CREG - Resolución 43 de 2002

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS RESOLUCIÓN No. 945 DE 2002 (24 JUN. 2002 ) Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS $.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001. 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 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

I. ANTECEDENTES Que el día 20 de febrero de 2001, la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución CREG-017 “por la cual se establecen los Cargos Regulados para el Sistema de Transporte de TRANSCOGAS S.A. E.S.P.”; Que dicha Resolución fue notificada personalmente a la empresa TRANSCOGAS S.A. E.S.P., por intermedio de su representante legal el día 2 de abril de 2001; Que el día 9 de abril de 2001, mediante documento radicado en la CREG con el número 3066 de 2001, la empresa TRANSCOGAS S.A. E.S.P., por intermedio de su Representante Legal, interpuso recurso de reposición contra la Resolución CREG-017 de 2001, con el fin de que la Comisión de Regulación de Energía y Gas modificara parcialmente dicha Resolución;

II. PRETENSIONES DE LA EMPRESA Que para justificar la solicitud, la empresa presenta los siguientes argumentos: “Después de más de dos años de haber sido solicitada la fijación de la tarifa de transporte por

Gas modificara parcialmente dicha Resolución;

II. PRETENSIONES DE LA EMPRESA Que para justificar la solicitud, la empresa presenta los siguientes argumentos: “Después de más de dos años de haber sido solicitada la fijación de la tarifa de transporte por parte de Transcogas S.A. ESP, la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución 017 de 2001 mediante la cual estableció los cargos regulados para el Sistema de Transporte de Transcogas S.A. ESP, aplicando la metodología prevista en la Resolución CREG 001 de 2000, modificada parcialmente por las Resoluciones CREG 085 de 2000 y 007 y 008 de 2001.

En consecuencia, para la fijación de los cargos regulados que remuneran el servicio de transporte prestado por la empresa, la CREG debió tener en cuenta aspectos tales como la inversión base,RESOLUCIÓN No. 043. DE _2.4 WN. 1007 HOJA No. 2/92 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS 5.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001. las demandas esperadas de volumen y capacidad, las tasas de retorno de capital y los gastos de administración, operación y mantenimiento. Si bien Transcogas S.A. ESP está de acuerdo con el tratamiento dado a algunos de estos factores, no comparte lo relativo a los siguientes aspectos, que inciden de manera significativa en la determinación final de la tarifa:

1. Capacidad Máxima de Mediano Plazo: En primer término, debe señalarse que en criterio de la empresa, la Comisión partió de un supuesto equivocado para la determinación de la presión aplicable para la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto, toda vez que en los considerandos de la Resolución impugnada se

supuesto equivocado para la determinación de la presión aplicable para la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto, toda vez que en los considerandos de la Resolución impugnada se señala: “Que efectuados los respectivos análisis se encuentra que la Capacidad Máxima de Mediano Plazo de 52.1 Mpcd, reportada por la Empresa, fue calculada tomando una presión de entrada de 400 psig; dicha capacidad no refleja un uso eficiente del gasoducto, no recoge los criterios definidos en la Resolución CREG 085 de 2000 y no es suficiente para atender la Demanda Esperada de Capacidad reportada por la Empresa para el respectivo período tarifario; “Que efectuados los mismos análisis con los criterios definidos en la Resolución CREG 085 de 2000, e incorporados en la Resolución CREG 008 de 2001, se encuentra que tomando una presión de 800 psig, que refleja el promedio de la presión de llegada del gas natural a la estación de Cogua, la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto es 132.8 Mpcd.”(Negrilla fuera de texto) Como se observa, para ampliar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del Sistema de Transporte de Transcogas S.A. ESP, la Comisión aplicó una presión de llegada del gas a la estación de Cogua de 800 psig, por cuanto —según su criteriola capacidad calculada con la presión de 400 psig tomada por la empresa, no refleja un uso eficiente del gasoducto, ni recoge los criterios definidos en la Resolución CREG 085 de 2000 incorporados en la 008 de 2001, como tampoco es suficiente para atender la demanda esperada de capacidad reportada por la empresa.

