CREG - Resolución 139 de 2008

| República de Colombia Ministerio de Minas y Energía COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 139 DE 2008 ( 24 ewe =) Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. LA COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS En ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

1. ANTECEDENTES

a. Que mediante la Resolución CREG 102 de 2008, la CREG estableció los cargos regulados para el gasoducto Cali — Popayán, según la solicitud que presentó Promotora de Gases del Sur, Progasur S.A. E.S.P. b. Que en fecha posterior a la expedición de la Resolución CREG 102 de 2008 el Ministerio de Minas y Energía radicó en la CREG (E 2008 009005) una comunicación mediante la cual informa que hay unos recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento para el proyecto de gasoducto Cali - Popayán y solicita a la CREG que en el cálculo tarifario se considere la parte de la tarifa que no se ha de trasladar al usuario final. c. Que los análisis de la inversión que hizo la CREG son independientes del esquema de financiación del proyecto. En estos términos, las parejas de cargos que aparecen el Artículo 6 de la Resolución CREG 102 de 2008 constituyen un máximo valor a cobrar a los usuarios. d. Que mediante la comunicación de fecha 22 de octubre de 2008 y número de

cargos que aparecen el Artículo 6 de la Resolución CREG 102 de 2008 constituyen un máximo valor a cobrar a los usuarios. d. Que mediante la comunicación de fecha 22 de octubre de 2008 y número de radicado E 2008 009219, Progasur S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición, dentro del tiempo legal previsto, contra la Resolución CREG 102 de 2008. e. Que mediante la comunicación de fecha 10 de noviembre de 2008 y número de radicado E 2008 009885, Progasur S.A. E.S.P. presentó a la CREG aclaraciones y ampliaciones al citado recurso.ty ata

RESOLUCION No. 139 DE 124 Nav. 2008 HOJA No. 2/16

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008.

2. PRETENSIONES DEL RECURSO A continuación se cita el texto que envió Progasur S.A. E.S.P. a la CREG con las pretensiones del recurso: “PRIMERA: Se modifique el numeral 3.2 del Artículo 3 de la Resolución CREG 102 de 2008 y se ajusten los cargos fijos y variables regulados de conformidad con los fundamentos en que se soporta el recurso.

SEGUNDA: Se modifique el Artículo 7 de la Resolución CREG 102 de 2008 y se ajusten los cargos por AOM de conformidad con los fundamentos en que se soporta el recurso.”.

3. FUNDAMENTOS RELACIONADOS CON LA INVERSIÓN A continuación se cita el texto que envió Progasur S.A. E.S.P. a la CREG con los fundamentos de la inversión que justifican su petición:

que se soporta el recurso.”.

3. FUNDAMENTOS RELACIONADOS CON LA INVERSIÓN A continuación se cita el texto que envió Progasur S.A. E.S.P. a la CREG con los fundamentos de la inversión que justifican su petición: “Dentro del análisis para definir la inversión base, se hace mención a que no hay claridad sobre las economías de escala por longitud para gasoductos de bajos diámetros y que de acuerdo al estudio citado por la comisión (PARKER 2004), los gasoductos con diámetros inferiores a 10 pulgadas presentan costos aproximadamente independientes del diámetro.

Esto se da en particular para tres de las cuatro clasificaciones que se define en tal estudio, las mismas son: ¢ Mano de obra (Labor) e Miscelaneos (Misc) e Derecho de vía (Right of way) Lo anterior se corrobora a partir de la información mostrada en la siguiente tabla: 268.585,00 10166800] 5622200 4 6 239.916,00 115.264,00 54.364,00 8 208.658, 00 139.034 00 36.947 00 10 246.771,00 110.033,00 43.427,00

Fuente: Adaptado de: Using Natural Gas Transmission Pipeline Cost to Estimate Hydrogen Pipeline Costs — Nathan Parker — University of California - 2004

