CREG - Resolución 0107 de 2017

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(julio 24) Diario Oficial No. 50.353 de 11 de septiembre de 2017 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS <NOTA DE VIGENCIA: Resolución derogada por el artículo 33 de la Resolución 102-8 de 2022> Por la cual se establecen los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Doctrina Concordante LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, en ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los

decretos 1523 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y CONSIDERANDO QUE: Uno de los fines de la intervención en los servicios públicos es la prestación continua e ininterrumpida de estos. Conforme al artículo 11 de la Ley 142 de 1994, es obligación de quienes prestan servicios públicos, asegurar que los mismos se prestan de forma continua y eficiente. De acuerdo con el numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria. Es derecho de todas las empresas, construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para prestar los servicios públicos, para lo cual cumplirán con los mismos requisitos exigidos por la ley a todos los prestadores, como lo garantiza el artículo 28 de la Ley 142 de 1994. Las personas jurídicas que produzcan para ellas mismas, o como consecuencia o complemento de su actividad principal, los bienes y servicios propios del objeto de las empresas de servicios públicos, pueden prestar las actividades que integran el servicio público, para lo cual deben sujetarse a la Ley 142 de 1994 en sus actos o contratos que celebren para suministrar los bienes o servicios cuya prestación sea parte del objeto de las empresas de servicios públicos, a otras personas en forma masiva, o a cambio de cualquier clase de

remuneración, y están obligadas a constituirse en empresas de servicios públicos cuando la comisión así lo exija, como está previsto en dicha ley, como lo prevén los artículos 15 y 16 de la Ley 142 de 1994. La CREG de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994, puede obligar a que las empresas de servicios públicos tengan objeto exclusivo, siempre y cuando se establezca que la multiplicidad del objeto limita la competencia y no produce economías de escala o de aglomeración en beneficio del usuario. La Ley 142 de 1994 obliga a todos los prestadores del servicio, a facilitar el acceso e interconexión de otras empresas o entidades que prestan servicios públicos, o que sean grandes usuarios de ellos, a los bienes empleados para la organización y prestación de los servicios; los faculta para celebrar contratos que regulan el acceso compartido o de interconexión de bienes indispensables para la prestación de servicios públicos; y en su defecto, los somete a la servidumbre que puede imponer la CREG para tales efectos. Según el numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente. La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene, conforme al artículo 73 de la Ley 142 de 1994, la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de gas, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos,

para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad. La Comisión debe adoptar las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, con sujeción a los criterios que según dicha ley deben orientar el régimen tarifario. En estas fórmulas se pueden establecer topes máximos y mínimos de tarifas, conforme a los numerales 73.11 y 73.22 del artículo 73 y el artículo 88, todos de la Ley 142 de 1994. Las fórmulas tarifarias que defina la Comisión deben garantizar a los usuarios, a lo largo del tiempo, los beneficios de la reducción promedio de costos en las empresas que prestan el servicio, según exigencia del artículo 92 de la Ley 142 de 1994. Toda tarifa debe tener un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras, como lo exige el numeral 87.8, del artículo 87 de la Ley 142 de 1994. Mediante la Resolución CREG 071 de 1999, y otras que la han modificado y complementado, la comisión estableció el Reglamento Único de Transporte de gas natural, RUT. Mediante la Resolución CREG 089 de 2013 la CREG expidió disposiciones relacionadas con los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. La resolución mencionada contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y

en el mercado secundario. En el Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013 se establece la información que debe recopilar, procesar y publicar el gestor del mercado. Mediante la Resolución CREG 095 de 2015 la comisión definió la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas. A través del Decreto 2345 de 2015 se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural así: - El artículo 2.2.2.1.4 define la confiabilidad como “la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural de prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en la infraestructura” y adicionalmente define la seguridad de abastecimiento como “la capacidad del sistema de producción, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, bajo condiciones normales de operación, para atender la demanda en el mediano y largo plazo”. - El artículo 2.2.2.2.28 establece que “con el objeto de identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía adoptará un Plan de Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez (10) años”. En este artículo también se establece que “en el lapso comprendido entre la expedición del presente decreto y la expedición del Plan de