los criterios definidos en la Resolución CREG 085 de 2000 incorporados en la 008 de 2001, como tampoco es suficiente para atender la demanda esperada de capacidad reportada por la empresa. Al respecto, cabe señalar que el artículo 1 de la Resolución CREG 085 de 2000 definió la Capacidad Máxima de Mediano Plazo de un gasoducto como “el volumen de gas máximo transportable en un día de gas, 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.” A su turno, las presiones de entrada y salida para el cálculo de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo de los gasoductos fueron definidas inicialmente en el artículo 3° de la misma Resolución, así: “Artículo 3". Cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo. Para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un STT o un SRT se tendrán en cuenta los siguientes aspectos: “3.1, Presión de entrada y salida (psig). Las presiones normativas de entrada y salida deben tomar los siguientes valores, según el caso: De/A STT SRT SD Pazo 1200 Cte. - - STT Nota 1 250 Cte. 250 Cte. SRT - 250 Cte. 60 Cte. SD - 250 Cte. - Compr Nota 2 Nota 2esor “SD: Sistema de Distribución043 RESOLUCIÓN No. De 24% 1002 HOJA No, 2/32 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS S.A. E.S.P.,

Compr Nota 2 Nota 2esor “SD: Sistema de Distribución043 RESOLUCIÓN No. De 24% 1002 HOJA No, 2/32 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001. “Cte.: Constante durante las 24 horas del día. “Nota 1: Corresponde a uno de los siguientes valores: i) Al promedio constante durante las 24 horas del día entre 1200 psig y la presión contractual o; ii) al promedio del perfil horario de presiones del día del año en el cual se presenta la demanda esperada de capacidad. “Nota 2: Corresponde al promedio constante durante las 24 horas del día entre 1200 psig y la presión de descarga del compresor.” Sin embargo, la metodología para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo establecida en la disposición parcialmente transcrita, fue expresamente modificada por el artículo 2° de la Resolución CREG 008 de 2001, a la cual remite la Comisión en la Resolución recurrida y, por ende, debió ser tenida en cuenta para efectos de la determinación de las presiones de entrada y salida que sirven de base para fijar la capacidad del gasoducto. En lo pertinente, el citado artículo dispone: “Artículo 2". Modificase el artículo 3° de la Resolución CREG - 085 de 2000, el cual quedará asi: “Artículo 3°. CÁLCULO DE LAS CAPACIDADES MÁXIMAS DE MEDIANO PLAZO: Para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un STT o un SRT se tendrán en cuenta las siguientes reglas:

“Artículo 3°. CÁLCULO DE LAS CAPACIDADES MÁXIMAS DE MEDIANO PLAZO: Para el cálculo de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de un STT o un SRT se tendrán en cuenta las siguientes reglas: “3.4.3. Para aquellos Sistemas Troncales de Transporte que se deriven de un Sistema de Transporte de otro transportador, se utilizarán las presiones promedio obtenidas por el transportador que entrega en el Punto de Transferencia correspondiente. (Negrilla fuera de texto) “3.5.1. Para aquellos Sistemas Regionales de Transporte que se deriven de un Sistema de Transporte de otro transportador, se utilizarán. las presiones promedio obtenidas por el transportador que entrega en el Punto de Transferencia correspondiente. En los demás casos se utilizará una presión de entrada de 250 psig y presiones de salida de 60 psig. (Negrilla fuera de texto) “3.5.3. Si dentro de un Sistema de Transporte la Capacidad Máxima de Mediano Plazo, calculada para cualquier gasoducto, es inferior a la suma de las Capacidades Máximas de Mediano Plazo de los gasoductos que se desprenden de él, los valores de las capacidades calculados para estos últimos se disminuirán en forma proporcional, hasta lograr que su capacidad acumulada no exceda la del gasoducto del cual se desprenden.” Revisado el contenido de la Resolución impugnada a la luz de las disposiciones parcialmente transcritas, se puede sostener que para la determinación de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del Sistema de Transporte de Transcogas S.A. ESP, la Comisión, o bien, aplicó incorrectamente la metodología establecida en el artículo 2° de la Resolución CREG 008 de 2001,