En la anterior tabla se puede verificar que en la mano de obra, los misceláneos y el derecho de vía los costos tienen un comportamiento que no evidencia una tendencia determinada de acuerdo al diámetro de la tubería, para el caso particular de la tubería de cuatro pulgadas, estos139 RESOLUCIÓN No. DE 24 NOW. 2008 HOJA No. 3/16

no evidencia una tendencia determinada de acuerdo al diámetro de la tubería, para el caso particular de la tubería de cuatro pulgadas, estos139 RESOLUCIÓN No. DE 24 NOW. 2008 HOJA No. 3/16 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. tienden a ser más altos en la medida en que se hace una evaluación en USD / diámetro — longitud, tal como se ve a continuación: 4 67.146,25 25.417,00 14.035,50 5 39.986,00 19.210,67 9.060,67 8 26.082,25 17,379 25 4.618,38 10 24.677,10 11.003,30 4.342,70

Fuente: Adaptado de: Using Natural Gas Transmassion Pipeline Cost to Estimate Hydrogen Pipeline Costs — Nathan Parker — University of California - 2004

En análisis previos realizados por la comisión, se mostró la existencia de costos unitarios para diferentes diámetros (8 pulgadas a 42 pulgadas) estimados a partir de la ecuación propuesta por el estudio de la Universidad de California (Parker 2004), estos no superaban los 30 USD/pulgada — metro, la ecuación a partir de la cual se establecen las relaciones entre costo unitario y diámetro es la siguiente: US$ costo unitario (a) = 674 + diametro? (pulgadas) + 11.754 + diametro(pulgadas) + 234.085 En la siguiente gráfica se muestran los resultados a partir de la aplicación de tal ecuación en los diámetros considerados por la Comisión en el documento CREG 035 de 2007:

En la siguiente gráfica se muestran los resultados a partir de la aplicación de tal ecuación en los diámetros considerados por la Comisión en el documento CREG 035 de 2007:

COSTO UNITARIO ESTIMADO POR ECUACION (§ PULGADAS EN ADELANTE) USD) mite -puigeda 3 10 n “4 20 MM E] E] az

Oiamátro (pulgada) Fuente Adaptado de: Using Natural Gas Transmission Pipetne Coat ta Estimate Hydrogen Pipeline Costs - Nathan Parker ~ University of CGablormia — 2004 ' Por las tendencias mostradas en la gráfica se puede observar la existencia de economías de escala a medida que el diámetro de la tubería se incrementa, sin embargo cabe anotar que la misma tendencia puede observarse si se aplica la misma ecuación para diámetros de cuatro y seis pulgadas, obteniendo los siguientes resultados:

/RESOLUCIÓN No. 139 DE ¿2 4 ay. Ue HOJA No. 4/16

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COSTO UNITARIO ESTIMADO POR ECUACIÓN (4 PULGADAS EN ADELANTE) UIDs mile poigada 4 6 $ 10 WW 16 20 2. 30 s a2

Diametro (pulgada) Fuente: Adaptado de: Using Natural Gas Transmission Pipelina Cosi to Estimate Hydrogen Pipeline Corts - Nathan Parker ~ University of Cairforua - 2004 Según se observa, la estimación de los costos unitarios para diámetros de cuatro y seis pulgadas, es consecuente con la tendencia hacia las economías de escala a medida que aumenta el diámetro.

University of Cairforua - 2004 Según se observa, la estimación de los costos unitarios para diámetros de cuatro y seis pulgadas, es consecuente con la tendencia hacia las economías de escala a medida que aumenta el diámetro. Si se observan los costos unitarios estimados, estas conclusiones tienen bastante lógica, en principio debido a que costos como el derecho de vía o la mano de obra no tienen una dependencia directa a medida que aumenta el diámetro, por lo tanto entre más pequeño el diámetro se esperaría que en términos de Costo / Diámetro — Longitud, los valores obtenidos sean mayores. Dadas las consideraciones anteriores, respetuosamente solicitamos a la CREG las tenga en cuenta para sus análisis, de tal manera que el costo de inversión para el gasoducto Cali — Popayán, tenga un incremento consecuente con los planteamientos expuestos.”. En la comunicación, posterior al recurso, que Progasur radicó en la CREG se presentan los siguientes elementos adicionales sobre la inversión: Inversiones en punto de entrada y salida Inversión en servidumbres Costos en mano de obra Inversión en cruces aéreos Inversión en geotecnia en etapa constructiva Alternativas en el caso de que no se incluya el sistema de compresión 3.1. ANÁLISIS A continuación se expone el texto de los análisis que se hicieron en la Resolución CREG 102 de 2008 y que están en el Documento CREG 075 de octubre 9 de 2008:RESOLUCIÓN No. 1339 DE __? 1. #av 7008 HOJA No. 5/16 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P.,

