pues no se dispone de la información contable. Se propone considerar, para efectos tarifarios, los años calendario en los que se dispone de información auditada. Así mismo, se propone utilizar el segundo mecanismo propuesto por el auditor, según se indica en el literal e, para establecer la información de los meses fallantes de 2010.

Con base en lo anterior, en el Anexo 8 se muestran las cifras auditadas para efectos de calcular el AOMgn. Estas cifras corresponden a los gastos de AOM según las cuentas presentadas en ei anexo 2 de la de la Resolución CREG 126 de 2010. En el

6 El auditor aclara que en esta aprobación tarifaria no se podría dar aplicación a esta recomendación porque no se dispone de la información mensual.


Sesión No.497

Anexo 9 se muestran las cifras auditadas de los conceptos 1 a 14 indicados anteriormente7. Estas cifras corresponden a los conceptos indicados en el formato 5 del anexo 5 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Teniendo en cuenta lo anterior, en el Anexo 10 se muestran las cifras obtenidas de restar los conceptos 1 a 14 (Anexo 9) a los AOM auditados (Anexo 8), y se muestra el promedio aritmético de estas cifras que corresponde a la variable AOMgt-i por tramo o grupo de gasoducto.

B. Gastos AOMrt.i

Para determinar estos gastos es necesario recurrir a los anexos de las resoluciones mediante las cuales se aprobaron los cargos regulados en la anterior aprobación tarifaria. Para el sistema de Progasur, objeto de la presente aprobación de cargos, se trata de las resoluciones CREG 014 de 2001 y CREG 059 de 2003. De acuerdo con la metodología, los valores del AOMrn no deben incluir gastos en compresión ni en corridas con raspador inteligente. La metodología también establece que el AOMrt.i se obtiene como el promedio aritmético de los gastos de AOM reconocidos mediante resolución en el anterior período tarifario.

En el Anexo 11 se muestran las cifras obtenidas de las respectivas resoluciones y el valor del AOMrn.

C. Gastos AOMt

A partir de las cifras del Anexo 10 y del Anexo 11 se calculan los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la inversión existente, para el horizonte de proyección, AOMt. En el Anexo 12 se muestran estas cifras.

3.2.2 Gastos de AOM para nuevos proyectos

De acuerdo con la metodología estos gastos corresponden a los asociados al PNIt y a las IACt. Dado que Progasur no reportó Inversiones en aumento de capacidad, IAC, no declaró gastos de AOM asociados a tales proyectos. Por tanto, la siguiente valoración corresponde a los gastos de AOM asociados al PNIt.

En lo que respecta al PNIt, cuyo valor se presenta en la Tabla 22, se propone reconocer como gastos de AOM el valor medio de gastos de AOM anuales con respecto a la inversión para compañías que operan en Estados Unidos de América, que es de 4,07% de acuerdo con el Anexo 13. Se considera que este valor es una referencia adecuada para valorar gastos de AOM en transporte de gas.

De otro lado, para efectos regulatorios, varios de los proyectos del PNI del período tarifario t reportados por Progasur corresponden a gastos de AOM (ver Anexo 7)8. En este sentido, se considera pertinente reconocer dentro de los gastos de AOM el valor de los

7 En este caso los gastos de octubre a diciembre de 2010, reportados por el auditor, no corresponden exactamente al promedio de los meses anteriores del mismo año. Para efectos tarifarios se aplica el mismo criterio utilizado para el caso de los AOM auditados. Es decir, se toman los valores auditados hasta septiembre de 2010, se dividen entre el número de meses (i.e. 9 meses), se toma este valor medio mensual y se multiplica por doce (12) para así obtener el valor total del año.8 El valor de los demás proyectos no es reconocido en la variable PNIt por las razones expuestas en el Anexo 7. Por tanto, no se deben reconocer los gastos de AOM asociados a esos proyectos.


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proyectos indicados en el Anexo 7 y que fueron considerados como gastos de AOM. Para ello se propone el siguiente procedimiento:

a) Se toma el valor en dólares de la fecha base reportado por Progasur y se convierte en pesos con la TRM de la fecha base.

b) Este valor en pesos se distribuye uniformemente en los cinco años del período tarifario. Es decir, se asume que estos gastos se remuneran en su totalidad en el período tarifario de cinco años.

c) Se calcula el 4,07% del anterior valor y se incluye en cada uno de los años del horizonte de proyección. Es decir, para efectos regulatorios se asume que el valor reconocido genera otro gasto de AOM equivalente al 4,07% de ese valor. De acuerdo con lo analizado en el Anexo 13.

En el Anexo 14 se indican las cifras resultantes de aplicar el anterior procedimiento para obtener los gastos de AOM asociados al PNI, AOMtPNI.

3.2.3 Otros gastos de AOM, OAOMt

De acuerdo con el numeral 8.5 de la Resolución CREG 126 de 2010, estos gastos comprenden: i) gastos en compresión asociada al sistema de transporte, GC,; ii) gastos en corridas con raspador inteligente, GCRt; iii) gastos asociados al gas de empaquetamiento, GGEt y; iv) terrenos e inmuebles, GTIt.

Es de observar que en los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte no se han instalado estaciones de compresión, razón por la cual la variable GCt tiene un valor igual a cero.

3.2.3.1 Gastos en corridas con raspador inteligente, GCRt

Progasur reportó los gastos en corridas con raspador inteligente como se indica en la Tabla 9. Se puede observar que para este concepto Progasur reportó un valor para cada uno de los años de cada período tarifario como se establece en la metodología (literal a. del numeral 8.5.2). Al calcular el valor unitario en USD por kilómetro se obtienen las cifras indicadas en la Tabla 23.

Tabla 23. Costo unitario de corrida con raspador, reportado por Progasur

Tramo o grupo de gasoductos

Costo total [A] Longitud [B]Costo unitario

[A/BJ

COP de diciembre 31 de 2009 USD de diciembre 31 de 2009 km USDIkm

Total 1.651.456.800 807.863 62 13.030Neiva - Hobo 1.331.820.000 651.502 50 13.030

Flandes - Girardot- Ricaurte 319.636.800 156.360 12 13.030

Fuentes: Solicitud tarifaria de Progasur y cálculos CRB3

[1] Valor reportado por R-ogasur para un año del periodo tarifario.

Los anteriores valores unitarios están fuera del rango de costos reconocidos por la Comisión en aprobaciones tarifarias anteriores para corridas con raspador inteligente, como se observa en la Tabla 24. En tal sentido, se propone reconocer como gastos en corridas con raspador inteligente el menor valor que resulte entre el costo unitario


S-tff

Sesión No.497

promedio reconocido para todos ios sistemas en la anterior aprobación tarifaria y el costo unitario propuesto por la empresa. Es decir, se reconocería un valor de 4.268 USD/km (cifras a diciembre de 2009), como se muestra en la Tabla 25 y en la Tabla 26.

Tabla 24. Gastos en corridas con raspador inteligente aprobados en el períodotarifario t-1

USD/km Reconocidos en el periodo t-1

USD de diciem bre de 2009

Empresa USD/kmProgasur 5.623

Promigas 4.789

TGI 5.003

Transoriente 2.450

Transm etano 3.473Gastos en Raspador

Inteligente P ro m e d io _________4.268Fuente: Documentos soporte de aprobación de cargos periodo tarifario t-1. Cálculos CREG.

Tabla 25. Costo unitario eficiente de corrida con raspadorTramo o grupo de

gasoductosCosto total [A*B] Longitud [B] Costo unitario

[A]COP de diciembre 31 de 2009 USD de diciembre 31 de 2009 km USD/km

Total 540.890.566 264.594 62 4.268Neiva - Hobo 436.202.069 213.382 50 4.268

Flandes - Girardot- Ricaurte 104.688.497 51.212 12 4.268

Fuente: Documentos soporte de aprobación de cargos periodo tarifario t-1. Cálculos CREG.

D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S.A. E.S.P,652

tM

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Tabla 26. Gastos eficientes en corridas con raspador inteligente, GCRt„ . R an des -G irardot ■Neiva - Hobo ._____________________ Ricaurte

Pesos de diciembre de 2009Añol 436.202.069 104.688.497Año 2 - -Año 3 - -Año 4 - -Año 5 - -Año 6 436.202.069 104.688.497Año 7

Año 8 - -Año 9 -Año 10Año 11 436.202.069 104.688.497Año 12 - -Año 13Año 14 - -Año 15 - -Año 16 436.202.069 104.688.497Año 17 -Año 18 -Año 19 -Año 20 - -

Elaboración CREG

3.2.3.2 Gastos asociados al gas de empaquetamiento, GGEt

La metodología establece que el transportador reporta la cantidad de gas de empaquetamiento y la Comisión establece el valor de este gas. Progasur reportó a la CREG el gas de empaquetamiento para cada tramo de gasoducto, expresado en MBTU, y adjuntó los soportes del cálculo.

Con respecto al gas de empaquetamiento, mediante el auto de pruebas del 2 de noviembre de 2010, la Dirección Ejecutiva de la CREG decretó como prueba, entre otras, realizar auditoría a la información reportada por Progasur sobre el cálculo del gas de empaquetamiento. Dentro del alcance de esta auditoría estaba previsto que el auditor propusiera y realizara ajustes a la información reportada por Progasur.

Mediante comunicación S-2010-005520 del día 20 de enero de 2011 la CREG le trasladó a Progasur el informe final presentado por la empresa auditors. En este informe el auditor presenta las cifras del gas de empaquetamiento revisadas y desagregadas por tramo de gasoducto. Frente a estas cifras Progasur no presentó observaciones, pero solicitó una precisión en el informe. A continuación se transcribe lo manifestado por la empresa :9

“Dando alcance a la comunicación CREG con radicado S-2010-005520 del pasado 20 de diciembre en la cual se nos envía el informe final realizado por Divisa Ingenieros Asociados Ltda., respetuosamente nos permitimos clarificar que lo mencionado en el texto "Variables de Entrada" del literal C, numeral 3.1, no corresponde exactamente a no haber anexado

9 Comunicación E-2011-012182 de fecha 24 de diciembre de 2011.


3 f t f

Sesión No.497

registros históricos, realmente si se anexaron dichos registros aclarando que no correspondieron a 36 meses sino a periodos inferiores de tiempo”.

Con base en lo anterior se propone utilizar los valores de gas de empaquetamiento presentados en el informe final de auditoría con radicado E-2010-012173 de fecha 24 de diciembre de 2010. En la Tabla 27 se muestran estos valores por tramo de gasoducto.

Tabla 27. Gas de empaquetamiento - QGEtRandes - Girardot-

Neiva - Hobo _. ^__________________________Ricaurte______MBTU

Año 1 1.020,47 21,15Año 2 1.020,47 21,15Año 3 1.020,47 21,15Año 4 1.020,47 21,15

Año 5 1.020,47 21,15

Año 6 1.020,47 21,15

Año 7 1.020,47 21,15Año 8 1.020,47 21,15Año 9 1.020,47 21,15

Año 10 1.020,47 21,15

Año 11 1.020,47 21,15

Año 12 1.020,47 21,15

Año 13 1.020,47 21,15

Año 14 1.020,47 21,15

Año 15 1.020,47 21,15

Año 16 1.020,47 21,15Año 17 1.020,47 21,15Año 18 1.020,47 21,15Año 19 1.020,47 21,15

Año 20 1.020,47 21,15

Fuente: Divisa Ltda, radicación CREG E-2010-012211

Una vez establecidas las cantidades de gas de empaquetamiento, es necesario proceder a valorarlas. El precio para valorar el gas de empaquetamiento correspondiente al período tarifario t, PGEtl equivale a USD 6,105 por MBTU (cifras a diciembre 31 de 2009). El cálculo de este precio se detalla en el Anexo 15.

Con base en lo establecido en los literales c y d del numeral 8.5.3. de la Resolución CREG 126 de 2010 se estimó el valor del gas de empaquetamiento, VGEt, y se determinaron los gastos asociados al gas de empaquetamiento para el horizonte de proyección, GGEt, los cuales se presentan en la Tabla 28. Estas cifras fueron estimadas utilizando la TRM de la fecha base10 y la tasa Tkc, de acuerdo con el artículo 10 de la Resolución CREG 126 de 2010.