Plazo del Sistema de Transporte de Transcogas S.A. ESP, la Comisión, o bien, aplicó incorrectamente la metodología establecida en el artículo 2° de la Resolución CREG 008 de 2001, al tomar la presión promedio de llegada del gas a la estación de Cogua y no la del punto de transferencia al cual alude esta disposición; o, utilizó la primera opción que preveía la Nota 1 del artículo 3° de la Resolución CREG 085 de 2000, sin tener en cuenta que este artículo habia sido derogado. Esto último, toda vez que la presión de llegada de 800 psig fijada por la CREG para la estación de Cogua coincide con el promedio entre los 1200 psig a que se refiere la Nota 1 y los 400 psig equivalentes a la presión que se tiene contratada entre Ecogás y los remitentes. En este sentido se tiene que en el Documento CREG 036 del 20 de febrero de 2001 que sirvió de base para la expedición de la Resolución impugnada, se advierte lo siguiente:RESOLUCION No.- 043 DE__-2 4 JUN. 2002 HOJA No. 7/9? Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001. “(...) para el cálculo de la Capacidad Maxima de Mediano Plazo se utiliza una presión de entrada de 800 psig (equivalente al promedio entre 1200 y la contractual) obteniéndose que la capacidad del gasoducto es de 132.8 Mpcd en promedio en estado transitorio. (...) “Adicionalmente, de acuerdo con la información. suministrada por Ecogás en comunicación del 29 de febrero de 2000, radicación CREG 1524 de 2000, y recientemente en

“Adicionalmente, de acuerdo con la información. suministrada por Ecogás en comunicación del 29 de febrero de 2000, radicación CREG 1524 de 2000, y recientemente en comunicación del 26 de enero de 2001, radicación CREG 0589 de 2001, las presiones operativas en la estación de Cogua están en promedio por encima de los 800 psig.” En este punto cabe destacar —de una parteque las comunicaciones a las que alude el Documento CREG, no fueron expedidas con destino al trámite de la tarifa de Transcogas S.A. ESP sino que forman. parte del expediente tarifario de Ecogás; y -de otraque tales comunicaciones no contienen una certificación respecto de la presión operativa en la estación de Cogua, sino que corresponden a unas gráficas suministradas por Ecogás para la simulación de su gasoducto, de las cuales la CREG infiere que las presiones operativas en la estación de Cogua están en promedio por encima de los 800 psig. Así mismo, se advierte que la presión que la CREG asume con base en esta información, corresponde a la presión de llegada a la estación de Ecogás en Cogua, y no a la del punto de transferencia, que es de 400 psig tal como se demuestra con la certificación emitida últimamente por Ecogás a solicitud de la empresa. (ver anexo 2) En efecto, si la Comisión hubiera dado estricta aplicación a la Resolución CREG 008 de 2001, tendría que haber considerado que el Sistema de Transporte de Transcogas S.A. ESP surgió a raíz de la definición que del Subsistema de Transporte de la Sabana de Bogotá, hizo la misma

tendría que haber considerado que el Sistema de Transporte de Transcogas S.A. ESP surgió a raíz de la definición que del Subsistema de Transporte de la Sabana de Bogotá, hizo la misma Comisión en la Resolución CREG 093 de 1997 en la que dispuso que éste es “el subsistema compuesto por el gasoducto o red de gasoductos con ramales y conexiones asociadas, que se conecta al sistema troncal de transporte en la estación reguladora de puerta de ciudad de Cogua y atiende parte o la totalidad de los siguientes municipios (...)”, y, que en consecuencia, el Sistema Troncal de Transporte de Transcogas S.A. ESP se deriva de otro Sistema Troncal de Transporte que pertenece a Ecogás. Razón por la cual, para el cálculo de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto troncal de Transcogas S.A. ESP, la Comisión ha debido dar aplicación a lo dispuesto en el numeral 3.4.3. del artículo 2 de la Resolución CREG 008 de 2001 y, en este sentido, debió utilizar las presiones promedio obtenidas por Ecogás en el punto de transferencia; concepto éste que es definido en el artículo 1 de la Resolución CREG 084 de 2000, que adicionó el RUT, en los siguientes términos: “Punto de Transferencia: Punto en el cual se realiza la transferencia fisica de gas entre dos Sistemas de Transporte y a partir del cual el transportador que recibe el gas asume la custodia del mismo.” De acuerdo con lo anterior y como quiera que la empresa asume la custodia del gas una vez sale de la estación de regulación de Ecogás en Cogua y entra en su estación de regulación, tal como se