octubre 9 de 2008:RESOLUCIÓN No. 1339 DE __? 1. #av 7008 HOJA No. 5/16 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. a) b) c) “La Metodología estable que los diferentes cálculos deben estar referidos a la Fecha Base, la cual corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año de la solicitud. De acuerdo con la solicitud de Progasur, la Fecha Base corresponde a diciembre 31 de 2007. Progasur reporta las cifras de inversión referidas a la Fecha Base. El valor solicitado equivale a US$ 39.63 diciembre 31 de 2007 por metro por pulgada [US$/m-pul.]. Es pertinente advertir que la metodología define la Inversión Base en los siguientes términos: “Inversión Base: Es aquella que reconoce la CREG y que corresponde a un dimensionamiento consistente con el Factor de Utilización Normativo del gasoducto, con la Demanda Esperada de Capacidad y de Volumen y con costos eficientes comparables con otros gasoductos similares u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG. La Inversión Base deberá considerar las normas de seguridad establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, el Reglamento Único de Transporte y las normas aplicables emitidas por autoridades competentes.” De acuerdo con la anterior disposición, es necesario evaluar los costos eficientes de la inversión solicitada. En dicha evaluación se pueden considerar costos eficientes comparables con otros gasoductos similares u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG. Antes de realizar la evaluación numérica es importante anotar que en el

eficientes de la inversión solicitada. En dicha evaluación se pueden considerar costos eficientes comparables con otros gasoductos similares u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG. Antes de realizar la evaluación numérica es importante anotar que en el caso del gasoducto Gibraltar — Toledo - Bucaramanga de 190 km y 10 pulgadas de diámetro (Res. CREG 044 de 2007) se consideraron los siguientes elementos para evaluar la eficiencia en la inversión: Economías de escala por longitud para gasoductos construidos en zonas de alta montaña, Economías de escala por diámetro y Actualización de costos de referencia por incrementos en el precio del acero. Para el caso del gasoducto Cali — Popayán, de 116.756 km y 4 pulgadas de diámetro, se considera únicamente el elemento relacionado con la actualización de costos de referencia por incrementos en el precio del acero. No hay claridad sobre las economías de escala por longitud para gasoductos de bajo diámetros. Asi mismo, de acuerdo con Parker (2004), gasoductos con diámetros inferiores a 10 pulgadas presentan costos aproximadamente independientes del diámetro. De acuerdo con lo anterior, seleccionamos algunos gasoductos de referencia construidos recientemente en el país, los cuales tienen parámetros comparables con aquellos del gasoducto Cali - Popayán. La tabla 5 muestra datos para tres gasoductos construidos en el país. De las cifras indicadas en la tabla 5 se observa que el costo unitario de estos gasoductos oscila entre 19.4 y 24.5 dólares (de dic. de 2007) por metro por

las cifras indicadas en la tabla 5 se observa que el costo unitario de estos gasoductos oscila entre 19.4 y 24.5 dólares (de dic. de 2007) por metro por