10 Tomado el 1 de agosto de la página http://www.superfinanciera.gov.co/


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http://www.superfinanciera.gov.co/

Sesión No.497

Tabla 28. Gastos de AOM asociados al gas de empaquetamiento, GGEtRandes - Girardot- . . . Randes - Girardot - . . . . Randes - Girardot ■, Neiva - Hobo . Neiva • Hobo .

Ricaurte Ricaurte RicaurteNeiva-Hobo

QGE1 - MBTU VGEt-MBTU GGEt ■ MBTU

Año 1 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Año 2 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.691,44 39.646,10

Año 3 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891.44 39.646,10

Año 4 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.691,44 39.646,10

Año 5 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912,891,44 39.646,10

Año6 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.691,44 39.646,10

Año 7 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39646,10

Año 8 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39646,10

Año 9 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Año 10 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Año 11 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912,891,44 39.646,10

Año 12 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Año 13 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39646,10

Año 14 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Año 15 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39646,10

Año 16 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39646,10

Año 17 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Año 18 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Año 19 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39646,10

Año 20 1.020,47 21,15 6.230,04 129,12 1.912.891,44 39.646,10

Fuente: Divisa Ltda y CREG, radicado CREG E-2010-0122Í1. Elaboración CREG

3.2.3.3 Gastos en terrenos e inmuebles, GTIt

De acuerdo con la metodología, Progasur reportó el valor catastral de terrenos e inmuebles. Sin embargo, no reportó los terrenos e inmuebles que utiliza en desarrollo de su actividad, los porcentajes de asignación de estos predios a los gasoductos para los que presenta la solicitud tarifaria, ni los respectivos documentos soporte.

La CREG, mediante las comunicaciones S-2011-000238 y S-2011-001044 de fechas 31 de enero y 3 de marzo de 2011, solicitó a Progasur certificación de la inscripción en catastro, copia de la matrícula inmobiliaria o recibo del impuesto predial, que permitieran constatar el valor reportado por la empresa. Progasur no envió los soportes de acuerdo con la metodología y los requerimientos de información realizados por la Comisión. En este sentido, el valor a aplicar en el horizonte de proyección para los gastos en terrenos e inmuebles, GTIt, es igual a cero.

3.3 Demanda de volumen y capacidad

En ei artículo 9 de la Resolución CREG 126 de 2010 se establece el procedimiento para determinar la demanda eficiente. Este procedimiento comprende: i) publicación de demandas; y ii) evaluación con el factor de utilización (FU). A continuación se describe el desarrollo de este procedimiento.

3.3.1 Publicación de demandas

La metodología establece que:


B M t

Sesión No.497

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

c) Durante los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la circular de la CREG, los terceros interesados podrán enviar preguntas y comentarios a la CREG en relación con las proyecciones de demanda del transportador. De estas preguntas y comentarios se dará traslado al transportador para que, en un término máximo de quince (15) días hábiles siguientes al recibo, responda las preguntas y se pronuncie sobre los comentarios, en documento que deberá presentar a la CREG dentro de este último plazo.

d) La CREG analizará la información mencionada en los literales a) y c) de este numeral, la confrontará con la disponible en la Comisión y podrá exigir explicaciones al transportador, de acuerdo con los elementos de juicio que tenga a su disposición.

(■•■) ”

De acuerdo con lo anterior, mediante la Circular No. 070 de noviembre 5 de 2010 la Dirección Ejecutiva de la CREG publicó las demandas reportadas por Progasur. No se recibieron comentarios por parte de terceros interesados.

3.3.2 Evaluación con el factor de utilización (FU)

En el literal e) del artículo 9 de la metodología se establece que “... no se admitirán Demandas Esperadas de Capacidad y de Volumen inferiores a aquellas que resulten de aplicar el Factor de Utilización Normativo que se define en el numeral 9.1 de la presente Resolución”. De acuerdo con el artículo 3 de la metodología el factor de utilización se calcula a partir de la siguiente expresión:

_ I edD M C ± r e^ D E C x Z*dC\f+Z™ XCME

Donde:

FU*' Factor de Utilización para el tramo o grupo de gasoductos A‘.

DMC: Demanda Máxima de Capacidad real, reportada por el transportador, para cadauno de los Años del período comprendido entre el Año el Año e. En caso de que el transportador no reporte esta información, la Comisión tendrá en cuenta la mejor información disponible.

DEC: Demanda Esperada de Capacidad, para cada uno de los años del período comprendido entre el Año e iy el Año

CM: Es el máximo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada uno delos Años del período comprendido entre el Año ^y el Año e. En caso de que el transportador no reporte esta información, la Comisión tendrá en cuenta la mejor información disponible.


m f

Sesión No.497

CME: £s e| máx¡mo volumen de gas transportable en un día de gas, para cada uno delos Años del período comprendido entre el Año e ^ el Año calculado por el transportador con modelos de dinámica de flujo de gas, utilizando los parámetros técnicos específicos del fluido y del gasoducto, así como los procedimientos y las presiones de entrada y salida que se definen en la presente Resolución.

^ :Es el primer Año de la Vida Útil Normativa del tramo o grupo de gasoductos x . En caso de que se haya ampliado la capacidad de ese tramo o grupo de gasoductos, a través decompresores o Loops, la variable corresponderá al primer Año de la Vida Útil Normativa de la última expansión.

e:Es el último Año del Período Tarifario t ~

I- IW íes la Vida Útil Normativa del tramo o grupo de gasoductos * En caso de que se haya ampliado la capacidad de ese tramo o grupo de gasoductos, a través decompresores o Loops, la variable v ̂ corresponderá a la Vida Útil Normativa de la última expansión.

Con base en los valores CM+CME y DMC+DEC reportados por Progasur en la solicitud tarifaria se calcula el factor de utilización aplicando la anterior ecuación. Cabe anotar que la demanda DEC para el período comprendido entre 2011 y el último año de la vida útil normativa será igual a la demanda de capacidad ajustada por contratación en firme de acuerdo con el radicado CREG E-2011-006324 de fecha 30 de junio de 2011, como se indica en la Tabla 29. Así mismo, la CME para el período comprendido entre 2011 y el último año de la vida útil normativa será igual a la capacidad máxima de mediano plazo, CMMP.

D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S.A. E.S.P657

S #

Sesión No.497

Tabla 29. Demanda esperada de capacidad vs. capacidad contratada en firmeNeiva - Hobo Flandes - Girardot - Ricaurte

Año

Demanda esperada de

capacidad (DEC) = [A]

Capacidad contratata en

firme = [B]

DEC ajustada por contratación en firme [Mayor

valor entre A y B]

Demanda esperada de

capacidad (DEC) = [A]

Capacidad contratata en

firme = [B]

DEC ajustada por contratación en firme [Mayor

valor entre A y B]

KPCD KPCD2011 1.108 1.099 1.108 728 887 8872012 1.108 - 1.108 728 - 7282013 1.108 - 1.108 728 - 7282014 1.108 - 1.108 728 - 7282015 1.108 1.108 728 - 7282016 1.108 1.108 728 - 7282017 1.108 - 1.108 728 - 7282018 1.108 - 1.108 728 - 7282019 1.108 - 1.108 728 - 7282020 1.108 - 1.108 728 - 7282021 1.108 - 1.108 728 - 7282022 1.108 - 1.108 728 - 7282023 1.108 - 1.108 728 - 7282024 1.108 - 1.108 728 - 7282025 1.108 - 1.108 728 - 7282026 1.108 - 1.108 728 - 7282027 1.108 - 1.108 728 - 7282028 1.108 - 1.108 728 - 7282029 1.108 - 1.108 728 - 7282030 1.108 - 1.108 728 - 728

Fuente: Progasur, radicaciones CRB3 E-2010-009150 y E-2011-006324.

Sobre la CMMP cabe anotar que a los valores reportados por Progasur (Tabla 14) se les realizó auditoría técnica según lo establecido en el artículo tercero del auto de pruebas del 2 de noviembre de 2010. En su informe final el auditor indicó que el procedimiento de cálculo y los resultados reportados por Progasur en su solicitud tarifaria cumplen con los criterios de la metodología". Sin embargo, ajustó los valores reportados para la CMMP a 2.765 KPCD y a 2.156 KPCD para los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte, respectivamente. Los informes de la auditoría fueron enviados a Progasur por parte de la CREG, mediante los oficios CREG S-2010-005217 y S-2010-005520, de fechas 29 de noviembre y 20 de diciembre de 2010. Progasur presentó comentarios a los informes y complementó la información que declaró en relación con la CMMP y el gas de empaquetamiento, mediante las comunicaciones E-2010-011392, E-2010-011582, E- 2010-012178 y E-2010-012182, de fechas 7 de diciembre, 14 de diciembre y 24 de diciembre de 2010, respectivamente.

Con base en lo anterior se aplica la fórmula del artículo 3 de la Resolución CREG 126 de 2010 y se obtiene un factor de utilización de 0,37 y 0,42 para los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte, respectivamente. Para el gasoducto Neiva - Hobo este valor es inferior al factor de utilización normativo de 0,4 aplicable a gasoductos con diámetros inferiores a 16 pulgadas, según se establece en el numeral 9.1.2 de la metodología, razón por la cual es necesario ajustar las demandas según lo dispuesto en la metodología.

11 Radicación CREG E-2010-005520.


'Bttt

Sesión No.497

De acuerdo con lo anterior se realiza el ajuste a las demandas reportadas por Progasur para el tramo Neiva-Hobo. En la Tabla 30 se muestran la demanda esperada de capacidad, DECt, y la demanda esperada de volumen, DEVt, para efectos tarifarios.

Tabla 30. Demandas esperadas de capacidad, DECt, y de volumen, DEVtNeiva - Hobo Randes - Girardot -Ricaurte

Demanda Dem anda Demanda Demanda

Añoesperada de

capacidad (KPCD)

esperada de volum en

(KPC)

esperada de capacidad

(KPCD)

esperada de volum en

(KPC)

Año 1 1.193 398.871 887 253.745Año 2 1.193 398.871 728 253.745Año 3 1.193 398.871 728 253.745Año 4 1.193 398.871 728 253.745Año 5 1.193 398.871 728 253.745Año 6 1.193 398.871 728 253.745Año 7 1.193 398.871 728 253.745Año8 1.193 398.871 728 253.745Año 9 1.193 398.871 728 253.745Año 10 1.193 398.871 728 253.745Año 11 1.193 398.871 728 253.745Año 12 1.193 398.871 728 253.745Año 13 1.193 398.871 728 253.745Año 14 1.193 398.871 728 253.745Año 15 1.193 398.871 728 253.745Año 16 1.193 398.871 728 253.745Año 17 1.193 398.871 728 253.745Año 18 1.193 398.871 728 253.745Año 19 1.193 398.871 728 253.745Año 20 1.193 398.871 728 253.745

Fuente: Ftogasur, radicaciones CREG E-2010-009150 y E-2011-006324.

NOTA: Se considera que el Año 1 corresponde a 2011

4. CÁLCULO TARIFARIO

De acuerdo con lo analizado y propuesto en la sección anterior, y al aplicar el método de cálculo previsto en la metodología, se obtienen los cargos que se indican en el siguiente cuadro. El cargo equivalente de la pareja 80-20, incluyendo el cargo de AOM, es de 2,739 USD/KPC para el gasoducto Neiva - Hobo, y de 1,014 USD/KPC para el gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte respectivamente (cifras a diciembre de 2009). Los cargos vigentes son de 1,727 y 0,804 USD/KPC (cifras a diciembre de 2009), respectivamente, de tal forma que los nuevos cargos son 58,61% y 26,06% mayores que los cargos vigentes.