Abastecimiento de Gas Natural, el Ministerio de Minas y Energía podrá adoptar un Plan Transitorio de Abastecimiento, en el cual se incluyan los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural en el corto plazo”. - El artículo 2.2.2.2.29 establece que la CREG deberá expedir regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural. En particular en el numeral 1 de este artículo se establece que la CREG debe adoptar los “criterios para definir cuáles proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural podrán ser desarrollados, en primera instancia, por un agente como complemento de su infraestructura existente y cuáles se realizarán exclusivamente mediante mecanismos abiertos y competitivos”. - El artículo 2.2.2.2.29 también establece la posibilidad de realizar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural a través de mecanismos abiertos y competitivos. - El parágrafo del artículo 2.2.2.2.29 establece que “la UPME será responsable de la aplicación de los mecanismos abiertos y competitivos a los que se refiere este artículo”. Con posterioridad mediante la expedición de la Resolución 40052 de 2016 por parte del Ministerio de Minas y Energía se desarrolló el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, modificado por el artículo 4o del Decreto 2345 de 2015, y dictó otras disposiciones. En el artículo 1o de la Resolución 40052 de 2016 se establece, entre otros aspectos, que: - “Para la adopción del Plan de Abastecimiento de Gas Natural el Ministerio de Minas y Energía tendrá en cuenta

el estudio técnico que deberá elaborar la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)”. - “En el estudio técnico se deberán considerar proyectos asociados a infraestructura para importación, almacenamiento, aumento de la capacidad de transporte, extensión de los sistemas de transporte, redundancias en gasoductos, redundancias en sistemas de compresión, conexiones entre sistemas de transporte, entre otros”. - El estudio técnico que elabore la UPME contendrá la “identificación de los beneficiarios de cada proyecto”. Mediante la Resolución CREG 038 de 2016 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se establecen los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural mediante procesos de selección”. En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 2897 de 2010, este último compilado por el Decreto 1074 de 2015, mediante la Comunicación S-2016-006489 del 26 de septiembre de 2016 la Comisión informó a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), sobre el proyecto de la Resolución CREG 038 de 2016. En la comunicación con radicado CREG E-2016-011028 del 10 de octubre de 2016 la SIC solicitó el envío de los estudios técnicos y económicos de que trata el numeral 3 del artículo 2.2.2.30.8 del Decreto 1074 de 2015 relacionados con la propuesta de la Resolución CREG 038 de 2016. Con la Comunicación S-2016-006816 del 18 de octubre de 2016 la Comisión dio respuesta a la solicitud presentada por la SIC en la Comunicación E-2016-011028 del 10 de octubre de 2016.

Mediante la comunicación con radicado CREG E-2016-012380 del 11 de noviembre de 2016 la SIC emitió su concepto sobre la propuesta regulatoria puesta a su consideración. En su concepto la SIC recomendó a la Comisión: “- Modificar el numeral a) del artículo 5 del Proyecto de tal forma que los proponentes interesados en participar en algún proceso de selección, puedan acreditar su experiencia e idoneidad con diversas alternativas tales como el número de proyectos construidos o los proyectos ejecutados cuyos valores totalizados estén próximos al valor estimado del proyecto, entre otros. - Considerar la posibilidad de incluir en el Proyecto, mecanismos que mitiguen la carga de los beneficiarios de tener que remunerar la construcción de un proyecto de infraestructura de gas, aun en circunstancias en las que la utilidad inicial del mismo sea nula”. La Comisión analizó las recomendaciones presentadas por la SIC e incluyó los ajustes que consideró pertinentes en la presente resolución. Mediante la Resolución 40006 de 2017 el Ministerio de Minas y Energía adoptó el plan transitorio de abastecimiento de gas natural. Mediante la Comunicación S-2017-001212 del 27 de marzo de 2017 la Comisión envió a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), un nuevo proyecto de resolución y documento ya que al proyecto enviado a la SIC el 26 de septiembre de 2016 se le efectuaron ajustes con base en (i) el plan transitorio de abastecimiento de gas natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40006 de enero de 2017, y (ii)