pulgada.RESOLUCIÓN No. 139 DE 2 4 NOY. 2008 HOJA No. 6/16

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. Tabla 5. Gasoductos de referencia Gasoducto Descripción Costo Costo unitario (USD de dic. 2007/m- (USD de dic. 2007) pulg) Barrancabermeja - Payoa [1] 59 4 km, 8”, Res. CREG 016 de 2001 9.218.633 194 Gasoducto del Añari 61 km, 3", Res. CREG 021 de 2006 4.481.586 2,5 Gasoducto Guando - Fusagasugá 38,5 km, 3”, Res. CREG 044 de 2006 2.598.545 225 b) Fuentes. Resoluciones CREG y radicado E-2004-009558 [1] El costo corresponde al costo real de construcción (E-2004-009558) NOTA; Las cifras de costos s¢ pagan a dólares constantes de dic. 2007 con el indice PPI definida en la Res. CREG 001 de 2000 Dos factores que no se reflejan en las anteriores cifras son: El mayor valor de inversión asociado a una topografía montañosa en el recorrido del gasoducto y El incremento que ha tenido el precio del acero en los últimos años. En tal sentido, es pertinente realizar un ajuste a las cifras por topografía y precio de acero.

recorrido del gasoducto y El incremento que ha tenido el precio del acero en los últimos años. En tal sentido, es pertinente realizar un ajuste a las cifras por topografía y precio de acero. Con respecto a la topografía se tiene como referencia las cifras consideradas para el gasoducto Gibraltar - Bucaramanga. De acuerdo con la información reportada por el respectivo transportador, aproximadamente el 80% del recorrido del gasoducto Gibraltar - Bucaramanga se hace sobre terreno de alta montaña. El valor considerado para el gasoducto Gibraltar — Bucaramanga, antes de realizar ajustes por precios de acero y economías de escala por diámetro, en promedio es de 37 USD/m-pulg. Asumiendo un costo de 23 USD/m-pulg para el recorrido en trayecto no montañoso, se tiene que el valor del trayecto montañoso es de 40 USD/m-pulg. Considerando que en el trayecto del gasoducto Cali - Popayán se observa una parte montañosa y varios cruces fluviales durante todo el recorrido se propone utilizar la referencia de inversión en terreno montañoso para el 10% del trayecto del gasoducto. En estos términos, se obtiene un valor promedio de 26.5 USD/m-pulg. Por otra parte, de acuerdo con la figura 2 el precio del acero estándar ha tenido un incremento medio del 60% desde 2006, el cual es el año más reciente considerado en los gasoductos de referencia de la tabla 5. Nótese adicionalmente que los precios del acero presentaron un incremento significativo durante el primer semestre de 2008 y a partir de agosto de 2008 los precios empiezan a ceder.

reciente considerado en los gasoductos de referencia de la tabla 5. Nótese adicionalmente que los precios del acero presentaron un incremento significativo durante el primer semestre de 2008 y a partir de agosto de 2008 los precios empiezan a ceder.

SOSARESOLUCIÓN No. 139 pm 2?¿W20B HOJA No. 7/16

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. Figura 2. Variación en precios del acero RN + 278 + fw Global 225. + año 3 7 = > 4 t index value (April $4« 100} A ‘fan 04 Dec 01. Dec 02 Now 03 Nov 04 00106 Q6106 Sep 07 Sep 08...

Source: 40M. CFUQPOUD. COM El costo de los materiales, en el cual su principal componente es el acero, en general tiene una participación del 35% del costo total de construcción de un gasoducto. Así, asumiendo un incremento del 60% del costo en materiales se tiene que el costo total de construcción se incrementa en 21%, Introduciendo este ajuste (1.21 veces) al valor indicado anteriormente (i.e. 26.5 USD/m-pulg.) y sumando el valor reportado de la inversión en el sistema compresión (que se encontró dentro de los rangos eficientes) se obtiene un costo unitario de 33.70 USD/m-pulg. (de dic. de 2007) para el gasoducto Cali - Popayán.