Bítf

Sesión No.497

Tabla 31. Parejas de cargos fijos y variables y cargo de AOM (cifras a diciembre 31

PROGASURAf 0 0,2 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,85 0,9 0,92 0,94 0,96 0,98 1Av 1 0,8 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,15 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0

Neiva-Hobo

Caigo FIJO (USDÍKPCCWSo) CFI(Uf) _ 141,830 283,661 354,576 425,491 496,407 567,322 602,779 638,237 662,420 666,603 680,786 694,969 709,152

Caigo VaraFfe (USCVKPC} CVMUI) 2,441 1,953 1,464 1,220 0,976 0,732 0,488 0,366 0,244 0,195 0,146 0,098 0,049

Cargo Fijo fe AOM (Col. $íKPCD-año) 519.852,25

Flandes-Glranlot-Ricaurte

C^go Ffc> (USD'KPCD-año) CFI(Ufl _ 33,751 67.501 84,377 101,252 118,127 135,003 143,440 151,878 155,253 158,628 162,003 165,378 168,753

Cargo (USO/KPC) CViftAI) 0,574 0,459 0,344 0,287 0,230 0,172 0,115 0,086 0,057 0,046 0,034 0,023 0,011 .

Cargo F50 de AOM (Col. MPCD-año) 395.017,47

5. PROPUESTA A LA CREG

Con base en el anterior análisis se propone a la CREG adoptar los cargos indicados en la Tabla 31 de este documento, para el sistema de transporte de gas de Progasur.


Sesión No.497

Anexos

Anexo 1. Análisis en el marco del artículo 7 de la Ley 1340 de 2009

En desarrollo de lo establecido en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió el Decreto 2897 de fecha 5 de agosto de 2010, en el que determinó las autoridades que deben informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre los proyectos de acto administrativo que se proponen expedir con fines de regulación, así como las reglas aplicables para la rendición por parte de esa Superintendencia del concepto previo a que hace referencia el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009. En desarrollo de lo establecido por el artículo 5o del Decreto 2897 de 2010, la Superintendencia de Industria y Comercio adoptó medíante Resolución 44649 de 2010 el cuestionario para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia de los proyectos de actos administrativos expedidos con fines regulatorios a que hace referencia el citado artículo del Decreto 2897 de 2010.

La CREG efectuó el análisis correspondiente, encontrando que no se hace necesaria su remisión a la Superintendencia de Industria y Comercio para los fines antes anotados. Adicionalmente, se debe tener en cuenta que el acto administrativo que se anexa al presente documento es una aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 126 de 2010.

A continuación se presenta el análisis efectuado por la CREG, con base en el cuestionario adoptado por la SIC:


Sesión No.497

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO, SIC

CUESTIONARIO EVALUACIÓN DE LA INCIDENCIA SOBRE LA LIBRE COMPETENCIA DE LOS ACTOS ADMINISTRATIVOS EXPEDIDOS CON FINES REGULATORIOS

OBJETO PROYECTO DE REGULACIÓN: Por la cual se establecen los cargos regulados para los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - Girardot - Ricaurte del sistema de transporte de Progasur S.A. E.S.P.

No. DE RESOLUCIÓN O ACTO:

COMISIÓN O ENTIDAD QUE REMITE: COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, CREG

RADICACIÓN:

Bogotá, D.C.

No. Preguntas afectación a la competencia

Si No Explicación Observaciones

1. ¿La regulación limita el número o la variedad de las empresas en uno o varios mercados relevantes relacionados?Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando e! proyecto de acto:

X El acto administrativo constituye una aplicación de la metodología general aprobada mediante Resolución CREG 126 de 2010. Aprueba cargosaplicables a los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes GirardotRicaurte del Sistema de Transporte de PROGASUR S.A. E.S.P.


Sesión No.497

1.1 Otorga derechos exclusivos a una empresa para prestar servicios o para ofrecer bienes.

X

1.2 Establece licencias, permisos, autorizaciones para operar o cuotas de producción o de venta.

X

1.3 Limita la capacidad de cierto tipo de empresas para ofrecer un bien o prestar un servicio.

X

1.4 Eleva de manera significativa los costos de entrada o salida del mercado para las empresas.

X

1.5 Crea una barrera geográfica a la libre circulación de bienes o servicios o a la inversión.

X

1.6 Incrementa de manera significativa los costos:

X

1.6.1 Para nueva empresas en relación con las empresas que ya operan en un mercado o mercados relevantes relacionados, o

X

1.6.2 Para unas empresas en relación con otras cuando el conjunto ya opera en uno o varios mercados relevantes relacionados.

X

2a. ¿La regulación limita la capacidad de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados?Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

X

2.1 Controla o influye sustancialmente sobre los precios de los bienes o servicios o el nivel de producción.

X

2.2 Limita a las empresas la posibilidad de distribuir o comercializar sus productos

X

2.3 Limita la libertad de las empresas para promocionar sus productos.

X


B H t

Sesión No.497

2.4 Exige características de calidad de los productos, en particular si resultan más ventajosas para algunas empresas que para otras.

X

2.5 Otorga a los operadores actuales en el mercado un trato diferenciado con respecto a las empresas entrantes.

X

2.6 Otorga trato diferenciado a unas empresas con respecto a otras.

X

2.7 Limita la libertad de las empresas para elegir sus procesos de producción o su firma de organización industrial.

X

2.8 Limita la innovación para ofrecer nuevos productos o productos existentes pero bajo nuevas formas-

X

3a. ¿La regulación implica reducir los incentivos de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados?Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

X

3.1 Genera un régimen de autorregulación o corregulación.

X

3.2. Exige o fomenta el intercambio de información entre competidores o la publicación de información sobre producción, precios, ventas o costos de ias empresas.

X

3.3. Reduce la movilidad de los clientes o consumidores entre competidores mediante el incremento de los costos asociados con el cambio de proveedor o comprador.

X

3.4 Carece de claridad suficiente para las empresas entrantes sobre las condiciones para entrar u operar.

X


3 f t t

Sesión No.497

3.5 Exime una actividad económica o a unas empresas estar sometidas a la ley de competencia.

X

4.0 CONCLUSION FINAL X El acto administrativo constituye una aplicación de la metodología general aprobada mediante Resolución CREG 126 de 2010. Aprueba cargosaplicables a los gasoductos Neiva - Hobo y Flandes - GirardotRicaurte del Sistema de Transporte de PROGASUR S.A. E.S.P. No tiene incidencia sobre la libre competencia.


3fft

Sesión No.437

Anexo 2. Producer Price Index, PPI

UNITED STATES DEPARTMENT OF LABOR

a u o f L a b o r S t a t is t ic sPublications T Economic Releases ▼ BetaDatabases & Tools ▼Home Subject Areas

Databases, Tables & Calculators by SubjectChange Output Options: Frsm: 2001Q Tc; 2011M

Ginclude graphs

Data extracted on: August 2, 2011 (11:58:11 AM)

Producer Price Index-Commodtties

Series Id: KFÜ0531Wet Seasonally AdjustedGroup: Fuels and related products and pItem: Natural gasBase Date: 1?S200

Download: .xls

Year lan Feb Mar Apr May Jun 3ul Aug Sep Oct Nov Dec Annual [2G01 393.8 262.3 215.8 220.6 203.6 153.4 121.1 120.9 93.0 72.9 114.0 90.5 171.8!2002 99.3 78.9 95.9 131.31 125.5 117.7 112.6 114.9 120 A 134.6 167.5 171.1 122.5 ¡2003 193.5 216.5 330.1 201.9 211.2 237.4 219.4 195.4 202.4 184.1 181.2 TooT 214.5 ¡2004 242.3 231.2 208.1 218.7 241.4 270.7 257.5 249.8 212.8 222.1 306.7 289.5 245.9 ¡2005 252.4 253.2 257.4 298.2 278.2 260.5 296.0 316.0 T i 7.3 492.7 486.4 ,416.0 335.42006 403.4 317.6 283.6 277.4 275.8 240.9 241.7 284.0 263.4 176.6 292.9 307.0 280.32007 T i l .7 295.5 298.1 288.4 301.9 304.7 274.0 241.3 216.8 248.6 282.3 292.1 T 273.82008 T93.4 332.4 362.7 384.0 437.0 449.5 489.9 355.7 306.9 257.0 217.2 242.0 344.0:2009 1229.4 175.9 146.8 138.7 135.6 140.2 151.5 147.8j 123.3 154.0 181.5 195.1 160.0 ¡2010 244.4 ¡231.2 204.3 168.8 175.8 178.0 195.4 194.3 157.7 159.6 143.9 176.7 185.8 |2011 179.6 183.0 163.3(P) 178.6ÍP) 182.6ÍP) 183.2ÍP) j iP : Preliminarv. All indexes are subiectto revision four months after original oublication.


Sesión No.497

Anexo 2. Producer Price Index, PPI

2 1 UNITED STATES DEPARTMENT OF LABOR

^ B u r e a u o f L a b o r S t a t is t ic s

Home Subject Areas Databases 8. Tools ^ Publications ^ Economic Releases Beta

Databases, Tables & Calculators by SubjectChange Output Options:

Data extracted on: August 2, 2011 (11:58:11 AM)

Producer Price Index-Commodities

Series Id; KPUOSSl Not: Seasonally AdjustedGroup: Fuels and related products and powerItem: Natural gasBase Date: 19S200

From: 2001 [T] To: 2011 ID

□include graphs

Download: Bj] .xls

Year Jan Feb Mar Apr Mav Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual2001 393.8 262.3' 215.8 220.6: 203.6 153.4 121.1 120.9 93.0 72.9 ! 114.0 90.5 171.82002 99.3 78.9 95.9 131.3 125.5 117.7 112.6 114.9 120.9 134.6! 167.5 171.1 122.52003 193.5 216.5 330.1 201.9 211.2 237.4 219.4 195.4 202.4 184.1 i 181.2 200.6 214.52004 242.3 231.2 208.1 218.7 241.4 270.7 257.5 24 9. B 212.8 222.1 306.7 289.5 245.9

2005 252.4 253.2 257.4 298.2 278.2 260.5 296.0 316.0 [417.3 492.7 486.4 416.0 335.42006 403.4 317.6 283.6 277.4 275.8 240.9 241.7 284.0 263.4 176.6 292.9 307.0 280.3

2007 241.7 295.5 298.1 288.4 301.9 304.7 274.0 241.3 216.8.248.6 282.3 292.1 i 273.8

2008 293.4 332.4 362.7 384.0 437.0 449.5 489.9 355.7 306.9 257.0 217.2 242.0 344.02009 229.4 175.9 146.8 138.7 135.6 140.2 151.5 147.8 123.3 154.0 181.5 195.1 160.0

2010 244.4 231.2 204.3 168.8 175.8 178.0 195.4 194.3 157.7 159.6 143.9 176.7 185.82011 179.6 183.0 163.3(P) 178.6(PJ 182.6(P) 183.2(P)


BWT

Sesión No.497

Anexo 3. Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOMg, declarados por Progasur para el gasoductoNeiva - Hobo

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA Pesos Corrientes2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2 0 1 0 (1 )

Neiva - Hobo5 GASTOS 119.210.488 138.623.735 183.129.002 135.946.215 146.112.388 173.438.648 109.442.076 118.976.314 127.159.096 154.700.89

15101 SUELDOS Y SALARIOS 59.983.834 68.559.187 68.072.754 59.564.765 62.513.571 70.478.265 42.417.236 44.820.142 55.823.409 37.608.5285102 CONTRIBUCIONES IMPUTADAS 0 0 0 0 0 0 0 18.847.017 0 0

510203 Indemnizaciones 0 0 0 0 0 0 0 18.847.017 0 05103 CONTRIBUCIONES EFECTIVAS 11.442.023 11.559.411 12.635.268 11.223.233 12.241.310 13.216.130 8.932.531 9.815.479 12.149.859 8.327.740

510302 Aportes a cajas de compensación familiar 1.626.127 1.565.220 1.727.782 1.536.295 1.620.829 1.731.184 1.175.194 1.254.085 1.547.459 1.071.480510303 Cotizaciones a seguridad social en salud 2.996.718 3.205.943 3.484.219 3.072.605 3.241.659 3.462.368 2.497.295 2.664.926 3.288.348 2.276.893510305 Cotizaciones a riesgos profesionales 2.603.858 2.710.910 3.013.555 2.437.137 2.820.239 2.991.324 1.844.629 2.143.874 2.671.675 1.764.931