custodia del mismo.” De acuerdo con lo anterior y como quiera que la empresa asume la custodia del gas una vez sale de la estación de regulación de Ecogás en Cogua y entra en su estación de regulación, tal como se aprecia en la foto anexa, la presión con base en la cual debe calcularse la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto es de 400 psig que corresponden al promedio de presiones obtenidas por Ecogás en este puntol, tal como se demuestra con el registro histórico de presiones que se anexa y la certificación del 4 de abril de 2001 emitida por el Jefe de Area de Administración de Contratos Comerciales de Ecogás, lo que de resultar insuficiente, puede ser constatado por un perito designado por la Comisión. Así las cosas, se tiene que la presión de 400 psig aplicada por la empresa no sólo se adecua a lo previsto en la Resolución CREG 008 de 2001, sino que además, obedece a los criterios establecidos en su momento por la propia Comisión para el diseño del gasoducto del Subsistema de Transporte de la Sabana. 1 Esta presión coincide con la propuesta presentada por Transcogas S.A. ESP en desarrollo de la opción (ii) de la nota 1 del artículo 3° de la Resolución CREG-085 de 2000, que se obtuvo teniendo en cuenta que la presión de entrada del Sistema de Transporte de Transcogas S.A. ESP, por conectarse con otro Sistema Troncal de Transporte, es igual a la del punto de transferencia, el cual ya había sido definido por la Resolución CREG-084 de 2000.

eRESOLUCION No. 04 3 DE 24 JUN. 2002 HOJA No. 9/32

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

eRESOLUCION No. 04 3 DE 24 JUN. 2002 HOJA No. 9/32

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS S.A, E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001. En efecto, la CREG con las resoluciones 092 y 093 del 27 de mayo de 1997 definió las bases del Subsistema de Transporte de la Sabana de Bogotá y determinó que éste debía conectarse al sistema troncal de transporte en la estación reguladora de puerta de ciudad de Cogua y tener salidas en los diferentes municipios de la Sabana, excluyendo a Bogotá y Soacha. Al definir así el Susbsistema de la Sabana, la CREG estableció las bases de eficiencia sobre las cuales un transportador debería diseñar el gasoducto, el cual se tendría que conectar a la estación reguladora de Cogua atendiendo la presión mínima garantizada por Ecogás de 400 psig. Dadas estas condiciones, se tiene que el diseño del sistema de transporte propuesto por Transcogas S.A. ESP es la mejor alternativa en eficiencia técnico económica, toda vez que cualquier sistema de tuberías se debe diseñar tomando en. consideración dos factores principales, el primero se relaciona con la máxima presión que debe resistir la tubería (espesor de la misma) y por lo tanto, para el diseño se debe considerar la MÁXIMA presión a la cual estará sometido el sistema en cualquier momento de la operación. El segundo, se relaciona con el diámetro requerido para transportar el máximo volumen de gas que demandará el sistema y obviamente se debe diseñar con la MÍNIMA presión de entrada, pues es la única forma de garantizar que el sistema pueda transportar todo el volumen requerido en las condiciones más adversas de