Con base en lo anterior se propone adoptar el costo unitario de 33.70

obtiene un costo unitario de 33.70 USD/m-pulg. (de dic. de 2007) para el gasoducto Cali - Popayán. Con base en lo anterior se propone adoptar el costo unitario de 33.70 USD/m-pulg. (de dic. de 2007) como costo eficiente para el gasoducto Cali — Popayán. En esta forma, la Inversión Base para este gasoducto es de US$ 15.740.595 de dic. 31 de 2007, Cabe anotar que la anterior inversión no incluye el valor de infraestructura que no debe hacer parte de los cargos regulados de transporte, tal como lo establece la regulación vigente. Por ejemplo, los Puntos de Entrada y Salida, Conexiones, Estaciones de Entrada y Salida, sistemas de medición para transferencia de custodia en Estaciones de Entrada y Salida y sistemas de odorización, entre otros, no hacen parte de la Inversión Base para establecer los cargos regulados de transporte.”. Una vez expuestos los análisis hechos por la CREG, para la preparación de la Resolución CREG 102 de 2008, y evaluado y sopesado los Fundamentos del Recurso de Reposición, así como los elementos que la empresa señaló en su segunda comunicación (E 2008 009885), encontramos lo siguiente: a. Como referencia del costo base, la CREG tomó USD$ 25 metro — pulgada, que corresponde al máximo valor de los tres gasoductos que se utilizaron para hacer las comparaciones de eficiencia. Concretamente, la referencia base fue Gasoducto del Ariari que a precios de diciembre de 2007 tiene un costo unitario de USD$ 24,5 metro — pulgada.RESOLUCIÓN No. 139 DE if NOV, 2008 HOJA No. 8/16

base fue Gasoducto del Ariari que a precios de diciembre de 2007 tiene un costo unitario de USD$ 24,5 metro — pulgada.RESOLUCIÓN No. 139 DE if NOV, 2008 HOJA No. 8/16 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A, E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. b. En los Fundamentos (gráfico con título “Costo Unitario Estimado por Ecuación - 4 pulgadas en adelante), Progasur enseña un análisis que muestra que en la medida que un gasoducto tiene menores diámetros (antes de 16 pulgadas), los costos unitarios muestran una tendencia a incrementarse conforme el diámetro disminuye. Al respecto, es oportuno resaltar que la referencia que se tomó tiene 3 pulgadas de diámetro. En estos términos, no parece necesario cambiar la referencia inicial que utilizó la CREG para el 90% del gasoducto. En el caso de la referencia que se utilizó para el trayecto montañoso (10% del tubo) se encuentra que el valor utilizado (USD$ 40 metro — pulgada) corresponde a gasoductos de 20 y 24 pulgadas de diámetro. Haciendo extensivo este razonamiento para el caso del gasoducto Cali - Popayán, es necesario hacer un ajuste por economías de escala por diámetro hasta 10” y 12”. El ajuste no se hace hasta 4”, como lo solicita la empresa, porque se insiste que en el documento de Parker se advierte que sus resultados no son tan precisos cuando se trata de diámetros pequeños: “..One cautionary note, the smaller diameter pipes are also the most underrepresented in the data set, the statistics are even less certain for the pipes less than 12-inches in diameter...”

tan precisos cuando se trata de diámetros pequeños: “..One cautionary note, the smaller diameter pipes are also the most underrepresented in the data set, the statistics are even less certain for the pipes less than 12-inches in diameter...” El ajuste que se describe en el anterior literal implica un ajuste en la inversión de USD$ 33.7 metro — pulgada (Resolución CREG 102 de 2008) a USD$ 34.38 metro — pulgada. En relación con la comunicación de fecha 10 de noviembre de 2008 y número de radicado CREG E-2008-009885 es pertinente advertir que esta se radicó con posterioridad a la fecha de radicación del recurso de reposición, y en todo caso de manera extemporánea. No obstante, es útil señalar que los análisis de la eficiencia de la inversión se hacen por comparación y la CREG tuvo en cuenta las particularidades del tubo. FUNDAMENTOS RELACIONADOS CON GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACION Y MANTENIMIENTO A continuación se cita el texto que envió Progasur S.A. E.S.P. a la CREG con los fundamentos de los gastos de administración, operación y mantenimiento que justifican su petición: “Dentro de la solicitud de gastos AOM, no se relacionó de manera desagregada los gastos en que se incurriría para el funcionamiento de la compresión, que corresponden a: - Mantenimiento planificado - Reposición de lubricante - Cambio de Aceite - Top Overhaul a 25.000 horas - Bottom Overhaul a 25.000 horas