510307Cotizaciones a entidades administradoras del régimen de ahorro individual

4.215.320 4.077.338 4.409.712 4.177.195 4.558.583 5.031.254 3.415.413 3.752.594 4.642.378 3.214.436

5104 APORTES SOBRE LA NÓMINA 2.032.664 1.956.520 2.159.725 1.920.379 2.026.037 2.163.980 1.468.993 1.567.607 1.934.323 1.339.3495111 GENERALES 32.906.133 29.012.313 36.827.273 32.569.833 41.884.138 59.270.088 45.074.167 36.921.450 49.603.162 27.965.876

511105 Gastos de organización y puesta en marcha 0 0 0 39.042 0 0 0 0 0 0511106 Estudios y proyectos 0 0 0 0 147.663 0 0 0 0 0511111 Comisiones, honorarios y servicios 18.432.841 18.432.841 21.388.219 20.874.975 26.097.747 32.927.692 18.942.874 15.122.692 21.586.777 13.226.742511114 Materiales y suministros 815.862 815.862 1.639.596 969.667 1.192.326 909.611 1.626.635 1.593.008 2.293.640 2.304.412511115 Mantenimiento 95.000 95.000 85.000 493.938 190.512 1.651.660 1.123.470 801.019 983.351 527.175511116 Reparaciones 15.000 15.000 0 0 0 4.142.316 137.803 132.917 319.605 253.147511117 Servicios públicos 5.738.165 5.738.165 7.202.388 5.603.745 7.217.841 7.738.462 8.607.808 8.767.142 8.140.810 3.144.152511119 Viáticos y gastos de viaje 1.646.530 0 264.982 482.562 1.719.287 2.824.204 3.931.741 4.517.626 4.547.373 4.451.907511120 Publicidad y propaganda 130.000 0 0 0 0 0 1.767.214 0 3.603.191 0511121 Impresos, publicaciones, suscripciones y afiliaciones 446.400 720.720 739.600 402.570 493.533 1.286.006 4.434.307 2.693.041 3.551.330 743.482511122 Fotocopias 487.050 204.350 553.220 449.458 309.239 553.646 232.392 250.509 106.162 217.944511123 Comunicaciones y transporte 1.827.897 548.700 730.410 618.192 489.402 617.382 586.757 511.583 1.483.542 1.581.555511125 Seguros generales 1.825.988 0 0 0 0 140.470 74.571 448.948 735.341 586.815511133 Seguridad industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 132.239 0511146 Combustibles y lubricantes 35.000 45.000 35.000 0 20.250 12.150 0 12.688 9.771 4.378511149 Servidos de aseo, cafetería, restaurante y lavandería 232.700 22.600 47.600 351.610 166.933 1.351.255 1.326.497 912.511 827.901 335.079511150 Procesamiento de información 0 0 0 0 0 0 0 203.086 0 0511155 Elementos de aseo, lavandería y cafetería 3.100 135.900 183.610 60.912 0 285.420 240.656 338.175 309.531 54.096511159 Licendas y salvoconductos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 168.856511190 Otros gastos generales 1.174.600 2.238.175 3.957.648 2.223.162 3.839.406 4.829.815 2.041.443 616.506 972.597 366.136

5120 IMPUESTOS, CONTRIBUCIONES Y TASAS 12.866.034 27.536.304 63.433.982 30.058.205 27.447.333 28.310.185 11.549.149 7.004.618 7.648.343 77.096.256512002 Cuota de fiscaltzadón y auditaje 0 0 0 0 0 0 0 0 734.929 652.794512003 Contribución sobre transacciones financieras 2.959.120 2.182.163 5.688.833 8.570.506 3.845.520 212.507 0 0 0 0512004 Contribudón a las superintendendas 906.000 1.395.000 1.314.000 1.073.250 1.151.010 1.317.870 712.940 2.009.167 1.132.257 1.423.410512005 Contribución a las comisiones de reguladón 830.875 1.404.963 950.059 947.340 1.039.263 1.071.013 914.542 949.470 1.074.923 817.686512009 Industria y comercio 4.350.395 5.335.926 4.937.767 4.366.278 4.818.690 5.721.840 3.102.450 0 0 0512012 Registro 514.000 790.000 1.258.575 1.014.120 1.060.290 1.129.140 838.586 985.961 495.897 52.011.825512023 Impuesto al patrimonio 0 0 0 14.086.710 15.532.560 13.767.570 0 0 0 0512024 Gravámenes a los movimientos finanderos 0 0 0 0 0 5.090.246 5.980.631 3.060.019 4.210.337 22.017.547512090 Otros impuestos y contribudones 3.305.644 16.428.252 49.284.748 0 0 0 0 0 0 172.994

53 AMORTIZACIONES 0 0 0 609.800 0 0 0 0 0 2.365.141534507 Amortizaciones Licendas 0 0 0 609.800 O 0 0 0 0 186.842534508 Amortizaciones ‘■Software’’ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.178.299

7 COSTOS DE PRODUCCION 75.476.911 75.476.911 102.357.697 137.931.301 119.076.586 162.673.928 121.084.284 245.483.651 199.448.490 90.945.4517505 SERVICIOS PERSONALES 21.843.980 21.843.980 22.481.479 24.485.222 31.467.261 32.991.188 27.764.982 42.811.154 52.628.634 36.517.374

750501 Sueldos de Personal 13.907.853 13.907.853 13.986.043 14.877.363 18.936.204 20.162.418 17.132.770 24.094.114 24.173.311 19.599.300750512 Prima Espedal de Servidos 0 0 0 0 0 282.950 0 0 0 0


Sesión No.497

N O M B R E D E L A C U E N T APesos Corrientes

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010(1)N e iv a -H o b o

750518 Vacaciones 613.812 613.812 885.553 1.042.118 1.434.343 1.603.102 773.887 1.059.220 977.189 816.641750523 Auxilio de Transporte 0 0 0 0 0 143.100 0 86.167 0 0750524 Cesantías 1.158.987 1.158.987 1.240.000 1.320.476 1.699.992 1.730.176 1.547.780 2.069.190 1.954.388 1.633.275750525 Intereses a las cesantías 139.078 139.078 148.800 158.457 203.010 59.828 83.314 106.558 151.073 16.334750530 Capacitación, Bienestar Soda! y Estímulos 0 0 0 0 509.300 0 0 1.044.000 0 1.677.564750531 Dotación y Suministro a Trabajadores 124.399 124.399 0 0 128.000 0 0 0 227.175 163.426750535 Aportes a Cajas de Compensación Familiar 556.309 556.309 591.892 669.828 247.448 925.176 742.933 989.761 938.104 783.972750536 Aportes al ICBF 417.239 417.239 443.921 502.369 185.586 693.882 557.200 742.325 703.579 587.979750537 Aportes a Seguridad Sodal 1.112.619 1.112.619 1.183.787 1.339.647 1.582.896 1.635.660 1.578.733 2.103.249 1.993.471 1.665.944750538 Aportes al SENA 278.160 278.160 295.947 334.919 803.724 462.588 371.467 494.881 469.052 391.966750541 Costos Médicos y Drogas 0 0 0 0 0 60.000 0 15.000 0 0750544 Riesgos Profesionales 967.981 967.981 967.307 1.098.107 1.861.960 1.403.304 1.269.968 1.722.187 1.632.300 1.364.112750546 Contratos Personal Temporal 0 0 0 0 0 0 0 3.246.019 14.640.293 3.831.650750552 Prima de Servicios 1.158.988 1.158.988 1.240,000 1.320.476 1.648.850 1.452.182 1.547.780 2.069.191 1.954.387 1.633.275

750568 Cotización a Sociedades Administradoras del Régimen de Ahorro Individual

1.408.555 1.408.555 1.498.229 1.821.462 2.225.948 2.376.822 2.159.150 2.969.292 2.814.312 2.351.916

7510 GENERALES 2.661.280 2.661.280 2.470.014 4.998.028 2.396.429 3.940.400 4.091.017 17.683.716 16.878.220 5.412.132751006 Estudios y Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13.800751023 Publicidad y Propaganda 0 0 0 1.276.240 255.200 0 0 0 0 0751025 Fotocopias, Útiles de escritorio y papelería 0 0 0 550 0 5.000 800 241.150 70.691 74.533751026 Comunicaciones 0 0 0 0 0 14.800 10.000 0 30.000 0751037 Transporte, Fletes y Acarreos 1.200.420 1.200.420 605.600 468.600 815.550 1.918.200 1.267.760 13.342.843 13.695.739 4.051.800751090 Otros Costos Generales 1.460.860 1.460.860 1.864.414 3.252.638 1.325.679 2.002.400 2.812.457 4.099.723 3.081.790 1.271.999

7540 ORDENES Y CONTRATOS DE MANTENIMIENTO Y REPARACIONES 30.159.776 30.159.776 58.863.108 44.340.442 16.052.276 50.837.842 36.785.571 142.205.103 89.730.185 22.933.395

754001 Mantenimiento de Construcciones y Edificaciones 465.000 465.000 0 8.484.824 0 0 0 0 0 0754002 Mantenimiento Maquinaria y Equipo 0 0 0 0 3.700.838 0 0 150.000 148.000 0754004 Mantenimiento de Equipo Computación y Comunicadón 0 0 0 0 0 1.604.000 0 1.796.648 127.600 0754006 Mantenimiento Terrenos 0 0 0 0 154.894 436.597 162.000 9.036.219 0 0754007 Mantenimiento Líneas. Redes y Ductos 29.694.776 29.694.776 58.863.108 35.855.618 12.196.544 48.797.245 36.623.571 131.222.236 89.454.585 22.933.395

7542 HONORARIOS 0 0 0 700.000 746.667 910.480 122.399 2.064.800 7.450.520 2.520.294754204 Avalúos 0 0 0 0 0 o l 0 64.800 0 500.000754207 Asesoría Técnica 0 0 0 700.000 746.667 910.480 122.399 0 7.450.520 2.020.294754290 Otros 0 0 0 0 0 o1 0 2.000.000 0 0

7545 SERVICIOS PUBLICOS 0 0 0 102.387 1.111.896 576.000 286.010 982.920 2.237.718 1.170.112

7550 OTROS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

755004 Combustibles y Lubricantes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 07560 SEGUROS 20.811.875 20.811.875 18.543.096 47.053.718 51.476.961 56.799.125 36.002.495 25.656.335 23.511.777 22.392.144

756002 De Cumplimiento 2.525.980 2.525.980 2.716.990 2.931.896 3.154.472 3.362.890 3.590.346 3.651.291 2.520.290 2.277.009756003 De Corriente Débil 14.805.895 14.805.895 15.826.106 21.700.328 22.411.394 24.207.656 18.541.760 1.681.810 0 0756004 De Vida Colectiva 3.480.000 3.480.000 0 22.421.494 25.911.095 13.081.630 13.870.389 13.925.264 8.484.024 10.684.584756005 De Incendio 0 0 0 0 0 16.146.9491 0 Ó 0 0756009 De Responsabilidad Civil y Extracontractual 0 0 0 0 0 0 0 6.397.970 12.507.463 9.430.551

7565 IMPUESTOS 0 0 0 16.251.504 15.825.096 16.618.893 16.031.810 14.079.623 7.011.436 0756502 De Timbre 0 0 0 16.251.504 15.825.096 16.618.893 16.031.810 14.079.623 7.011.436 0

Total cuentas 5 y 7 - Pesos Corrientes 194.687.399 214.100.647 285.486.699 273.877.516 265.188.974 336.112.577 230.526.360 364.459.965 326.607.586 245.646.341

Total cuentas 5 y 7 - Pesos Diciembre 2009 207.503.794 327.268.349 407.865.957 367.431.623 337.235.651 407.637.298 267.599.479 400.280.015 333.139.738 239.884.412

Fuente: Progasur, radicados CREG E-2010-009150, E-2010-009619, E-2010-010275.(1) La información para el año 2010 corresponde para el período comprendido entre enero y septiembre.