requerido para transportar el máximo volumen de gas que demandará el sistema y obviamente se debe diseñar con la MÍNIMA presión de entrada, pues es la única forma de garantizar que el sistema pueda transportar todo el volumen requerido en las condiciones más adversas de presión, las cuales se dan en los momentos de mayor volumen. En la siguiente tabla se destacan las ventajas del gasoducto diseñado por Transcogas S.A. ESP frente al diseño que se derivaría de aplicar una presión promedio de 800 psig, como lo concibe la CREG, desconociendo la existencia de una estación reguladora: Sistema de Transcogas Sistema con estación reguladora 400 — 1200 psig a (CREG) Efecto en el espesor de la| Espesor del tubo “normal” Gran espesor de tubería tubería (económico) (costoso) Se requiere el mismo diámetro en las dos situaciones, ; pues la Capacidad se calcula sobre la presión mínima tubería : garantizada de 400 PSIG Efecto en el diámetro de la Cabe destacar que los resultados presentados en esta tabla y en los ejemplos posteriores se basan sólo en criterios derivados de las buenas prácticas de la ingeniería, los cuales se reflejan en los compromisos comerciales que adquiere la compañía. Como se observa en la tabla anterior, desde el punto de vista de la inversión, el sistema más favorable se presenta cuando se instala una estación de regulación que limita la máxima presión que alimentará al sistema de tuberias, tal como lo estableció la Resolución CREG 093 de 1997, Lo anterior se hace más evidente si se utilizan datos reales, para comparar la situación a la que alude la CREG en la resolución impugnada, con la situación actual del gasoducto troncal de

Lo anterior se hace más evidente si se utilizan datos reales, para comparar la situación a la que alude la CREG en la resolución impugnada, con la situación actual del gasoducto troncal de Transcogas S.A. ESP y con un diseño para una presión máxima de 400 psig. Para facilitar el entendimiento de la comparación, a continuación se presenta la fórmula para determinar el espesor de la tubería: p=2% per D Diámetro exterior de la tubería, en pulg Factor de unión longitudinal Factor de diseño Presión maxima de diseño, en psig Esfuerzo de tensión, en psi Factor de temperatura = Espesor nominal de la tubería, en pulg Donde, HH eyo i Los resultados obtenidos en las distintas alternativas analizadas son los siguientes:RESOLUCION No. = O45 ve 24 jun 2002 HOJA No. 6/32 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001. Diseño Transcogas Con estación Regulación Diseño 400Diseño para | Piseño con 1200 psig P r margen para (CREG) 400 psig a operacion [Factor de Zona F 0.4 0.4 0.4 Eficiencia de la junta E 1 1 1 Factor de temperatura T 1 1 1 Presión de diseño (Psi) P 400 500 1200 Factor de Corrosión (Pulgadas) (Nota 1) Cc 0.0625 0.0625 0.0625 Esfuerzo de Fluencia (PSI) 46,000 46,000 46,000

Factor de Corrosión (Pulgadas) (Nota 1) Cc 0.0625 0.0625 0.0625 Esfuerzo de Fluencia (PSI) 46,000 46,000 46,000 Diámetro Exterior (Pulgadas) D 20.000 20.000 20.000 JEspesor Mínimo Calculado (pulgadas) a | 0.280 | 0.334 | 0.715 | [Espesor Comercial (pulgadas) I | 0.281] 0.344 | 0.750 | [Presión Máxima (Descontando Factor de Corrosión) [psi | 402.04 | 517.96 | 1,265.00 | [Peso (kg/m) | | 87.7] 107.12] 230.27] Costo total del material (Nota 2) usd 4,819,013 5,886,120 12,653,069 Diferencia respecto del Disefio Transcogas usd -1,067,106 6,766,950 Nota 1: Corresponde a 1/16 de pulgada por cada 12 años Nota 2: Corresponde a tomar el acero requerido para la construcción de la línea troncal de Transcogas de 20" con una longitud de 59727 metros y un costo en dólares por tonelada de acero de US$ 920. (No incluye obras civiles ni mano de obra, sólo material) Como se observa, el diseño propuesto por Transcogas S.A, ESP representa un ahorro, en sólo material de tubería, de casi siete millones de dólares, que equivale a un 53% frente al diseño que se derivaría de la concepción de la CREG. Es importante anotar que no es posible aplicar el diseño presentado para 400 psig, pues ésta es la mínima presión garantizada, lo que quiere decir que puede ser superior como lo demuestra el

se derivaría de la concepción de la CREG. Es importante anotar que no es posible aplicar el diseño presentado para 400 psig, pues ésta es la mínima presión garantizada, lo que quiere decir que puede ser superior como lo demuestra el histórico de presiones de la empresa que se adjunta como prueba (Ver anexo 3). La siguiente gráfica muestra que aunque la presión contractual y garantizada es de 400 psig, por situaciones normales de operación, ésta no es constante y por ejemplo, aunque más del 85% del tiempo se mantiene una presión entre 380 psig y 420 psig, esporádicamente se reciben presiones cercanas a los 500 psig, además esta baja inversión adicional se justifica si se tiene en cuenta que se está garantizando la seguridad de un gasoducto que recorre zonas urbanas de alta densidad poblacional.