• Mantenimiento de instrumentaciónRESOLUCIÓN No. 139 DE 24% 2008 HOJA No. 9/16

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P.,

• Bottom Overhaul a 25.000 horas
• Mantenimiento de instrumentaciónRESOLUCIÓN No. 139 DE 24% 2008 HOJA No. 9/16

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. - Inspección técnica - Seguros - Combustible para la operación del compresor A continuación se muestra el detalle de cada uno de los anteriores rubros: Plug, spark 1.000 6 194,88 0,1949 Filter, A/C - 10" Primary 4.000 1 112,34 0,0281 Filter, A/G - 10" Secondary 4.000 1 95,12 0,0238 Gasket, Valve Cover 4.000 2 73,80 0,0184 O-Ring, Lube Oil Filter Cover 8.000 1 17,94 0,0022| O-Ring, Lube Oil Filter 8.000 1 912 0,0011 Disc, Mag. Drive 8.000 1 67 18 0,0084 Diaphram, Carb 8.000 2 198.08 0,0248 Gasket, Magneto 8.000 1 2,90 0,0004 Belt Set, WP & Alt. 8.000 1 67, 84 0,0085 Hoses 8.000 1 104,56 0,0131 Ignition Repair 8.000 4 313,66 0,0392 Turbo Parts 8.000 1 627,30 0,0784 Assy., H.T. Cable, GSI 16.000 6 10381,56 0,0676 Starter Motor 16.000 4 418,20 0,0261 Total costo materiales 3384,28 0,5350

Assy., H.T. Cable, GSI 16.000 6 10381,56 0,0676 Starter Motor 16.000 4 418,20 0,0261 Total costo materiales 3384,28 0,5350 Mano de Obra 45 100,00 450,00 0,6250 Costo Total 3834,28 1,1600 [Costo Total USD/BHP-HR 0,0023 0,000 2 500 7,35 0,034 18.000 06122 Costo Total USD/BHP-HR 0,0012 720 Lube Oil (US | gallons) — 25 18.00 450,00 0,6250 720 Element, lube oil filter 4 48.10 48,10 0,0668! 720 Lube anaysis 1 80,00 80,00 0,1111 Total costo materiales 578,10 0,8029 1,5 Mane de Obra 100,00 150.00 0,2083 Costo Total 728,10 1,0113

Costo Total USD/BHP-HR 0,0020 ná139 2 1,507, 2008 RESOLUCIÓN No. DE HOJA No. 10/16

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. Guide, Valce, intake 6 . 0,0193 Guide, Vales, Exhaust 6 34.30 205.80 0,0165 Seal, Valve Stem 12.500 12 1290 154,80 0.0124 Insert, Valve Seat, intake 12.500 6 74,52 447 12 0.0358 Insert, Valve Seat, Exhaust 12.500 6 64,58 387 48 0.0310

Insert, Valve Seat, intake 12.500 6 74,52 447 12 0.0358 Insert, Valve Seat, Exhaust 12.500 6 64,58 387 48 0.0310 Valve. Intake _ 12.500 6 117,76 706,56 0.0565 Vaive, Exhaust 30 Deg 42.500 6 74.04 444 24 0,0355 Bushing, Rocker Arm 12.500 12 9.26 111,12 0,0099 Gskt, Valve Ovrhal 12.500 1 839.02 839,02 0,0671 Total costo materiales 3537,82 0.2830) Mano de Obra 75 100,00 750,00 0,1400 Costo Total 5287 ,82 0,4230| Costo Total USD/BHP-HR 0,0008| 22,52 25,000 Bearing, R 12 0,0108 25.000 Thermostat, 174 °F 2 54 42 108,84 0,0044 25.000 Plunger, Relief Valve 1 82,16 82.16 0.0033 25.000 Spring, Relief Valve 1 19,78 1978 0,0008 25.000 Bushing, Pin 6 59,08 354 48 0.0142 25.000 Overhaul Gasket 1 815,04 815,04 0,0326 25.000 Main Bearing 1 353,38 353,38 0,0141 25.000 Cam Bushing t 90,56 90,56 0,0036 o 25.000 Sleeve, Sol. 6 1790,16 10740,96 0,4296 25.000 Kn, JW Pump 1 566,24 566,24 0,0226 25.000 Kit, Aux Pump 1 613,32 613,32 0,0245