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Sesión No.497

Anexo 4. Gastos de administración, operación y mantenimiento, AOMg, declarados por Progasur para el gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA Pesos Corrientes2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (1)

Flandes - Girardot - Ricaurte5 GASTOS 31.888.618 34.273.276 40.683.140 83.990.431 64.921.697 70.949.259 92.496.554

5101 SUELDOS Y SALARIOS 13.971.982 14.663.677 16.531.939 32.552.762 24.456.966 31.147.041 22.485.1605102 CONTRIBUCIONES IMPUTADAS 0 0 0 0 10.284.235 0 0

510203 Indemnizaciones 0 0 0 0 10.284.235 0 0

5103 CONTRIBUCIONES EFECTIVAS 2.632.610 2.871.418 3.100.080 6.855.199 5.356.004 6.779.094 4.979.204510302 Aportes a cajas de compensación familiar 360.366 380.195 406.080 901.893 684.315 863.415 640.644510303 Cotizaciones a seguridad social en salud 720.735 760.389 812.160 1.916.529 1.454.168 1.834.755 1.361.367510305 Cotizaciones a riesgos profesionales 571.674 661.537 701.669 1.415.646 1.169.846 1.490.679 1.055.263510307 Cotizaciones a entidades administradoras del régimen de ahorro

individual 979.836 1.069.297 1.180.171 2.621.131 2.047.674 2.590.245 1.921.9305104 APORTES SOBRE LA NÓMINA 450.459 475.243 507.600 1.127.367 855.395 1.079.268 800.8045111 GENERALES 7.639.837 9.824.674 13.902.860 34.591.803 20.146.894 27.676.413 16.720.959

511105 Gastos de organización y puesta en marcha 9.158 0 0 0 0 0 0511106 Estudios y proyectos 0 34.637 0 0 0 0 0511111 Comisiones, honorarios y servicios 4.896.599 6.121.694 7.723.779 14.537.554 8.251.985 12.044.485 7.908,345511114 Materiales y suministros 227.453 279.681 213.365 1.248.347 869.255 1.279.752 1.377.821511115 Mantenimiento 115.862 44.688 387.426 862.198 437.091 548.667 315.201511116 Reparaciones 0 0 971.654 105.756 72.528 178.326 151.358511117 Servicios públicos 1.314.459 1.693.074 1.815.195 6.605.992 4.783.959 4,542.219 1.879.907511119 Viáticos y gastos de viaje 113.194 403.289 662.468 3.017.383 2.465.129 2.537.237 2.661.821511120 Publicidad y propaganda 0 0 0 1.356.234 0 2,010.424 0511121 Impresos, publicaciones, suscripciones y afiliaciones 94.430 115.767 301.656 3.403.073 1.469.509 1.981.488 444.532511122 Fotocopias 105.428 72.537 129.868 178.347 136.695 59.234 130.310511123 Comunicaciones y transporte 145.008 114.798 144.818 450.302 279.155 827.752 945.621511125 Seguros generales 0 0 32.950 57.229 244.977 410.288 350.860511133 Seguridad industrial 0 0 0 0 0 73.784 0511146 Combustibles y lubricantes 0 4.750 2.850 0 6.923 5.452 2.618511149 Servicios de aseo, cafeteria, restaurante y lavandería 82.476 39.157 316.961 1.018.009 497.929 461.933 200.346511150 Procesamiento de información 0 0 0 0 110.818 0 0511155 Elementos de aseo, lavandería y cafeteria 14.288 0 66.950 184.689 184.532 172.705 32.344511159 Licendas y salvoconductos 0 0 0 0 0 0 100.960511190 Otros gastos generales 521.483 900.601 1.132.919 1.566.689 336.408 542.667 218.915

5120 IMPUESTOS, CONTRIBUCIONES Y TASAS 7.050.690 6.438.263 6.640.661 8.863.300 3.822.203 4.267.444 46.096.296512002 Cuota de fiscalizadón y auditaje 0 0 0 0 0 410.059 390.310512003 Contribución sobre transacdones finanderas 2.010.366 902.035 49.847 0 0 0 0512004 Contribución a las superintendencias 251.750 269.990 309.130 547.140 1.096.340 631.750 851.065512005 Contribución a las comisiones de regulación 222.216 243.778 251.225 701.858 518.097 599.761 488.899512009 Industria y comercio 1.024.189 1.130.310 1.342.160 2.380.950 0 0 0


mi

Sesión No.497

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA Pesos Corrientes2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010(1)

Flandes - G irardot - Ricaurte512012 Registro 237.880 248.710 264.860 643.566 538.009 276.689 31.098.170512023 Impuesto al patrimonio 3.304.290 3.643.440 3.229.430 0 0 0 0512024 Gravámenes a los movimientos financieros 0 0 1.194.008 4.589.787 1.669.758 2.349.185 13.164.418512090 Otros impuestos y contribudones 0 0 0 0 0 0 103.434

53 AMORTIZACIONES 143.040 0 0 0 0 0 1.414.132534507 Amortizaciones Licendas 143.040 0 0 0 0 0 111.714534508 Amortizaciones “Software* 0 0 0 0 0 0 1.302.418

7 COSTOS DE PRODUCCIÓN 81.789.397 74.882.150 64.656.813 101.148.797 139.610.588 111.962.213 51.361.3867505 SERVICIOS PERSONALES 0 0 0 1.297.532 10.605.300 4.365.693 3.599.482

750501 Sueldos da Personal 0 0 0 1.285.000 5.191.783 2.715.083 638.610750518 Vacaciones 0 0 0 0 189.241 424.157 0750523 Auxilio de Transporte 0 0 0 0 330.000 118.600 0750524 Cesantías 0 0 0 0 405.982 144.471 0750525 Intereses a las cesantías 0 0 0 12.532 15.804 2.889 0

750530 Capacitación, Bienestar Sodal y Estímulos 0 0 0 0 1.044.000 0 1.677.564750531 Dotación y Suministro a Trabajadores 0 0 0 0 266.700 227.175 0750535 Aportes a Cajas de Compensación Familiar 0 0 0 0 181.671 64.602 0750536 Aportes al ICBF 0 0 0 0 136.253 48.452 0750537 Aportes a Seguridad Social 0 0 0 0 386.051 137.279 0750538 Aportes al SENA 0 0 0 0 90.836 32.301 0750541 Costos Médicos y Drogas 0 0 0 0 15.000 0 0750544 Riesgos Profesionales 0 0 0 0 316.108 112.407 0750546 Contratos Personal Temporal 0 0 0 0 1.084.877 0 1.283.308750552 Prima de Servidos 0 0 0 0 405.980 144.471 0750568

Cotizadón a Sociedades Administradoras del Régimen de Ahorro Individual 0 0 0 0 545.014 193.806 0

7510 GENERALES 3.438.217 1.025.500 3.155.182 1.679.148 9.652.131 5.293.500 2.146.104751023 Publiddad y Propaganda 0 255.200 0 0 0 0 0751025 Fotocopias, Útiles de escritorio y papelería 190.200 300 600 2.000 132.900 436.170 134.043751026 Comunicaciones 3.500 0 12.750 0 0 0 0751037 Transporte, Fletes y Acarreos 1.328.410 376.200 1.437.432 1.363.050 7.044.863 4.118.230 1.551.761751090 Otros Costos Generales 1.916.107 393.800 1 .704.400 314.098 2.474.368 739.100 460.300

7540 ORDENES Y CONTRATOS DE MANTENIMIENTO Y REPARACIONES 24.980.141 19.610.087 8.948.444 24.562.597 72.066.817 45.203.875 11.530.679

754001 Mantenimiento de Construcciones y Edificadones 487.200 0 1.841.234 0 0 0 0754002 Mantenimiento Maquinaria y Equipo 747.579 448.000 522.000 0 0 0 0

754003 Mantenimiento de Equipo de Ofidna 0 0 0 0 0 0 0754004 Mantenimiento de Equipo Computación y Comunicación 0 928.000 0 0 1.330.133 127.600 0

754006 Mantenimiento Terrenos 336.000 0 291.600 891.867 0 0 0

754007 Mantenimiento Líneas, Redes y Ductos 23.409.362 18.234.087 6.293.610 23.670.730 70.736.684 45.076.275 11.530.6797542 HONORARIOS 112.000 0 599.999 122.400 4.060.000 12.963.058 2.020.294

754204 Avalúos 0 0 0 0 0 0 0


Sesión No.497

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA Pesos Corrientes2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010(1)

Flandes - Girardot-Ricaurte754207 Asesoría Técnica 112.000 0 599.999 122.400 0 11.223.058 2.020.294754290 Otros 0 0 0 0 4.060.000 1.740.000 0

7545 SERVICIOS PÚBLICOS 1.388.970 742.600 1.146.600 1.571.814 1.693.541 2.177.322 982.4097550 OTROS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 0 0 0 0 0 0 3.062.376

755004 Combustibles y Lubricantes 0 0 0 0 0 0 1.626.6517560 SEGUROS 23.183.425 17.222.116 9.836.148 h 27.529.809 3.513.953 3.195.777 1.435.725

756003 De Comente Débil 9.990.500 7.645.365 4.268.800 3.030.555 0 0 0756004 De Vida Colectiva 13.192.925 9.576.751 5.567.348 24.499.254 2.539.913 1.291.622 0756009 De Responsabilidad Civil y Extracontractual 0 0 0 0 974.040 1.904.155 1.435.725

7565 IMPUESTOS 8.713.019 13.264.888 16.356.100 18.222.917 7.829.077 2.715.072 0756502 De Timbre 8.713.019 13.264.888 16.356.100 18.222.917 7.829.077 2.715.072 0

7570 ÓRDENES Y CONTRATOS POR OTROS SERVICIOS 19.973.625 23.016.960 24.614.340 26162.580 30.189.769 36.047.916 28.020.042757002 Vigilancia 19.973.625 23.016.960 24.614.340 26.162.580 30.189.769 36.047.916 28.020.042

Total cuentas 5 y 7 - Pesos Corrientes 113.678.015 109.155.427 105.339.952 185.139.228 204.532.284 182.911.472 143.857.940Total cuentas 5 y 7 - Pesos Diciembre 2009 152.496.306 138.795.604 127.748.281 214.895.455 224.624.309 186.569.702 140.483.580

Fuente: Progasur, radicados CREG E-2010-009150, E-2010-009619, E-2010-010275.La información para el año 2010 corresponde para el período comprendido entre enero y septiembre.


SWi

Sesión No.497

Anexo 5. Conceptos a excluir de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOMg, declarados por Progasur para el gasoducto Neiva - Hobo

_______________________________________ Período Tarifario t-1_________________________________________________Concepto [1] Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Pesos de diciembre de 2009

Gastos asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados con los servicios prestados a otros agentes. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados a activos de conexión de otro agente o activos de conexión de usuarios siempre y cuando estos activos no estén en la base de inversión.

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados con servicios prestados a terceros. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados con la remuneración de la inversión de activos de terceros. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados con la reposición de activos. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Impuesto de renta. 89.352.000 87.503.000 133.644.000 108.461.565 106.934.152 106.037.524 28.613.051 30.152.276 28.981.323 20.797.433Pensiones de jubilación ya reconocidas. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como arrendamiento de infraestructura de transporte de gas, entre otras, y en general todo lo relacionado con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de transporte de gas natural.