comentarios presentados en enero de 2017 por la Unidad de Planeación Minero Energética al proyecto de Resolución CREG 038 de 2016. Mediante la comunicación con radicado CREG E-2017-004073 del 27 de abril de 2017 la SIC emitió su concepto sobre la propuesta regulatoria puesta a su consideración en marzo de 2017. En este concepto la SIC recomendó a la Comisión: “- En relación con el artículo 6 del Proyecto: (i) eliminar la redacción según la cual la experiencia en proyectos debe acreditarse con la sumatoria de 'parejas de proyectos'; y (ii) – a) insistir en que se pueda acreditar la sumatoria de experiencia con un mayor número de proyectos previamente ejecutados; o en su defecto (ii) – b) de requerirse que en efecto la experiencia deba acreditarse con la sumatoria de hasta 'dos proyectos', cerciorarse de -------- -- ---- que tal decisión corresponda a la alternativa menos restrictiva de la libre competencia económica y que además se encuentre debidamente soportada en razones económicas, técnicas, de capacidad financiera o de otra índole y que sean requeridas para garantizar los propósitos buscados con el proyecto. - En relación con el parágrafo 2 del artículo 13 del Proyecto: (i) eliminar la parte final de esta disposición o modificarla de tal manera que la revelación del valor máximo se haga solo una vez se haya adjudicado el proyecto; (iii) si la razón por la cual se pretende publicar esta información relacionada con el valor del proyecto antes de la adjudicación del mismo, responde a una necesidad particular de promover la transparencia del proceso de selección, la CREG deberá evaluar otras alternativas que armonicen esta intención con la necesidad

de promover la libre competencia económica en el mismo”. - Modificar el artículo 20 del Proyecto para que se 'ejecuten' los proyectos generales del plan de abastecimiento de gas natural mediante procesos de selección competitivos, según lo explicado”. La Comisión analizó las recomendaciones presentadas por la SIC e incluyó los ajustes que consideró pertinentes en la presente resolución. Según lo previsto en el artículo 8o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y en el Decreto 1078 de 2015, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente. En el Documento CREG 059 de 2017, el cual soporta la presente resolución, se presenta el análisis a los comentarios recibidos sobre la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 038 de 2016. La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la Sesión 791 del 24 de julio de 2017.

RESUELVE:

CAPÍTULO I.

DISPOSICIONES GENERALES.

ARTÍCULO 1o. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Resolución derogada por el artículo 33 de la Resolución 102-8 de 2022> Esta resolución tiene por objeto establecer los mecanismos centralizados dentro de los cuales se debe adelantar la ejecución de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía. Se aplicará a todos los participantes del mercado de gas natural, a los interesados en participar en los procesos de selección y a los demás agentes y usuarios beneficiarios del servicio de gas natural.

Ir al inicio ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. <Resolución derogada por el artículo 33 de la Resolución 102-8 de 2022> Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Adjudicatario: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Persona jurídica, sucursal de sociedad extranjera con domicilio en Colombia o consorcio que, como resultado de un proceso de selección, ha sido escogido para ejecutar el proyecto objeto de dicho proceso y, por tanto, es el responsable de construir, operar y mantener el proyecto en los términos establecidos en la presente Resolución y en los respectivos documentos que acompañan el proceso de selección. Notas de Vigencia Legislación Anterior Beneficiarios: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> corresponden a los usuarios identificados por la UPME, de conformidad con lo establecido en la Resolución 40052 de 2016 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para efectos de la presente resolución se considerarán como beneficiarios a los usuarios finales o comercializadores que atienden a los usuarios finales identificados por la UPME, que tienen suscritos contratos de capacidad de transporte en el mercado primario. Notas de Vigencia Consumer price index, : <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Es el índice de precios al consumidor de los Estados Unidos de América, correspondiente

a todos los ítems, publicado por la oficina de estadísticas laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América (Series ID: CUUR0000SA0 o la que la remplace) Notas de Vigencia Legislación Anterior Curva S: Gráfico que muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance de un proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo trascurrido. Este gráfico debe mostrar como mínimo la curva de avance programado y la curva de avance ejecutado. Dicho gráfico es requerido para participar en el desarrollo de proyectos de y de proyectos a través de procesos de selección. Fecha anticipada de entrada en operación: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 127 de