25.000 Kn, JW Pump 1 566,24 566,24 0,0226 25.000 Kit, Aux Pump 1 613,32 613,32 0,0245 25.000 Oi Pump Repair 1 1182,60 1182 60 0.0473 25.000 Bearings & Bushings 1 627,30 627,30 0.0251 25.000 Camshafi 1 1032,96 1032.96 0,0413 25.000 Crankshaft 1 3521.24 3521,24 0,1408 25.000 Parts, Gov. Repair 1 731.86 731,86 0,0293 25.000 Nuts, Bolts, Studs 1 311366 313,56 0,0125 25.000 Paint, Sealants i 418.20 418,20 0,0167 25.000 Conn Rod 6 763.22 4579,32 0,1832 25.000 Wire, Fittings 1 627,30 627,30 0,0251 Total costo materiales 27049,44 1,0820 64 Mano de Obra 100,00 6400.00 0,2560 Costo Total 33.449,44 1,34 Costo Total USD/BHP-HR 0,00 Mantenimiento USD 4,54 39.809 Mto. Instrumentación GL 2.960 Inspección Técnica GL 4.440 ¡Seguros GL 3.827 Combustible (gas) USD 27,79 243.417 | TOTAL AOM 294.454139 2 4:07, 2008 RESOLUCIÓN No. DE HOJA No. 11/16 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. Potencia HP

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. Potencia HP Consumo combustible «) 7,00 pch/HP Costo de gas 7,94 USD/kpc Seguros 0,50% De la inversión Horas de operación/día 24 horas Dias de operación/año 365 dias/afio (1) Gas Engineers Handbook. Economics of Gas Transmission. Es importante resaltar que un sistema de transporte con capacidad maxima similar al propuesto por PROGASUR S.A. E.S.P. en donde no se estableciera el uso de compresor, tendria que ser un gasoducto construido en una combinación de tuberías de 10 y 12 pulgadas, con niveles de inversión equivalentes a más del doble de la propuesta realizada por

PROGASUR S.A. E.S.P.

En cuanto al uso de la metodología DEA para buscar la eficiencia relativa de este nuevo proyecto, PROGASUR S.A. E.S.P. tiene los siguientes comentarios:

1. Los datos utilizados en el caso del gasoducto del Ariari corresponden a proyecciones, dado que en principio el gasoducto del Ariari es un gasoducto que hasta Octubre 2 de 2008 no se declaró como operacional, por lo tanto dado que hasta el momento no existe un registro efectivo de los gastos AOM, tales proyecciones no pueden ser tomadas como punto de referencia para un análisis de eficiencia real.

2. De tomarse datos del gasoducto del Ariari como proyecciones dentro de la muestra que evaluará los gastos para un nuevo gasoducto dentro del modelo DEA, se estaría contradiciendo la uniformidad de criterios en la muestra que la CREG definió en el Documento CREG 134 de 2000, en

la muestra que evaluará los gastos para un nuevo gasoducto dentro del modelo DEA, se estaría contradiciendo la uniformidad de criterios en la muestra que la CREG definió en el Documento CREG 134 de 2000, en donde se define que tanto para la muestra de empresas nacionales como la muestra de empresas internacionales, la variable AOM fue reportada para las empresas del territorio nacional y en el caso de las empresas internacionales estas reportaban datos efectivos a partir de los formatos propuestos por la FERC (Federal Energy Regulatory Commision).