0 11.357.500 12.809.564 10.973.982 11.878.128 6.701.357 725.837 3.207.313 5.162.116 2.429.796

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

0 327.959.744 520.717.794 552.832.917 594.040.603 624.162.020 600.353.072 600.910.168 618.043.770 689.001.178

Multas y penalizaciones. 0 0 3.000 0 0 83.430 0 90.451 0 0

Gastos por concepto de compresión asociada al sistema de transporte. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos por concepto de corridas con raspador inteligente. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gastos de AOM asociados a puntos de entrada y salida no incluidos en los cargos de transporte del Período Tarifario

0 29.930.263 5.511.447 15.465.473 4.979.046 18.530.573 3.653.943 152.257.806 72.682.816 19.001.751

Total 89.3S2.000 456.750.507 672.685.805 687.733.937 717.831.927 755.514.904 633.345.903 786.618.015 724.870.025 731.230.158

[1] Conceptos de acuerdo con lo establecido en el literal b del numeral 8.1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Fuente: Progasur, radicados CREG E-2010-009150, E -2010-009619, E-2010-010275


Sesión No.497

Anexo 6. Conceptos a excluir de los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOMg, declarados por Progasur para el gasoducto Flandes - Girardot - Ricaurte

Período Tarifario t-1Concepto [1] Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Pesos de diciembre de 2009

Gastos asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio. 0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados con los servicios prestados a otros agentes. 0 0 0 0 0 0 0Gastos asociados a activos de conexión de otro agente o activos de conexión de usuarios siempre y cuando estos activos no estén en la base de inversión.

0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados con servicios prestados a terceros. 0 0 0 oH 0 0 0Gastos asociados con la remuneración de ¡a inversión de activos de terceros. 0 0 0 0 0 0 0

Gastos asociados con la reposición de activos. 0 0 0 0 0 0 0Impuesto de renta. 25.441.602 25.083.319 24.873.000 22.165.760 16.453.165 16.170.321 '12.434.905Pensiones de jubilación ya reconocidas. 0 0 0 0 0 0 0Erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como arrendamiento de infraestructura de transporte de gas, entre otras, y en general todo lo relacionado con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de transporte de gas natural.

525.341.755 625.207.322 616.212.245 619.328.418 110.616.465 6.914.811

5.868.254

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

1.563.446 2.461.073 6.807.763 4.219.902 3.263.012 11.998.214141.445.746

Multas y penalizaciones. 0 0 19.570 0 49.357 0 0

Gastos por concepto de compresión asociada al sistema de transporte. 0 0 0 0 0 0 0

Gastos por concepto de corridas con raspador inteligente. 0 0 0 0 0 0 0

Gastos de AOM asociados a puntos de entrada y salida no incluidos en los cargos de transporte del Periodo Tarifario 3.627.704 1.167.924 2.744.090 3.562.677 79.683.014 42.429.404 11.716.462

Total 555.974.506 653.919.639 650.656.668 649.276.757 210.065.013 77.512.751 171.465.368

[1] Conceptos de acuerdo con lo establecido en el literal b del numeral 8.1 de la Resolución CREG 126 de 2010. Fuente: Progasur, radicados CREG E-2010-009150, E-2010-009619, E-2010-010275


- 0 #

Sesión No.497

Anexo 7, Evaluación Programa de Nuevas Inversiones, PNItTramo o grupo de

gasoductos 1 Proyecto Descripción del proyecto

■ - - — o - — - - - — ---- ■ -------------- --- ---------- ------------- — ---------------------------- , . ■ - ■ L

Evaluación CREGInversión a

incluir en PNIt (Año 1 a Año 5)

AOM del (PNIt (Año 1 a Año 5)

USD de die. 2009 USD de die. 2009

Total 52.245 551.249

Neiva - Hobo 52.245 281.862

proyecto [1] Cromatógrafo Gasoducto Neiva - Hobo Gasto de AOM para efectos regúlatenos. Hace parte de materiales e insumos necesarios para operación y mantenimiento - 178.286

Proyecto [2]Telemetría a rectificadores Sistema de Protección Catódica

Gasto de AOM para efectos regulatorios. Hace parte de materiales e insumos necesarios para operación y mantenirrianto - 16.098

Proyecto [3] Perforación Dirigida Cruce Rio NeivaLa empresa ndica que el proyecto se requiere porque el cruce subfluvial requiere ser reemplazado. La metodología no contempla la modificación del valor eficiente reconocido por activos de transporte, durante su vida útil

- -

Proyecto [4]Sistema SCADA entrada gasoducto Neiva - Hobo

Gasto de AOM para efectos regulatorios. Hace parte de materiales e insumos necesarios para operación y mantenimiento - 44.232

FToyecto [5]Trampa de raspadores entrada gasoducto Neiva- Hobo

Se considera que esta inversión contribuye a mantener la htegridad y seguridad del sistema.

52.245 -

Proyecto J6JLegalización servidumbres totalidad gasoducto Neiva - Hobo

La valoración de los activos reconocidos por la CREG, en los cargos regulados de transporte de gas, incluye todos los costos eficientes en los que el agente incurre para instalar y poner en opa-ación el respectivo activo.De acuerda con lo anterior, los costos por concepto de servidunóre de aquellos activos que hacen parte de la inversión existente, IB-1, ya están incluidos en el valor reconocido de IB-1.

-

Proyecto [71 Telemetría llegada gasoducto Gasto de AOM para efectos regulatorios. Hace parte de materiales e insumos necesarios para operación y mantenimiento - 16.098

Proyecto [8]Integración de Cromatógrafo a Centro de Control

Gasto de AOM para efectos regulatorios. Hace parte de materiales e Insumos necesarios para operación y mantenimiento - 9.715

Proyecto |9) Actualización Software Telemetría y ScadaGasto de AOM para efectos regulatorios. Hace parte de materiales e insumos necesarios para operación y mantenimiento - 17.433

Proyecto [10]Cambio tramo tubería 6’’ por 8" inicio gasoducto

B cambio de tubería se considera reemplazo de infraestructura existente. Regulatoriamente no se efectúan modificaciones al monto de las inversiones existentes, ocasionadas por reemplazos de activos propios de la operación antes de concluir su Vida Útil Normativa (Parágrafo 1 del artículo 14 de la Resolución CFiEG 126 de 2010).

- -

Elandes- Girardot - Ricaurte - 269.387

Proyecto [1]feterretria rectificadores Sistema Protección Catódica - 16,098

Proyecto [2] Sistema de Telemetría Ricaurte - 15.850

Proyecto [3]

Proyecto [4]

Sistema Scada Gasoducto Flandes - Ricaurte

Cromatógrafo gasoducto Flandes - Girardot

Gasto de AOM para efectos regulatorios. Hace parte de materiales e insumos necesarios para operación y mantenimiento .

32.005

178.286

Proyecto [5] Integración Cromatógrafo Centro de Control - 9.715

Proyecto [6] Actualización Software Telemetría y Scada - 17.433

D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S A E.S.P.675

Sesión No.497

Anexo 8. Gastos auditados de AOM del período tarifario t-1

AñoTramo o grupo de

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 [1]Col. $ de diciembre de 2009

Neiva - Hobo


1.041.443.133 958.358.790 1.285.460.942 1.222.844.635

851.571.589

1.192.248.893 1.267.167.441

925.489.378 877.565.213

948.799.082

916.446.974

1.174.099.539

422.889.243

1.051.477.611

260.424.223

1.438.363.829

302.804.389Total 1.041.443.133 958.358.790 1.285.460.942 2.074.416.224 2.117.738.271 2.144.732.655 1.865.246.056 1.596.988.782 1.311.901.834 1.741.168.218Fuente: Páez y Asociados Auditores y Consultores, radicado CREG E-2011-0002049.

[1] Información auditada de enero a septiembre y proyectada de octubre a dicientre.

676D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S A . E.S.P. ^

Sesión No.497

Anexo 9. Valor auditado de los conceptos a excluir de los gastos de AOM del período tarifario t-1

Añoi ram o o grup o we

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 [1]Col. $ de diciembre de 2009

Neiva - Hobo 706.746.606 652.500.724 902.458.926 874.565.036 870.616.606 877.006.035 695.609.799 802.350.375 724.870.025 975.723.035

Flandes - Girardot - Ricaurte_ _ _ 707.011.590 793.101.108 755.285.993 713.106.808 214.266.313 77.512.751 142.005.402

Total 706.746.606 652.500.724 902.458.926 1.581.576.626 1.663.717.715 1.632.292.027 1.408.716.607 1.016.616.688 802.382.776 1.117.728.437Fuente: Páez y Asociados Auditores y Consultores, radicado CREG E-2011-0002049.

[1] Información auditada de enero a septiembre y proyectada de octubre a diciembre.


gíT

Anexo 10. Valores de AOMgt.i

A ñ o

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 [1] A O M g t-1Col. $ de diciembre de 2009

Nava - Hobo 334.696.528 305.858.066 383.002.016 348.279.599 321.632.287 390.161.407 253.189.283 371.749.164 326.607.586 462.640.794 349.781.673

Flandes - Girardot - Ricaurte _ _ _ 144.559.999 132.388.270 122.279.221 203.340.167 206.622.930 182.911.472 160.798.987 164.985.864T o ta l 334.696.528 305.858.066 383.002.016 492.839.598 454.020.557 512.440.628 456.529.449 580.372.094 509.519.058 623.439.781 514.767.537Fuente: Páez y Asociados Auditores y Consultores, radicado CRB3 E-2011-0002049.

[1] Información auditada de enero a septiembre y proyectada de octubre a dicierrfcre.


3Wf

Sesión No.497

Anexo 11. Valores de AOMrt-i

AñoTramo o grupo de

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 AOMrt-1Col. $ de diciembre de 2009

Neiva - Hobo


465.065.725 473.152.066 476.464.263 479.414.999

210.349.588

482.993.818

210.971.707

487.288.401 487.288.401

211.876.607 212.264.858

487.288.401

212.289.315

487.288.401

202.331.358

487.288.401

212.362.685

481.353.288

210.349.446Total 465.065.725 473.152.066 476.464.263 689.764.587 693.965.525 699.165.008 699.553.259 699.577.716 689.619.759 699.651.086 691.702.733Fuente: Resoluciones CREG 014 de 2001 y 059 de 2003

D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR SA. E.S.P.679

3 #

Sesión No.497

Anexo 12. Gastos de AOM asociados a la inversión existente, AOMt

Neiva - HoboFlandes - Girardot -

Ricaurte Total


Año 1 415.567 .480 187.667.655 603.235.135

Año 2 415.567 .480 187.667.655 603.235.135

Año 3 415.567 .480 187.667.655 603.235.135

Año 4 415.567 .480 187.667.655 603.235.135

Año 5 415.567 .480 187.667.655 603 .235 .135

Año 6 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 7 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 8 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 9 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 10 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 11 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 12 415.567 .480 187.667.655 603.235.135

Año 13 415.567 .480 187.667.655 603.235.135

Año 14 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 15 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 16 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 17 41 5 .567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 18 415.567 .480 187.667.655 603.235.135

Año 19 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Año 20 415.567 .480 187.667.655 603.235 .135

Fuente: Cálculos CREG


Sesión No.497

Anexo 13. Reconocimiento de gastos de AOM asociados a nuevas inversiones en elsistema de transporte de gas natural

En este anexo se presentan los análisis realizados para evaluar la eficiencia de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) asociados a las inversiones del programa de nuevas inversiones.

1. Antecedentes

En los numerales 8.4 y 8.5 de la Resolución CREG 126 de 2010 se estableció la metodología para evaluar los gastos de AOM asociados a las nuevas inversiones en sistemas de transporte de gas natural, sean del programa de nuevas inversiones o inversiones en aumento de capacidad:

"8.4 Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a nuevos proyectos. Los gastos de administración, operación y mantenimiento asociados al PNI - AOMtPNI - y aquellos asociados a las IAC - AOMpit - se determinarán de la siguiente manera:

8.4.1. Gastos de administración, operación y mantenimiento asociados al PNI - AOMtPNIAOAff;ví. Para la estimación de esta variable se aplicará ei siguiente procedimiento:

a) El transportador declarará a la CREG los gastos de AOM asociados a los proyectos del Programa de Nuevas Inversiones para cada Año del Horizonte de Proyección, por tramo o grupo de gasoductos, exceptuando los gastos a los que se hace referencia en el numeral 8.5 de la presente Resolución.

b) La Comisión evaluará la eficiencia de los gastos indicados en el literal anterior, utilizando la mejor información disponible. Los valores resultantes de esta evaluación corresponderán a la variable AOM)PNI.