2021. El nuevo texto es el siguiente:> es la fecha en la cual se prevé la entrada en operación de un proyecto del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, de manera anticipada a la fecha de puesta en operación establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, aprobada o ajustada por el Ministerio de Minas y Energía o por quien este delegue. Esta fecha solamente se puede dar a más tardar en la fecha anticipada de entrada en operación establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

Notas de Vigencia Fecha anticipada de entrada en operación parcial: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> es la fecha anticipada de entrada en operación con operación parcial. Notas de Vigencia Fecha de puesta en operación comercial (FPO): Fecha en la cual se prevé la puesta en operación de un proyecto prioritario. Esta fecha debe coincidir con la fecha establecida en el plan de abastecimiento de gas natural, o en el

plan transitorio de abastecimiento de gas natural, aprobada o ajustada por el Ministerio de Minas y Energía o por quien este delegue.

Ingresos de corto plazo: Ingresos obtenidos por la prestación de los servicios derivados de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, ejecutados mediante mecanismos centralizados.

Índice de Precios al Consumidor (IPC): Es el índice de precios al consumidor, total nacional, publicada por el DANE. Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento en un sistema de transporte (IPAT): Son los valores eficientes de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural que están embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente. Para efectos regulatorios estos proyectos corresponderán únicamente a gasoductos loops, estaciones de compresión y adecuaciones de la infraestructura de transporte de gas que contribuyan a garantizar la seguridad de abastecimiento y la confiabilidad del servicio de gas natural.

Operación parcial: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> es la prestación del servicio de un proyecto incluido en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, con una capacidad inferior a la determinada para ese proyecto en dicho Plan, que entra en fecha anticipada de entrada en operación parcial.

Notas de Vigencia Período estándar de pagos, PEP: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Período durante el cual un adjudicatario espera recibir el ingreso anual esperado para remunerar un proyecto ejecutado mediante proceso de selección, el cual deberá ser considerado para efectos

de la propuesta económica. El período estándar de pagos será definido para cada proyecto en los respectivos documentos de selección del inversionista. Notas de Vigencia Legislación Anterior Plan de abastecimiento de gas natural: Es el conjunto de proyectos escogidos para un período de 10 años por el Ministerio de Minas y Energía de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 2345 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Plan transitorio de abastecimiento de gas natural: Es el conjunto de obras especificadas en el artículo 1o de la Resolución 40006 de 2017, adoptada por el Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Proceso de selección: Procedimiento mediante el cual la UPME hace una convocatoria abierta del orden nacional, internacional o ambas para que, en condiciones de libre concurrencia y con base en lo establecido en la regulación y en los documentos de selección, los proponentes presenten ofertas para la ejecución y operación de un proyecto prioritario del plan de abastecimiento de gas natural y se seleccione al adjudicatario. Con esta definición también se hace referencia a los mecanismos abiertos y competitivos de que trata el parágrafo del artículo 2.2.2.2.29 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 2345 de 2015, o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.

Proponente: Persona jurídica, consorcio o unión temporal o sucursal de sociedad extranjera que presenta una oferta dentro de un proceso de selección previo cumplimiento de lo previsto en la presente resolución y en los

respectivos documentos de selección. Proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural: Proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas, o en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, que la UPME considera necesario ejecutar mediante mecanismos centralizados con el fin de asegurar su entrada en operación oportuna. Estos mecanismos centralizados serán el proceso de selección y el procedimiento para que el transportador incumbente ejecute en primera instancia proyectos de IPAT. Proyectos generales del plan de abastecimiento de gas natural: Proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas, o en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, que no se ejecutan mediante mecanismos centralizados.

Servicios adicionales: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> son los servicios, que corresponden a una capacidad adicional a la adjudicada a un proyecto del Plan de Abastecimiento de Gas Natural y que son desarrollados a riesgo por el adjudicatario del mismo.

Notas de Vigencia Tasa Representativa del Mercado (TRM): Tasa de cambio certificada por la Superintendencia Financiera, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.

Transportador incumbente: Transportador que opera y administra la infraestructura del sistema de transporte en la cual está embebido un proyecto que cumple las condiciones de IPAT.

Valor de la oferta: Es el valor calculado por la UPME como el valor presente de la serie de valores anuales del Ingreso Anual Esperado (IAE), incluida en la propuesta, para lo cual se utilizará la tasa de descuento de que trata

la presente resolución.