FRECUENCIA DE OCURRENCIA DE PRESIONES EN EL PUNTO DE

TRANSFERENCIA DE LOS GASODUCTOS DE ECOGAS Y

TRANSCOGAS EN COGUA

90.0% 80.0% 70.0% / 200% / A 40.0% / \ 30.0% / \ 20.0% | \ ] H—... A 300-340 340-380

PORCENTAJE

10.0% 0.0% T T T o 380-420 420-460 460-500

RANGO DE PRESION De lo anterior se puede concluir lo siguiente:RESOLUCIÓN No. 043 DE 7 LUN 2 HOJA No. /92 Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS S5S.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001.

1. El Diseño de Transcogas S.A ESP, a pesar de contar con un gasoducto que inicialmente fue

contra la Resolución CREG-017 de 2001.

1. El Diseño de Transcogas S.A ESP, a pesar de contar con un gasoducto que inicialmente fue utilizado para servir en un sistema de distribución, es la opción más eficiente y cumple con la regulación vigente, así como con los parámetros definidos por la Comisión en la Resolución CREG 093 de 1997.

2. Transcogas S.A ESP sólo puede comprometerse en contratos de transporte hasta una capacidad calculada con base en las condiciones de presión garantizadas por Ecogas, que corresponden a 400 psig.

Por las razones expuestas, no resulta válido considerar que al utilizar una presión de 400 psig, la capacidad del gasoducto no refleje un uso eficiente del mismo, más aún si se tiene en cuenta que el diseño de Transcogas S.A. ESP supera el criterio de eficiencia establecido por la CREG en la regulación de 1997, pues al incluir a los municipios de Bogotá y Soacha se aprovechan todas las economías de escala. Cosa distinta es que la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto calculada por Transcogas S.A. ESP en 52.1 Mpcd no corresponda a la situación real, por haberse incurrido en un error involuntario en la configuración de un parámetro del software del modelo TG-NET, el mismo en el cual incurrió el funcionario designado por la Comisión para correr el modelo en las instalaciones de Ecogás y Gas Natural S.A ESP. En efecto, una vez corregida la aplicación de este modelo, la empresa ha podido confirmar que la capacidad del gasoducto -utilizando la presión de entrega en el punto de transferencia, equivalente a 400 psig - es de 101 Mpcd al año

este modelo, la empresa ha podido confirmar que la capacidad del gasoducto -utilizando la presión de entrega en el punto de transferencia, equivalente a 400 psig - es de 101 Mpcd al año 2011 (106Mpcd al año 2020) y no de 52.1 Mpcd, tal como se advierte en las memorias de cálculo anexas, basadas en las comunicaciones remitidas por el fabricante del software, lo cual puede ser verificado por la propia Comisión a través de un funcionario o perito que adelante este procedimiento, Sobre el particular, vale la pena mencionar que para correr el modelo inicialmente se utilizaron unas condiciones estándar de 14.65 psig y 60°F, sin embargo Gas Natural S.A. ESP en su condición de operadora del gasoducto, detectó que al utilizar la herramienta TG-NET para las operaciones de empaquetamiento, el resultado arrojado se aproximaba más al valor real si se cambiaban las condiciones de referencia de 14.65 psig a O psig y se mantenía la misma temperatura. Razón por la cual, formuló al fabricante del software, la consulta correspondiente mediante comunicación del 12 de enero del 2001, que fue resuelta en los siguientes términos: “En opciones de simulación, usted debe usar O psig y 59-60°F. Como usted lo ha notado, esto hace una gran diferencia en el cálculo de la solución.” Posteriormente, mediante comunicación del 9 de marzo del año en curso, se solicitó al fabricante del software, el soporte de la anterior afirmación, en los siguientes términos: “(...) en este correo que adjunto y en el curso nos fue dicho que se debía usar O como presión de referencia para que el modelo diera resultados reales, porque el modelo consideraba una presión estándar por defecto