8.5. Otros gastos de administración, operación y mantenimiento - OAOMt-Corresponderán a la suma de los gastos en compresión asociada al sistema de transporte - GCt, corridas con raspador inteligente - GCRt, Gas de Empaquetamiento - GGEt - y terrenos e inmuebles - GTIt, como se dispone a continuación:

( . . . ) ”

De acuerdo con la literatura sobre la materia, los modelos más utilizados para evaluar el desempeño de las empresas de transporte de gas por ductos, medido en términos de la eficiencia de los gastos de AOM, son los de frontera estocástica y análisis envolvente de datos. Los principales obstáculos para la utilización de estos modelos radican en el número limitado de empresas de transporte y en la asimetría de información entre el regulador y las empresas.

Las variables utilizadas en la aplicación de dichos modelos de eficiencia son, por un lado los gastos de AOM, y por el otro variables como la longitud de los gasoductos, inversión en activos, ingresos del transportador, capacidad del sistema de transporte o de compresión, cantidad de gas transportado, etc.

681D-0B7-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S.A. E.S.P.

Sesión No.497

Para evitar posibles problemas asociados al tamaño de la muestra, se optó por incluir un conjunto de empresas internacionales, para lo cual fue necesario verificar que las empresas incluidas tuvieran ciertos atributos que las hicieran similares a las empresas locales. De esta manera se pudo comparar la información de las empresas internacionales con la información de las empresas colombianas.

En cuanto a la información de empresas internacionales, la fuente más útil sigue siendo la Federal Energy Regulatory Commission - FERC, ente regulador de la industria de los Estados Unidos de América, por la rigurosidad con que las empresas le deben reportar la información y la cantidad de años para los que está disponible.

2. Gastos de AOM asociados al programa de nuevas inversiones

Para evaluar los gastos de AOM asociados al programa de nuevas inversiones, se recopiló información de gastos de AOM, inversiones, longitud de gasoductos y gas transportado de sistemas de transporte de Colombia y de los Estados Unidos de América. Para el caso de las empresas de los Estados Unidos de América se tomó la información de los años 2005 a 2010, con el fin de verificar la consistencia de la información.

A continuación se describe la información consultada en la página web de la FERC, www.ferc.qov. y se explican los criterios utilizados para la selección de la muestra. Es de observar que en la página web de la FERC se encuentra información de empresas que desarrollan, además de la actividad de transporte de gas, las demás actividades de la cadena, como producción, almacenamiento, distribución y comercialización.

Información consultada

En el formato F2_317_GAS_OP_MAINT, gastos de operación y mantenimiento, se presenta el detalle de los gastos por actividad, del cual se pueden extraer las siguientes líneas:

Código Descripción9700 TOTAL Production Expenses

17700 TOTAL Natural Gas Storage20100 TOTAL Transmission Expenses22900 TOTAL Distribution Expenses23700 TOTAL Customer Accounts Expenses24400 TOTAL Customer Service and Information Expenses25100 TOTAL Sales Expenses27000 TOTAL Administrative and General Expenses27100 TOTAL Gas O&M Expenses

Fuente: tomado de www.ferc.qov el día 13 de abril de 2011

Como se puede observar, los gastos generales y administrativos de todas las actividades se presentan en una sola línea, por lo que tales gastos deben ser distribuidos entre las diferentes actividades en aquellas empresas integradas verticalmente.Entrando al detalle de las cuentas de gastos de transmisión (línea 20100), se tiene:


http://www.ferc.qov

http://www.ferc.qov

Sesión No.497

Código Descripción17800 3. TRANSMISSION EXPENSES17900 Operation18000 850 Operation Supervision and Engineering18100 851 System Control and Load Dispatching18200 852 Communication System Expenses18300 853 Compressor Station Labor and Expenses18400 854 Gas for Compressor Station Fuel18500 855 Other Fuel and Power for Compressor Stations18600 856 Mains Expenses18700 857 Measuring and Regulating Station Expenses18800 858 Transmission and Compression of Gas by Others18900 859 Other Expenses19000 860 Rents19100 TOTAL Operation (Total of lines 180 thru 190)19200 Maintenance19300 861 Maintenance Supervision and Engineering19400 862 Maintenance of Structures and Improvements19500 863 Maintenance of Mains19600 864 Maintenance of Compressor Station Equipment19700 865 Maintenance of Measuring and Regulating Station Equipment19800 866 Maintenance of Communication Equipment19900 867 Maintenance of Other Equipment20000 TOTAL Maintenance (Total of lines 193 thru 199)20100 TOTAL Transmission Expenses (Total of lines 191 and 200)

Fuente: tomado de www.ferc.aov el día 13 de abril de 2011

De la anterior información se identificaron los gastos correspondientes a la compresión:

Código Descripción18300 853 Compressor Station Labor and Expenses18400 854 Gas for Compressor Station Fuel18500 855 Other Fuel and Power for Compressor Stations18800 858 Transmission and Compression of Gas by Others19600 864 Maintenance of Compressor Station Equipment


En cuanto a la información de inversiones en planta (activos), en el formato F2_204_GAS_PLANT_IN_SRV se presentan los siguientes totales:

Código Descripción500 TOTAL Intangible Plant

2700 TOTAL Production and Gathering Plant3800 TOTAL Products Extraction Plant5700 TOTAL Underground Storage Plant6900 TOTAL Other Storage Plant8100 TOTAL Nat'l Gas Storage and Processing Plant9200 TOTAL Transmission Plant

10900 TOTAL Distribution Plant12400 TOTAL General Plant12900 TOTAL Gas Plant In Service



m t

http://www.ferc.aov

http://www.ferc.qov

http://www.ferc.qov

Sesión No.497

Para la actividad de transporte (línea 9200) se tiene el siguiente desglose:

■Código Descripción8200 TRANSMISSION PLAN8300 365.1 Land and Land Rights8400 365.2 Rights-of-Way8500 366 Structures and Improvements8600 367 Mains8700 368 Compressor Station Equipment8800 369 Measuring and Regulating Station Equipment8900 370 Communication Equipment9000 371 Other Equipment9200 TOTAL Transmission Plant

Fuente: tomado de www.ferc.aov el día 13 de abril de 2011

En el formato F2_514_TRANS_LINES las empresas reportan las longitudes de los gasoductos, y en el formato F2_520_NAT_GAS las cantidades de gas recibido y entregado en el sistema de transporte. Para el análisis se tomó la información del gas entregado por el transportador.

La información extractada de la página web de la FERC corresponde a gastos de operación y mantenimiento de transporte, inversión en planta de transporte, gas transportado y entregado y longitud de los gasoductos. Esta información está disponible para 135 empresas. Sin embargo, la historia para cada una de ellas no abarca todo el período analizado.

Una vez recopilada la información para el rango de años descrito anteriormente, el siguiente paso consistió en definir la muestra de las empresas a considerar en el análisis de los gastos de AOM, tal como se describe en el siguiente aparte.

Criterios de selección de la muestra

Para seleccionar la muestra de empresas se tuvieron en cuenta los siguientes criterios:

• Las variables previamente mencionadas debían estar disponibles para todos los años del período 2005 a 2010.

• Al menos el 95% de las inversiones en planta total, sin considerar la planta general o administrativa, debía corresponder a inversiones en planta de transporte

• Las empresas seleccionadas no debían tener inversiones y gastos asociados a compresión, o los mismos debían ser sustraídos de la inversión en planta y de los gastos de AOM.

• Los sistemas de transporte seleccionados debían tener longitudes menores de 4000 km.

• No debían tener tramos offshore.


http://www.ferc.aov

Sesión No.497

Análisis de la información

Se descartó la utilización de modelos de frontera estocástica y análisis envolvente de datos en la medida en que no fue posible construir modelos consistentes de este tipo. Como alternativa de análisis se utilizó la herramienta diagrama de caja (box plot), la cual se empleó para analizar la distribución de los datos de la muestra internacional, para cada uno de los años con información. Este mecanismo permite definir la distribución general de las variables y establecer los valores atípicos de la muestra de empresas. En la sección 3 de este anexo se presenta una descripción de la metodología diagrama de caja y los resultados de su aplicación.

Con base en los resultados obtenidos con la herramienta diagrama de caja, para la variable AOM/Inversión, se determinó que el valor más consistente en la comparación de las distribuciones es la mediana, la cual tiene un comportamiento homogéneo a través de los seis años analizados. Este es, además, el valor que menos se afecta por los datos atípicos (caso contrario al promedio aritmético). En la siguiente tabla, se resumen los resultados de la herramienta diagrama de caja para la variable AOM/Inversión:

AÑO Mínimo Máximo Primer íuartil (Q l) Mediana Tercer Cuartil (Q3) Promedio

2005 0.0082 0.1697 0.0201 0 .0 3 7 0 0 .0 632 0 .0 5 0 4

2006 0 .0 120 0.2293 0.0183 0.0428 0.0807 0.0576

2007 0.0105 0.3011 0.0227 0.0393 0.0771 0.0635

2008 0.0105 0.2015 0.0265 0.0418 0.0733 0.0615

2009 0.0090 0.2921 0.0246 0.0408 0.0701 0.0617

20 10 0.0099 0 .2 618 0.0265 0 .0 427 0 .0 670 0.0673

Basándose en los anteriores resultados, se tomó como valor aceptable para la variable Gastos AOM/Inversión en transporte, el promedio de las medianas, es decir el valor de 4.07%. Este valor será el máximo a reconocer para los gastos anuales de AOM conrespecto al monto de las inversiones en infraestructura de transporte de gas.

3. Metodología diagrama de caja

¿Qué es el box plot y qué medidas se usan en su construcción?

Es un gráfico representativo de las distribuciones de un conjunto de datos. En su construcción se utilizan cinco medidas descriptivas de la información, a saber: mediana, primer cuartil, tercer cuartil, valor máximo y valor mínimo.

¿Qué información muestra?

Esta presentación visual muestra al mismo tiempo información sobre la tendencia central, dispersión y simetría de los datos de estudio. Además, permite identificar con claridad y de forma individual, observaciones que se alejan de manera poco usual del resto de los datos. A estas observaciones se les conoce como valores atípicos.

Por su facilidad de construcción e interpretación, permite también comparar a la vezvarios grupos de datos sin perder información ni saturarse de ella.


Sesión No.497

Partes del box plot

El nombre original del gráfico introducido por Jhon Tukey en 1977 es Box and Whisker Plot, es decir, diagrama de caja y bigote. El gráfico consiste en un rectángulo (caja), de cuyos lados se derivan dos segmentos, llamados bigotes. Las partes del box plot se identifican como sigue:

1. Límite superior: es el extremo superior del bigote. Las observaciones por encima de este límite se consideran atípicas.

2. Tercer cuartil (Q3): por debajo de este valor se encentran como máximo el 75% de las observaciones.

3. Mediana: coincide con el segundo cuartil. Divide a la distribución en dos partes iguales. De este modo, 50% de las observaciones están por debajo de la mediana y 50% está por encima.

4. Primer cuartil (Q1): por debajo de este valor se encuentra como máximo el 25% de las observaciones.

5. Límite inferior: es el extremo inferior del bigote. Las observaciones por debajo de este valor se consideran atípicas.

6. Valores atípicos: observaciones que están apartadas del cuerpo principal de datos.

7. Media aritmética: es lo que tradición al mente se conoce como promedio. Originalmente no forma parte del box plot. Sin embargo, se considera su inclusión para efectos de comparación.


Sesión No.497

O

-----------1

- - 2

- - 3

- - 4

- - 5

y e

¿Cómo se interpreta?

Se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones a la hora de interpretar el boxplot:

• Mientras más larga la caja y los bigotes, más dispersa es la distribución de datos.