Valor estimado del proyecto: Es el valor calculado por la UPME, estimado con base en información disponible tal como valores de referencia utilizados por la CREG para valorar infraestructura de transporte, información de estudios de preinversión, licenciamientos ambientales, servidumbres, adecuaciones de infraestructura, entre otros, y que es incluido en los documentos de selección.

Concordancias Ir al inicio ARTÍCULO 3o. SIGLAS. <Resolución derogada por el artículo 33 de la Resolución 102-8 de 2022> Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes siglas: AOM: Administración, operación y mantenimiento

CNOG: Consejo Nacional de Operación de Gas Natural

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística FPO: <Definición modificada por el artículo 3 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Fecha de puesta en operación.

IAE: Ingreso anual esperado IPAT: Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte MME: Ministerio de Minas y Energía PAGN: <Sigla adicionada por el artículo 3 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Plan

de Abastecimiento de Gas Natural.

PEP: Período estándar de pagos RUT: Reglamento único de transporte de gas natural SNT: Sistema nacional de transporte de gas natural

SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

Notas de Vigencia Legislación Anterior

CAPÍTULO II.

EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE IPAT POR PARTE DEL TRANSPORTADOR INCUMBENTE.

Ir al inicio ARTÍCULO 4o. PROCEDIMIENTO PARA QUE EL TRANSPORTADOR INCUMBENTE EJECUTE EN PRIMERA INSTANCIA PROYECTOS DE IPAT. <Resolución derogada por el artículo 33 de la Resolución 1028 de 2022> <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 127 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Durante el período tarifario t el transportador podrá ejecutar proyectos IPAT que se encuentren embebidos dentro de su respectivo sistema de transporte, para lo cual se aplicará el siguiente procedimiento: a) Dentro de los tres meses siguientes a la fecha en que la UPME defina los proyectos prioritarios del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el transportador podrá declarar ante la UPME y ante la CREG el nombre de los proyectos IPAT que prevé realizar. En la declaración ante la CREG, el transportador incluirá (i) el valor de la inversión de cada proyecto, expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de la declaración; (ii) la fecha de entrada en operación, la cual deberá corresponder con la fecha establecida en el plan de abastecimiento de gas natural; (iii) la información para determinar el valor eficiente de estas inversiones y los gastos de AOM para el período estándar de pagos, y la demás información que permita verificar que el proyecto presentado por el transportador cumple las condiciones de servicio solicitadas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Los parámetros y requerimientos de este literal estarán determinados en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010. En el valor de la inversión, el transportador incluirá de manera desagregada, y expresado en pesos, el costo

estimado de contratar la fiducia que contratará al auditor de que trata el Artículo 23 de la presente Resolución, el costo estimado por los servicios que prestará el auditor, y el costo estimado de constituir el patrimonio autónomo de que trata el Artículo 27 de la presente Resolución. En el caso de proyectos embebidos en dos o más sistemas de transporte de diferentes agentes, deberá existir un acuerdo entre dichos transportadores con respecto a quien va a ser el único declarante del proyecto IPAT que prevén realizar. En caso de no existir dicho acuerdo, y de presentarse dos solicitudes diferentes, el proyecto IPAT será desarrollado por aquel que tenga y justifique a la CREG la mayor relación beneficio/costo. Concordancias b) La CREG verificará que la información recibida en cumplimiento del literal a) del presente artículo esté completa y cumpla con lo previsto para el respectivo proyecto IPAT. Si no se cumple con lo dispuesto en el numeral (ii) del literal a) del presente artículo y/o con el contenido de alguno de los numerales restantes de que trata el inciso primero del literal antes citado, se le solicitará al transportador que la complete o corrija en un término de hasta de tres días hábiles contados a partir del día siguiente al recibo de la solicitud. Si pasado el plazo antes mencionado no se atiende la solicitud enviada por la CREG, se rechazará la misma, se le devolverá, y el proyecto IPAT se asignará en un proceso competitivo. c) Utilizando el mecanismo de valoración de inversiones y evaluación de AOM previsto en la resolución que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la

Resolución CREG 126 de 2010, la CREG determinará el valor eficiente de la inversión y de los gastos de AOM correspo