del software, el soporte de la anterior afirmación, en los siguientes términos: “(...) en este correo que adjunto y en el curso nos fue dicho que se debía usar O como presión de referencia para que el modelo diera resultados reales, porque el modelo consideraba una presión estándar por defecto de 14.696 psig. Me podrían por favor mostrar en qué documento del software dice esto o cómo se puede soportar este argumento? Espero este concepto con carácter urgente para poder dilucidar la veracidad o no del estudio realizado anteriormente.” Mediante comunicación del 12 de marzo, el fabricante del software confirmó que la presión que debía tomarse era O y manifestó que “No hay una sección en la documentación del software que explique esto muy bien, nosotros tomaremos nota para documentar mejor esta sección en nuestra próxima versión.” Con base en lo anterior puede sostenerse que razonablemente cualquier persona que hubiera corrido el modelo, podía incurrir en el error en el que incurrieron la empresa y la Comisión al calcular la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto, toda vez que el diseño del software inducía al mismo. En suma, de todo lo expuesto puede afirmarse que: (i) De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 008 de 2001 que modificó el artículo 3° de la 085 de 2000, para el cálculo de la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto no puede aplicarse una presión diferente de la que se presente en el punto de transferencia. En este sentido, no es posible aplicar una presión de 800 psig sino de 400 psig; (it) Utilizando la metodología establecida en la ResoluciónRESOLUCIÓN No. 043 DE 24JUN. 2002 HOJA No. 9/92

Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por TRANSCOGAS 5.A. E.S.P., contra la Resolución CREG-017 de 2001, 008 de 2001 y una correcta aplicación del modelo TG-NET en el estado transitorio, se tiene que la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto es de 101 Mpcd al año 2011 (106 Mpcd al año 2020), la cual cumple con las expectativas de demanda previstas por la empresa; y, (i) el Sistema de Transporte ha sido diseñado por Transcogas S.A. ESP con criterios de eficiencia. En consecuencia, se solicita a la CREG modificar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del Sistema Troncal de Transporte de Transcogas S.A. ESP y teniendo en cuenta que la Demanda Esperada de Capacidad no debe superar la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del gasoducto o grupo de gasoductos, tal como lo dispone el artículo 2° de la Resolución CREG 085 de 2000, también se solicita modificar la Demanda Esperada de Capacidad establecida en el Anexo 2 al cual remite el artículo 4” de la Resolución impugnada, así como los cargos regulados que se aprobaron con base en esta demanda.

2. Demanda Esperada por Volumen: Analizado el documento elaborado por la UPME y radicado en la CREG bajo el número 8761 del 29 de noviembre de 2000, en desarrollo de lo dispuesto en el parágrafo del artículo 9° de la Resolución CREG 085 de 2000, se tiene que las proyecciones de consumo residencial y de Gas Natural Vehicular fueron sobrestimadas por esa Unidad, por las siguientes razones:

1. El consumo residencial previsto por la UPME resulta bastante alejado de la realidad toda

Resolución CREG 085 de 2000, se tiene que las proyecciones de consumo residencial y de Gas Natural Vehicular fueron sobrestimadas por esa Unidad, por las siguientes razones:

1. El consumo residencial previsto por la UPME resulta bastante alejado de la realidad toda vez que implicaría la conexión del 100% de los clientes potencialmente convertibles que existen en la actualidad (1'325,000 clientes) y un crecimiento superior al 5% anual en el número de clientes, lo cual resulta imposible dado que existen sustitutos y la experiencia internacional indica que en ningún lugar, la totalidad de los clientes potenciales se han convertido en usuarios efectivos del servicio. La anterior afirmación, se formula teniendo en cuenta que el consumo promedio mensual actual de la ciudad de Bogotá corresponde a 25 metros cúbicos mes por cliente. Lo ante