• La distancia entre las cinco medidas descritas en el box plot (sin incluir la media aritmética) puede variar. Sin embargo, la cantidad de elementos entre una y otra es aproximadamente la misma. Entre el límite inferior y Q1 hay igual cantidad de observaciones que de Q1 a la mediana, de ésta a Q3 y de Q3 al límite superior. Se considera aproximado porque pudiera haber valores atípicos, en cuyo caso la cantidad de elementos se ve levemente modificada.

• La línea que representa la mediana indica la simetría. Si está relativamente en el centro de la caja la distribución es simétrica. Si por el contrario se acerca al primer o tercer cuartil, la distribución pudiera ser sesgada a la derecha (asimétrica positiva) o sesgada a la izquierda (asimétrica negativa) respectivamente. Esto suele suceder cuando las observaciones tienden a concentrase más hacia un punto de la escala.

• La mediana puede inclusive coincidir con los cuartiles o con los límites de los bigotes. Esto sucede cuando se concentran muchos datos en un mismo punto. Pudiera ser éste un caso particular de una distribución sesgada o el caso de una distribución muy homogénea.


7 -----------

Sesión No.497

Sobre la construcción de los límites y los valores atípicos

Tukey (1977) sugiere una regla sencilla para determinar los límites de los bigotes. Tomando en cuenta que el Rango Intercuartílico (Rl) es la diferencia entre el Tercer y el Primer Cuartil, existen límites interiores y límites exteriores. Los primeros son barreras hasta las cuales se “permiten” datos de la muestra, por estar muy cerca del resto. Estos son los límites que definen los extremos de los bigotes. De sobrepasar esta barrera se le considera valor atípico. Los segundos límites indican cuándo un dato se aleja en exceso del resto y, siendo también atípico, se le considera fuera del límite exterior permitido y se dice que es aún más atípico.

Se construyen así:

Límite interior inferior = Límite del bigote inferior = Q1 -1 ,5RI Límite interior superior = Límite del bigote superior = Q3 + 1,5RI Límite exterior inferior = Q1 - 3RI Límite exterior superior = Q3 + 3RIFuente: http://www. cesma. usb. ve/~npena/estadistica_ 1/BOXPLOT-ayudaenlinea4.htm

A continuación se presentan los resultados de la aplicación de la herramienta box plot a la variable AOM de transporte sobre la Inversión en planta de transporte:

A O M 2005 /

Planta2005

M edia 0.0504 25th Pct 0.0201

SD 0.0433 50th Pct 0.0169

M ediana 0.0370 75th Pct 0.0262

Q l 0.0201 Low er Sup 0.0119

Q3 0.0632 Upper Inf 0.0646

M ín im o

M axim o

25th Pct

50th Pct

75th Pct

Min

Max

Rango

Intercuartílico

Lower Sup

Lower Inf

Upper Inf

UpperSup

0.0082

0.1697

0.02010.0169

0.0262

0.02010.1065

0.0431

0.0445

-0.1091

0.1278

0.1493

AOM2005/Planta2005

688D-087-11 CARGOS DE TRANSPORTE DE GAS PARA PROGASUR S A. E.S.P.

-Bfft

http://www

Sesión No.497

AOM2006/Planta20

M edia 0.0576 25th Pct 0.0183

SD 0.0525 50th Pct 0.0246

M ediana 0.0428 75th Pct 0.0379

Q l 0.0183 Lower Sup 0.0063

Q3 0.0807 U p p e r Inf 0.0936

M ín im o 0.0120 «-

M axim o 0.2293

25th Pct 0.0183

50th Pct 0.0246-------------- -------------------------

75th Pct 0.0379

M in 0.0183 (_ 1 AOM2Q06/Planta2006Max 0.1486

Rango------------------------------------------------- --------------------------

In tercuartílico 0.0624

Lower Sup -0.0753

Low er In f -0.1690 f___________ |____________|____________ t____________

U p p er In f 0.17430,00 0,05 0,10 0,15 0,20

U pperS up 0.2055____________________________________________________________________________

A O M 2007/

Planta2007

M edia 0.0635 25th Pct 0.0227

SD 0.0642 50th Pct 0.0167

M ediana 0.0393 75th Pct 0.0378

Q l 0.0227 Lower Sup 0.0121

Q3 0.0771______________Upper Inf__________0.0817_____________________________________

M ín im o 0.0105

M axim o 0.3011

25th Pct 0.0227

50th Pct 0.0167 ___ _________

75th Pct 0.0378

M in 0.0121 i— 1 AOM2007/Planta2007Max 0.2240

Rango ------ ---------------

In tercuartilico 0.0545

Low er Sup -0.0591

Lower In f -0.1408 <-------------------- 1-------------------- 1--------------------■----------------------

Upper Inf 0.1588 o,00 0,05 0,10 0,15 0,20UpperSup 0.1861-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


Sesión No.497

AOM2008/Planta2008

M edia 0.0615 25th Pct 0.0265

SD 0.0499 50th Pct 0.0152

M ediana 0.0418 75th Pct 0.0316

Q l 0.0265 Lower Sup 0.0161

Q3 0.0733 U p p e rInf 0.0702

M inim o

M axim o

25th Pct

50th Pct

75th Pct

M in

Max

Rango

Intercuartílico Low er Sup

Low er Inf

U pper Inf

UpperS up

0.0105

0.2015

0.0265

0.0152

0.0316

0.0161 AOM2008/Planta20080.1282

0.0468

-0.0437

0.1139

0.14350.1669

A O M 2009 /

Planta2009

M edia 0.0617 25th Pct 0.0246

SD 0.0598 SOthPct 0.0162

M ediana 0.0408 75th Pct 0.0292

Q l 0.0246 Lower Sup 0.0156

Q3 0.0701 U pper In f 0.0682

M inim o

M axim o

25th Pct

50th Pct

75th Pct

Min

Max

Rango

Intercuartilico

Lower Sup

Lower Inf

U p p er Inf

UpperSup

0.0090

0.29210.0246

0.0162

0.0292

0.0156

0.2220

0.0455

0.0436

0.1118

0.1383

0.1611

AOM2009/Planta2009


m t

Sesión No.497

AOM 2010/Planta2010

M edia 0.0673 25th Pct 0.0265

SD 0.0669 50th Pct 0.0161

M ediana 0.0427 75th Pct 0.0243

Q l 0.0265 Lower Sup 0.0166

Q3 0.0670 Upper Inf 0.0607

M in im o

M axim o

25th Pct

50th Pct

75th Pct

M in

Max

Rango

Intercuartilico

Lower Sup

Lower Inf

U pper Inf

UpperSup

0.0099

0.26180.0265

0.0161

0.0243

0.0166

0.1949

0.0404

-0.0341

-0.0948

0.12760.1479

0.0607

AOM2010/Planta2010


8 f f t

Sesión No.497

Anexo 14. Gastos de AOM asociados al PNIt


Valor Proyectos Valor Proyectos de AOM = A de Inversión = B

[4% de A+B] = C I1]

V a lo ren pesos [A]'TRW = D

V a lo ren pesos [C]*TRM = E

A ño l = DÍ5 + E Año2 = CV5 + E Año3 = Cy5 + E Año4 = Dl,5 + E Año5 = D̂ 5 + E Año6 = E Año? = E Año8 = E Año9 “ E Año10 = E

USD Die. 2009 USD Die. 2009 Col. $ de die. 2009 Col. $ de die. 2009 Col. $ de diciembre de 2009

Neiva - Hobo 281.862 52.245 13.598 576.190.751 27.797.756 143.035.906 143.035.906 143.035.906 143.035.906 143.035.906 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756

Flandes - G ira rd o t- Ricaurte 269.387 10.964 550.688.982 22.413.042 132.550.838 132.550.838 132.550,838 132.550.838 132.550.838 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042

Total 551.249 24.582 1.126.879.733 50,210,797 275.586,744 275.586.744 275.586.744 275.586.744 275.586.744 50.210.797 50.210.797 50.210.797 50,210,797 50.210.797


Valor Proyectos Valor Proyectos de AOM = A de Inversión = B

[4% de A+B] = C[1]

V alo ren pesos [A]‘TRM = D

V a lo ren pesos [C]*TRM = E

Año11 = cys + EAfio12 = DÍ5 + EAñolS = CV5 + EAño14 = D/5 + EAño15 = EYS + E Año16 = E Año17 = E Año18 = E Año19 = E Afio20 = E

USD Die. 2009 USD Die. 2009 Col. $ de die. 2009 Col. $ de die. 20D9 Col. $ de dicieiíbre de 2009

Neiva - Hobo 281.862 52.245 13.598 576.190.751 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756 27.797.756

Flandes - Girardot- Ricaurte 269.387 - 10.964 550.688.982 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042 22.413.042

Total 551.249 24.582 1.126.879.733 50.210,797 50^10.797 50 0.797 50.210.797 50.210.797 50.210.797 60.210.797 50.210.797 50.210.797 50,210,797 50.210.797

Fuente: Cálculos CREG

[1J Corresponde a los proyectos evaluados en el Anexo 5


3^f

Sesión No.497

Anexo 15. Precio para valorar el gas de empaquetamiento, PGEt

En el numeral 8.5.3 de la Resolución CREG 126 de 2010 se establece una metodología para valorar el gas de empaquetamiento incorporando precios de mercado, como se indica a continuación:

“La CREG calculará el precio para valorar el Gas de Empaquetamiento - PGEt -

utilizando la siguiente ecuación:

Donde:

lPGE. =

QTS - QTr

: j

r=i ?• = !

PGEt-. Precio para valorar el Gas de Empaquetamiento correspondiente alPeríodo Tarifario t, expresado en dólares de la Fecha Base por MBTU.

QTS: Suma de las cantidades de gas natural contratadas en firme a través delas i subastas. Esta cifra se expresará en MBTUD.

QTyi Suma de las cantidades de gas natural contratadas en firme yprovenientes de los campos de producción. Se tomará como referencia la información de contratos más reciente reportada por los productores a la autoridad competente. Esta cifra se expresará en MBTUD.

Ps-. Precio resultante de la subasta s-, expresado en dólares de la FechaBase por MBTU. Cuando en una subasta haya múltiples productos y múltiples precios, será el resultado de ponderar ios precios resultantes de la subasta por las cantidades de cada producto.

Q.i Cantidad de gas natural contratada en la subasta s, expresada enMBTUD.

Pr ; Precio regulado del campo r, expresado en dólares de la Fecha Basepor MBTU, vigente al momento de la aprobación de los cargos regulados de transporte.

Qy-. Cantidad de gas natural proveniente del campo r, contratada en firme yexpresada en MBTUD. Se tomará como referencia la información de contratos más reciente reportada por los productores a la autoridad competente.


Sesión No.497

Subasta realizada en el marco de la Resolución CREG 095 de 2008, o aquellas que la modifiquen o complementen.

r : Campo de producción de gas natural con precio regulado.

i: Número de subastas realizadas en el marco de la Resolución CREG 095 de 2008 o aquellas que la modifiquen o complementen, durante los tres (3) años anteriores a la aprobación de los cargos regulados de transporte.

Número de campos de producción de gas natural con precio regulado.

Los precios se actualizarán a la Fecha Base utilizando el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPU0531). Para estos efectos se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo”.

Para aplicar esta metodología, y a la fecha de elaboración de este documento, en los archivos de la Comisión se dispone de ¡a siguiente información:

Qr = 667.753 MBTUD (Suma de contratos de La Guajira para el mes de junio de 2011)Pr = 5,81 USD/MBTU (agosto de 2011)Pr = 6,19 USD/MBTU (diciembre de 2009) [indexado con serie ID: WPU0531 disponible agosto 2 de 2011, ver Anexo 2]

Qs1 = 40.600 MBTUDPs1 =4,73 USD/MBTU Gulio 2010)Ps1 = 4,72 USD/MBTU (diciembre de 2009) [indexado con serie ID: WPU0531]

Qs2 = 32.821 MBTUDPs2 =6,14 USD/MBTU (diciembre 2009)

Al aplicar la fórmula de la metodología se obtiene que el precio del gas, PGE,, es de 6,105 USD/MBTU (cifras a diciembre de 2009)


CARGOS REGULADOS PARA LOS GASODUCTOS...

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