3. Aún con el objetivo de ampliar la muestra a empresas que sean comparables en términos de kilómetros de red o capacidad y por ende tener una aproximación a la medición de la eficiencia relativa, la CREG no es coherente con la muestra que ha usado recurrentemente para evaluar los cargos como el del gasoducto Guando Fusa (2006), la actualización de los cargos de Transoriente y aprobación de cargos del gasoducto Gibraltar — Toledo - Bucaramanga (2007) o finalmente en el caso de la aprobación de los gastos AOM del gasoducto del Arian (2006), se comprueba que en todos los documentos de soporte de las resoluciones respectivas la comisión cita tanto la metodología como en la

SS139 DE 284i, 2008 RESOLUCIÓN No. HOJA No. 12/16

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Progasur S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG 102 de 2008. muestra de empresas nacionales e internacionales como la consolidada en el documento CREG 032 de 2001 y corre el modelo DEA con tal muestra, tales datos no han sido sujeto de modificaciones o inclusiones, por lo tanto la CREG debería usar el mismo criterio a la hora de evaluar

en el documento CREG 032 de 2001 y corre el modelo DEA con tal muestra, tales datos no han sido sujeto de modificaciones o inclusiones, por lo tanto la CREG debería usar el mismo criterio a la hora de evaluar este nuevo proyecto. A continuación se muestran los datos utilizados en tal documento: Anexo RESULIADOS FINALES - DEA (Feb 2/01) Longitud Capsc dad AQM Eficiencia (Kan) (MPCD) (US Sasitee} {he digonquin Gas Tra. nission Co. 171196 1640.8 25605 7342 2Crasmpads Poelins Co. 226.37 225 2257 5045 3Essen Shore Neteryl Cas Co 4%. €23 2755 46.58 4ECOCAS a 306 46500 wSs S5Great Lates Gas Travimissión Listed Prswp 3330 51 2919 87875 100 6IPOS as Agent/troquois Gas Trans, Sys. LP. — 60.31 906 21702 37.36 TK N Wattenberg Transmission 111.02 “76 468 21.21 AkKarn River Ras Traremasios On 1419 q 5 AAA ARA @Vid-Lovedana Gas Sc. 662.91 “OE 1089 3211 10 Midwestem Gas Tracssmissicn Co 563.15 797 2030 o 17 ML, Inc. 3.41 "au W440 We 12Mobie Bay Piseline Co. 45.56 287 1200 1064 13Mojave Fipelina Cc 582.46 407 7763 MS 1 4Norihem Borosr Pipeine Co. 1105 1675 20546 we 15Paiute Pipo ina Co. 1340.3 2290 ex 967

13Mojave Fipelina Cc 582.46 407 7763 MS 1 4Norihem Borosr Pipeine Co. 1105 1675 20546 we 15Paiute Pipo ina Co. 1340.3 2290 ex 967 T6-GEE Gas | ransimission, Neri Corp. 2 Dot ZO y3.4 17 PROMIGAS 1666 455 131985 3919 18 South Seoraa Natural Gas Co +454 18 :29 3480 100 19Tmiblazer Pipeline Co 701.32 2 12 +00 20 TRANSOOCAS 405 1335 788 WG 2° Tram Guks alu Gea Tra serian Cans qa aa ty 43.05 00 1190 781 22 TRANSME“ANO at 76 1606 ? 4749 23TRANSCRIENTE 97 24.6 512 WG 24 Tremwraiam Pina ina Company 4041 21 17081 RUM wit 25 Tuscarora Cas Tranamision Company 363,46 “5 1801 31.56 20 Vhiw Gas Ti aerate Cu 954.30 s13 16781 143 24 yomng intestate Lo 4 de 011 Hs wu Fuente: Documento CREG 032 — 2001 "Metodología para la fijación de los gastos AOM de las empresas Transportadoras de gas en Colombia”.

4. El gasoducto Guando Fusa no puede ser tomado como punto de referencia para añadir dentro de la muestra aún si es tentador ampliar la muestra para tener un benchmark más aproximado de la escala en la cual se da este nuevo proyecto, esto debido a dos razones, la primera radica en que nuevamente la cifra utilizada como gastos AOM es un da